RIEGO TECNIFICADO CON ENERGÍA EÓLICA EN EL NORTE DE CHILE · en particular: un sistema de bombeo...

UNIVERSIDAD DE CHILEFACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICASDEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

RIEGO TECNIFICADO CON ENERGÍA EÓLICA EN EL

MEMORIA PARA INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA

MANUEL ALEJANDRO NAVAS MUÑOZ

RODRIGO PALMA BEHNKE

MIEMBROS DE LA COMISIÓN:

DANIEL VARGAS

UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICASDEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

RIEGO TECNIFICADO CON ENERGÍA EÓLICA EN EL NORTE DE CHILE

MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA

MANUEL ALEJANDRO NAVAS MUÑOZ

PROFESOR GUÍA: RODRIGO PALMA BEHNKE

MIEMBROS DE LA COMISIÓN:

LUIS VARGAS DIAZ DANIEL VARGAS NÚÑEZ

SANTIAGO DE CHILE NOVIEMBRE 2008

FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

RIEGO TECNIFICADO CON ENERGÍA EÓLICA EN EL

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RESUMEN DE LA MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA POR: MANUEL NAVAS M. FECHA: 17 DE NOVIEMBRE DEL 2008 PROF. GUÍA: RODRIGO PALMA B.

RIEGO TECNIFICADO CON ENERGÍA EÓLICA EN EL NORTE DE CHILE

El presente trabajo consiste en la definición de un sistema de bombeo de agua mediante el uso de energía eólica en la Región de Coquimbo, a ser implementado como parte de un sistema de riego tecnificado en zonas rurales aisladas. Adicionalmente, se busca comparar esta aplicación con el uso de alternativas a base de energía solar o el habitual uso de motobombas que operan con motores a combustión bencineros.

Se crea una metodología para fijar el proceder que permite abordar apropiadamente el problema, desde la fase de estudio de la demanda, hasta la evaluación de costos de inversión y operación. En base al procedimiento propuesto, se fijan los puntos donde se implementa el sistema: Los Choros y La Cebada, ambas localidades costeras de la región. Se establecen las demandas locales y se estudian las alternativas posibles, para establecer tres tipos de sistemas que permiten cumplir con lo requerido, eligiéndose una configuración en particular: un sistema de bombeo directo sin acumuladores.

Para dimensionar apropiadamente el sistema, se implementa un algoritmo basado en Visual Basic y operable desde Microsoft Excel, que permite simular el desempeño de múltiples sistemas de bombeo basados en distintas combinaciones de aerogenerador, torre y electrobomba en un escenario determinado, durante el período que se estime conveniente. El programa cuenta con una base de datos referente a consideraciones técnicas de los dispositivos involucrados, además de información de precios y costos de operación, con los cuales se origina un reporte que permite elegir la configuración más apropiada.

Una vez definido el sistema eólico, se lleva a cabo el dimensionamiento de sistemas equivalentes basados en energía solar y motobombas para realizar una comparación y determinar la alternativa más adecuada en cada escenario.

Las configuraciones eólicas ofrecidas satisfacen adecuadamente los requerimientos locales. Sin embargo, dada la disponibilidad del mercado local y la magnitud de irradiación solar en la región, la alternativa fotovoltaica resulta más atractiva en ambos escenarios.

Entre las tareas que pueden complementar el desarrollo de este trabajo es posible citar: la modelación de los sistemas basados en acumuladores y su adición al programa, facilitar la actualización de la base de datos, y refinar las cotizaciones.

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Índice RESUMEN DE LA MEMORIA ............................................................................ 1

Índice ................................................................................................................. 2

Índice de Figuras ................................................................................................ 5

Índice de Tablas ................................................................................................. 7

Introducción ....................................................................................................... 8

1.1. Motivación ........................................................................................................ 8

1.2. Alcance ............................................................................................................ 11

1.3. Objetivos Generales ......................................................................................... 12

1.4. Objetivos Específicos ....................................................................................... 12

1.5. Plan de Trabajo ................................................................................................ 14

1.6. Metodología .................................................................................................... 15

1.6.1. Elección de Puntos ......................................................................................................... 15

1.6.2. Análisis de la demanda ................................................................................................... 16

1.6.3. Estudio Local de Viento .................................................................................................. 17

1.6.4. Estudio de Mercado ....................................................................................................... 17

1.6.5. Diseño Teórico del Sistema ............................................................................................ 18

1.6.6. Evaluación ...................................................................................................................... 19

1.6.7. Resultados ...................................................................................................................... 20

1.7. Estructura del Documento................................................................................ 20

Base técnica ..................................................................................................... 22

2.1. Elementos típicos de un sistema de bombeo .................................................... 22

2.2. Dispositivos eléctricos de un sistema de bombeo ............................................. 22

2.2.1. Tipos de molino de viento .............................................................................................. 22

2.2.2. Generadores ................................................................................................................... 24

2.2.2.1. Generador de corriente continua ........................................................................... 24

2.2.2.2. Generador asincrónico o de inducción ................................................................... 27

2.2.2.3. Generador sincrónico (separado de la red) ............................................................ 29

2.2.3. Adaptación y Control ...................................................................................................... 30

2.2.3.1. Dispositivos básicos de electrónica de potencia .................................................... 31

3

2.2.3.2. MPPT ...................................................................................................................... 38

2.2.3.3. Acumuladores ......................................................................................................... 41

2.2.4. Electrobombas ............................................................................................................... 44

2.3. Consideraciones teóricas relacionadas al estudio del viento .............................. 47

2.3.1. Distribución de Weibull .................................................................................................. 47

2.3.2. Potencia eólica disponible y aprovechable .................................................................... 49

2.3.3. El concepto de rugosidad ............................................................................................... 50

2.3.4. Variación del viento con la altura ................................................................................... 50

Definición del sistema ...................................................................................... 52

3.1. Características del recurso eólico local .............................................................. 52

3.2. Definición de puntos de estudio ....................................................................... 55

3.3. Estudio de mercado ......................................................................................... 58

3.4. Sistemas de bombeo propuestos y definición ................................................... 60

3.4.1. Configuración 1: Motor de inducción con acumuladores .............................................. 61

3.4.2. Configuración 2: Motor sin escobillas con uso de acumuladores .................................. 62

3.4.3. Configuración 3: Motor sin escobillas, sin uso de acumuladores .................................. 63

3.4.4. Selección de configuración ............................................................................................. 64

Herramienta y Simulación ................................................................................ 66

4.1. Dimensionamiento del sistema ........................................................................ 66

4.1.1. Análisis de la Demanda .................................................................................................. 66

4.2. Características del software implementado ...................................................... 68

4.2.1. Datos de Entrada ............................................................................................................ 69

4.2.2. Base de datos ................................................................................................................. 71

4.2.3. Salida .............................................................................................................................. 74

4.2.4. Detalle del algoritmo ...................................................................................................... 75

4.3. Pruebas en sitios propuestos ............................................................................ 78

4.3.1. Cebada Costa .................................................................................................................. 78

4.3.2. Los Choros ...................................................................................................................... 82

Análisis económico ........................................................................................... 86

5.1. Evaluación ....................................................................................................... 86

5.1.1. Costos y anualidad para sistemas simulados ................................................................. 87

5.2. Costo específico de los sistemas pre-seleccionados ........................................... 89

5.3. Comparación con otras energías ....................................................................... 91

5.3.1. Sistema de bombeo convencional (Bencina) ................................................................. 91

5.3.2. Sistema de bombeo renovable (solar) ........................................................................... 93

5.3.3. Resumen de costos específicos ...................................................................................... 95

Conclusiones .................................................................................................... 96

4

6.1. Resultados y comentarios ................................................................................ 96

6.2. Detalle del sistema final ................................................................................... 99

6.2.1. Cebada Costa .................................................................................................................. 99

6.2.2. Los Choros ...................................................................................................................... 99

6.2.3. Elementos Comunes ....................................................................................................... 99

6.3. Conclusiones ................................................................................................. 100

Demanda de agua .......................................................................................... 102

Sistema de riego ............................................................................................ 105

Altura manométrica ....................................................................................... 107

Método de Anualidades ................................................................................. 109

Dimensionamiento Fotovoltaico ..................................................................... 111

Referencias .................................................................................................... 114

5

Índice de Figuras Figura 1: Diagrama de Bloques ........................................................................................................................ 14

Figura 2: Configuración típica........................................................................................................................... 22

Figura 3 [15]: Tipos de Molinos ........................................................................................................................ 23

Figura 4[16]: Esquema generador C.C. ............................................................................................................. 25

Figura 5 [16]: Voltaje obtenido en colector de una y dos delgas ...................................................................... 25

Figura 6 [16]: a) rotor tipo jaula de ardilla b) rotor bobinado ......................................................................... 27

Figura 7 [16]: a) inducción de corrientes en rotor b) estator de 2 pares de polos .......................................... 27

Figura 8 [16]: Deslizamiento y operación de una máquina de inducción ......................................................... 29

Figura 9: Rectificador trifásico de onda completa ............................................................................................ 31

Figura 10: Entrada y voltaje en la carga del rectificador .................................................................................. 31

Figura 11 [16]: Esquema del rectificador a base de SCR y Filtro LC .................................................................. 32

Figura 12 [16]: Capacidades de distintos dispositivos de potencia .................................................................. 35

Figura 13 [11]: Estructura general de un recortador de bajada ....................................................................... 36

Figura 14 [11]: Comportamiento en el tiempo de recortador de bajada ......................................................... 36

Figura 15 [11]: Estructura general de un recortador de subida ....................................................................... 37

Figura 16 [11]: Comportamiento en el tiempo de recortador de subida .......................................................... 37

Figura 17 [17]: Característica IV y Potencia de Salida típicas de un Panel FV .................................................. 38

Figura 18 [17]: Efecto del MPPT en una configuración FV ............................................................................... 40

Figura 19 [17]: Esquema de una batería común............................................................................................... 41

Figura 20: Característica Altura (H) / Caudal (Q/día) para ambas tecnologías de bomba .............................. 45

Figura 21 [18]: Bombas basadas en motores de corriente alterna .................................................................. 46

Figura 22 [18]: Bombas basadas en motores de corriente continua ................................................................ 47

Figura 23: Estadísticas Generales de Punta de Vaca ........................................................................................ 53

Figura 24: Función de distribución de probabilidades ...................................................................................... 54

Figura 25: Selección de puntos en Cuarta Región ............................................................................................. 56

Figura 26: Puntos definitivos ............................................................................................................................ 57

Figura 27 [19]: ARE110: área barrida 10,2 [m²], 135 KWH al mes a 8 mph (estimado), US$ 11.500 ............... 58

Figura 28 [19]:Bergey XL1: área barrida 4,9 [m²], 55 KWH al mes a 8 mph (estimado), US$ 2.590 ................ 59

Figura 29 [19]: Kestrel 800: área barrida 3,6 [m²], 40 KWH al mes a 8 mph (estimado), US$ 1.995 ............... 59

Figura 30 [19] : Whisper 200: área barrida 5,9 [m²], 60 KWH al mes a 8 mph (estimado), US$ 2.995 ............ 60

Figura 31: Sistema basado en una electrobomba con motor de inducción ...................................................... 61

Figura 32: Sistema basado en una electrobomba de corriente continua con acumuladores ........................... 62

Figura 33: Sistema basado en una electrobomba de corriente continua sin acumuladores ............................ 63

Figura 34: Estructura base de la herramienta de preselección ........................................................................ 68

Figura 35: Ejemplo de entrada de datos ........................................................................................................... 69

Figura 36: Ejemplo de historial de viento ......................................................................................................... 71

Figura 37: Característica caudal/potencia de la bomba Grundfos SQ-Flex 0.6-2 ............................................. 72

6

Figura 38: Base de datos de generadores ........................................................................................................ 73

Figura 39: Ejemplo de despliegue de resultados (extracto) .............................................................................. 74

Figura 40: Diagrama de Flujo ........................................................................................................................... 77

Figura 41: Parámetros de entrada para Cebada Costa .................................................................................... 78

Figura 42: Resultados para Cebada Costa (extracto) ....................................................................................... 79

Figura 43: Resultados para Cebada Costa (energías) ....................................................................................... 80

Figura 44: Resultados para Cebada Costa (Detalles de Falla) .......................................................................... 81

Figura 45: Parámetros de entrada para Los Choros ......................................................................................... 82

Figura 46: Resultados para Los Choros (extracto) ............................................................................................ 83

Figura 47: Resultados para Los Choros (energías) ............................................................................................ 84

Figura 48: Resultados para Los Choros (detalles de falla) ................................................................................ 85

Figura 49 [18]: Motobomba Honda WB20X ..................................................................................................... 91

Figura 50: Disposición general de elementos ................................................................................................... 99

Figura 51: Evolución anual de evapotranspiración en Los Choros.................................................................. 102

Figura 52 [14]: Esquema de distribución de cintas y un micro-aspersor ........................................................ 106

Figura 53: Esquema del bombeo .................................................................................................................... 107

Figura 54: Flujo de caja en sistema de anualidades ....................................................................................... 109

Figura 55: Balance Energético FV ................................................................................................................... 111

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Índice de Tablas Tabla 1: Cartera de proyectos que involucran ERNC en el norte del país ......................................................... 10

Tabla 2: Comparación HAWT /VAWT (Ventajas) .............................................................................................. 23

Tabla 3: Comparación HAWT /VAWT (Desventajas) ........................................................................................ 24

Tabla 4: Niveles de rugosidad ........................................................................................................................... 50

Tabla 5: Datos de viento disponibles en la IV Región ....................................................................................... 53

Tabla 6: Potencia esperada en Lengua de Vaca con Bergey XL ........................................................................ 55

Tabla 7: Datos de Viento Disponibles en la 4ta Región .................................................................................... 56

Tabla 8: Clasificación por Tipo de Cultivo en el Norte de Chile (Fuente: INE) ................................................... 67

Tabla 9: Cultivos Típicos y Demanda Estimada ................................................................................................ 67

Tabla 10: Aerogeneradores base ...................................................................................................................... 72

Tabla 11: Costos asociados a generadores y bombas ...................................................................................... 87

Tabla 12: Costos asociados a torres ................................................................................................................. 88

Tabla 13: Costos asociados a elementos fijos................................................................................................... 89

Tabla 14: Resumen de resultados para Cebada Costa ..................................................................................... 90

Tabla 15: Resumen de resultados para Los Choros .......................................................................................... 90

Tabla 16: Evaluación de sistema basado en Motobomba a bencina ............................................................... 92

Tabla 17: Datos de radiación global para La Serena y Ovalle .......................................................................... 93

Tabla 18: Costos de opción fotovoltaica para ambos casos ............................................................................. 94

Tabla 19: Resumen final de costos específicos ................................................................................................. 95

Tabla 20: Resumen de resultados para Cebada Costa ..................................................................................... 96

Tabla 21: Resumen de resultados para Los Choros .......................................................................................... 97

Tabla 22: Datos de evapotranspiración para Los Choros ............................................................................... 103

Tabla 23: Cultivos típicos y demanda estimada ............................................................................................. 103

Tabla 24: Estimación del valor de K ................................................................................................................ 113

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Capítulo 1

Introducción

En este capitulo introductorio se explicitan las motivaciones que impulsaron el desarrollo de este trabajo, así como sus alcances, objetivos, y plan de trabajo.

1.1. Motivación

En la actualidad, el nivel de avance que ha experimentado la tecnología permite la existencia de numerosos dispositivos que funcionan a base de electricidad, los cuales están profundamente ligados a la calidad de vida de los habitantes de una población. Asimismo, la industria se ha beneficiado por estos desarrollos, implementando herramientas eléctricas en sus sistemas productivos. El crecimiento de la población, su deseo por mejorar su estándar de vida, y la constante necesidad del sector productivo de generar nuevos proyectos, han provocado en los últimos años un aumento sostenido en la demanda energética.

Este aumento en la demanda y la consecuente alza del precio de los combustibles fósiles y su lento aunque inevitable agotamiento, ha motivado (entre otros sectores) al sector generador a considerar fuentes alternativas para la obtención de energía, como son las energías renovables no convencionales (ERNC). El desarrollo de este tipo de energías ha sido impulsado por diferentes sectores a nivel global, tanto a nivel privado como público. En parte, han sido los efectos derivados del uso de combustibles fósiles, centrales nucleares, y grandes centrales hidroeléctricas los que han contribuido al aumento en investigación y uso de estas fuentes de energía.

En Chile, uno de los campos en los que se ha identificado una aplicación favorable de las ERNC corresponde a viviendas rurales aisladas y localidades se encuentran fuera de la cobertura de las redes de distribución eléctrica.

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La Comisión Nacional de Energía (CNE), a través del proyecto CHI/00/G32 “Remoción de Barreras para la Electrificación con Energías Renovables”, financiado por el Fondo para el Medio Ambiente Mundial (GEF, por sus siglas en inglés), e implementado por el Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), ha estudiado, desarrollado, e implementado diversas alternativas para el abastecimiento energético de viviendas rurales aisladas, mediante la utilización de ERNC.

Como parte de los objetivos del proyecto CHI/00/G32, se encuentra el impulso a la utilización de ERNC en sistemas productivos de “micro-escala”, cuyo fin es satisfacer necesidades básicas de alimentación, suministro de agua de riego y potable, e incluso suministro de gas (en el caso del uso de BioGas).

Al momento de estudiar la posible implementación de soluciones energéticas rurales basadas en ENRC, existen diversos obstáculos que complican estas iniciativas: falta de cartera de proyectos oficial de electrificación rural usando ERNC, ausencia de normalización y certificación para los equipos y sistemas empleados, desconocimiento de las ERNC, escasez de capacitación en el tema, altos costos de inversión, dificultades propias de la medición del recurso eólico, o las economías de escala propias de las ERNC.

A pesar de estas barreras a las que se ven enfrentados los proyectos que involucran el uso de energías renovables, existen diversas iniciativas en distintos grados de avance en las regiones del norte del país. En la tabla 1 se muestra el grado de avance de algunos proyectos llevados a cabo en el contexto del Programa CHI/00/G32.

Una de las regiones del país donde este tipo de proyectos ha tenido gran repercusión es la región de Coquimbo, donde existen en la actualidad alrededor de 4000 viviendas que se abastecen de energía eléctrica a través de sistemas fotovoltaicos individuales. Estas implementaciones tienen gran valor para la comunidad, considerando que esta región presenta uno de los más altos índices de pobreza rural a nivel nacional, y que la región ha enfrentado importantes sequías en los últimos años. Siguiendo esta dirección, durante el primer semestre de este año se han ejecutado proyectos demostrativos de bombeo empleando sistemas fotovoltaicos, la cual se emplea en el riego de pequeños terrenos de cultiva mediante sistemas de riego tecnificado. Este tipo de implementaciones apunta a terminar con la dependencia en los combustibles fósiles en la extracción de agua, teniendo efectos positivos locales para los beneficiarios directos del proyecto, y globales derivados de la disminución de emisiones de CO2.

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Proyectos Desarrollados en el Norte de Chile (GEF-PNUD-CNE)

Región Comuna Tipo de

proyecto* Localidades involucradas

Viviendas beneficiadas

Situación

I

Arica Híbrido Valle Chaca 25 Prefactibilidad

Camarones FV Camarones 50 Prefactibilidad

Camarones MCH Esquiña e Illapata 42 Prefactibilidad

Camiña Híbrido Nama 28 Prefactibilidad

Iquique Híbrido Caleta San Marcos 70 Prefactibilidad

Huara Híbrido Achacahua 19 En Ejecución

II

Calama Híbrido Cupo 11 Prefactibilidad

Ollagüe Híbrido Ollagüe 80 Prefactibilidad

Ollagüe FV Ollagüe 18 Proyecto

San Pedro Híbrido Camar 10 Proyecto

Loa FV Loa 60 Proyecto

Tocopilla FV Tocopilla 11 Proyecto

San Pedro de Atacama MCH Socaire, Talabre y Río Grande 121 Ejecutado

III

Huasco Híbrido Carrizal Bajo 100 Prefactibilidad

Chañaral Híbrido Pan de Azúcar 20 Prefactibilidad

Regional FV Regional 441 Proyecto

IV

La Serena Híbrido Almirante Latorre 70 Prefactibilidad

La Higuera Híbrido Los Morros 42 Prefactibilidad

Regional FV Escuelas y Postas 55 Proyecto

Regional FV Viviendas y establecimientos rurales 3064 En ejecución

Regional FV Mejoramiento sistemas existentes 1500 Prefactibilidad

* Híbrido = Proyectos que involucran una combinación de sistemas fotovoltaicos y grupos electrógenos diesel

FV = Proyectos que consideran la implementación de sistemas fotovoltaicos

MCH = Proyectos que se basan en mini-centrales hidráulicas

Tabla 1: Cartera de proyectos que involucran ERNC en el norte del país

Al momento de considerar el uso de fuentes de ERNC en el abastecimiento de emprendimientos productivos en la Región de Coquimbo, la energía solar aparece de inmediato como una de las fuentes más atractivas, dada la magnitud de irradiación solar por unidad de superficie que esta zona presenta. Sin embargo, en algunos sectores costeros, se cuenta con un importante potencial eólico, por lo que resulta interesante el análisis del uso de esta alternativa para poder establecer una comparación con la opción fotovoltaica. Para este análisis, el proyecto CHI/00/G32 cuenta con registros de viento para varios puntos de la Región de Coquimbo, los cuales ofrecen un buen punto de partida para determinar potenciales puntos de estudio.

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En particular, este trabajo abarca el tema del bombeo de agua para riego tecnificado, con aplicaciones auxiliares como el agua para animales o el consumo domiciliario. Este tipo de aplicaciones es de gran impacto en lugares con disponibilidad de agua y suelos fértiles en los cuales la única limitación para su explotación es el problema del riego.

Estos sistemas de riego contemplan en general un sistema de bombeo, un estanque de acumulación opcional y un sistema de distribución. Este sistema distributivo del agua depende de la disposición del terreno a irrigar, del flujo de agua requerido, de las distancias a cubrir, etc. La aplicación de un estanque de acumulación esta condicionada a las características del sistema de bombeo: si este funciona de forma intermitente o condicionada, es conveniente el uso de un estanque para disponer de presión constante de agua independiente de las condiciones de entrada. Esta situación es propia de sistemas con bombeo solar, donde la intensidad de radiación recibida varía con el día o condiciones atmosféricas, y también de sistemas eólicos con flujos de viento irregulares.

La elección de la mejor solución para cada situación se debe realizar de forma particular, de acuerdo a las necesidades de riego de cada sitio y del potencial solar y eólico disponible localmente. En el caso de los proyectos piloto de la 4ta Región, dada la abundante disponibilidad de energía solar en la zona, se optó por proyectar un sistema basado en energía solar. Sin embargo, en algunos sectores de la región, el recurso eólico tiene una magnitud importante, lo que motiva a indagar sobre los costos de un sistema semejante, basado en la energía del viento.

1.2. Alcance

El ámbito de este trabajo comprende la definición de un sistema de extracción de agua en base a energía eólica, en base a equipos disponibles en el mercado, que satisfaga las necesidades de pequeños agricultores de la zona rural de la Cuarta Región.

Se busca establecer el costo específico de bombeo para el sistema determinado, de modo de poder comparar esta solución eólica en términos de costos con la solución basada en bombeo diesel, que es la opción predominante en estos escenarios, y con la opción fotovoltaica, que recientemente se está implementando en la zona.

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El trabajo ayuda a dimensionar sistemas de bombeo eólico, y permite asistir en la elección de la tecnología más apropiada para un escenario determinado.

Esta memoria define el sistema de bombeo en base a una configuración en particular. No se descarta que otras configuraciones puedan ofrecer una mejor solución económica, y son tocadas sólo en términos generales. Este trabajo abre una posibilidad importante de mejora al considerar a fondo otras configuraciones.

Por otro lado, el algoritmo empleado para los cálculos de caudal diario o energía es susceptible de ser sensiblemente mejorado, ya que puede no estar rigurosamente optimizado desde un punto de vista de programación.

1.3. Objetivos Generales

La meta global de este proyecto es determinar el costo específico de un sistema de bombeo para riego tecnificado menor (micro riego) que involucre energía eólica, y de este modo contribuir en la detección de escenarios en los cuales este tipo de tecnologías ofrece ventajas frente a otras alternativas como son los sistemas fotovoltaicos o los sistemas a base de combustible fósil tradicionales. Para cumplir este objetivo, se plantea la formulación y diseño de un sistema de extracción de agua de pozo mediante la utilización de energía eólica a implementar en la Cuarta Región, dada la presencia local de una variada matriz energética. Además, se considera un análisis técnico – económico de la solución propuesta en un horizonte aproximado de 20 años, así como una comparación con las opciones citadas.

1.4. Objetivos Específicos

Con el fin de lograr los objetivos planteados, se concretarán las siguientes actividades:

1. Elección de los puntos de estudio y análisis, con su debida justificación, considerando la existencia de agua, suelos cultivables, condiciones de viento local y la posibilidad práctica de realizar una comparación con la opción fotovoltaica.

2. Identificación de las necesidades del modelo de comparación, es decir, el análisis de la demanda de agua diaria en base a los cultivos típicos y sus características.

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3. Diseño teórico del sistema a implementar, el cual contempla un análisis del recurso eólico local, la consideración de varias turbinas, la determinación del sistema motor-bomba que cumpla con los requerimientos asociados, definir la robustez y autonomía necesarias para el sistema y el planteamiento de la solución más apropiada técnicamente.

4. Estudio del mercado y análisis económico que permita determinar una implementación práctica optimizada de la solución propuesta, para un horizonte aproximado de 20 años.

5. Definición final y completa del sistema de bombeo eólico en cada punto. Comparación con la alternativa fotovoltaica y el sistema a base de combustible fósil. Comentarios y sugerencias.

De este modo, finalmente se obtiene un diseño completo del sistema de extracción, con sus respectivas memorias de cálculo, las condiciones de su aplicabilidad y restricciones, junto a las conclusiones y recomendaciones de quien emprende este proyecto.

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1.5. Plan de Trabajo

Para cumplir con los objetivos ya citados, se espera concretar las siguientes etapas, graficadas en el siguiente diagrama de bloques:

Elección de

Puntos

Evaluación

Diseño Teórico

del Sistema

Análisis de la

Demanda

Estudio Local de

Viento

Resultados

Existencia de Agua

Suelo Cultivable

Presencia de Viento

Antecedentes de

Proyectos FV cercanos

Requerimientos de CNE

Cultivos Típicos

Evotranspiración

Cubrimiento, Disposición

Datos de Estaciones

Eólicas Locales

Datos del Terreno

Mercado, Disponibilidad

Demanda

Datos Técnicos

Conocimientos Teóricos

Requerimientos y

Definiciones

Información de

Alternativas Solar y Diesel

Eficiencia de Riego

Estacionalidad

Software especializado

Información de

Proveedores

Costos de Instalación,

Operación y

Mantenimiento

Técnicas de Evaluación

Experiencia de

Usuarios

Matriz de

Comparación

Comentarios

Estudio de

Mercado

Resumen de Costos

VAN a 20 años

Criterios No-

Económicos

Figura 1: Diagrama de Bloques

En la etapa de elección de puntos se definen los sitios en los cuales se implementaría el sistema eólico. El análisis de la demanda busca establecer los requerimientos energéticos del sistema. El estudio local de viento permite definir el potencial eólico del lugar, permitiendo efectuar el diseño teórico del sistema a implementar, considerando siempre el aspecto económico, entre otros. Finalmente se define la solución óptima para cada escenario.

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1.6. Metodología

Para conseguir los objetivos planteados se define un plan de acción para cada etapa del proyecto. A continuación se detallan los procedimientos con los cuales se enfrenta el problema:

1.6.1. Elección de Puntos

Para definir los puntos en los cuales se implementa el sistema, es necesario considerar simultáneamente distintos aspectos:

• Existencia de agua: El proyecto se sustenta en la presencia de agua de pozo en el sitio a considerar, por lo tanto esto es esencial. Esta debe estar relativamente cerca al sitio a cultivar, y es deseable que no se encuentre demasiado profunda. La existencia de agua es un tema de relevancia en la región, en particular dada la condición de sequía actual. La presencia de agua en un sector se constata por contacto telefónico con residentes locales u otras fuentes de información.

• Potencial eólico medido: Un punto válido para el estudio debe tener vientos atractivos, ya que éstos representan la fuente de energía primaria para el sistema. Para tener una visión rápida del potencial de la región, se recaban mediciones de viento de al menos un año de datos, recogidos en estaciones eólicas distribuidas en las distintas provincias y se preselecciona sectores donde existe al menos un potencial marginal (al menos 3 [m/s] de velocidad promedio a 10 metros de altura es una medida razonable).

• Recomendaciones de la CNE: Dado que este estudio es encargado por la Comisión, y es ésta quien se beneficiará de sus resultados, es evidente la importancia de su opinión en la elección de puntos.

• Otras consideraciones: Un elemento adicional que puede afectar la elección de puntos es la posibilidad de dimensionar en dichos puntos proyectos de riego de un tamaño semejante a los ya dimensionados para el caso fotovoltaico, de modo que los resultados sean comparables entre sí. La existencia local de pobladores interesados en implementar una solución como la descrita también es deseable.

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1.6.2. Análisis de la demanda

La demanda de agua depende de múltiples factores, como son la cantidad, disposición y tipo de cultivo, el sistema de riego a implementar, el porcentaje de cubrimiento del suelo de los vegetales, la opción de disponer de agua localmente para el consumo de animales, etc.

Para ser rigurosos, se puede diseñar un cultivo completo siguiendo un procedimiento como el siguiente:

• Definición del cultivo: Se define que es lo que se plantará, con que disposición, con un porcentaje de cubrimiento asociado.

• Sistema de riego: Dadas las dimensiones y el tipo de vegetal a plantar, se decide por un sistema de riego adecuado. Se diseña una topología adecuada para cubrir el cultivo, se le asigna una eficiencia al sistema y se estudian las pérdidas de flujo por ductos y conexiones.

• Evapotranspiración: Los vegetales tienen una estadística de evapotranspiración, determinada experimentalmente de forma local, la cual permite establecer el requerimiento de agua que debe ser satisfecho para cada planta. Dada la definición del cultivo, se puede establecer la demanda total de agua al día.

• Presión: Dado el flujo de agua requerido por el cultivo, y las pérdidas asociadas al sistema de riego, se establece el flujo de entrada mínimo al sistema de riego. Para satisfacer este flujo, dado el régimen de riego y las dimensiones del sistema, se puede determinar la presión mínima a la entrada del sistema para satisfacer el peor caso (la planta más lejana en la topología). Esta presión puede proveerse mediante un sistema presurizado o con la disposición de un estanque.

Como se puede apreciar, la determinación de la demanda depende de múltiples factores y requiere de una descripción precisa del cultivo mismo y su sistema de riego. Como se requiere de información muy precisa de cada punto, y como esta etapa no es el principal interés del trabajo, se puede estimar una demanda representativa de estos escenarios mediante la observación de proyectos comparables, de modo que los resultados obtenidos tengan sustento y reflejen lo que ocurriría en una implementación real.

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1.6.3. Estudio Local de Viento

El objetivo de esta etapa es pre visualizar las condiciones de viento existentes en los puntos a estudiar, de modo de tener una idea del potencial eólico de los potenciales puntos objetivo.

Para esto, se manejan las series de tiempo correspondientes a la velocidad del viento en cada punto muestreadas durante al menos un año, de modo que sean medianamente representativas de la situación anual de viento, asumiendo que dicho año es un año “normal”. Estas muestras en general se toman con intervalos de 10 minutos y a dos alturas distintas, ya que de este modo es posible determinar el grado de rugosidad del lugar, esto es, el efecto de la superficie local en el viento.

Un hito importante que se debe concretar en esta etapa es determinar la peor escasez de viento que el sistema pueda enfrentar. Esta contingencia es clave para determinar la robustez del sistema, es decir, con cuantos días sin viento el sistema es aún capaz de cumplir la demanda de agua pedida. Basta con un estudio de las series de tiempo asociadas a la velocidad del viento para establecer el peor caso.

También cabe tomar nota de otros elementos, como son las frecuencia de velocidades muy altas de viento, las cuales gatillan los sistemas de “desenganche” del aerogenerador, por otro lado la frecuencia de dirección de viento, que da cuenta de la importancia del sistema de guía del aerogenerador.

1.6.4. Estudio de Mercado

Esta etapa consiste en recopilar información técnica y económica desde el mercado referente a aerogeneradores, motobombas eléctricas, y sistemas anexos como unidades de control, inversores o baterías. También se acopian datos asociados a obras civiles, como son los costos de instalación de los sistemas, armado de la torre para el aerogenerador o posibles trabajos de refuerzo en los pozos.

Por otro lado, interesa conocer experiencias de usuarios de sistemas probados para conocer sus virtudes y debilidades, elementos que se manifiestan después de años de ser implementados. Esta información ayuda a atribuir confiabilidad, robustez, facilidad de instalación, operación o mantenimiento, datos que no se pueden obtener de forma confiable desde los fabricantes mismos.

Así, las fuentes de información más inmediatas son los fabricantes y proveedores de:

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• Aerogeneradores de dimensiones adecuadas para los requerimientos. Equipos cuyo diámetro de rotor sea del orden de los 2-3 metros.

• Motobombas “pequeñas” que se ajusten al requerimiento de bombeo de agua de pozo. Aunque existen muchas opciones de bombeo en general, los fabricantes tienen diseños enfocados a requerimientos como este.

• Sistemas anexos, como reguladores, inversores, unidades de control y baterías. En algunos casos, los proveedores de generadores o motobombas ofrecen soluciones integrales que incluyen los componentes adicionales necesarios en su esquema. Para los casos en que no se evalúe un “paquete” del mismo proveedor, se requiere datos de los sistemas en particular.

• Torres para montar el aerogenerador, en caso de no estar incluida en otro ítem.

• Artículos y libros relacionados con el tema.

• Otros sistemas de bombeo de las dimensiones del planteado.

Se accede a estas fuentes directamente de forma telefónica, o indirectamente mediante internet.

1.6.5. Diseño Teórico del Sistema

Esta es la etapa más importante del trabajo, ya que su objetivo es definir las mejores soluciones en base a un criterio económico en primer lugar, y opcionalmente a otros tipos de requerimientos, como de confiabilidad/durabilidad, menor inversión inicial, menor mantención requerida o robustez adicional del sistema.

Para llevar a cabo el diseño, se aplicará la siguiente línea general en cada sitio:

• Requerimientos: Gracias a las etapas previas se puede establecer la demanda mínima que a satisfacer por la bomba. Basándose en la altura a la cual está el estanque, en la profundidad del nivel de agua del pozo (tanto estática como dinámica), en las pérdidas de flujo asociadas a la disposición y tipo de ductos entre la bomba y el estanque, es posible determinar la altura total de bombeo y el caudal mínimo diario, los cuales definen el desempeño mínimo de la bomba a instalar.

• Generador: Se fijará un generador base, una máquina disponible en el mercado, de un tamaño aparentemente adecuado, con curvas de potencia/velocidad conocidas junto con todos sus datos técnicos.

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• Viento: Como dato de entrada, se usan datos de viento definidos con anterioridad, representativos de la realidad actual en el punto de estudio.

• Estimación de Potencia: Aplicación de modelos para obtener una estimación de la potencia de salida diaria, y definir un perfil de potencia diario.

• Definir sistema: Dado el perfil diario de potencia, probar las bombas disponibles y definir los sistemas anexos que sean necesarios en cada caso para cumplir, si es posible, con la demanda. Para esto se debe contar con la información técnica de las bombas, así como de los equipos anexos (unidades de control, inversores, baterías). En esta etapa, no se harán consideraciones excluyentes en cuanto a los costos: es posible dimensionar sistemas que sean más atractivos de acuerdo a otros criterios, como robustez, mantenimiento, etc.

• Iterar: Se elije otro perfil de viento, y se vuelve a generar un conjunto de sistemas viables, cuando los hay. Cuando se hayan considerado todos los perfiles disponibles, se cambia el generador. El proceso culmina cuando se hayan considerado todos los generadores.

• Resultados: Resumir los resultados, con comentarios respecto a cada solución, en vías a confeccionar una matriz de comparación que incluya los distintos criterios, así como las alternativas basadas en energía fotovoltaica o las que emplean combustibles fósiles.

1.6.6. Evaluación

Con sistemas que teóricamente cumplen con los requerimientos, es posible establecer criterios para calificar las soluciones encontradas.

Ya definido un set de soluciones viables al problema, es necesario destacar las configuraciones más atractivas de acuerdo al criterio económico por un lado, y a otros criterios como confiabilidad, menor mantención o vida útil.

Para determinar el costo económico de las soluciones, se propone un cálculo empleando el método de anualidades para un proyecto a 20 años aproximadamente, basado en cada configuración y en la información recopilada de los proveedores en cuanto a costos de inversión, instalación, operación y mantenimiento.

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En cuanto a la confiabilidad de los sistemas, esto puede estimarse basándose en el diseño y características constructivas de los componentes, así como en las experiencias de otros usuarios que han implementado sistemas comparables. Con respecto a la mantención o vida útil del sistema, los fabricantes establecen los procedimientos de revisión periódica de los equipos, así como una estimación de la durabilidad de éstos.

1.6.7. Resultados

Se presenta una matriz de comparación que enfrenta las mejores soluciones planteadas considerando los distintos criterios. Se ofrece un detalle completo de las soluciones y de sus estimaciones de costos.

Por otro lado, se incluyen resultados propios de proyectos potenciados mediante energía solar y combustibles fósiles, de modo de establecer una comparación entre sistemas de similar tamaño.

También se consideran comentarios y recomendaciones asociadas a los sistemas de mayor relevancia en la evaluación.

1.7. Estructura del Documento

La estructura de este trabajo se compone de los siguientes capítulos:

• Capítulo 2: Base técnica, el cual cubre conceptos técnicos y teóricos que son de utilidad para comprender el funcionamiento y las características del sistema a implementar. Se divide en las secciones: “Elementos típicos de un sistema de riego” en la cual se caracteriza un sistema de bombeo genérico; “Dispositivos eléctricos”, que da una breve descripción de los dispositivos más comunes en este tipo de configuraciones de bombeo; y “Consideraciones teóricas relacionadas al estudio del viento”, donde se exponen algunos conceptos útiles al estudiar el comportamiento y características del viento.

• Capítulo 3: Definición del sistema, el cual en base a las características del recurso eólico local, de los puntos de estudio determinados y de las opciones del mercado, culmina con la definición de la configuración de bombeo a dimensionar, considerando las alternativas más usuales.

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• Capítulo 4: Herramienta y simulación, sección en la cual se describe el software implementado que permite simular el desempeño de un sistema de bombeo de las características elegidas. Tras especificar los requerimientos que el sistema debe satisfacer, se efectúan simulaciones en dichos puntos, lo que permite definir que sistemas cumplen de mejor manera la demanda de acuerdo a consideraciones económicas. De este modo, es posible preseleccionar sistemas viables para cada punto.

• Capítulo 5: Análisis económico, en donde se detalla una evaluación del proyecto de instalación de los sistemas propuestos, y se muestra una comparación del costo específico de bombeo con otras opciones energéticas.

• Capítulo 6: Definición final, sección en la que se condensan los resultados y se define el sistema propuesto final, junto con comentarios y sugerencias en torno a la solución planteada. Se muestran también las conclusiones finales del trabajo.

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Capítulo 2

Base técnica

2.1. Elementos típicos de un sistema de bombeo

Los sistemas de bombeo como el que se busca implementar constan en general de varios dispositivos que desempeñan un papel particular y esencial en el conjunto. Cada solución en particular usará una combinación determinada que cumple con la demanda de modo satisfactorio, minimizando los recursos empleados. Un sistema típico es el siguiente:

Molino Generador Estanque Electrobomba Adaptación y Control

E. Cinética E. Mecánica E. Eléctrica E. Eléctrica E. Mecánica E. Potencial

Figura 2: Configuración típica

A continuación se ofrece el detalle de los componentes del sistema y las opciones que en cada caso se pueden considerar.

2.2. Dispositivos eléctricos de un sistema de bombeo

2.2.1. Tipos de molino de viento

Para la primera conversión energética, existen en general dos familias de soluciones: las turbinas de viento con eje horizontal (llamadas HAWT1 por sus siglas en inglés), y las turbinas de viento con eje vertical (VAWT):

1 HAWT: Horizontal Axis Wind Turbine

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Southwest Windpower Air Marine X (HAWT) Quiet Revolution QR5 (VAWT)

Figura 3 [15]: Tipos de Molinos

Ambos sistemas tienen cualidades que los fortalecen en distintas situaciones, ya que sus características constructivas son diferentes:

Familias de Turbinas HAWT VAWT

Ventajas

Los álabes están a los costados del centro de gravedad de la turbina, lo que ayuda a la estabilidad.

Pueden ser más fáciles de mantener que las HAWT si las partes móviles están localizadas cerca del suelo.

La capacidad de alterar el ángulo de ataque de los álabes permite extraer el máximo de energía del viento para una hora del día o estación del año.

No necesitan un timón de dirección, lo que reduce costos.

Es posible inclinar el rotor en una tormenta o vientos excesivos para minimizar el daño al sistema (a este mecanismo se le llama Governing System).

En comparación con los HAWT, los álabes ofrecen menor resistencia al avance a bajas y altas presiones.

La posibilidad de ser montados en torres altas les permite acceder a vientos más rápidos en sitios con bajo potencial superficial.

Su baja altura es útil en escenarios donde por ley no se puede montar soluciones en altura.

La razón entre la velocidad del extremo del álabe y la velocidad del viento es menor (Tip Speed Ratio), por lo tanto es menos probable que se rompan.

No requiere girar para enfrentar el viento, por lo tanto es mejor en vientos turbulentos.

Tabla 2: Comparación HAWT /VAWT (Ventajas)

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Desventajas

Estos sistemas son difíciles de operar en vientos turbulentos superficiales.

La mayoría de los VAWT producen energía a sólo un 50% de la eficiencia de un HAWT debido principalmente a la resistencia al avance que sus álabes ofrecen.

Las torres muy altas, así como los álabes muy largos son difíciles de transportar en mar y tierra. El transporte puede llegar a costar un 20% del costo en equipamiento.

En general estos dispositivos requieren ser instalados en suelos planos, no así los HAWT que pueden instalarse en sitios ligeramente inclinados.

Los sistemas a gran altura son difíciles de instalar ya que necesitan grúas costosas y operadores talentosos.

Suelen tener bajo torque de partida, y podrían requerir energía adicional para comenzar a girar.

La altura puede crear oposición local basada en el impacto visual.

Tabla 3: Comparación HAWT /VAWT (Desventajas)

En las tablas anteriores se ofrece una comparación entre ambas familias de molinos, ambas capaces de transformar la energía cinética del viento en energía mecánica. Dependerá de los requerimientos y características de cada escenario la elección de una familia u otra.

2.2.2. Generadores

Existen diversos tipos de dispositivos electromecánicos capaces de transformar la energía mecánica del rotor producida por el molino en energía eléctrica. Son los requerimientos de la carga los que definen la tecnología a utilizar, ya que cada uno posee características particulares, ofreciendo ventajas y desventajas. Estas opciones son:

• Generador de corriente continua

• Generador sincrónico

• Generador asincrónico o de inducción

2.2.2.1. Generador de corriente continua

Este generador basa su funcionamiento en la fuerza electromotriz que se produce en los conductores de una espira que rota en un campo magnético provocado mediante imanes permanentes o electroimanes. Esta espira rota gracias a la acción de una fuerza externa, y produce una tensión de carácter sinusoidal. Para obtener esta tensión, se accede a la espira central mediante escobillas que hacen contacto con ambos terminales de la espira (delgas). Al conmutar el contacto con los terminales durante el giro de la espira, se puede acceder en todo momento a una polaridad en particular de la onda sinusoidal.

Figura

Al aumentar el número de espiras que giran en el campo magnético, y usando conmutación para considerar solo el valor absoluto de la onda original, se obtiene una tensión resultante más parecida a un valor fijo (continuo):

Figura 5 [16]

Los generadores de corriente contincantidad de embobinados dispuestos en hendiduras longitudinales a lo largo de la armadura, estructura compuesta por láminas solidaria al rotor. Cada circuito o espira de la armadura se conecta al “exterior” en el mintensidad de campo magnético, resultando una corriente prácticamente constante.

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Figura 4[16]: Esquema generador C.C.

Al aumentar el número de espiras que giran en el campo magnético, y usando considerar solo el valor absoluto de la onda original, se obtiene una

tensión resultante más parecida a un valor fijo (continuo):

]: Voltaje obtenido en colector de una y dos delgas

Los generadores de corriente continua modernos están compuestos por una gran cantidad de embobinados dispuestos en hendiduras longitudinales a lo largo de la armadura, estructura compuesta por láminas solidaria al rotor. Cada circuito o espira de la armadura se conecta al “exterior” en el momento justo en que dicho circuito se mueve en una alta intensidad de campo magnético, resultando una corriente prácticamente constante.

Al aumentar el número de espiras que giran en el campo magnético, y usando considerar solo el valor absoluto de la onda original, se obtiene una

ua modernos están compuestos por una gran cantidad de embobinados dispuestos en hendiduras longitudinales a lo largo de la armadura, estructura compuesta por láminas solidaria al rotor. Cada circuito o espira de la armadura se

omento justo en que dicho circuito se mueve en una alta intensidad de campo magnético, resultando una corriente prácticamente constante.

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Los circuitos de salida del generador permiten obtener la corriente generada. Sin embargo, así como se induce corriente en estos conductores gracias al campo magnético externo, esta corriente en los conductores de la armadura genera un nuevo campo magnético que interfiere con el existente. Para combatir esta distorsión, en algunos casos se adhieren “interpolos” entre los polos existentes del campo magnético base del estator.

Cuando el campo magnético base del estator se obtiene mediante el uso de un electroimán, es el origen de esta corriente de excitación la que define el tipo de generador:

• Tipo serie: la corriente de excitación y la corriente de armadura es la misma.

• Tipo shunt: la corriente de excitación y la corriente de armadura están en paralelo.

• Tipo combinado: parte de las corrientes están en serie y parte en paralelo.

Dada la componente paralela en la excitación del campo magnético base para las dos últimas configuraciones, en estos casos la amplitud del voltaje de salida es constante para distintas cargas eléctricas. El caso serie tiene la ventaja de suministrar una corriente constante ante variaciones en el voltaje.

Como resumen de las características mas importantes de la máquina de corriente continua se pueden citar:

• Maneja un amplio rango de velocidades de giro posibles

• Permite una gran aceleración o desaceleración, y permite cambios en el sentido de giro del eje

• Posibilidad de freno regenerativo (frenado como generador)

• Posee distintas curvas de torque/velocidad

En comparación con las máquinas de corriente alterna, las máquinas de corriente

continua son mas grandes y pesadas para una potencia dada, requieren una mayor mantención (desgaste de carbones/delgas), y son en general un poco menos confiables.

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2.2.2.2. Generador asincrónico o de inducción

El principio de funcionamiento de esta máquina se basa en un estator compuesto

por bobinas, en general tres bobinas separadas en 120° cada una con respecto al centro, y en un rotor que puede ser un armazón tipo “jaula de ardilla” o de tipo bobinado.

Figura 6 [16]: a) rotor tipo jaula de ardilla b) rotor bobinado

Para explicar el funcionamiento como generador de esta máquina puede ser más sencillo empezar concibiéndola como motor. En este caso, la alimentación del motor es un voltaje trifásico equilibrado al estator (en el caso de 3 bobinas), el cual genera un campo magnético rotatorio al interior del estator. Este campo magnético induce (de ahí el nombre de la máquina) una corriente en las bobinas (en el caso de rotor bobinado), o en circuitos a lo largo de las barras (en el caso del rotor jaula de ardilla). Estas corrientes circulan sólo en el rotor, aunque en el caso del rotor de tipo bobinado se puede acceder a los circuitos del rotor, lo que entrega la valiosa posibilidad de manipular la resistencia de éstos, y en consecuencia la magnitud de la corriente inducida en estos.

Figura 7 [16]: a) inducción de corrientes en rotor b) estator de 2 pares de polos

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Las corrientes inducidas en el rotor originan a su vez un campo magnético propio. La interacción entre el campo magnético del estator y el campo magnético del rotor origina una fuerza magneto-motriz que produce torque en el eje de la máquina (solidario al rotor), lo que origina su movimiento.

Ahora bien, éste es el funcionamiento base como motor de la máquina. Para entender su operación como generador, es útil introducir algunos conceptos adicionales. Sea ωs la velocidad de rotación del campo del estator, ωr la velocidad de de rotación del campo del rotor, y ωm la velocidad mecánica del rotor (y en consecuencia del eje), se cumple que:

mrs ωωω +=

Además de esta relación, una definición útil es el concepto de deslizamiento, el cual permite caracterizar la operación de este tipo de máquinas. Se define como:

s

m

s

ms

s

rSω

ω

ω

ωω

ω

ω−=

−== 1

En su operación como motor, la máquina genera un torque motriz en el eje a partir de la interacción entre los campos magnéticos de rotor y estator, originados por la alimentación trifásica del estator. En este régimen, la velocidad angular del rotor es menor a la velocidad síncrona, lo que da cabida a una velocidad mecánica e implica un deslizamiento S menor que 1. Si una fuente externa aplica torque mecánico en el eje, aumentando su velocidad por sobre la velocidad “síncrona” de giro del estator, entonces el campo magnético del rotor cambia su sentido de giro (se hace negativo), lo cual provoca un flujo de corriente saliendo del estator (operación como generador) y se representa con un deslizamiento negativo. Otra posibilidad es que la velocidad mecánica del rotor sea negativa, lo que se traduce en un deslizamiento mayor a 1 y corresponde a una operación como freno. El siguiente esquema grafica las posibilidades para el deslizamiento y su operación.

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Figura 8 [16]: Deslizamiento y operación de una máquina de inducción

Entre las características más destacables de la máquina de inducción están las siguientes:

• Se usa principalmente como motor

• Es posible controlar su velocidad con electrónica de potencia

• Bajos costos de construcción y mantención

• Tiene la mejor relación potencia/volumen

• Aplicaciones en la generación eólica con control sobre la velocidad del rotor

2.2.2.3. Generador sincrónico (separado de la red)

Este generador es un dispositivo que genera potencia eléctrica en base a la potencia mecánica que se le aplica a su rotor. La palabra síncrono se usa por que la frecuencia de la señal generada está ligada a la velocidad de rotación del eje.

El principio de funcionamiento de esta máquina es el siguiente: se tiene un rotor compuesto por imanes permanentes o un embobinado de campo alimentado con corriente continua, el cual genera un campo magnético. La potencia mecánica aplicada al rotor hace que este rote al interior de un estator compuesto por bobinas, induciendo en estos un conjunto de voltajes trifásicos.

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El estator de esta máquina es muy similar al del generador asíncrono. Sin embargo, el rotor puede estar compuesto por diversas configuraciones: ya sea mediante imanes permanentes, o con un embobinado al que se accede mediante escobillas y anillos rozantes. El usar un electroimán en el rotor permite controlar su alimentación, y por lo tanto la densidad de su flujo magnético, el cual afecta a su vez el voltaje en las bobinas del estator. Dado el desgaste en los contactos, esta configuración requiere mantención periódica, al contrario de lo que sucede al usar imanes permanentes, caso en el cual se evitan dichas mantenciones, aunque sin control de la densidad de flujo magnético generada.

En general los generadores síncronos de imanes permanentes sólo se emplean en generadores mas bien pequeños, ya que en estos casos se usan imanes de neodimio-hierro-boro (NdFeB), los cuales son los imanes permanentes más potentes disponibles en la actualidad, lo que los hace particularmente costosos.

En resumen, las características más relevantes de los generadores síncronos son las siguientes:

• Frecuencia de salida proporcional a velocidad de rotación.

• Requiere poca mantención al usar imanes permanentes.

• En general se rectifica siempre la salida de frecuencia variable.

• Construcción relativamente simple.

Como nota final sobre los generadores, cabe señalar que para aplicaciones del tamaño de este proyecto, en las cuales se manejan potencias relativamente bajas (menores a 3 [kW] aprox.), y en un escenario aislado de la red, en el cual el control de armónicos o de potencia reactiva es menos importante, los generadores síncronos en base a imanes permanentes aparecen como una alternativa común.

2.2.3. Adaptación y Control

Dependiendo de la configuración empleada, existen diversos elementos que permiten adaptar, manejar o almacenar energía de modo de conseguir los objetivos buscados. Podemos dividir estos dispositivos en los siguientes grupos:

• Dispositivos básicos de electrónica de potencia

• Elementos de control basados en electrónica de potencia (MPPT)

• Acumuladores

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2.2.3.1. Dispositivos básicos de electrónica de potencia

En aplicaciones como la que se proyecta, es muy probable que se necesite de elementos de electrónica de potencia para manejar o adaptar la energía eléctrica a los requerimientos del sistema. Estas soluciones están construidas a partir de varios tipos de dispositivos semiconductores, entre los que se puede citar: diodos, tiristores, rectificadores controlados de silicio (SCR), tiristores de interrupción por puerta (GTOs), DIACs, TRIACs, transistores de potencia (PTR) y transistores bipolares de puerta aislada (IGBTs).

A continuación se describen las características generales de algunos elementos de electrónica de potencia que pueden ser de utilidad en el sistema de bombeo eólico: el rectificador trifásico de onda completa, el rectificador-inversor y el recortador.

• Rectificador Trifásico de Onda Completa

Este circuito permite conectar siempre el mayor de 3 voltajes de entrada a la carga y el menor de ellos al otro extremo de la carga:

Figura 9: Rectificador trifásico de onda completa

A continuación se muestra el efecto de esta configuración en una entrada trifásica equilibrada:

Figura 10: Entrada y voltaje en la carga del rectificador

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El voltaje de salida de esta configuración es bastante “plano” al compararlo con otros rectificadores: se tiene un factor de rizado del orden de 4.2%, mientras que un rectificador trifásico de media onda tiene un rizado de 18.3%, uno monofásico de onda completa un 48.2%, y el monofásico de media onda un 121%. La adición de filtros pasa bajos a la salida del rectificador permite aplanar aún más la salida, eliminando a su vez componentes de frecuencia de corriente alterna. Se emplean o condensadores en paralelo para atenuar los cambios en el voltaje, o bobinas en serie para controlar cambios en la corriente.

• Rectificador-Inversor

El rectificador-inversor y el cicloconvertidor son dos dispositivos que permiten el cambio de la frecuencia de una señal. El primero, genera una señal continua con un rectificador y luego genera una señal alterna con la frecuencia deseada a través del inversor. El segundo permite convertir directamente una señal alterna de una frecuencia dada a otra señal alterna con la frecuencia requerida.

Para describir el rectificador-inversor, comenzaremos con el rectificador: tiene una estructura como la expuesta anteriormente, sólo que reemplazando los diodos con SCRs (Silicon Controled Rectifiers). El control del ángulo de disparo de estos dispositivos permite ajustar la magnitud del voltaje continuo en la salida, ofreciendo una posibilidad que con el empleo de diodos no se tiene.

Lamentablemente, el uso de SCRs hace que el voltaje en la carga tenga un mayor contenido de armónicas, por lo que es aún más importante el uso de un filtro en la etapa de salida del rectificador. El uso de un filtro que contemple una inductancia serie seguida de un condensador en paralelo aparece como un buen control de armónicas y variaciones en voltaje y corriente.

Figura 11 [16]: Esquema del rectificador a base de SCR y Filtro LC

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De acuerdo a la técnica de conmutación que utilicen, los inversores se dividen en:

• De “conmutación externa” si la energía requerida para apagar el SCR la suministra un motor o fuente de potencia externa.

• De “autoconmutación”, si los SCRs activos se apagan por medio de energía almacenada en un condensador en el momento en que otro SCR enciende, o basados en GTO o transistores de potencia que no requieren de condensadores de conmutación. Los siguientes tipos de inversor corresponden a este tipo de configuración.

Los inversores de autoconmutación se pueden dividir en tres: inversores de fuente de corriente, inversores de fuente de voltaje, e inversores de modulación de ancho de pulso. Los primeros son más sencillos que los de modulación de ancho de pulso (PWM). Estos últimos requieren circuitos de control más complejos y componentes de conmutación más veloces. A continuación se ofrecen las características más importantes de estos tipos de inversores:

Inversor de fuente de corriente:

• Conexión Rectificador-Inversor mediante un inductor serie de gran tamaño.

• Fuente de Corriente: La corriente entregada es casi constante.

• Alta Impedancia de Salida.

• Voltaje de salida sinusoidal, corriente discreta, conducción de 120°.

• El diseño permite controlar fácilmente las condiciones de sobrecorriente.

• Los cambios en la carga afectan fuertemente a los voltajes de salida.

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Inversor de Fuente de Voltaje:

• Conexión Rectificador-Inversor mediante un inductor serie y un condensador en paralelo.

• Fuente de Voltaje: El voltaje entregado es casi constante.

• Baja Impedancia de Salida.

• Voltaje de salida discreto, conducción de 180°, corriente casi sinusoidal.

• El diseño impide controlar fácilmente las condiciones de sobrecorriente debido al condensador.

• El voltaje de salida experimenta leves variaciones debido al condensador.

Inversor de Modulación de Ancho de Pulso (PWM)

• El ancho del tren de pulsos resultante varía sinusoidalmente con el voltaje de control.

• La frecuencia de la onda de salida es igual a la del voltaje de control de entrada.

• Existen componentes armónicas en la salida.

• Requieren componentes de alta frecuencia y alta potencia (Tiristores GTO, IGBT y/o transistores de potencia).

• Incorporan microcontroladores que manejan el voltaje de control.

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• Recortador (Chopper)

También llamados “conversores DC – DC”, estos dispositivos permiten variar la amplitud del voltaje continuo que se desea suministrar a la carga, ya sea hacia un valor igual o menor (llamado “Chopper Buck” o “de bajada”) o hacia un valor mayor que la entrada (“Chopper Boost” o “de subida”). Esto se logra mediante el manejo de la fracción del tiempo que el voltaje de entrada es aplicado en la salida: el control de disparo de SCRs, tiristores GTO, o transistores de potencia, permite este manejo. Los tiristores GTO y los transistores de potencia tienen la particularidad de ser autoconmutadores, es decir, se pueden apagar con un pulso de corriente negativo en su compuerta. Los SCRs en cambio, una vez que se encienden, no se apagan hasta que se les aplica un voltaje inverso por un corto período. A este proceso de apagar el SCR en un momento determinado se le llama “conmutación forzada”.

Figura 12 [16]: Capacidades de distintos dispositivos de potencia

En la figura 12 se puede ver que los SCRs son los dispositivos que ofrecen mejores prestaciones en el ámbito de baja frecuencia y alta potencia. Por esto, son ampliamente empleados en aplicaciones de potencia como el control de velocidad en corriente continua.

A continuación se muestran los esquemas asociados a un recortador de bajada y a un recortador de subida, respectivamente:

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Figura 13 [11]: Estructura general de un recortador de bajada

El principio de operación de un recortador de bajada es el siguiente: siendo S un SCR, GTO o transistor, cuando el switch S esta cerrado, la inductancia tiene un voltaje Vi – Vo, y su corriente aumenta linealmente, sin existir corriente a través del diodo. Cuando el switch S se abre, el voltaje en la inductancia es, despreciando la caída de tensión en el diodo, -Vo. La corriente en la inductancia decrece con el tiempo. El comportamiento en el tiempo de este sistema es:

Figura 14 [11]: Comportamiento en el tiempo de recortador de bajada

Para el caso del recortador de subida, se tiene el siguiente esquema general:

Figura 15 [11

En este caso también el switch representa a un SCR, GTO o transistor de En caso de ser un SCR, requiere además un circuito que permita apagarlo de forma forzada. El circuito opera de la siguiente manera: cuando el switch S esta cerrado, la inductancia almacena energía. Cuando se abre el switch, la corriente de la indcircular a través del diodo, hacia el condensador y la carga, haciendo que la energía acumulada en la inductancia se traspase al condensador. El siguiente es el comportamiento de las magnitudes en el tiempo:

Figura 16 [11]: Comportamiento en el tiempo de recortador de subida

Se puede apreciar que ambos esquemas logran entregar un voltaje continuo a la salida, ya sea de amplitud menor o mayor a la entrada. Pueden usarse distintos elementos como “Switch”, de acuerdo a la velocidad de conmutación, capacidad autoconmutante o magnitud de potencia manejada. Para el caso de los SCRs, requieren una conmutación forzada, la que en general se logra empleando un condensador ya sea en serie o en paralelo.

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1]: Estructura general de un recortador de subida

En este caso también el switch representa a un SCR, GTO o transistor de En caso de ser un SCR, requiere además un circuito que permita apagarlo de forma forzada. El circuito opera de la siguiente manera: cuando el switch S esta cerrado, la inductancia almacena energía. Cuando se abre el switch, la corriente de la inductancia sólo puede circular a través del diodo, hacia el condensador y la carga, haciendo que la energía acumulada en la inductancia se traspase al condensador. El siguiente es el comportamiento de las magnitudes en el tiempo:

Comportamiento en el tiempo de recortador de subida

Se puede apreciar que ambos esquemas logran entregar un voltaje continuo a la salida, ya sea de amplitud menor o mayor a la entrada. Pueden usarse distintos elementos

rdo a la velocidad de conmutación, capacidad autoconmutante o magnitud de potencia manejada. Para el caso de los SCRs, requieren una conmutación forzada, la que en general se logra empleando un condensador ya sea en serie o en paralelo.


En este caso también el switch representa a un SCR, GTO o transistor de potencia. En caso de ser un SCR, requiere además un circuito que permita apagarlo de forma forzada. El circuito opera de la siguiente manera: cuando el switch S esta cerrado, la inductancia

uctancia sólo puede circular a través del diodo, hacia el condensador y la carga, haciendo que la energía acumulada en la inductancia se traspase al condensador. El siguiente es el comportamiento

Se puede apreciar que ambos esquemas logran entregar un voltaje continuo a la salida, ya sea de amplitud menor o mayor a la entrada. Pueden usarse distintos elementos

rdo a la velocidad de conmutación, capacidad autoconmutante o magnitud de potencia manejada. Para el caso de los SCRs, requieren una conmutación forzada, la que en general se logra empleando un condensador ya sea en serie o en paralelo.

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2.2.3.2. MPPT

Un dispositivo MPPT (del inglés, “Maximum Power Point Tracker”) se utiliza para operar un dispositivo generador en un punto donde la potencia de salida de éste sea máxima. Para entender el funcionamiento de este dispositivo, ilustraremos su operación es su aplicación más común: asociado a un panel fotovoltaico.

Un módulo fotovoltaico recibe los fotones recibidos desde el sol que impactan su superficie y los convierte en electricidad, a un voltaje y corriente característicos. Esta relación voltaje-corriente se puede graficar para formar la llamada característica IV del panel:

Figura 17 [17]: Característica IV y Potencia de Salida típicas de un Panel FV

La línea superior en la figura 17 muestra la relación corriente-voltaje típica de un panel fotovoltaico, para un nivel de luz y temperatura dados. Se puede ver que la corriente de salida es constante antes de llegar a voltajes de salida altos, en este caso alrededor de 16 [V], valor para el cual la corriente cae rápidamente. Este comportamiento es característico de todos los módulos fotovoltaicos en general, aunque cada módulo tendrá su propia característica IV.

También sucede que para la mayoría de los paneles fotovoltaicos de 12 [V], la potencia de salida máxima que es posible obtener ocurre con un voltaje cercano a los 18 [V] (ver figura 17). Este valor para el voltaje en el cual se obtiene la máxima potencia de salida del panel se conoce como punto de máxima potencia o “MPP” por sus siglas en inglés. Entonces para operar de un modo óptimo este panel, debiera funcionar a un voltaje de salida de 18 [V].

Sin embargo, cuando el panel es usado para cargar acumuladores de 12 [V], esta batería fija el voltaje de operación del panel cerca de su propio voltaje nominal (12 [V]).

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Funcionando de este modo, el panel fotovoltaico produce una cantidad de potencia significativamente menor que si estuviese operando en su MPP. Así, sin duda que se puede aumentar la capacidad de carga de la batería por parte del panel si continuara funcionando a un voltaje de 18[V], mientras de todos modos carga la batería a 12[V]. Nota aparte, los inversores que operan sin baterías de por medio tienen un sistema MPPT incluido.

Para ganar la eficiencia del MPPT, los 18[V] del panel deben se convertidos al voltaje menor de la batería. Esto puede lograrse empleando un conversor DC-DC o “Chopper” (ver sección correspondiente), que es la base del MPPT. Este conversor recibe el alto voltaje y baja corriente del panel fotovoltaico y entrega como salida un voltaje mas bajo y una corriente más alta, necesarios para cargar la batería. Como estos dispositivos tienen asociadas eficiencias superiores al 90%, la conversión no tiene asociada pérdidas importantes.

En un sistema de característica IV relativamente fija, como el caso de una fuente de poder, se emplea retroalimentación para fijar el voltaje de salida a un valor fijo. Esto se logra mediante el control de la razón entre el voltaje de entrada y el de salida. En este caso, con un voltaje de entrada de 18[V] y una salida de 12[V], tendríamos una razón de 3:2.

Sin embargo, para cualquier panel fotovoltaico, el MPP no está fijo. Las curvas IV de un panel cambian con la cantidad de luz incidente y con la temperatura del panel. También cambian con cada tipo de panel individual y con cada fabricante. Al cambiar estas curvas para un panel dado, también lo hace el MPP en función de la temperatura y la luz incidente. Por lo tanto, la razón de conversión del conversor DC-DC también debe cambiar para mantener al panel fotovoltaico operando en el MPP.

Un método común para llevar a cabo el seguimiento o “tracking” de este MPP consiste en una aproximación iterativa para encontrar este punto, el cual cambia constantemente. A este método se le conoce como “Algoritmo Sube Colinas”, y opera de la siguiente manera: se puede ver que el MPP coincide con la “cumbre” del grafico de potencia de la figura 17. El MPPT usa un microprocesador para medir la potencia generada por el panel fotovoltaico, y controla la razón de conversión del conversor DC-DC para implementar la siguiente mecánica:

1. Aumenta la razón de conversión del conversor DC-DC; 2. Mide la potencia de salida del panel fotovoltaico; 3. Si la potencia de salida del panel fotovoltaico es mayor que la ultima

medición, entonces está “trepando” en la dirección correcta, por lo tanto repite el proceso.

4. Si por el contrario, la potencia de salida del panel fotovoltaico es menor que la ultima medición, entonces está “bajando” la colina, por lo tanto decrece la razón de conversión e intenta de nuevo.

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Este algoritmo se repite con frecuencias cercanas al segundo, lo cual es suficiente para la mayoría de las aplicaciones. Con objeto de ilustrar que tan útil puede ser un dispositivo como este, en la figura 18 se muestra una comparación de un sistema compuesto por 2 paneles fotovoltaicos de 50 [W], cargando un acumulador de 12 [V] por medio de un circuito MPPT de potencia máxima 200[W], compuesto en líneas generales de un “Chopper Buck” o “de Bajada”, controlado por un microprocesador PIC.

Figura 18 [17]: Efecto del MPPT en una configuración FV

Se puede observar un aumento en la potencia de alrededor de un 20%. Como el MPP cambia con la temperatura y la incidencia de luz, el aumento de potencia que el sistema consigue es también variable. Recordemos que la diferencia de potencia se debe a la diferencia en los voltajes de operación del panel fotovoltaico en comparación con el voltaje de carga de la batería. En la práctica, el MPP baja cuando la temperatura en el panel sube. Por lo tanto, en condiciones de alta temperatura, la diferencia entre el MPP y los 12 [V] de carga de la batería disminuye, y en consecuencia también disminuye el beneficio de emplear el MPPT. Las condiciones que aumentan el voltaje de carga de la batería también reducen el efecto positivo del dispositivo. Otro efecto que hace caer el voltaje entre paneles fotovoltaicos y la batería y que en consecuencia también afecta la utilidad del MPPT es el uso de conductores de gran longitud.

Para el caso de aplicaciones de bombeo eólico, el uso de un sistema MPPT se encarga de ajustar la razón de conversión de los voltajes de modo de mantenerse en el MPP asociado a la característica del generador empleado, asegurando una máxima eficiencia del sistema. Además, el sistema puede considerar en su algoritmo las limitaciones de corriente máxima admisible por la bomba a emplear. El uso de este sistema permite aumentar la corriente y disminuir el voltaje si la corriente no es suficiente para operar la bomba, o limitar la corriente si se acerca al valor limite nominal.

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2.2.3.3. Acumuladores

Un acumulador es un tipo particular de batería que es capaz de ser recargada eléctricamente después de su descarga hasta alcanzar su condición inicial. Esto se logra conectándolas a un sistema de carga que genera una corriente eléctrica en dirección opuesta a la descarga. En general, sus características más importantes son:

• Buen comportamiento a bajas temperaturas

• Alta densidad de potencia

• Buena aptitud para descargas de alta intensidad

La estructura básica de un acumulador se puede observar en la estructura de una batería convencional para auto:

Figura 19 [17]: Esquema de una batería común

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Los acumuladores tienen los siguientes componentes básicos:

• Electrodos: suelen ser placas compuestas por una rejilla, que hace de soporte metálico y conductor eléctrico de la corriente generada, y el material activo, que suele prepararse en forma de pasta. La rejilla debe tener buena conductividad eléctrica, elevada resistencia mecánica y resistencia a la corrosión, mientras que el material activo se elije considerando que ofrezca una elevada tensión, sea de fácil fabricación y bajo costo, tenga una reacción electroquímica eficaz y bajo peso, entre otros. El electrodo negativo, o ánodo, es el que experimenta oxidación, y entrega electrones al circuito exterior. El electrodo positivo, o cátodo, manifiesta reducción, y acepta electrones desde el circuito externo.

• Electrolito: Se trata de un conductor iónico que permite la transferencia de electrones en el circuito interior por medio del intercambio de iones entre ánodo y cátodo. Suele usarse como electrolito una solución acuosa de un ácido, una base, o sales. En general, se busca que el electrolito tenga los siguientes atributos: estabilidad térmica, alta conductividad iónica, bajo efecto corrosivo en electrodos, bajo nivel de impurezas, y bajo coste.

• Separadores: Su objetivo es aislar las placas de distinta polaridad, de modo de evitar cortocircuitos al interior de la celda. Sin embargo, debe permitir el flujo de iones a través de el. Para lograr esto, se emplean materiales porosos que resistan las condiciones agresivas del medio interno. Estos materiales en general poseen una buena resistencia mecánica, resistencia a la oxidación, gran poder aislante manteniendo una porosidad y permeabilidad adecuadas.

• Elemento: Esta formado por dos conjuntos de placas de diferente polaridad, en la cual se alternan placas positivas y negativas, aisladas por separadores. Las placas de una polaridad dada se unen eléctricamente por medio de tiras de conexión o “puentes de enlace”. Al conjunto conformado por un elemento, el electrolito, recipiente, tapa, tapones y conexiones se le llama “celda”. Para la confección de los bloques y tapas, se usan materiales como el polipropileno, el cual ofrece una elevada resistencia mecánica y química, una buena característica dieléctrica, buena resistencia térmica y es un material moldeable.

Entre los acumuladores tradicionales podemos citar al acumulador de plomo-ácido, muy conocida dada su aplicación en automóviles. Por otro lado tenemos los acumuladores alcalinos a base de un electrodo positivo de óxido de níquel (Ni-Cd, Ni-Fe, Ni-Zn), entre los que destaca por su difusión el de níquel-cadmio.

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Para aplicaciones como la que se busca implementar, en general se opta por acumuladores de 6 volts de plomo-ácido de ciclo profundo. Estos acumuladores se conectan en combinaciones serie y/o paralelo para producir los sistemas de 12, 24 o 48 volt con los que se desea trabajar.

Aunque es posible emplear baterías comunes de automóvil en un sistema como el que se busca, éstos acumuladores no están diseñados para descargas profundas, sino para ser capaces de entregar mucha corriente de un a sola vez de modo de permitir la partida de un vehículo. Lo que se necesita en este caso es un acumulador que pueda entregar su carga por largos periodos de tiempo.

Existen acumuladores fabricados específicamente para sistemas que emplean energía renovable. Estas baterías están construidas con placas gruesas que pueden tolerar descargas mas profundas y frecuentes que los acumuladores estándar. Como resultado, tienen mayores expectativas de vida: pueden funcionar correctamente de 7 a 15 años.

En general, la vida útil de un sistema de acumuladores depende de que tan seguido es sometido a descargas profundas y a que tan bien mantenido se encuentra. Un acumulador típico soporta de 750 a 1000 descargas profundas antes de requerir un reemplazo. Por otro lado, si los niveles de ácido en el acumulador no se mantienen periódicamente mediante la adición de agua destilada, se puede esperar una importante disminución en su vida útil.

Aunque en la mayoría de los casos lo que se usa son acumuladores de plomo-ácido, existen otras alternativas. Los acumuladores de níquel-cadmio o níquel-hierro son una opción valida. Pueden ser descargadas en forma profunda en muchas más ocasiones que los de plomo-ácido, y por lo tanto tienen una mayor vida útil. Lamentablemente, no guardan tanta energía como los de plomo-ácido, y son mucho más costosos, además de tener una menor disponibilidad.

Existe otro tipo de acumulador que puede ser útil en escenarios específicos: las baterías selladas, o también conocidas como acumuladores de electrolito cautivo. Estas no tienen tapas para rellenar, ni liberan gases explosivos o tóxicos como los acumuladores de plomo-ácido. Sólo tienen una válvula de alivio de presión que se rompe si la batería se sobrecarga de forma accidental.

Actualmente existen dos tipos de baterías selladas: las con fibra de vidrio absorbente y las basadas en gel. Las primeras tienen enmallados de fibra entre las placas de plomo, las cuales inmovilizan el ácido. Además, la estructura porosa de la malla crea pequeños bolsillos que capturan los gases de hidrogeno y oxigeno producidos por el acumulador durante la carga. Estos gases se combinan en estos depósitos, formando agua.

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En el caso de las baterías de gel, las placas de plomo están separadas por cavidades, al igual que las baterías de plomo-ácido convencionales, con la diferencia que el electrolito se encuentra en un estado gel, y no líquido. Esta condición del electrolito se logra mediante la adición de una pequeña cantidad de gel de sílice.

Estas baterías selladas son totalmente libres de mantención, ya que no requieren ser rellenadas con agua destilada o ser equilibradas. Esto por cierto ahorra mucho tiempo y las hace una buena opción para ser usadas en ubicaciones remotas donde se hace difícil la mantención periódica. Además, suelen cargar más rápido, son más tolerantes a las bajas temperaturas y no derraman si por accidente se rompe su contenedor.

Sin embargo, las baterías selladas son mucho más costosas que las baterías de plomo-ácido, y en general son capaces de almacenar menos energía, además de tener una menor vida útil. Puede concluirse sobre estos acumuladores que se deben considerar como una opción válida en casos donde es impracticable una mantención periódica.

2.2.4. Electrobombas

Existen variados diseños de electrobombas, los cuales se ajustan a distintas necesidades y escenarios. A modo de ejemplo, en general el mundo conectado a la red de distribución usa energía alterna, y es usual el uso de bombas de corriente alterna, las cuales en general se basan en motores de inducción. Sin embargo en sistemas aislados con acumuladores, es posible encontrar otras tecnologías de bombeo, como son las bombas impulsadas por motores de corriente continua.

Así, en aplicaciones de bombeo como la que se busca implementar, las opciones más usadas son, ya sea una bomba basada en un motor de inducción, y sea trifásica o monofásica, o una bomba basada en un motor de corriente continua, del tipo sin escobillas, con rotor de imanes permanentes.

En cuanto a su tecnología mecánica, en general existen dos opciones: las bombas de rotor helicoidal, cuyo diseño las hace más apropiadas para escenarios en los que se requiere alcanzar altas alturas con flujos pequeños; y las bombas centrífugas, utilizadas en situaciones de menor altura de bombeo pero que requieren mayor caudal. La figura 20 muestra los rangos de desempeño de ambas tecnologías.

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Figura 20: Característica Altura (H) / Caudal (Q/día) para ambas tecnologías de bomba

En general, las bombas basadas en motores de inducción en corriente alterna son comunes, de bajo costo en comparación con las bombas que emplean motores de corriente continua, y son confiables. Sin embargo, requieren de una gran potencia en la partida, antes de alcanzar su velocidad “nominal”. Esta corriente de partida puede ser del orden de diez veces superior al valor nominal, por lo tanto para emplear una bomba de este tipo es necesario emplear un inversor capaz de manejar esta corriente.

Sobre los inversores, estos existen en dos tipos principales: los basados en “switching”, que son eficientes y económicos, capaces de operar con potencias de hasta 1500 [W], lo cual debiera ser suficiente para manejar una bomba de inducción pequeña. Lamentablemente, en general este tipo de inversores no puede manejar la corriente de partida. El otro tipo común de inversores son los basados en transformadores, los cuales pueden manejar altas corrientes de partida. En términos generales, un motor de inducción para bomba de ½ [HP] necesita de un inversor de unos 2000 [W] para funcionar de forma confiable.

En términos de eficiencia, un inversor puede alimentar una bomba con motor de inducción con una perdida de potencia de un 10%. Por otro lado, estas bombas pueden ser bastante ineficientes, ya que son diseñadas para tener un bajo costo de inversión y tienen altos consumos energéticos. Un valor típico para la eficiencia en este tipo de bombas es del orden de un 30%.

Por otro lado, las bombas de corriente continua que se han creado para aplicaciones con energías renovables tienen eficiencias del orden de un 50%. Además, al no emplear un inversor, logran hacer el bombeo con la mitad de la energía.

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Algunos factores que pueden ser útiles para decidir que bomba emplear son:

• La disponibilidad local de bombas de corriente continua.

• Considerar la razón costo/beneficio de la eficiencia. Mientras más agua se necesite, y mas escaso sea el recurso energético que se maneje, se hace más importante tener un sistema de alta eficiencia.

• ¿Es necesario adquirir un inversor costoso para satisfacer una opción en corriente alterna?

A continuación algunos ejemplos de bombas, tanto basadas en motor de corriente alterna como en motor de corriente continua:

DAB K 35/40 M Bomba centrífuga de inducción bi-turbina Potencia: 1 [HP] Caudal máximo: 91.6 [l/min] Tensión: 220 [V] Altura máxima de succión: 7 [m] Protección contra sobrecorriente Fabricada en Italia

Pedrollo 1HP Bomba centrífuga de inducción monoturbina Potencia: 1 [HP] Caudal máximo: 110 [l/min] Tensión: 220 [V] Corriente nominal: 1,9 [A] Altura manométrica máxima: 50 [m] Protección contra sobrecorriente Fabricada en Italia

Figura 21 [18]: Bombas basadas en motores de corriente alterna

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Shurflo 9300 Bomba sumergible de desplazamiento positivo, de 3 etapas, a base de un motor de corriente continua de imanes permanentes Caudal máximo: 91.6 [l/min] Tensión: 24 [VDC] Corriente Máxima: 4[A] Altura máxima de subida: 70 [m] Inmersión máxima: 30 [m] Protección contra bombeo en seco Fabricada en U.S.A.

Grundfos SQ-Flex 5A-6 Bomba sumergible de desplazamiento positivo, de 6 etapas, a base de un motor de corriente continua de imanes permanentes Caudal máximo: 7.4 [m3/hora] Tensión: 30-300 [VDC] Corriente máxima: 7 [A] Altura manométrica máxima: 30 [m] Protección contra bombeo en seco Protección contra voltajes fuera de rango MPPT Integrado Fabricada en Dinamarca

Figura 22 [18]: Bombas basadas en motores de corriente continua

2.3. Consideraciones teóricas relacionadas al estudio del viento

Existen algunos conceptos relacionados con la caracterización del viento y su potencial que son de gran utilidad. A continuación se detallan elementos prácticos, como son la distribución de Weibull; la Ley de Betz y la energía aprovechable del viento; el concepto de rugosidad; y el efecto de la altura en la velocidad del viento.

2.3.1. Distribución de Weibull

Esta expresión analítica es muy empleada para ilustrar el perfil de velocidades en un escenario dado. Su forma general es:

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�� · �� · � · ��

Donde:

• P(v) es la probabilidad de que el viento tenga una velocidad v.

• C se conoce como factor de escala, se mide en metros por segundo, y su valor suele ser cercano a la velocidad media.

• K es el factor adimensional de forma.

La distribución de Rayleigh se puede obtener a partir de la distribución de Weibull al hacer k=2.

Dentro de las propiedades del viento que esta distribución permite analizar, en función de los parámetros c y k, destacan las siguientes:

• Probabilidad de que existan velocidades del viento mayores a una velocidad determinada, vx:

��

• Probabilidad de que existan velocidades del viento comprendidas entre dos límites de interés, vx, vy.:

��

• La velocidad media de la distribución:

�� Г �1 ! 1�

• La desviación estándar de la distribución:

"# � �# $Г �1 ! 2� � Г# �1 ! 1�&

• La velocidad media cúbica:

��' � �'Г �1 ! 3� • El factor de potencia eólica, FPE, el cual está dado por:

49

)�* � Г �1 ! 3��Г' �1 ! 1��

• El índice de variabilidad, que se obtiene mediante la expresión:

+� � "�� ,Г �1 ! 2��Г �1 ! 1�� 1

2.3.2. Potencia eólica disponible y aprovechable

Una masa de aire m, que se desplaza a una velocidad v, tiene una energía cinética asociada igual a

*� � 12-�#

Considerando una densidad del aire ρ constante, y un flujo de aire a través de una

superficie φ=vA, con A el área de la superficie, se cumple que la potencia eólica disponible

en una sección de área perpendicular corresponde al flujo de energía cinética:

�. � 12/�#�0 � 12/0�'

Se puede ver que la potencia disponible Pd es directamente proporcional a la densidad ρ, al área perpendicular enfrentada al rotor A, y al cubo de la velocidad. Sin embargo, debido a la ley de conservación de la masa, no es posible aprovechar toda la energía disponible en el viento. Por otro lado, existen factores adicionales a considerar, como son las pérdidas mecánicas en la transmisión y la eficiencia eléctrica del generador.

En el año 1927, Betz obtuvo el valor límite para el coeficiente de potencia a partir de la aplicación de la ecuación de cantidad de movimiento. Su resultado teórico muestra que sólo puede extraerse como máximo un 59.25% de la energía cinética que contiene una masa de aire en movimiento. Eso, considerando algunas limitaciones, como que no considera efectos viscosos del fluido o que no se tiene en cuenta el número de palas del generador. Sin embargo, esto permite obtener resultados globales a partir de pocos parámetros, lo que ofrece información útil y práctica.

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2.3.3. El concepto de rugosidad

La rugosidad de una superficie se determina en base al tamaño y distribución de los elementos de rugosidad que contiene, y se evalúa mediante un parámetro denominado “longitud de rugosidad”, el cual representa la altura a la cual la velocidad media del viento es cero, considerando una variación logarítmica del viento con la altura. Sea h la altura, S la sección de cara al viento de los elementos de rugosidad, y A el área horizontal media correspondiente a cada obstáculo, se tiene la siguiente relación para la rugosidad Z0:

12 � 3420

Esta expresión entrega valores razonables cuando A >> S, pero si A es del orden de S, el valor obtenido para Z0 es muy grande. Este escenario es propio de ciudades o bosques, sitios en donde los elementos de rugosidad están muy juntos.

A continuación se muestran valores típicos de rugosidad para diversos escenarios:

Zo [m] Terreno

1 Ciudad o bosque

0.5 Suburbios

0.3 Cinturones verdes

0.2 Arbolado abundante

0.1 Campo

0.05 Campo abierto

0.03 Campo sin construcciones ni arboles

0.01 Pistas de aeropuertos, Hierba cortada

0.005 Terreno descubierto

0.001 Superficies nevadas

0.0003 Superficies de arena

0.0001 Superficie acuática Tabla 4: Niveles de rugosidad

2.3.4. Variación del viento con la altura

La rugosidad de la superficie hace disminuir la velocidad del viento a baja altura. Así, la velocidad del viento suele aumentar con la altura.

Normalmente los datos de viento se obtienen a una altura estándar de 10 metros. Como en general los rotores de los aerogeneradores se ubican a alturas superiores, se hace necesario extrapolar los datos a la altura deseada.

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Si se manejan registros de velocidad de viento correspondientes a dos alturas, es posible determinar la rugosidad local que explica la diferencia entre las velocidades mediante la relación:

5 � 0� �6�6��7 · 0# ��7�6��7

donde A1 es la altura 1, A2 es la altura 2, V1 es la velocidad del viento a la altura 1 y V2 es la velocidad del viento a la altura 2.

Con la rugosidad r determinada, es posible emplear un método simple para extrapolar la velocidad a otra altura. Asumiendo que la velocidad del viento varía logarítmicamente con la altura (de acuerdo a observaciones prácticas), se cumple la siguiente expresión:

�� # ln �0� 5⁄ �ln �0� 5⁄ �

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Capítulo 3

Definición del sistema

3.1. Características del recurso eólico local

La región destaca por los altos niveles de radiación solar que le son característicos. La radiación solar diaria promedio2 es de 4.258 [Kcal/m2], lo cual la ubica como una de las zonas de mayor potencial fotovoltaico del mundo. Estas condiciones tan favorables permiten señalar inmediatamente a la energía solar como el candidato inmediato a la hora de diseñar proyectos aislados de la red (ver tabla 2.6). Estas óptimas condiciones para la energía solar se dan con mayor frecuencia hacia el interior de la región, donde las condiciones atmosféricas costeras no tienen mayor efecto.

En cuanto al recurso eólico, existen múltiples estaciones de monitoreo instaladas en la región, con lo cual es posible conocer las características del recurso en diversas ubicaciones (ver tabla 2.5). En general, los datos se obtienen por medio de anemómetros a dos alturas diferentes, en general 10 y 20 [m], con lo cual se obtiene información como la velocidad promedio, la desviación estándar, la rugosidad del terreno, valores máximos y mínimos, así como la dirección del viento. Esta información se recopila con dispositivos de una calidad aceptable, con errores del orden del 5%, lo que no permite diseñar proyectos de gran escala, pero es suficiente para conocer el potencial de la zona y dimensionar proyectos de menor tamaño.

2 De acuerdo al “Archivo Solarimétrico Nacional” elaborado por la Universidad Técnica Federico

Santa María.

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Estaciones de Monitoreo Disponibles

Sector Meses

Muestreados Vel. Promedio a 10 mts. (en m/s)

Vel. Promedio a 20 mts. (en m/s)

Densidad de Potencia a 50 mts. (en W/m²)

Clase de Potencia

Almirante Latorre 13,6 3,46 - 116 1

Carrizalillo 12,6 4,19 4,42 133 1

Cerro Juan Pérez 18,0 4,31 - 222 2

Cebada Costa 18,0 5,17 5,61 460 4

Lengua de Vaca 13,4 5,87 6,28 679 6

Llano Chocolate 18,0 2,66 - 76 1

Loma del Hueso 13,3 5,45 6,22 409 4

Los Choros 18,0 3,77 4,12 156 1

Los Morros 15,0 - 2,40 44 1

Tabla 5: Datos de viento disponibles en la IV Región

Como se aprecia en la tabla 2.5, se dispone de información eólica actualizada en variados puntos de la IV región. Destacan por su aparente potencial eólico Cebada Costa, Loma del Hueso, y Lengua de Vaca. La “Clase de Potencia” que aparece ilustrada representa un rango de densidad de potencia media promedio, o de velocidad promedio equivalente a la altura especificada sobre el suelo. En general, las áreas con una Clase de Potencia (Wind Power Class) de 3 o superior corresponden a puntos aptos para la mayoría de las aplicaciones eólicas típicas, mientras que en áreas de clase 2 se está en una situación marginal. Las zonas de clase 1 en general no son aptas para las aplicaciones eólicas.

Para tener una evaluación rápida que permita obtener datos referenciales sobre un punto de estudio, se emplea el software “Windographer”, el cual en base a los datos “crudos” recopilados por un recopilador de datos interpreta y calcula estadísticas útiles para evaluar el potencial eólico del punto en cuestión.

Figura 23: Estadísticas Generales de Punta de Vaca

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Entre la información que el programa genera, destaca el perfil de viento promedio anual (en la figura 18, abajo a la izquierda), el perfil de viento promedio diario (a la derecha), y la rosa de viento con sus frecuencias (arriba derecha). Otros datos de interés son la densidad de potencia estimada a 50 metros de altura, y la estimación de la rugosidad del terreno.

La distribución de probabilidades Weibull permite representar este tipo de situaciones mediante el ajuste de sus parámetros de forma y de escala. El valor del parámetro de escala en estos casos suele asemejarse al valor de la velocidad media del viento. Esta representación es útil para caracterizar perfiles de viento, ya que permite visualizar la distribución probabilística de las velocidades, apreciándose que tan probables son los vientos de alta velocidad, los cuales tienen asociados una mayor energía producible.

A continuación se muestra la distribución de probabilidades del caso particular de Punta de Vaca:

Figura 24: Función de distribución de probabilidades

Por otro lado, el software integra un módulo que permite ingresar la curva de potencia de un generador, y así obtener una estimación de la potencia generable bajo dicho régimen de vientos. A continuación en la tabla 5 se muestran algunos resultados de probar esta condición de viento con una turbina pequeña de 1 [kW] de potencia máxima.

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Se puede apreciar como la potencia media esperable es del orden de los 368[W], aunque hay que notar la alta desviación estándar de los resultados obtenidos.

Year Month Records Recovery Mean Min Max Std. Dev.

Rate (%) (kW) (kW) (kW) (kW)

2006 Sep 609 100 0.2978 0 1.228 0.3578

2006 Oct 4,464 100 0.4265 0 1.229 0.4398

2006 Nov 4,32 100 0.4564 0 1.229 0.4531

2006 Dec 4,464 100 0.4458 0 1.229 0.4524

2007 Jan 4,464 100 0.3978 0 1.229 0.4349

2007 Feb 4,032 100 0.3383 0 1.229 0.4078

2007 Mar 4,464 100 0.2874 0 1.229 0.3785

2007 Apr 4,32 100 0.2660 0 1.229 0.3785

2007 May 4,464 100 0.2596 0 1.229 0.3696

2007 Jun 4,32 100 0.2412 0 1.229 0.3475

2007 Jul 4,464 100 0.4106 0 1.229 0.4263

2007 Aug 4,464 100 0.4480 0 1.229 0.4400

2007 Sep 4,32 100 0.4152 0 1.229 0.4400

2007 Oct 4,464 100 0.4171 0 1.229 0.4415

2007 Nov 1,104 100 0.3058 0 1.229 0.3985

All data 58,737 100 0.3685 0 1.229 0.4237 Tabla 6: Potencia esperada en Lengua de Vaca con Bergey XL

3.2. Definición de puntos de estudio

En un principio se pensó en tomar dos puntos representativos de la situación eólica en la cuarta región: un punto situado al interior, y otro en la zona costera. Así, preliminarmente se consideró el caso de Los Morros, lugar con mediciones eólicas y fotovoltaicas, y con un asentamiento susceptible de ser beneficiado. Con respecto al otro sitio, dado el potencial costero en la región, aparecía como ubicable preferentemente en alguna zona del litoral comprendido entre Punta Lengua de Vaca y Cebada, al norte del parque eólico Canela (ver fig. 20). En la figura, aparecen como “soles” los sitios con proyectos comparables en base a energía fotovoltaica conocidos, e indicados con “banderas” los puntos de los que se tiene mediciones de viento en la zona. Las zonas demarcadas muestran las ubicaciones en las que preliminarmente se definirían ambos puntos de estudio.

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Figura 25: Selección de puntos en Cuarta Región

El siguiente recuadro muestra las velocidades de viento promedio en la región, dados los datos recabados desde estaciones disponibles:

Estaciones de Monitoreo Disponibles

Sector Meses

Muestreados Vel. Promedio a 10 mts. (en m/s)

Vel. Promedio a 20 mts. (en m/s)

Almirante Latorre 13,6 3,46 -

Carrizalillo 12,6 4,19 4,42

Cerro Juan Perez 18,0 4,31 -

Cebada Costa 18,0 5,17 5,61

Lengua de Vaca 13,4 5,87 6,28

Llano Chocolate 18,0 2,66 -

Loma del Hueso 13,3 5,45 6,22

Los Choros 18,0 3,77 4,12

Los Morros 15,0 - 2,40

Tabla 7: Datos de Viento Disponibles en la 4ta Región

57

Como se puede apreciar en la tabla 6, Los Morros no tiene un gran potencial eólico, razón que fuerza a desechar esta ubicación. En cuanto al otro punto, proyectado inicialmente en la costa, se ve favorecido con buenas condiciones de viento entre Lengua de Vaca y Cebada. Teniendo en cuenta otras consideraciones como presencia de agua y la presencia de agricultura local, se decide finalmente que Cebada es un buen lugar para el proyecto. Aunque Lengua de Vaca parece tener mejores vientos, se trata de un lugar árido y desolado donde no resulta práctico dimensionar una aplicación como esta. Por otro lado, se decide cambiar el punto al interior presupuestado en Los Morros por otro punto costero, menos favorecido que el caso de Cebada, pero que también tiene agua y se presenta como viable: se trata de Los Choros, en el litoral costero en el norte de la región. Así, los puntos a considerar son Cebada y Los Choros.

Figura 26: Puntos definitivos

58

3.3. Estudio de mercado

Se ha recopilado información desde sitios de proveedores de aerogeneradores adecuados para el estudio, así como artículos y libros publicados relacionados con energía renovable. En particular, variados artículos en revistas del área se han mostrado muy enriquecedores. Para citar algunos artículos y libros, se tienen:

• Renewable Energy Handbook, New Society Publishers 2005, William H. Kemp

• The Homeowner's Guide to Renewable Energy, New Society Publishers 2006, Dan Chiras

• Choosing a Home-Sized Wind Generator, Home Power #90 9/2002, Mick Sagrillo

• Wind Turbine Buyer’s Guide, Home Power #119 6/2007, Mick Sagrillo, Ian Woofenden

Por otro lado, ha sido posible recopilar información técnica y de costos relacionada con generadores como los siguientes:

Figura 27 [19]: ARE110: área barrida 10,2 [m²], 135 KWH al mes a 8 mph (estimado), US$ 11.500

59

Figura 28 [19]:Bergey XL1: área barrida 4,9 [m²], 55 KWH al mes a 8 mph (estimado), US$ 2.590

Figura 29 [19]: Kestrel 800: área barrida 3,6 [m²], 40 KWH al mes a 8 mph (estimado), US$ 1.995

60

Figura 30 [19] : Whisper 200: área barrida 5,9 [m²], 60 KWH al mes a 8 mph (estimado), US$ 2.995

3.4. Sistemas de bombeo propuestos y definición

Se ofrece una esquematización resumida de algunas configuraciones típicas. Aunque todas aparecen como una posible solución para el requerimiento, cada una tiene ventajas y desventajas que permiten inclinarse hacia una alternativa u otra dependiendo de la necesidad particular que se enfrenta. Así, se argumenta la decisión de adoptar un sistema específico.

A continuación se describen algunas configuraciones típicas con las que se puede dimensionar una solución para el problema:

61

3.4.1. Configuración 1: Motor de inducción con acumuladores

Esta configuración se basa en el empleo de una electrobomba centrífuga pequeña, accionada por un motor de inducción. Este tipo de bombas son muy comunes, de bajo costo, compactas, silenciosas y de un alto rendimiento.

Molino Generador Estanque Electrobomba Inducción

Control de Carga

Acumuladores Control de Alimentación

Inversor

Figura 31: Sistema basado en una electrobomba con motor de inducción

La energía se obtiene del viento a partir de un generador, el cual corresponde a una máquina síncrona de imanes permanentes. La salida del generador de frecuencia variable, producto de la variación de la velocidad del viento, es transformada en una señal continua por medio de un rectificador incluido con el generador. Esta señal continua permite cargar el banco de acumuladores por medio de una unidad controladora, la cual evita la sobrecarga de las baterías, enviando los excedentes de generación a una carga de disipación.

El control de alimentación, basándose en el nivel de carga de los acumuladores, del nivel del estanque, y de una estrategia de control, envía la potencia almacenada en las baterías a la bomba, previo paso por un inversor que permite generar la señal alterna necesaria por la máquina de inducción. Finalmente el estanque almacena el agua bombeada.

Ventajas

• La bomba escogida es de bajo costo;

• El uso de acumuladores permite almacenar energía adicional a la inmediatamente necesaria para satisfacer la demanda de agua diaria;

• Una estrategia de control apropiada permite operar la bomba en su punto de máximo rendimiento;

• Las baterías ofrecen un respaldo energético adicional al tanque de acumulación.

62

Desventajas

• El equipo inversor debe manejar la corriente de partida del motor. Puede ser un dispositivo costoso, y tiene asociada una pérdida de potencia entre un 5% y 15%;

• El uso de acumuladores requiere de mantención y eventuales reemplazos: la vida útil de un acumulador de descarga profunda es de entre 750 a 1000 ciclos;

• Empleo de múltiples dispositivos. El uso de variados elementos aumenta la probabilidad de fallas en el sistema.

3.4.2. Configuración 2: Motor sin escobillas con uso de acumuladores

Este esquema contempla el uso de una electrobomba sumergible que opera con un motor trifásico de imanes permanentes, el cual no requiere mantención periódica e integra un sistema basado en electrónica de potencia que permite maximizar la eficiencia del sistema (MPPT: Maximum Power Point Tracking). Esta bomba es muy robusta y admite alimentación en corriente continua, aunque tiene un alto costo.

Molino Generador Estanque Electrobomba C. Continua

Control de Carga

Acumuladores Control de Alimentación

Figura 32: Sistema basado en una electrobomba de corriente continua con acumuladores

Este sistema, considera un motor con electrónica integrada capaz de recibir corriente continua, lo que le permite entregar la energía acumulada directamente a la electrobomba, sin la necesidad de un inversor externo. La disponibilidad de baterías permite diseñar un sistema de control que permita operar la bomba maximizando la razón caudal/potencia, y por otro lado permite almacenar la energía producida por el generador cuando ésta no permite operar la electrobomba, o cuando el estanque se encuentra a completa capacidad.

Ventajas

• Sistema muy flexible, permite desarrollar estrategias de control optimizadas;

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• Óptimo aprovechamiento de la energía;

• Larga vida útil de la electrobomba ;

• Las baterías ofrecen un respaldo energético adicional al tanque de acumulación.

Desventajas

• El uso de acumuladores requiere de mantención y eventuales reemplazos: la vida útil de un acumulador de descarga profunda es de entre 750 a 1000 ciclos;

• La electrobomba de corriente continua sin escobillas tiene un costo elevado en comparación a la bomba basada en motor de inducción;

• Empleo de múltiples dispositivos. El uso de variados elementos aumenta la

probabilidad de fallas en el sistema.

3.4.3. Configuración 3: Motor sin escobillas, sin uso de acumuladores

Esquemáticamente esta configuración es similar a la descrita en el punto 3.4.2, la diferencia entre ambas es que en este caso el sistema no cuenta con acumuladores/baterías, de este modo la energía disponible en terminales del generador es utilizada instantáneamente por la bomba. Es importante indicar que mediante el generador y la bomba en este caso también están presentes el sistema de seguimiento para máxima transferencia de potencia, y el sistema de control.

Molino Generador Estanque Electrobomba C. Continua Unidad de

Control

Figura 33: Sistema basado en una electrobomba de corriente continua sin acumuladores

El caudal de agua bombeado depende de la potencia que es suministrada a la bomba, a su vez esta (la bomba) trabaja en un rango limitado de potencias, como la potencia del generador (variable pues depende de la velocidad del viento) es suministrada “directamente” a la electrobomba, el caudal de agua bombeado también será variable.

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El sistema no puede hacer uso de la energía producida por el generador si esta se encuentra fuera del rango de operación de la electrobomba o si el estanque se encuentra lleno. Sin embargo, es un sistema simple, robusto, confiable y requiere un menor número mantenciones periódicas.

Ventajas

• Sistema simple, confiable y de baja o nula mantención;

• Evita la inversión en baterías y su unidad de carga;

• Larga vida útil de la electrobomba ;

• Se aprovecha al máximo la capacidad MPPT incluida en la electrobomba.

Desventajas

• Al no contar con acumuladores, la energía que es insuficiente para operar la bomba se deshecha. Tampoco se puede almacenar la energía producida cuando el estanque ya está a su máxima capacidad;

• No se puede hacer funcionar la bomba en un punto de operación en particular;

• El único respaldo del sistema es el estanque de acumulación de agua.

3.4.4. Selección de configuración

Como se puede apreciar, cada sistema posee virtudes y defectos. Las tres configuraciones propuestas permiten dimensionar soluciones que permiten satisfacer los requerimientos de cada punto de estudio. Sin embargo, es posible que para determinados escenarios sea más conveniente privilegiar una configuración por sobre otra, dependiendo de los criterios de selección o la necesidad específica de cada caso.

65

Para los proyectos de bombeo de la Región de Coquimbo, en donde se trata de localidades aisladas, cobra particular importancia la autonomía de los sistemas a instalar. De acuerdo a este criterio, la tercera configuración, es decir el caso sin baterías, destaca como la alternativa más simple y robusta, por lo que parece más indicada, a pesar de ser energéticamente menos eficiente al no permitir una acumulación de energía en acumuladores.

Sin embargo, cabe señalar que para un proyecto como el plantado, aún es posible que la solución óptima desde el punto de vista económico se encuentre en una de las otras configuraciones, por ello no es recomendable descartar las opciones basadas ene baterías.

Así, por lo pronto queda fuera de los alcances de este estudio el análisis detallado de las configuraciones con acumuladores, y se ofrece el desarrollo de una herramienta que permite simular el comportamiento de un sistema de bombeo directo. Esta herramienta eses susceptible de ser modificada para una eventual implementación en sistemas con acumuladores.

66

Capítulo 4

Herramienta y Simulación

Con el fin de facilitar el dimensionamiento de los componentes de la solución propuesta, se ha diseñado una herramienta que permite pre-seleccionar disposiciones viables para un escenario dado, y en particular, para las situaciones que competen a este trabajo . Se ofrece una breve descripción de dicha herramienta para ilustrar su propósito y modo de funcionamiento.

4.1. Dimensionamiento del sistema

4.1.1. Análisis de la Demanda

En un comienzo se pensó hacer un estudio riguroso, estableciendo los cultivos precisos a implementar, junto a los sistemas de riego y su topología, para luego considerar los datos de evapotranspiración, pérdidas, y todos los considerandos ya descritos en la topología. Como esto es de relativa complejidad, y el proyecto no pretende diseñar en papel por completo los sistemas de riego en particular, se opta por definir un cultivo típico local, con sistemas de riego promedio y requerimientos de agua representativos del escenario local.

En la Tabla 7 destaca la cuarta región con una superficie cultivada de 151.975 hectáreas, compuestas principalmente por plantas forrajeras (54,45%), frutales (20,89%) y hortalizas (7,50%). En consecuencia, considerar un cultivo con estas proporciones parece sensato. Esto, junto a los proyectos fotovoltaicos implementados (ver Tabla 8), permite definir cultivos típicos, representativos de la realidad de los puntos de estudio.

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Cultivos por Tipo en el Norte de Chile (en hectáreas y porcentaje relativo al total)

Grupos de Cultivo

Región

XV de Arica y Parinacota I de Tarapacá II de Antofagasta III de Atacama IV de Coquimbo

Sup. (ha) Rel. (%) Sup. (ha) Rel. (%) Sup. (ha)

Rel. (%) Sup. (ha) Rel. (%) Sup. (ha) Rel. (%)

Cereales 12 0,18 1.379 40,02 186 7,75 260 1,32 3.058 2,01

Leguminosas y Tubérculos 24 0,36 94 2,72 5 0,19 287 1,46 3.552 2,34

Cultivos Industriales 0 0,00 0 0,00 0 0,01 317 1,61 401 0,26

Hortalizas 3.092 46,25 583 16,92 350 14,60 1.652 8,41 11.399 7,50

Flores 33 0,49 3 0,10 5 0,19 28 0,14 475 0,31

Plantas Forrajeras 1.569 23,48 154 4,48 1.097 45,79 2.271 11,56 82.749 54,45

Frutales 1.828 27,35 393 11,41 152 6,36 13.586 69,15 31.740 20,89

Viñas y Parronales Viníferos 45 0,67 0 0,00 6 0,25 723 3,68 12.227 8,05

Viveros 0 0,00 0 0,00 1 0,03 2 0,01 52 0,03

Semilleros 72 1,07 14 0,40 13 0,56 61 0,31 115 0,08

Plantaciones forestales 11 0,16 825 23,95 582 24,28 462 2,35 6.207 4,08

Total 6.684 100 3.445 100 2.396 100 19.648 100 151.975 100

Tabla 8: Clasificación por Tipo de Cultivo en el Norte de Chile (Fuente: INE)

Cultivos Típicos y Demanda Estimada

Requerimiento Localidad

El Huacho El Divisadero llta Maitencillo Yerba Loca

Cultivos

Ají, 2500 m² Hortalizas, 200 m² Hortalizas, 100 m² 15 Duraznos Hortalizas

35 Duraznos 70 Duraznos Alfalfa, 500 m² Alfalfa, 2000 m² Duraznos

- 20 Nogales 20 Nogales 15 Olivos Naranjos

Animales - 80 Animales 80 Animales - 60 Animales

Uso Doméstico 0,2 m³/dia 0,4 m³/dia 0,1 m³/dia - 0,2 m³/día

Total Estimado 10 m³/día 10 m³/día 8 m³/día 15 m³/día 8 m³/día

Tabla 9: Cultivos Típicos y Demanda Estimada

En cada caso la demanda es muy particular, ya que se trata de soluciones locales, y por lo tanto cambian en cada punto. Aún así, se puede estar hablando de una demanda promedio del orden de los 10 [m³/día].

Para definir la altura total de bombeo del sistema, es necesario establecer un sistema de conexiones “tipo”, asociado a una profundidad de pozo y una altura de estanque supuesta y representativa. Para fijar estos parámetros, se puede considerar el caso de los otros proyectos, en los cuales las alturas totales de bombeo oscilan entre los 13,5 y 29,5 [m], con un promedio de 22 [m] aproximadamente. Este es un valor representativo para la altura total de bombeo, y comprende la profundidad del pozo, su nivel dinámico, los ductos y sus pérdidas, y la altura del propio estanque.

4.2. Características del software i

Para el diseño y dimensionamiento de sistemas de bombeo de agua utilizando energía eólica se ha desarrollado una herramienta que permite analizar distintas configuraciones, considerando un sistema de bombeo directo, es decir, sin acumuladores.

La herramienta desarrollada,simular el comportamiento de la configuración elegida en un determinado escenario. Dicha configuración está compuesta por los siguientes elementos: aerogenerador, rectificador, unidad de control, electrobomba y sensor de nivel para el estanque.

Para la simulación, el programa consta de una base de datos interna, una entrada de datos, y una hoja de resultados. A continuación se ofrece un esquema de la estructura general de la herramienta, donde se describen

Figura 34: Estructura base de la herramienta de preselección

En un principio se pensó en diseñar la herramienta empleando el software MatLab, pero dada la universalidad y mayor manejo de Macro en Visual Basic para Excel 2007.

Entrada

•Demanda: Altura y Caudal

•Historial de Viento Anual y Alturas Medidas

•Reserva de Agua

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Características del software implementado

dimensionamiento de sistemas de bombeo de agua utilizando energía eólica se ha desarrollado una herramienta que permite analizar distintas configuraciones, considerando un sistema de bombeo directo, es decir, sin acumuladores.

La herramienta desarrollada, se basa en la aplicación de un método que permite simular el comportamiento de la configuración elegida en un determinado escenario. Dicha configuración está compuesta por los siguientes elementos: aerogenerador, rectificador,

omba y sensor de nivel para el estanque.

Para la simulación, el programa consta de una base de datos interna, una entrada de datos, y una hoja de resultados. A continuación se ofrece un esquema de la estructura

donde se describen además los compontes de cada etapa

Estructura base de la herramienta de preselección

En un principio se pensó en diseñar la herramienta empleando el software MatLab, pero dada la universalidad y mayor manejo de Excel, se implementó en forma de una Macro en Visual Basic para Excel 2007.

Base

•Curvas Pot./Vel. Generadores

•Curvas Caudal/Pot. Bombas

•Costos Estimados

Salida

•Combinaciones Satisfactorias

•Usos de la Reserva

•Costos

•Altura óptima

dimensionamiento de sistemas de bombeo de agua utilizando energía eólica se ha desarrollado una herramienta que permite analizar distintas configuraciones, considerando un sistema de bombeo directo, es decir, sin acumuladores.

se basa en la aplicación de un método que permite simular el comportamiento de la configuración elegida en un determinado escenario. Dicha configuración está compuesta por los siguientes elementos: aerogenerador, rectificador,

Para la simulación, el programa consta de una base de datos interna, una entrada de datos, y una hoja de resultados. A continuación se ofrece un esquema de la estructura

además los compontes de cada etapa:

En un principio se pensó en diseñar la herramienta empleando el software MatLab, Excel, se implementó en forma de una

Combinaciones Satisfactorias

Usos de la Reserva

Costos

Altura óptima

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4.2.1. Datos de Entrada

Un ejemplo del aspecto que el programa ofrece al usuario al momento de entrar los parámetros de entrada es el siguiente:

Figura 35: Ejemplo de entrada de datos

A continuación se describen los parámetros que la herramienta toma desde el usuario para realizar la simulación.

• Altura total de bombeo y caudal diario: Las necesidades de un sistema de bombeo como el dimensionado quedan establecidas fijando la altura total de bombeo (en metros) y el flujo diario requerido (en metros cúbicos diarios). Estos parámetros son característicos de cada implementación, y por lo tanto se pueden manejar como dato de entrada a la simulación. Para este trabajo, en una etapa previa se fijó una altura total de bombeo representativa de 22 metros, y un caudal diario de 10 metros cúbicos.

70

• Volumen del estanque: Dado que se trata de una configuración sin baterías, el estanque es la única reserva del sistema, y por lo tanto define la autonomía del sistema. Se pide especificar su volumen máximo y su nivel inicial de llenado, en metros cúbicos.

• Eficiencia: El usuario debe especificar un valor representativo de la eficiencia de

los equipos a emplear entre los bornes del generador y la bomba. En esta configuración, considera pérdidas de potencia por conducción, pérdidas en el rectificador, y pérdidas en la unidad de control.

• Inicio y término de la simulación: Especifica las filas de datos de la hoja de historial de viento que representan el momento de inicio y término de la simulación.

• Generadores y bombas: Permite definir cuantos aerogeneradores se considerarán de los disponibles en la base de datos interna. También se especifican las bombas a ser probadas con los respectivos generadores.

• Alturas de torre: Cada fabricante de aerogeneradores ofrece kits pre-definidos de torres para instalar la máquina. En este campo se establecen las alturas correspondientes a estas torres. Este dato es clave para re-calcular la velocidad del viento a la altura correspondiente al generador.

• Opciones: Se puede especificar un límite máximo tolerable de días de falla, lo que ayuda a acelerar la simulación al permitir al algoritmo descartar las combinaciones que excedan este valor. Además, se puede decidir si mostrar o no los datos energéticos y el detalle histórico del estanque.

• Historial local de viento: La simulación requiere conocer el historial de viento

local (o cercano) correspondiente al período de tiempo a simular. Estos datos corresponden a medidas de velocidad promedio a intervalos de 10 minutos, tomados a dos alturas distintas conocidas.

El conocer la velocidad a dos alturas permite obtener la rugosidad del terreno local, y así obtener la velocidad a cualquier altura, en particular la altura a la que se instalará el generador. El usuario debe importar a una hoja especificada el historial de viento en el formato usual que lo genera un registrador de datos, y señalar las columnas que corresponden a las velocidades promedio. También se debe especificar la altura a la cual corresponden dichas medidas.

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Figura 36: Ejemplo de historial de viento

Cabe destacar las columnas 3 y 7, correspondientes a la letra “C” y “G”, respectivamente, en las cuales se despliega la velocidad promedio del viento. El registrador de datos usa los canales 1 y 2 para tomar dichos datos (CH1Avg y CH2Avg).

Estos datos de entrada son obligatorios, y cuando se encuentran plenamente especificados se puede dar comienzo a la simulación.

4.2.2. Base de datos

El programa usa para la simulación datos pre-definidos y actualizables correspondientes a los siguientes ítems:

• Relaciones caudal-potencia de bombas: Para este esquema, se han elegido las bombas de la familia “SQFlex” del fabricante “Grundfos”. La firma dispone de siete modelos con un desempeño propio, el cual queda caracterizado en su curva de caudal versus potencia para distintas alturas de bombeo. Los datos fueron ingresados “a mano”, interpolándose los datos para obtener relaciones con una precisión de 1 [Watt]. Dicha interpolación se llevó a cabo empleando el método numérico “Spline cúbico”, implementado en la herramienta en una Macro auxiliar.

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Figura 37: Característica caudal/potencia de la bomba Grundfos SQ-Flex 0.6-2

• Relaciones potencia-velocidad de aerogeneradores: Para la simulación, se han seleccionado ocho aerogeneradores:

Modelo Fabricante Potencia nominal (W) Diámetro de rotor (m) Peso (kg)

Kestrel 800 Kestrel 800 2.1 25

Whisper 100 SWWP* 900 2.1 25

BWC XL.1 Bergey 1000 2.5 34

Whisper 200 SWWP 1000 2.7 35

Kestrel 1000 Kestrel 1000 3 60

SkyStream 3.7 SWWP 1900 3.7 77

Kestrel 3000 Kestrel 3000 3.8 180

Whisper 500 SWWP 3000 4.5 70

*SWWP: Southwest Windpower

Tabla 10: Aerogeneradores base

Las turbinas seleccionadas son consideradas como confiables, con garantías de cinco años, y son apoyadas por compañías de reputación (en el mercado norteamericano). Existen otras turbinas en potencias del orden de 1 [kW] que aún no están listas para la producción pero pueden estar disponibles en el futuro. La base de datos se puede actualizar con el fin de incorporar equipos nuevos.

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Figura 38: Base de datos de generadores

Las curvas potencia-velocidad se han ingresado a la base de datos, y se han interpolado con la misma herramienta usada para las curvas de caudal-potencia, de modo de poder evaluarlas con una precisión de entrada de 0.1 [m/s], que corresponde a la diferencia mínima posible entre mediciones tomadas por el registrador de datos.

• Base de Precios: Una hoja en particular de la planilla almacena los costos de inversión, operación y mantenimiento de los sistemas empleados. También se calcula la anualidad correspondiente a cada ítem. Los valores son en pesos chilenos, basados en un tipo de cambio para el dólar de $512.81, y las anualidades considerando una tasa de interés de 12%

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4.2.3. Salida

El algoritmo ofrece una simulación que entrega como resultado los días de falla que experimentaron los sistemas simulados en el período estipulado, entendiéndose como falla la incapacidad del sistema de abastecer la demanda de agua diaria, considerando el bombeo del día y la reserva de agua disponible. Opcionalmente, es posible obtener un detalle del nivel del estanque al terminar cada día, de modo de visualizar en detalle el desempeño del grupo. También es posible mostrar un resumen energético para cada alternativa, en el cual se muestran:

• La energía total producida por el generador;

• La energía empleada por la bomba;

• La energía que se descarta por estar fuera del rango de operación de la bomba;

• La energía disponible no usada dado que el estanque está lleno;

• La energía asociada a las pérdidas.

Figura 39: Ejemplo de despliegue de resultados (extracto)

El programa entrega la cantidad de días en los cuales no pudo satisfacerse la demanda de agua. Finalmente, el programa ordena los sistemas priorizando en primer lugar el número de fallas del sistema, y en segundo lugar por el costo específico asociado. Para ayudar a la toma de decisión, se destaca el sistema que ofrece el menor costo específico, independiente de su número de fallas, de modo de manejar como referencia la mejor razón desempeño-precio. También se destaca el 2do mejor sistema en cuanto a fallas y menor costo específico, para evaluar si la diferencia en costos justifica esa diferencia de fallas.

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4.2.4. Detalle del algoritmo

El objetivo central del algoritmo es simular el comportamiento de las diversas combinaciones posibles de generadores, bombas y alturas de instalación disponibles, en el escenario definido por la altura manométrica total de bombeo, el caudal diario requerido por el cultivo, y el historial de viento cercano durante el período de simulación.

Para lograr dicho objetivo, el algoritmo lleva a cabo las siguientes tareas:

• Tomar los datos de entrada y asignarlos a variables internas;

• Seleccionar la curva caudal/potencia que satisfaga el requerimiento de altura de bombeo, para todas las bombas a considerar;

• Calcular la rugosidad asociada a cada instante. Aunque en un caso ideal la rugosidad no debiese variar considerablemente, en la práctica si lo hace y por lo tanto no se puede manejar un valor promedio representativo, por lo que se calcula para cada intervalo de 10 minutos;

• En base a la rugosidad, determinar la velocidad del viento a la altura del generador, para cada intervalo;

• Para cada instante de tiempo, asumiendo una velocidad del viento constante para cada intervalo de 10 minutos, se calcula el caudal de agua que un sistema genera, durante un día. Esto se realiza considerando la eficiencia de los dispositivos, las curvas de bomba y generador, y la velocidad del viento determinada previamente;

• Se toma nota de los usos de la potencia disponible en términos energéticos: total generada, útil, fuera de rango de operación, o no utilizada;

• Al finalizar cada día, se lleva a cabo un balance diario, que supone un consumo instantáneo de agua igual a la demanda efectuado en el último lapso de 10 minutos del día. Basado en el nivel de agua del día anterior, se descuenta la demanda, y se agrega el caudal diario obtenido. Se manejan todas las condiciones de borde, y se registran los eventos de falla.

• Se calculan los costos de inversión y los costos específicos de bombeo en base a las opciones seleccionadas y a la base de datos de precios.

76

• Se despliegan en pantalla los resultados obtenidos para el sistema simulado, de acuerdo a las opciones de presentación elegidas en la entrada de datos. Se destacan los sistemas sin fallas en el período, y en caso de representarse la evolución del estanque, también se marcan los días en los que ocurrieron las fallas.

• El ciclo anterior se repite para todos los días, para todo el periodo a simular, considerando todas las combinaciones posibles de generador a cierta altura con las bombas disponibles.

• El algoritmo es capaz de descartar instantáneamente las alternativas que no cumplan con el criterio de cantidad máxima de fallas, de modo de ahorrar tiempo y evitar la simulación completa de soluciones que de antemano no cumplirán el requerimiento.

• Se ordenan los resultados en primer término considerando el número de fallas, y en segundo término tomando en cuenta el costo específico de la solución. Se destaca la opción con menor costo específico, independiente del número de fallas, y también se remarca el sistema que tuvo el segundo número de fallas. Estos, en conjunto con el primer resultado de la lista, llevan a decidir el sistema más apropiado para dicha ubicación.

En la figura 40 se muestra el diagrama de flujo del algoritmo empleado.

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Figura 40: Diagrama de Flujo

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4.3. Pruebas en sitios propuestos

Una vez finalizada la puesta a punto del algoritmo, se hace posible llevar a cabo las simulaciones correspondientes a los puntos de estudio que este trabajo cubre, con los requerimientos locales representativos ya determinados: una demanda de agua diaria de 10 [m3], una altura manométrica de bombeo promedio de 22 [m], y un estanque de agua con una capacidad estimada de 20 [m3], el que al comienzo de la simulación se encuentra lleno.

4.3.1. Cebada Costa

La entrada de datos queda establecida con el ingreso de los datos de viento asociados a Cebada, junto con los parámetros de entrada ya citados en la hoja correspondiente. Con respecto a los datos de viento, se simuló un periodo de 321 días, algo menor al período de un año que se pretende cubrir. Tomar en consideración un año completo en este tipo de estudios es importante ya que de ese modo se incluyen todos los efectos estacionales en la intensidad del viento. El período comprendido entre 07-11-2006 y 20-12-2006 tuvo que ser descartado dado que el registrador de datos no tomó datos para dicho intervalo. De todos modos, la muestra de 321 días es bastante representativa, y el periodo ausente de la simulación se caracteriza por vientos relativamente altos, por lo que la simulación es válida.

Figura 41: Parámetros de entrada para Cebada Costa

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Se tomaron 20 días como límite máximo de días de falla tolerables. De este modo se descartan resultados muy desfavorables, y se acelera considerablemente el tiempo de ejecución de la simulación, el cual como referencia es del orden de los 15 minutos para 365 días, sin descartar resultados y empleando todas las combinaciones posibles de generador-altura-bomba. Este tiempo de ejecución se obtuvo en un computador personal con procesador Athlon XP 2200 con 256MB de memoria. Sin duda en equipos más modernos el tiempo de ejecución debiera reducirse considerablemente.

Figura 42: Resultados para Cebada Costa (extracto)

La figura 43 muestra la sección de la salida que entrega datos energéticos (en [kWh]) asociados a las soluciones simuladas:

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Figura 43: Resultados para Cebada Costa (energías)

Los datos presentados corresponden a la energía total, que es la energía que el generador entregó al sistema en todo el período simulado; la energía “útil”, que fue efectivamente empleada en bombeo, la “insuficiente” y “excedente”, energías asociadas a potencias que se encuentran fuera del rango de operación de la bomba empleada; la energía “no usada”, que fue susceptible de ser empleada pero no se usó por estar lleno el estanque; y finalmente la energía asociada a las pérdidas. Sobre la energía “no usada”, esta es susceptible de ser aportada a la red local en caso de existir dicha red. Sin embargo, este tipo de proyectos suele implementarse en zonas fuera del alcance de la red de distribución local, y por lo tanto la posibilidad de inyectar a la red es reducida.

81

Con respecto a los generadores a considerar, se tomaron todos los disponibles, a excepción de los modelos Kestrel 1000 y Kestrel 3000, ya que para el instante de la simulación no se cuenta con información de precios asociada al los kits de torres certificados por el fabricante del generador. Sin duda, al momento de manejar esa información es posible incorporar dichos modelos a la simulación.

Se toman en cuenta todas las bombas disponibles, y todas las alturas asociadas a los kits pre-diseñados por los fabricantes de los respectivos generadores. Se consideran sólo alturas de kits pre-definidos ya que la garantía de los generadores se pierde si no se usa una torre certificada.

En la figura 42 se muestra un extracto de la hoja de resultados correspondiente a Cebada Costa. Como se explicó con anterioridad, se muestran ordenados los resultados considerando el número de fallas en primera instancia, y el costo específico en segunda instancia. Aparecen destacadas en verde las opciones que no fallan, en rojo las que presentan al menos una falla, en azul y en un rectángulo la segunda mejor opción en términos de fallas, y en celeste dentro de un rectángulo punteado la alternativa que tiene el menor costo específico, independiente de la cantidad de fallas. También se muestra el déficit de agua en el que se incurrió en total durante el período, para tener una idea de que tan serias son las fallas.

Figura 44: Resultados para Cebada Costa (Detalles de Falla)

82

La figura 44 muestra el día en el cual muchos de los sistemas simulados presento una falla. Todos los sistemas que experimentaron sólo una falla la tuvieron ese día (06-06-2007). El número que aparece para cada sistema en una fecha determinada es el resultado del balance diario de agua para el estanque, es decir, su nivel al finalizar el día, medido en metros cúbicos.

4.3.2. Los Choros

En este escenario los datos de entrada son parecidos, ya que se definió una demanda representativa e igual para ambos escenarios. Las diferencias van a estar sin duda en la disponibilidad de viento del lugar. En este caso, si fue posible considerar un año de simulación, comprendido entre 07-11-2006 y 07-11-2007. Se utilizó el mismo espacio de tiempo para ambas localidades (dentro de lo posible) para someter los sistemas a condiciones de viento semejantes.

Figura 45: Parámetros de entrada para Los Choros

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Se tomaron 50 días como límite máximo de días de falla tolerables, más que en el caso anterior, ya que los datos de viento para Los Choros muestran una intensidad de viento menor en comparación con Cebada Costa.

Figura 46: Resultados para Los Choros (extracto)

Una vez más se consideraron todos los generadores disponibles, a excepción de los modelos Kestrel 1000 y Kestrel 3000. Se toman todos los modelos de bombas Grundfos disponibles, y todas las alturas de torre para las cuales se maneja datos de viabilidad y costo.

El formato de la salida es igual que el descrito para el caso de Cebada Costa, con colores para destacar algunas consideraciones interesantes.

84

Figura 47: Resultados para Los Choros (energías)

La figura 47 muestra los resultados energéticos de la simulación (en [kWh]) para el caso de Los Choros. En cuanto a la figura 48, ésta muestra una de las semanas “difíciles” para los sistemas simulados en esta ubicación. A simple vista, es fácil notar el efecto en los resultados de la diferencia de potencial eólico en ambas zonas.

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Figura 48: Resultados para Los Choros (detalles de falla)

La escasez de viento en los choros hace que la mayoría de los sistemas simulados sea incapaz de cumplir con la demanda local. Los sistemas que menor cantidad de fallas presentan tienen complicaciones comenzando el invierno, período del año con menor potencial eólico. La presencia de lluvias en este período ayuda a compensar la incapacidad de los sistemas para cumplir con los requerimientos.

86

Capítulo 5

Análisis económico

Con sistemas que teóricamente cumplen con los requerimientos, es posible establecer criterios para calificar las soluciones encontradas.

5.1. Evaluación

Ya definido un set de soluciones viables al problema, es necesario destacar las configuraciones más atractivas de acuerdo al criterio económico por un lado, y a otros criterios como confiabilidad, menor mantención o vida útil.

Para determinar el costo económico de las soluciones, se propone un cálculo en base al método de anualidades, basado en cada configuración y en la información recopilada de los proveedores en cuanto a costos de inversión, instalación, operación y mantenimiento. Este indicador permite obtener finalmente el costo específico del bombeo de agua, medido en [$/m3], lo cual permite realizar una comparación entre los distintos sistemas simulados. Una descripción del método se adjunta en el Anexo IV.

En cuanto a la confiabilidad de los sistemas, esto puede estimarse basándose en el diseño y características constructivas de los componentes, así como en las experiencias de otros usuarios que han implementado sistemas comparables. Con respecto a la mantención o vida útil del sistema, los fabricantes establecen los procedimientos de revisión periódica de los equipos, así como una estimación de la durabilidad de éstos.

La evaluación contempla sólo el sistema de bombeo, dejando de lado cualquier tipo de consideraciones respecto al sistema de riego.

87

5.1.1. Costos y anualidad para sistemas simulados

A continuación se muestran los valores calculados para los distintos componentes del sistema. Estos se dividen en generadores, bombas, alturas de torres y otros elementos adicionales fijos para las simulaciones efectuadas.

Tabla 11: Costos asociados a generadores y bombas

Los costos de los generadores corresponden al promedio de tres cotizaciones, a un valor para el dólar de $512.81. Los costos de las bombas fueron facilitados por el representante local del fabricante. Los valores para la vida útil corresponden a estimaciones basadas en los datos de los fabricantes. Como se trata de tecnologías relativamente nuevas, aún no se ha probado la vida útil de estos elementos. La columna “COMA” corresponde a los costos de operación y mantenimiento asociados a cada elemento.

88

Tabla 12: Costos asociados a torres

En el caso de las torres, se muestra su costo total, además de la altura a la que corresponden. Se trata de kits certificados por el fabricante, para los cuales rige la garantía del generador. En la mayoría de los casos se ofrecen varias alturas posibles. En el caso de las torres posibles para el generador SkyStream 3.7, el fabricante recomienda fuertemente el empleo de una torre de tipo “monopolo”, la cual tiene una gran resistencia mecánica, ocupa muy poca superficie del terreno en su instalación, y es estéticamente agradable. Sin embargo, estas características la hacen mucho más costosa que las torres consideradas para los otros modelos, las cuales corresponden al tipo “tilt-up”, torres que se soportan mediante vientos fijados en bases de concreto. A estas torres se le ha asociado una vida útil de 30 años, así como un nulo costo de mantención. Esto último es discutible ya que es posible que requiera de una revisión anual.

En la tabla 13 se muestran los costos de las unidades anexas que componen el sistema de bombeo, las cuales no dependen de la combinación bomba-generador-altura de torre elegida. Una vez más los valores correspondientes a la vida útil se estiman en base a los datos de los fabricantes, considerando una tasa de interés de 12%, típica para este tipo de proyectos3. Se estimó un costo de mantenimiento nulo para estos elementos, aunque es posible que fallen y que deban ser reparados o reemplazados. El ítem “imprevistos” de alguna forma da cuenta de ello.

3 De acuerdo a metodología MIDEPLAN para proyectos de este tipo.

89

Tabla 13: Costos asociados a elementos fijos

5.2. Costo específico de los sistemas pre-seleccionados

Para determinar el costo específico de los sistemas, se procede a calcular la razón entre el agua total bombeada en el período de un año, y el costo anual del sistema, el cual considera la anualidad de las inversiones y los costes de operación y mantenimiento. Si el periodo simulado es distinto a un año, se hace una proporción lineal para determinar el agua bombeada durante un año.

;. �=>��í@A�B � 0CDEFAGEG ! ;B=HB= G� B>�5E�ABC J -ECH�CA-A�CHB ECDEF�=0KDE LB-L�EGE �C DC EñB N $-'P

El algoritmo implementado calcula el costo específico de las soluciones, el cual junto al número de fallas constituyen los criterios de selección en este trabajo. Como ya se ha dicho, se busca el sistema que satisfaga los requerimientos en cada punto, con el menor costo económico posible.

90

Recordando los resultados expuestos en las figuras 42 y 46, los resultados destacados por el algoritmo son los siguientes en cada caso:

Tabla 14: Resumen de resultados para Cebada Costa

Tabla 15: Resumen de resultados para Los Choros

Los resultados expuestos corresponden a los siguientes escenarios, respectivamente:

• Sistema con la menor cantidad de fallas y el menor costo específico asociado;

• Sistema con la segunda cantidad de fallas y menor costo específico asociado;

• Sistema con el menor costo específico posible, independiente de las fallas.

Aunque el algoritmo no soluciona por si solo el problema, estos resultados permiten dimensionar apropiadamente el sistema, y elegir la combinación más adecuada para cada punto. Para eso, es necesario estudiar los resultados caso a caso.

91

5.3. Comparación con otras energías

Para comparar estos resultados con proyectos basados en otras fuentes de energía, se muestra un análisis simplificado del caso Diesel y se toman valores asociados a un proyecto basado en paneles fotovoltaicos desarrollado en la región.

5.3.1. Sistema de bombeo convencional (Bencina)

Estos sistemas se basan en empleo de una motobomba a base de gasolina que bombea directamente al estanque.

Un ejemplo de bomba empleada con estos propósitos es la Honda WB20X, de 4 [HP] de potencia (es la más pequeña de su serie). Con diámetros de succión y descarga de 2 pulgadas, capaz de tomar agua a 8 [m] de profundidad, y con una altura total máxima de 32 metros, estas bombas tienen una vida útil de aproximadamente 3000 horas de operación. Su relación altura caudal es la siguiente:

Figura 49 [18]: Motobomba Honda WB20X

92

De la relación altura-caudal, y considerando los 22 [m] de nuestro escenario, se tiene un caudal de 355 [l/min], equivalente a 21.3 [m3/h]. Con ese caudal, de acuerdo a la relación expuesta en la figura 50, se cumple la demanda diaria en 0.47 [h].

Sin embargo, en la práctica, no se aprecian resultados de esta magnitud, ya que en escenarios como el expuesto el uso diario de una motobomba como la elegida se encuentra entre 2 y 3 horas. Así, se considerará un uso diario representativo de 2.5 horas diarias. Esto entrega una vida útil del orden de los 3 años.

Considerando el consumo establecido por el fabricante de 1.14 [l/h] (el estanque de 2.5 litros de capacidad tiene una autonomía de 2.2 horas), se puede hacer un cálculo con anualidades del costo específico de bombeo para este sistema. El resultado de dicho cálculo se muestra en la tabla 16.

Así, se tiene un costo específico igual a x para el caso a bencina. Este tipo de implementaciones se caracteriza por tener costos de inversión relativamente bajos y costos de operación y mantenimiento elevados, dado el precio del combustible y la escasa vida útil de las motobombas bencineras. Aunque pueden durar hasta 3 años, en algunos casos la vida útil efectiva de estas bombas no supera un año.

Tabla 16: Evaluación de sistema basado en Motobomba a bencina

93

5.3.2. Sistema de bombeo renovable (solar)

Para tener una idea del costo de un sistema comparable a los determinados para el caso eólico, se muestra una configuración que da cuenta de las necesidades de cada punto.

Manteniendo las mismas bombas que las determinadas previamente, se puede configurar un sistema con paneles solares, manteniendo la unidad de control y el indicador de nivel del estanque, y sacando el rectificador que se emplea con el generador eólico.

De este modo, es necesario dimensionar el sistema para que cumpla con la demanda local. Esto se logra empleando la siguiente relación (detalles en Anexo V) :

�BH�C�AE �DCHE � 12 · 0FHD5E QBHEF · R�-ECGE RAE5AESEGAE�AóC UFBLEF RAE5AE

Con esto es posible dimensionar los paneles que son necesarios en la instalación. La altura total es de 22 [m], la demanda diaria de 10 [m]. La radiación global se obtiene de los siguientes datos:

Tabla 17: Datos de radiación global para La Serena y Ovalle

Los valores para radiación global de la tabla 17 se basan en datos de irradiación global horizontal, afectos al factor de corrección correspondiente a la latitud aproximada de 30° para La Serena y Ovalle, considerando una inclinación del panel igual a la latitud mas 15°.

Para dimensionar el sistema se considera el peor caso para cada escenario, correspondiendo a 3.69 [kWh/m2] para La Serena (sitio cercano a Los Choros), y 3.72 [kWh/m2] para Ovalle (punto relativamente cercano a Cebada Costa).

Así, la potencia punta del sistema a instalar en Los Choros es:

�BH�C�AE �DCHE � 12 · 22 · 103.69 � 715[\]^_`ab Igualmente, para el sistema en Cebada Costa:

�BH�C�AE �DCHE � 12 · 22 · 103.72 � 710[\]^_`ab

94

Así, despreciando la diferencia de 5 [WPunta], para ambos casos se necesita del orden de los 715 [WPunta], los que se pueden obtener con aproximadamente 5 paneles de 150 [WPunta] Isofotón IS-150S/12 dispuestos en serie (750 [WPunta] total, lo que constituye un leve sobredimensionamiento). A un valor de 17 [V] para el punto de MPP de cada panel, la disposición serie de los 6 paneles entrega 102 [V] para el MPP del arreglo.

El costo específico de esta disposición se resume en la tabla 18.

Tabla 18: Costos de opción fotovoltaica para ambos casos

95

5.3.3. Resumen de costos específicos

Finalmente, los costos específicos para las alternativas estudiadas son los siguientes:

Tabla 19: Resumen final de costos específicos

96

Capítulo 6

Conclusiones

Se ofrece un detalle completo de las soluciones y de sus estimaciones de costos. Por otro lado, se incluyen resultados propios de proyectos potenciados mediante energía solar y combustibles fósiles, de modo de establecer una comparación entre sistemas de similar tamaño. También se consideran comentarios y recomendaciones asociadas a los sistemas de mayor relevancia en la evaluación.

6.1. Resultados y comentarios

Concluyendo el capítulo 4 se muestran los resultados obtenidos en base al algoritmo desarrollado, el cual permite dimensionar adecuadamente una solución de bombeo directo. Esto, teniendo en cuenta algunos supuestos, como que el año simulado es una año representativo, es decir, que no se trata de un año fuera de lo normal, y que presenta condiciones climáticas que se asemejan bastante a las condiciones de operación del sistema a implementar. Otro supuesto importante es que el pozo puede reponer de forma adecuada el agua que se le extraiga, de modo que no se experimente frecuentemente una situación de falta de agua.

Los resultados del programa son los ya expuestos con anterioridad:

Tabla 20: Resumen de resultados para Cebada Costa

97

Tabla 21: Resumen de resultados para Los Choros

En el caso de Cebada Costa, la elección recae sobre el segundo resultado: aerogenerador Whisper 200, a una altura de 24.4 metros, usando la bomba SQF 2.5-2. La decisión se basa en que dicho sistema presenta sólo una falla, con un déficit de agua asociado relativamente menor (5.5 [m3]), el cual se presenta en invierno (ver figura 44). En esta estación del año se presenta la mayor parte de las lluvias del año en la zona (ver figura 51), por lo que dicha falla es tolerable. No es el caso de la última configuración, la cual presenta múltiples fallas en diversos momentos, y por lo tanto se trata de contingencias de solución más compleja. Además, la rebaja en costo específico que se consigue con la última configuración (273 [$/m3]), no dista demasiado de la conseguida con el sistema con una sola falla (288 [$/m3]). Por otro lado, el costo de quedarse con la primera configuración, basada en el aerogenerador Whisper 500, aunque cumple con el criterio “sin fallas”, resulta demasiado costosa, con un costo específico asociado de (373 [$/m3]).

La solución propuesta es medianamente atractiva, ya que emplea un aerogenerador de un tamaño “mediano”, de costo relativamente bajo (ver tabla 11), con la torre mas alta para el modelo, sin que la altura represente una diferencia muy importante en el costo de inversión al elegir este aerogenerador (ver tabla 12). El sistema implementa la bomba SQF 2.5-2, bomba helicoidal de 2 etapas, que en general ofreció siempre buenos resultados en las simulaciones (para la demanda definida como representativa). En términos energéticos, el sistema no desaprovecha demasiada energía, al emplear en bombeo efectivo del orden de 1/3 de la energía total generable (ver figura 43), por lo tanto se está en presencia de un sistema correctamente dimensionado para las necesidades locales, del menor costo específico posible cumpliendo con al demanda en todo el año, considerando balances diarios.

Para el caso de Los Choros, la decisión es más simple, y el sistema elegido es el compuesto por el aerogenerador Whisper 500, a una altura de 9.1 [m], empleando la bomba SQF 5A-3. La siguiente configuración no ofrece un menor costo (ambas bombas cuestan lo mismo) y experimenta una falla, y la ultima opción (la que tiene asociada el menor costo específico posible) falla en reiteradas ocasiones.

98

En este caso, la solución, aunque completamente efectiva, resulta algo “sobredimensionada”, ya que considera el aerogenerador de mejor desempeño a bajas velocidades (ver fig. 38), el cual es capaz de una alta generación, pero de acuerdo a su desempeño energético (ver figura 47) utiliza del orden del 15% de la energía generable en esta configuración. A pesar que el costo de oportunidad del recurso puede ser cero, estamos en presencia de un sistema que tiene un potencial mayor, no aprovechado por la implementación, y que usa un aerogenerador costoso sólo por su buen desempeño a bajas velocidades. De cualquier modo, el sistema funciona bien, aunque dado el potencial eólico local, resulta bastante costoso.

La base de datos de precios tiene un rol fundamental en los resultados, ya que en este algoritmo el criterio de decisión se basa en el costo específico de los sistemas. Cualquier cambio en los precios repercute directamente en los resultados y en la mejor solución para cada escenario. En este caso, cabe destacar que los elementos de mayor valor, y que por lo tanto inciden con mayor importancia en el costo específico de lo sistemas, son el aerogenerador y la torre. El aerogenerador es importado desde Estados Unidos, y dado que existe un tratado de libre comercio con este país, esta afecto a un 7% de impuesto y a costos de transporte estimados en un 20% del costo del aerogenerador. Aunque en Chile existe disponibilidad de algunos generadores pequeños del orden de los 400 [W] nominales, no existe en el mercado alternativas de una potencia intermedia del orden de 1 [kW] o ligeramente superiores. Por otro lado, el costo de la torre y su instalación representan una fuerte inversión, considerando la fortaleza de los cimientos necesarios en concreto, y el costo de los kits autorizados por los fabricantes de los aerogeneradores A diferencia del uso de otras tecnologías, el uso de energía eólica lleva asociado un alto costo de inversión en obras civiles (en este caso, del orden del 40% de la inversión). Aunque es posible considerar otras estructuras “no-oficiales”, se prefirió mantener las originales dado que de otra forma se pierde la garantía del fabricante del aerogenerador.

En relación al uso de otras alternativas energéticas, dada la intensidad de irradiación solar global de la región, y la nutrida oferta de soluciones fotovoltaicas disponibles a nivel local con precios relativamente accesibles, la alternativa fotovoltaica aparece como la opción más adecuada en este escenario, con un costo total levemente menor a la alternativa basada en motobomba a bencina, y bastante menor a la opción eólica, incluso en Cebada Costa, donde el viento tiene una intensidad apreciable.

99

6.2. Detalle del sistema final

Finalmente, el sistema de bombeo propuesto se compone de los siguientes elementos:

6.2.1. Cebada Costa

• Aerogenerador Southwest Windpower Whisper 200

• Tower Kit de 80 [ft] / 24.4 [m] para Whisper 100/200

• Anclajes de 60”

• Ductos de acero de 2 ½” SCH-40, (35 [m] aprox.)

• Electrobomba Grundfos SQF 2.5-2

6.2.2. Los Choros

• Aerogenerador Southwest Windpower Whisper 500

• Tower Kit de 30 [ft] / 9.1 [m] para Whisper 500

• Anclajes para Whisper 500 (“Eyebolts”)

• Ductos de acero de 5” SCH-40 (14 [m] aprox.)

• Electrobomba Grundfos SQF 5A-3

6.2.3. Elementos Comunes

• Rectificador IO102

• Unidad de control CU200

• Medidor de caudal y presión

• Tuberías, conductores y materiales

Figura 50: Disposición general de elementos

100

6.3. Conclusiones

El trabajo realizado permite dimensionar apropiadamente un sistema de bombeo a base de energía eólica para los escenarios especificados. En cuanto a los objetivos planteados inicialmente, se puede concluir que:

• Se eligieron puntos de estudio de acuerdo a los criterios estipulados: existencia de agua, posibilidad de cultivos y potencial eólico local;

• Se hizo un estudio previo para definir una demanda de agua representativa de los requerimientos locales;

• Se especificó un sistema en base a múltiples alternativas, el cual cumple con el criterio de selección en cuanto a costo y cumplimiento de la demanda;

• La elección de los posibles componentes del sistema se hizo, en lo posible, en base a la disponibilidad local de dichos componentes. Para algunos elementos (en particular, para el aerogenerador) se consideró su importación desde el extranjero.

El algoritmo implementado para dimensionar las soluciones citadas es una herramienta interesante que puede ser usado en cualquier escenario de bombeo, en cualquier punto del país donde se pueda definir una demanda de agua diaria y una altura total de bombeo, con datos de viento conocidos. La simulación que se ofrece permite observar el comportamiento de las distintas combinaciones en un escenario completamente real, y puede ayudar de modo importante en la elección del sistema más adecuado en cada situación.

La herramienta también permite considerar otros generadores, torres, y bombas, los cuales pueden ser ingresados a la base de datos interna. Los datos de precios de todos los elementos también pueden ser actualizados si es necesario.

Es importante destacar la capacidad de la herramienta de descartar instantáneamente las alternativas que no cumplan con el criterio de cantidad máxima de fallas. Esto permite ahorrar tiempo, ya que el algoritmo no realiza la simulación completa de soluciones que de antemano no cumplirán el requerimiento.

Con respecto a los resultados, fue posible determinar el costo específico de los sistemas para cada escenario, y la comparación con las otras alternativas es interesante. En el caso de Cebada Costa, sitio costero con vientos promedio del orden de 5.17 [m/s] a 10 metros de altura, se esperó lograr armar un sistema eficaz a precios competitivos con el caso solar.

101

Sin embargo, dados los altos costos de instalación e importación (20% de sobrecargo por transporte), la mejor opción disponible resulta más costosa que la alternativa fotovoltaica. Con mayor disponibilidad local de generadores de un tamaño comparable al Whisper 200, y menores costos de instalación para la torre, los costos podrían bajar al punto de hacer esta opción más atractiva.

En el caso de Los Choros, su velocidad promedio de 3.77 [m/s] a 10 [m] de altura le otorgaba una capacidad eólica local marginal, por lo que no sorprende que una solución efectiva sea bastante costosa y que no pueda competir contra una opción fotovoltaica en una región donde la intensidad global de radiación es muy alta.

En conclusión, dadas las condiciones actuales del mercado, y considerando importación directa del aerogenerador desde el exterior, una configuración eólica para ambas localidades es menos atractiva que una instalación fotovoltaica. También es interesante notar que el proyecto fotovoltaico presenta un menor costo específico que al emplear motobombas a bencina, aunque se trate de una diferencia muy leve.

Algunos trabajos adicionales que complementan los resultados obtenidos en este trabajo son los siguientes:

• Considerar opciones eólicas basadas en acumuladores, tanto para el caso de bombas con motor e inducción como el caso de bombas con motor a base de imanes permanentes;

• Ampliar el algoritmo empleado para considerar dichas opciones;

• Implementar otro tipo de mejoras a la Macro implementada, como mejorar la interfaz con el usuario, mejorar los tiempos de simulación y facilitar la actualización de la base de datos;

• Refinar las cotizaciones. Los resultados finales son altamente sensibles a las variaciones en los precios.

102

Anexo I

Demanda de agua

Para definir rigurosamente la demanda de agua necesaria en cada sitio se emplea la siguiente metodología:

• Estimación de cultivos: en cada punto de estudio se estima el tipo de vegetal a plantar, la cantidad, y su distribución aproximada en el terreno, considerando las distancias apropiadas entre cada planta.

• Evapotranspiración: corresponde al proceso mediante el cual la planta transpira agua y el suelo asociado a ella la evapora. En condiciones controladas se ha determinado el valor para la evapotranspiración referencial de un cultivo base en la región, el cual se puede ajustar a cada tipo de cultivo mediante un parámetro correctivo determinado. Se toma la evapotranspiración correspondiente al mes más caluroso (peor caso), que se da en los meses de verano (ver figura 30)

Figura 51: Evolución anual de evapotranspiración en Los Choros

0

50

100

150

200

mm

/me

s

Evapotranspiración Base

103

Evapotranspiración en Los Choros (en milímetros al mes)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

174,0 163,9 136,2 98,5 60,7 33,1 23,0 33,1 60,8 98,5 136,3 163,9

Tabla 22: Datos de evapotranspiración para Los Choros

• Demanda base: con la cantidad y tipos de cultivo determinados, así como los datos de evapotranspiración, se define una demanda base.

• Pérdidas: determinada la demanda base, es necesario estimar una eficiencia del riego y considerarla para fijar la cantidad de agua total a despachar diariamente.

En base a los datos estadísticos recopilados del INE sobre los tipos de cultivo en la

región (ya citados en el documento “base”), y en base a los proyectos fotovoltaicos implementados, se pueden definir cultivos típicos, representativos de la realidad de los puntos de estudio. Esto no se puede definir mientras no se establezcan los puntos, aunque es posible esbozar un tipo de cultivo dados los casos conocidos en los puntos cercanos.

Para el caso del punto al interior, se puede estimar un requerimiento como el caso de El Huacho o de El Divisadero (ver figura anterior). Para el caso costero, podría considerarse los casos de Ilta o Maitencillo. Para dichos casos, se tienen las siguientes demandas estimadas, basadas en su tipo, extensión, porcentaje de cubrimiento, eficiencia de riego y evapotranspiración:

Cultivos típicos y demanda estimada

Requerimiento Localidad

El Huacho El Divisadero llta Maitencillo Yerba Loca

Cultivos

Ají, 2500 m² Hortalizas, 200 m² Hortalizas, 100 m² 15 Duraznos Hortalizas

35 Duraznos 70 Duraznos Alfalfa, 500 m² Alfalfa, 2000 m² Duraznos

- 20 Nogales 20 Nogales 15 Olivos Naranjos

Animales - 80 Animales 80 Animales - 60 Animales

Uso Doméstico 0,2 m³/dia 0,4 m³/dia 0,1 m³/dia - 0,2 m³/día

Total Estimado 10 m³/día 10 m³/día 8 m³/día 15 m³/día 8 m³/día

Tabla 23: Cultivos típicos y demanda estimada

En cada caso la demanda es muy particular, ya que se trata de soluciones muy puntuales, y por lo tanto cambian en cada punto. Aún así, mientras no se definan por completo los puntos, se puede estar hablando de demandas representativas del orden de los 10 [m³/día].

104

Dado el caudal referencial diario y un régimen de riego, esto es, cuantas sesiones diarias de riego habrán, y por cuanto tiempo, esto nos da un flujo de operación total objetivo. Por otro lado, habrá que considerar la topología del sistema de riego y sus características para definir las pérdidas de flujo en el peor caso (árbol/vegetal más lejano al estanque). Así, queda determinado el flujo a la salida del estanque, y dada la sección de los ductos (a definir dados los sistemas de riego típicos), se determina la presión necesaria a la salida del estanque, lo que finalmente determina su altura.

Finalmente, la altura del estanque, la profundidad del pozo, y los requerimientos de flujo mínimo de entrada al estanque (si los hay), permiten definir el desempeño mínimo para la bomba a elegir.

105

Anexo II

Sistema de riego

Dadas las dimensiones del sistema a implementar, de la escasez del agua, y del tipo de plantación, y considerando además las estadísticas disponibles sobre el tipo de sistema de riego más común en estos escenarios, se definen los siguientes sistemas de riego.

• Riego con cinta: Este sistema aparece como la mejor alternativa para el caso delas hortalizas y plantaciones de ají. Este sistema contempla la distribución de ductos de PVC matrices de una sección igual a 2” aproximadamente, a partir de los cuales se disponen cintas que recorren la plantación. Los fabricantes especifican la relación Caudal/Presión para este tipo de cintas, por lo que puede definirse la presión mínima de operación para cumplir con el caudal requerido.

• Riego con aspersores: Para el caso de árboles se usan “mini-sprinklers” o aspersores pequeños, los cuales se conectan a una manguera de ½” a una matriz de 2” como el caso de las cintas de goteo. También se puede disponer de la relación Presión/Flujo para dimensionar el sistema adecuadamente. El sistema también es apropiado para los cultivos de alfalfa, dado que ésta presenta un alto nivel de cobertura, y por lo tanto es necesario un riego homogéneo.

106

Figura 52 [14]: Esquema de distribución de cintas y un micro-aspersor

107

Anexo III

Altura manométrica

La altura total de bombeo es uno de los datos clave para dimensionar el sistema. A continuación se esquematiza el procedimiento para determinar este valor, citando las variables que influyen en él.

Figura 53: Esquema del bombeo

• Hw: Profundidad del pozo

• Hp: Profundidad de entrada a la bomba

• Hs : Nivel estático del agua

• D : Rebajamiento

• Hd: Nivel dinámico del agua

108

• He: Diferencia de nivel con el estanque

• Ht: Altura del estanque

• Hl: Pérdidas del ducto de conducción

• Hm: Pérdidas en el medidor de caudal

Conociendo estas magnitudes, es posible determinar la altura total de bombeo mediante la expresión: 0FHD5E QBHEF � cd ! R ! ce ! c` ! cf ! cg

109

Anexo IV

Método de Anualidades

Una anualidad consiste en cuotas uniformes y periódicas, las cuales se determinan durante un período continuo considerando una tasa de interés constante.

Las cuotas que componen un sistema de anualidades deben cumplir las siguientes condiciones:

• Son uniformes, por lo tanto, todas iguales;

• Son periódicas, es decir, se dan período a período sin interrupción alguna;

• El número de cuotas es igual al número de períodos a considerar;

• La tasa de interés permanece constante durante todos los períodos.

Suponiendo que se desea amortizar un préstamo de P pesos mediante el pago de cuotas uniformes durante n períodos a una tasa de interés i. El diagrama de flujo de caja se muestra en la figura 49:

Figura 54: Flujo de caja en sistema de anualidades

110

Si se plantea una ecuación de valor, con el período cero como fecha de referencia, se tiene:

� � 0�1 ! A�� ! 0�1 ! A�# ! 0�1 ! A�' !h! 0�1 ! A�_

Si a ambos lados de la ecuación se multiplica por el factor (1+i), se tiene:

� · �1 ! A� � 0 ! 0�1 ! A�� ! 0�1 ! A�# ! 0�1 ! A�' !h! 0�1 ! A�_��

Si ambas expresiones se restan, se obtiene:

� · �1 ! A� � � � 0 � 0�1 ! A�_

� · [�1 ! A� � 1b � 0 · [�1 ! A�_ � 1b�1 ! A�_

Despejando P, se tiene:

� � 0 · [�1 ! A�_ � 1bA · �1 ! A�_

Al factor que acompaña a A en la última expresión se le llama valor actual de n cuotas a una tasa periódica i.

Finalmente, para determinar la anualidad, se despeja A:

0 � � · A · �1 ! A�_[�1 ! A�_ � 1b

111

Anexo V

Dimensionamiento Fotovoltaico

A continuación se presenta la fundamentación del método empleado para dimensionar el sistema fotovoltaico.

La base de este método es llevar a cabo un balance energético que relacione las energías de entrada y salida al sistema:

Figura 55: Balance Energético FV

Un panel fotovoltaico desarrolla su potencia máxima bajo condiciones de laboratorio estandarizadas: se le aplica una irradiación de 1000 [W/m2], a una temperatura de 25 [°C], lo que corresponde un escenario óptimo. Así, la potencia que entrega el panel se relaciona linealmente con la irradiación que recibe:

�ef�+i� � �ja� · +i1000[\ -#⁄ b Para obtener la energía eléctrica se integra la expresión por un día:

*ef � k�ef�+i�GH � �ja�1000[\ -#⁄ b · U.

Además, es necesario considerar que en operación los paneles fotovoltaicos experimentan temperaturas de entre 40 y 60 [°C], temperatura que difiere de la temperatura óptima de diseño igual a 25 [°C], y por lo tanto es necesario incluir un factor de corrección:

Energía SolarPaneles

FV

Energía Eléctrica

Electro Bomba

Energía Hidráulica

112

*ef � �ja�1000[\ -#⁄ b · U. · )�

Por otro lado, considerando una bomba de rendimiento constante ηb, se tiene que:

lm � *no.ia^fo�a*efe�`io�a

Mientras que la energía hidráulica cumple la relación: *no.ia^fo�a � ;BC=HECH� · c · p

Donde H es la altura de bombeo y Q el caudal bombeado. Entonces:

;BC=HECH� · c · p � lm · *efe�`io�a � lm · �ja�1000[\ -#⁄ b · U. · )�

Despejando PMax se tiene:

�ja� � ;BC=HECH� · 1000[\ -#⁄ b)� · lm · c · pU.

Agrupando las constantes se obtiene:

�ja� � q · c · pU.

Entonces, la potencia máxima nominal de un panel fotovoltaico es proporcional a la razón entre el producto de la altura y el caudal con la irradiación global diaria. El valor de la constante varía en cada configuración. Para determinar su valor, se recurre a valores prácticos obtenidos en sistemas comparables ya instalados, como el siguiente:

113

Proyecto de Bombeo Solar “Vitor”, 1999

• Bomba Grundfos SP 5A-7

• Potencia Máxima: 1155 [W]

• Altura Total de Bombeo: 21 [m]

Con los datos de irradiación global y caudal diario es posible determinar el valor de K para cada día. Descartando los días muy fuera de la media (destacados en amarillo en la tabla 24), se obtiene un valor promedio para K de 11.36.

Tabla 24: Estimación del valor de K

Así, se asume un valor de K=12 para considerar un pequeño grado de holgura en el dimensionamiento desarrollado.

Fecha Gd [Wh/m2dia] Q [m3/dia] K Fecha Gd [Wh/m2dia] Q [m3/dia] K

20-07-1999 5588.00 31.24 9.84 22-08-1999 4332.00 23.34 10.21

21-07-1999 4977.17 16.61 16.48 23-08-1999 4173.50 13.90 16.52

22-07-1999 3880.50 0.97 220.71 24-08-1999 6135.17 1.27 265.28

23-07-1999 3884.33 20.93 10.21 25-08-1999 6222.50 35.27 9.70

24-07-1999 6063.00 34.47 9.67 26-08-1999 4150.67 22.00 10.38

25-07-1999 5496.17 25.66 11.78 27-08-1999 6730.17 37.11 9.98

26-07-1999 5622.50 31.72 9.75 28-08-1999 6936.67 38.15 10.00

27-07-1999 4864.17 26.11 10.25 29-08-1999 5899.00 17.76 18.27

28-07-1999 4623.50 24.76 10.27 30-08-1999 6044.33 31.94 10.41

29-07-1999 5034.17 27.08 10.22 31-08-1999 6994.83 38.57 9.98

30-07-1999 3980.83 19.97 10.97 01-09-1999 6093.67 32.60 10.28

31-07-1999 5494.33 28.41 10.64 02-09-1999 6285.50 25.17 13.73

01-08-1999 5344.83 29.00 10.14 03-09-1999 4418.83 22.08 11.01

02-08-1999 5689.17 31.52 9.93 04-09-1999 7154.50 38.72 10.16

03-08-1999 5661.17 25.48 12.22 05-09-1999 7087.33 37.87 10.29

04-08-1999 5179.33 22.37 12.74 06-09-1999 5698.83 28.08 11.16

05-08-1999 3182.33 15.20 11.52 07-09-1999 5468.00 13.11 22.95

06-08-1999 4062.00 19.64 11.37 08-09-1999 4887.17 24.24 11.09

07-08-1999 5583.00 30.04 10.22 09-09-1999 4607.67 20.85 12.16

08-08-1999 4749.67 23.99 10.89 10-09-1999 6725.83 33.77 10.96

09-08-1999 5744.00 26.15 12.08 11-09-1999 7192.17 37.58 10.53

10-08-1999 6014.50 32.77 10.10 12-09-1999 2517.17 9.37 14.78

11-08-1999 5879.67 32.07 10.08 13-09-1999 4464.83 21.86 11.24

12-08-1999 6090.00 28.97 11.56 14-09-1999 6090.17 22.46 14.91

13-08-1999 6264.00 27.28 12.63 15-09-1999 6905.67 31.62 12.01

14-08-1999 5913.33 33.36 9.75 16-09-1999 7084.17 38.97 10.00

15-08-1999 6412.00 36.78 9.59 17-09-1999 7283.83 28.21 14.20

16-08-1999 5664.50 30.62 10.17 18-09-1999 6615.83 35.78 10.17

17-08-1999 6273.67 34.69 9.95 19-09-1999 5896.17 31.09 10.43

18-08-1999 2906.67 13.25 12.07 20-09-1999 7233.50 39.46 10.08

19-08-1999 6630.33 34.18 10.67 21-09-1999 7378.33 39.88 10.18

20-08-1999 5106.00 26.98 10.41 22-09-1999 7454.17 38.99 10.51

21-08-1999 6306.17 35.28 9.83 23-09-1999 7387.50 37.29 10.90

K Promedio 11.36

114

Referencias

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