ENERGÍA EÓLICA TEORÍA Y CONCEPTOS

1. ENERGÍA EÓLICA TEORÍA Y CONCEPTOS Dr. Oscar Alfredo Jaramillo Salgado Investigador Titular “A” INSTITUTO DE ENERGÍAS RENOVABLES DE LA UNAM CAPEV 15 - 2013 4 de septiembre de 2013 Temixco, Morelos, MÉXICO

3. Características del viento y evaluación del recurso energético Contenido de la presentación • Características atmosféricas en la generación del viento • Características del recurso eólico • Sistemas de medición y evaluación del recurso eólico • Análisis de datos anemométricos y evaluación del recurso • Métodos indirectos en la evaluación del recurso • Estimación de la producción de energía eoloeléctrica mediante técnicas estadísticas

4. Características del viento y evaluación del recurso eólico Todas las fuentes de energía renovables provienen del Sol que irradia 174,423×109kWh hacia la Tierra. Alrededor de 1 a 2 % de esta energía se convierte en energía eólica. El viento se crea por la diferencia de presiones en la superficie terrestre originada por el calentamiento desigual debido a la manera en que llega la radiación solar. La radiación solar absorbida en el ecuador es mayor que la energía absorbida en los polos, esta variación provoca la formación de celdas convectivas en las capas inferiores de la atmósfera, así en un modelo simple de flujo de la masa de aire más caliente presente en el ecuador tiende a subir (ya que el aire más caliente es menos denso que el aire frío) mientras que el aire presente sobre los polos tiende a bajar, originándose un ciclo entre estas corrientes de aire ascendentes y descendentes dando lugar a los vientos geostróficos En una Tierra sin rotación las diferencias térmicas y de presión entre la zona ecuatorial y las polares producirán un movimiento circulatorio de la atmósfera. El aire de las zonas cálidas ascendería a las capas altas de la atmósfera, siendo remplazado por el aire más frío que viene de los polos. El aire cálido a su vez se desplazaría a los polos por las capas altas de la atmósfera, completando la circulación.

5. Características atmosféricas en la generación del viento Los vientos globales son ocasionados por las diferencias de presión a través de la superficie de la Tierra debido al calentamiento irregular producido por la radiación solar, donde la cantidad de radiación absorbida en la superficie de la Tierra es mayor en el ecuador que en lo polos. Esta variación de energía entrante genera celdas convectivas en las capas bajas de la atmósfera. De este modo, en un modelo simple de flujo, el aire sale del ecuador y entra en los polos. La circulación de la atmósfera que resulta del calentamiento irregular es influenciado en gran medida por los efectos de la rotación de la tierra manifestado por la fuerza de Coriolis, además de sufrir los cambios estacionales. En el hemisferio norte el viento tiende a girar en el sentido contrario al de las agujas del reloj (visto desde arriba) cuando se acerca a un área de bajas presiones. En el hemisferio sur el viento gira en el sentido de las agujas del reloj alrededor de áreas de bajas presiones.

6. Las variaciones espaciales y temporales en la transferencia radiativa entre el Sol y la superficie terrestre crea variaciones en el campo de presión atmosférico que ocasiona movimientos de aire de zonas de alta a baja presión. El gradiente de presión en dirección vertical usualmente se cancela con la fuerza gravitacional. De este modo el viento sopla predominantemente en el plano horizontal siendo una manifestación de los gradientes de presión atmosféricos. Al mismo tiempo, exísten fuerzas que procuran mezclar las masas de aire que se encuentran a diferente temperatura y presión a lo largo de la superficie terrestre. Uno de los modelos más simples que describe la el movimiento del viento en la mecánica atmosférica considera cuatro fuerzas atmosféricas. Estas incluyen las fuerzas de presión (por calentamiento desigual), de Coriolis (ocasionada por la rotación de la tierra), inerciales (ocasionadas por movimientos circulares de gran escala) y de fricción (producida por el rozamiento en la superficie de la Tierra)

8. Circulación secundaria y terciaria La circulación a pequeña escala puede ser dividida en circulación secundaria y terciaria. La circulación secundaria ocurre si los centros de alta o baja presión son ocasionados por los calentamientos o enfriamientos de la atmósfera baja. La circulación secundaria incluye los siguientes fenómenos: Huracanes Circulación de monzones

9. Ciclones extratropicales

10. Circulación terciaria: Las circulaciones terciarias son vientos de pequeña escala, se caracterizan en menor o mayor medida por vientos locales. Y el entendimiento de estos vientos es importante para el uso de su potencial en la conversión de energía eólica. Brisa marina y terral La brisa es un viento local iniciado por diferencia de presiones. La circulación ocurre en forma local a lo largo de las costas cuando la diferencia de temperaturas entre la tierra y el mar es lo suficientemente grande. Durante el día, el aire sobre la tierra refleja más energía a la atmósfera que el aire sobre el agua. Por consiguiente la presión del aire sobre la superficie del mar es mayor comparada con la presión sobre la tierra, resultando en el movimiento de aire desde las zonas de alta presión a las de baja y el viento se dirige del mar a la tierra. En la noche ocurre el proceso inverso al enfriarse más la superficie de la Tierra que la del agua adyacente y comienza la brisa terrestre o “terral”. Debido a que el la noche la diferencia de temperatura entre la tierra y el agua es menor que durante el día, el terral es más débil que la brisa marina.

12. Viento tipo Foehn Cuando el viento corre dirigiéndose a una montaña, ésta lo obliga a subir. Si el aire asciende lo suficientemente alto, se enfría en forma adiabática y puede ocurrir condensación y precipitación en la ladera de la montaña sobre la que llega el viento (barlovento). Después de haber perdido la mayoría de su contenido de vapor de agua inicial, el aire pasa sobre la cresta y es forzado a bajar de nuevo. Como consecuencia hay una compresión adiabática del aire seco descendente. Tormentas Una condición necesaria para la presencia de tormentas es la formación de altas nubes convectivas producidas por el movimiento ascendente de aire húmedo caliente. El movimiento puede ser iniciado por inestabilidad térmica, por la presencia de pendientes de montañas o por un frente (frontera de dos sistemas climáticos diferentes) y dependiendo de eso, la tormenta es clasificada como térmica, orográfica o frontal. Si el vapor condensado de las nubes produce mucha precipitación, se ejercen fuerzas de arrastre viscosas por la lluvia sobre el aire que atraviesa. Esto contribuye a la iniciación de corrientes descendientes que se enfrían debido a la evaporación de una parte del agua que cae. Una característica de las tormentas es el súbito aumento de la velocidad del viento que se asocia con el paso de la corriente fría descendiente. La mayoría de las tormentas ocurren en el cinturón ecuatorial y con menos frecuencia lejos de él.

14. Tornados Los tornados son tormentas que contienen a los vientos más violentos, aunque la probabilidad de que ocurran en cualquier lugar es baja. Un tornado consiste en un vórtice de aire que normalmente mide 300 metros de diámetro y tiene vientos periféricos con velocidades enormes, las cuales no han podido ser medidas, pero por su efecto destructivo se cree que pueden llegar a los 650 [Km/h]. Los tornados son el resultado de excesiva inestabilidad atmosférica en tiempos muy cortos. A ellos siempre se les asocian fuertes tormentas. Normalmente aparecen desde la base de nubes cumulonimbos y son observados cerca de la tierra en forma de embudo.

15. Efectos térmicos en la capa límite Los principales efectos que gobiernan las propiedades de la capa límite son la fuerza del viento geostrófico, la rugosidad de la superficie, el efecto Coriolis y los efectos térmicos. Podemos considerar la existencia de una parcela de aire cercana a la superficie que se calienta. La influencia de los efectos térmicos sobre la parcela pueden ser clasificados en tres categorías: estratificación estable, inestable y neutra. Estratificacióninestable La estratificación inestable ocurre cuando hay mucho calentamiento superficial, causando que el aire caliente cercano a la superficie se eleve. Mientras se eleva, se expande debido a una presión reducida y entonces se enfría adiabáticamente. Si el enfriamiento no es suficiente para llevar el aire a un equilibrio térmico con el aire que lo rodea, este continuará elevándose convirtiéndose en grandes celdas de convección. El resultado es una capa límite gruesa con remolinos turbulentos de gran escala, con mucho mezclado y transferencia de momento vertical provocando un cambio relativamente pequeño en la velocidad media con respecto a la altura. Para las aplicaciones en generación de energía eólica, la estratificación inestable puede ser importante ya que puede dar lugar a ráfagas de viento en las zonas bajas.

16. Estratificaciónestable Si el efecto del enfriamiento adiabático de la parcela de aire causa que el aire elevado se enfríe más que el aire circundante, el movimiento vertical será eliminado. Esto es llamado estratificación estable. Esto normalmente ocurre en las noches frías cuando la superficie de la Tierra es fría. En esta situación, la turbulencia es dominada por la fricción con la tierra, y el incremento de la velocidad media con respecto a la altura, debido a los esfuerzos cortantes, puede ser grande. El aire que se eleva en las condiciones de estratificación estable, puede provocar cargas asimétricas debidas a altos esfuerzos cortantes. En esta situación también puede haber cambios rápidos en la dirección del viento con respecto a la altura. Estratificaciónneutra En la atmósfera neutra, el enfriamiento adiabático de la parcela de aire que se eleva es tal que ésta permanece en equilibrio térmico con sus alrededores. Esto causa muchas veces, en vientos fuertes, cuando la turbulencia causada por la rugosidad de la tierra, un mezclado suficiente de la capa límite. Para el aprovechamiento de la energía eólica, la estabilidad neutral es usualmente la situación que se considera más importante, particularmente cuando se consideran las cargas turbulentas en la turbina ya que éstas son más grandes en los vientos fuertes.

17. Características generales del Viento. Los movimientos atmosféricos varían en tiempo (segundos a meses) y espacio (metros a cientos de kilómetros). En la figura se resumen las variaciones atmosféricas en tiempo y espacio. Cabe mencionar que las variaciones espaciales dependen generalmente de la altura sobre la superficie y las condiciones geográficas de la región. Siguiendo una práctica convencional [4], las variaciones de las velocidades del viento pueden ser divididas en las siguientes categorías:

18. Multianual Este tipo de variaciones en las velocidades de viento ocurren sobre escalas de tiempo mayores a un año. Estas variaciones pueden tener grandes efectos en las producciones a largo plazo de una turbina eólica. La habilidad de estimar la variabilidad interanual en un sitio, es casi tan importante como estimar la velocidad media a largo plazo. Los meteorólogos generalmente concluyen que toma cerca de treinta años de datos para determinar los valores del clima a largo plazo, y por lo menos 5 años para determinar la velocidad media anual en una localidad determinada. Sin embargo, registros a pequeñas escalas de tiempo son útiles. El registro de un año de datos es generalmente suficiente para predecir velocidades promedio a largo plazo con una certeza del 10% a un intervalo de confianza del 90%. Anual estacional Este tipo de variaciones se atañen a las variaciones estacionales que ocurren periódicamente año tras año. Se reconocen fácilmente los meses ventosos y los que no lo son.

19. Diarias En las latitudes tropicales y templadas, pueden presentarse grandes variaciones en el viento a lo largo del día. Este tipo de variaciones en la velocidad del viento, se debe al calentamiento heterogéneo en la superficie de la tierra ocasionado por el ciclo de radiación diario. Una variación típica diurna se manifiesta con un incremento en la velocidad del viento durante el día y entre la media noche y el amanecer las velocidades registradas son las más bajas. Los mayores cambios diurnos ocurren en primavera y verano, cuando los menores se presenta durante el invierno. Un hecho importante de mencionar es que este tipo de variaciones se presenta de diferentes formas dependiendo de la altura sobre el nivel del mar. Corto plazo Las variaciones a corto plazo que son de interés son las ráfagas y la turbulencia. Es generalmente aceptado que las variaciones en las velocidades de viento con periodos que van de un segundo a los diez minutos tienen un carácter estocástico y se considera que representan turbulencia. Una ráfaga es un evento discreto en un campo de velocidades turbulento. Una manera de caracterizar las ráfagas es medir: amplitud, tiempo de crecimiento, la variación máxima de la ráfaga y su duración.

20. Perfil vertical de la velocidad del viento Los vientos están mucho más influenciados por la superficie terrestre a altitudes de hasta 100 metros. El viento es frenado por la rugosidad de la superficie de la tierra y por los obstáculos. La velocidad del viento varia directamente proporcional con la altura, esto es, a menor altitud el viento se ve más afectado por la rugosidad y obstáculos del terreno ya que existe mayor fricción y se generan turbulencias. Para modelar el perfil vertical de la velocidad del viento existen dos métodos generales, el método de perfil logarítmico y el método de ley de potencia.

21. Perfil logarítmico La expresión de perfil logarítmico se utiliza para estimar la velocidad del viento a una altura deseada, tomando como base la velocidad del viento conocida a una altura dada. La expresión del perfil logarítmico es donde v es la velocidad estimada del viento a la altura que se desea conocer, vrefes la velocidad del viento a la altura de referencia donde se cuenta con mediciones, h es la altura a la que se desea estimar la velocidad del viento, href es la altura de referencia, es decir, la altura a la que se realizaron mediciones y h0 es la longitud de la rugosidad del terreno. La longitud de la rugosidad del terreno representa en cierta medida el grado de obstáculo que presenta éste a la circulación del viento, algunos valores de 0 se muestran en la tabla

22. Perfil por Ley de Potencia Al igual que el perfil logarítmico, la ley de potencia modela el perfil vertical de velocidad del viento. Este modelo fue propuesto por Hellman en 1915 (Hellman, 1915) y se usa para estimar la velocidad del viento a una determinada altura con base en datos medidos a una altura dada, se expresa mediante: donde a es el índice de la ley de potencia para la velocidad del viento, el cuál depende de la rugosidad del terreno. Se ha encontrado que el valor de a varia en relación al tipo de terreno por donde pasa el viento y por el efecto de varios parámetros como la elevación, la hora del día, la estación del año, la direccionalidad de viento, entre otros (Manwell, 2002). Se han desarrollado métodos para determinar el valor de a, sin embargo algunos investigadores sugieren que el cálculo de este índice debe ser simple y obtenido empíricamente, por lo que es común usar el valor de a que más se ajuste a los datos disponibles.

23. Correlación para el exponente de la ley de potencia como una función de la velocidad y de la altura. Justus en 1978 [14] propuso la obtención del parámetro  mediante la siguiente relación empírica: donde vref es la velocidad del viento a la altura de referencia donde se cuenta con mediciones y hrefes la altura de referencia. Los valores numéricos en la ecuación 21 son valores empíricos determinados por Justus. Correlación dependiente de la rugosidad de la superficie: En el trabajo de Counihan se propone el cálculo de  mediante siguiente expresión empírica: donde h0 es la longitud de la rugosidad del terreno. Cabe señalar que la correlación 21 depende de datos medidos de velocidad del viento a una cierta altura, mientras que la correlación 22 depende de la rugosidad del terreno del terreno.

24. Variación de la densidad del aire con la altura Para el cálculo de generación eoloeléctrica, se debe considerar una corrección por la variación de la densidad del aire en función de la altura. Con base en la norma IEC-61400-12 (IEC,1998) de la Comisión Electrotécnica Internacional, para aquellos aerogeneradores con control por desprendimiento de flujo (stallregulation), que son aquellos que mediante las propiedades aerodinámicas de las aspas limitan el torque producido a altas velocidades, la corrección de la curva de potencia se debe hacer de acuerdo con la ecuación: donde Pc es la potencia generada como función de la densidad del aire atmosférico del sitio, Pn es la curva de potencia del aerogenerador, rref[ es la densidad del aire de referencia (comúnmente 1.225 kg/m3) y r es la densidad del aire de la localidad.

25. Para aquellos aerogeneradores con control de ángulo de ataque (pitch regulation),que son aquellos que reducen el ángulo de incidencia del viento para evitar daños al mismo cuando se presentan grandes velocidades de viento, se debe aplicar la corrección de acuerdo con la expresión: donde Vc es la velocidad corregida y Vn es la velocidad a la densidad de referencia. Es importante indicar que la corrección que se lleva a cabo mediante la ecuación 24, se trata de una corrección aplicada a la velocidad del viento, por lo que la curva potencia se desplaza sobre el eje horizontal. Para el cálculo de la densidad del aire en función de la altura y la temperatura promedio, ésta se puede calcular mediante donde h es la altura del sitio sobre el nivel del mar y T en centígrados es la temperatura ambiente promedio del sitio

26. Energía y potencia en el viento Cuando el viento es atajado por un objeto, el viento transfiere su energía cinética, y si dicho objeto se mueve decimos que el viento ha desempeñado un trabajo. La cantidad de energía contenida en el viento es función de su velocidad y su masa, por lo tanto cuanto mayor sea la velocidad del viento mayor será la energía disponible y su capacidad para realizar trabajo. La relación entre la masa, la velocidad y la energía está dada por la ecuación de la energía cinética. Considérese un flujo laminar perpendicular a la sección transversal de un cilindro moviéndose a una velocidad v la energía cinética para dicho flujo está dada por: donde m es la masa de aire en movimiento.

27. Por otro lado considerando que la potencia está definida como la energía por unidad de tiempo, tenemos: donde P es la potencia y dm/dt representa el flujo de aire a través del volumen de control. Ahora bien la masa contenida en el volumen de control es: donde A es el área de la sección transversal del volumen de control y L es la longitud del volumen de control. Y como la longitud del VC dividida por unidad de tiempo es igual a la velocidad tal que el flujo de aire a través del VC está dado por: sustituyendo la relación 30 en la ecuación 27, la energía por unidad de tiempo y por unidad de área está dada por:

28. De la ecuación 31 se puede observar que el parámetro más importante involucrado en la potencia contenida en el viento es la velocidad del mismo, ya que al ser una función cúbica por cada vez que se duplica la velocidad del viento se obtiene ocho veces más potencia, tal como se muestra en la tabla 3.

29. Sistemas de medición y evaluación del recurso eólico El aparato utilizado para medir la velocidad del viento es llamado anemómetro. Los fenómenos que dependen de la velocidad del viento se utilizan para medirla, existen tres técnicas diferentes para hacerlo las cuales utilizan tres parámetros para medir la velocidad en forma directa: el empuje, la presión y el efecto de enfriamiento. El anemómetro de copas tipo Robinson consiste en un eje vertical que carga tres o cuatro brazos horizontales y tienen al final copas hemisféricas de metal delgado, los bordes circulares de las copas se encuentran en planos verticales que pasan por el eje común de rotación. El empuje producido por el aire es mayor en el lado cóncavo que en el convexo lo que produce un movimiento circular sobre el eje como se muestra en la figura 33 . La velocidad del viento tiene una relación lineal con la velocidad de rotación, que se mide con un contador digital. Algunos aparatos tienen la capacidad de registrar datos en forma continua y almacenarlos para su posterior análisis.

30. A velocidades bajas de viento, las medidas del anemómetro de copas pueden ser erróneas debido al rozamiento en los cojinetes. Cuando la velocidad del viento disminuye rápidamente, el efecto de la inercia es significante y el anemómetro tarda tiempo en detenerse. A pesar de los dos defectos anteriores, el anemómetro de copas tipo Robinson es el aparato más utilizado para medir velocidades del viento.

31. Análisis de datos anemométricos y evaluación del recurso Normalmente, para evaluar el recurso eólico se toman medidas de la velocidad del viento a dos diferentes alturas lo cual permite hacer una estimación de la velocidad del viento a otras alturas. La distancia entre dos anemómetros debe ser, por lo menos, entre 15 y 20 m. Y el anemómetro mas bajo debe estar colocado lo mas alto posible para evitar que las mediciones del viento se vean afectadas por obstáculos (plantas, árboles, rocas, casas edificios etc...) entre 10 y 30 metros de altura dependiendo de los alrededores.

32. Una vez que los datos erróneos son eliminados y corregidos, se prosigue a analizar los datos. Para analizarlos, los estándares tanto de la IEA (International Energy Agency) como de la IEC (International ElectrotechnicalComission) usan un tiempo de 10 min para promediar los datos adquiridos. La razón por la que se utiliza un tiempo de 10 minutos para promediar las mediciones de la velocidad del viento se encuentra mediante el análisis de la Función de Densidad Espectral (Inglés: Auto PowerSpectralDensityfunction, APSDSd(f)(un método preciso para analizar las fluctuaciones y variaciones en la velocidad del viento) también conocida como el espectro energético del viento. La figura muestra el espectro para el rango de frecuencia de 0.3×10−6[Hz] hasta 0.3 [Hz], como fue medido por Van derHoven . En el eje vertical se muestra la “densidad espectral“Sdmedida de la energía contenida en las fluctuaciones del viento, en la escala horizontal (logarítmico), se muestra la frecuencia. En la figura se agregan, en sitios especiales, el valor correspondiente del período (indicado en segundos, igual a 1/f).

35. Función de Distribución de Probabilidad de Weibull La función de distribución de Weibull (figura 37) está definida por: donde v es la velocidad del viento, c es el parámetro de escala de weibull, y k es el parámetro de forma de la distribución de Weibull. Para determinar los parámetros k y c existe el método del análisis de la desviación estándar, en donde la relación de la desviación estándar con la velocidad media del viento está dada por (Rohatgi et al 1994): donde s es la desviación estándar del conjunto de datos de velocidad del viento, _v es la velocidad media del viento y Γ es la función Gamma. La relación entre k y c está dada por:

36. Función de Distribución de Probabilidad de Rayleigh Como caso particular de la distribución de Weibull se tiene la distribución de Rayleigh que está definida por:

37. La rosa de los vientos Otra forma de reportar el recurso eólico es utilizar la rosa de los vientos. Una rosa de los vientos o rosa náutica es un círculo que tiene marcados alrededor los rumbos en que se divide la circunferencia del horizonte y representa la intensidad media del viento en diferentes sectores en los que divide el círculo del horizonte. En la figura (40) se nuestra una rosa de los vientos donde se indican las direcciones preferentes del viento así como su intensidad y frecuencia.

38. Principios rectores para un programa de evaluación del recurso eólico Un programa de evaluación del recurso eólico es similar a otros proyectos técnicos. Se requiere una planificación y coordinación, y se ve limitada por el presupuesto y las limitaciones de calendarización. Exige una serie de objetivos claros para el mejor enfoque de evaluación. Su éxito final depende de la calidad de los datos medidos (ubicación, técnicas de medición, personal capacitado, equipo de calidad, y completo análisis de los datos). • Criterios y objetivos • Existen varios etapas en la evaluación del recurso eólico. La profundidad de la evaluación dependerá de los objetivos de los programas del uso de la energía eólica y en la experiencia previa sobre el recurso eólico disponible. Estos etapas se pueden clasificar en tres puntos básicas de la evaluación del recurso eólico: • Identificación de áreas preliminares o prospección • Evaluación del recurso • Micrositing

39. Identificación preliminar del área • Este proceso se defiende una región relativamente grande. El recurso eólico disponible se puede inferir basado en la información de estaciones anemométricas de aeropuertos, topografía, vegetación, y otros indicadores. Representación de la escala basada en la forma de la copa de los árboles y el grado de doblez de las ramitas, de las ramas, y del tronco. La clase VII es daño mecánico puro.

40. Evaluación delrecurso del viento del área • Esta etapa se aplica a la medida del viento para caracterizar el recurso en un área donde se está considerando el desarrollo eólico. Los objetivos más comunes de esta escala son: • • Determinar o verificar si existe suficiente recurso eólico dentro del área para justificar futuras investigaciones específicas en el sitio • • Comparar las mediciones de las áreas para distinguir el potencial eólico de cada área • • Obtener datos representativos para estimar el funcionamiento y la viabilidad técnico- económica para un emplazamiento de tecnología eólica • • Referente para los sitios potenciales de la instalación de turbinas eólicas • Micrositing • La escala más pequeña, o la tercera etapa, es la evaluación de micrositing. Su objetivo principal es cuantificar la variabilidad del recurso eólico en una escala pequeña sobre el terreno de interés. Los datos de micrositing se utilizan para determinar la colocación de dos o más turbinas eólicas lo más cerca posible para maximizar el área de tierra disponible y que su colocación ofrezca el máximo desempeño en la utilización del recurso eólico.

41. Planeación para la medición • El campo común a todos los programas de monitoreo es la necesidad de una planeación de las mediciones. Su propósito es asegurarse de que todas las facetas del programa de monitoreo del viento sean correctas y puedan proporcionar los datos que se necesitan para establecer el tipo de tecnología utilizada en la conversión de la energía eólica. Por lo tanto, los objetivos del uso de la energía eólica deben dictar el diseño del plan para las mediciones y debe especificar las características siguientes: • Parámetros de medición • Tipo de equipo, calidad, y costo • Número y localización de las estaciones de monitoreo • Alturas de la medida del sensor • Exactitud de la medida, duración y recuperación de los datos • Intervalos del muestreo y de la grabación de los datos • Formato del almacenaje de datos • Manipulación de datos y su procesado • Medidas del control de calidad • Formato de los informes de los datos.

42. Estrategia de monitoreo La manera cómo se realiza la planificación de mediciones es la base para la estrategia de monitoreo. La estrategia debe incluir una gestión adecuada, personal calificado, y recursos adecuados. Cada uno de los participantes debe entender sus propios quehaceres y responsabilidades y las de los demás, así como la línea de comando de autoridad y de responsabilidad. Cada uno debe conocer los objetivos del programa, la planificación de la medición y el tiempo o periodo de ejecución del proyecto. Debido a las complejidades del proyecto, el equipo debe incluir por lo menos a una persona con experiencia en la mediciones en campo. El análisis de datos, la interpretación y las habilidades computacionales son también habilidades que son necesarias. Los recursos humanos y materiales disponibles deben ser conmensurados con los objetivos de programa. Se deben considerar los mayores niveles de exactitud y cuidar que los datos medidos estén completos y mantener respaldos de los datos crudos. Debe considerarse la supervisión constante como visitas rutinarias a los sitio de medición y la revisión oportuna de los datos.

43. La calidad de los datos se mide generalmente en términos de su representatividad, la exactitud, y la completes.Los componentes del plan de medición deben incluir el siguiente: • Consecución del equipo relacionada con las especificaciones de programa • Método, frecuencia, e información de la calibración del equipo • Listas de comprobación de la instalación de la estación de supervisión y de operación y del mantenimiento • Formas de la colección y de la recuperación de datos •Pautas delanálisis dedatos(cálculos, etc.) • Métodos de la validación de datos y formato de información • Intervenciones internas para documentar la instalación, funcionamiento, operación y mantenimiento, así como la adquisición y la manipulación de datos. Otra meta de garantizar la calidad es reducir al mínimo las incertidumbres que entran inevitablementeen cadapaso del plan de medición. Ningún sitio describe y representa perfectamente el área entera, ningún sensor mide perfectamente, y ni todos los datos recopilados durante unperíodoextensoreflejanperfectamentetodas las condiciones del viento que en el futuro una central eólica experimentará durante su vida útil de 30 años. Sin embargo, si la magnitud de las incertidumbres se entiende y se controlan, las conclusiones se pueden calificar como correctas y son capaces de proporcionar información muy útil.

44. Los recuadros señalados como clase 4 o mayor se consideran generalmente como los más convenientes para el usos de la mayoría de las turbinas eólicas. La áreas con clase 3 son convenientes para el desarrollo de energía eólica al usar turbinas altas con 50 m de la altura al eje del rotor. La clase 2 es marginal y la clase 1 es inadecuada para la aplicación de la energía eólica.

45. Dos recomendaciones importantes se deben tomar en cuenta al elegir la localización de latorre de medición anemométrica: • Colocar la torre tan lejanos como sea posible de obstrucciones locales al viento • Seleccionar una localización que sea representativa del sitio.

46. También se debe tomar en cuenta: la dirección del viento, el tipo de terreno, las características de la vegetación y aplicar las directrices del emplazamiento de la torre de medición anemométrica.

47. Instalación de latorre La torre se debe instalar bajo consideraciones estrictas de seguridady con facilidad en la instalación. Las torres se pueden levantar casidondequiera, pero la tarea es mucho más fácil si el terrenoes relativamenteplano y libre de árboles. Si la torre se erige en una cuestao unterrenodesigual, los alambres tensores o vientos se pueden ajustar mientras quese levanta latorre. Para una torre de 40 m, el radio de la posición de las anclas debe ser al menos 20 m. Se deben considerar al menos tres anclas, pero es común utilizar cuatro puntos de anclaje evitando que alguno de los alambres tensores esté en la dirección del viento predominante. Es recomendable erigir la torrelevantándola a lo largo dela dirección del viento.

49. Sensores de la velocidad y de la dirección del viento • Montar el sensor superior por lo menos 0.3 m (1 pie) sobre la punta de la torrepara reducir al mínimoefectospotenciales delsombreado eólico de la torre • Colocar los sensores en monturas independientes. Los sensores se deben colocar lejos de la estructura de la torre y horizontales al terreno. Si la torre es de elementos estructurales tipo celosía o de armadura el sensor se debecolocar por lo menos a tres anchuras de la torre y seisdiámetros de la torresi la torre es tubular (Para las torres de estructura triangulares,se mide laanchura de la torre como la longitud de una de las caras) • Orientar los sensores montados del lado de la torre en la dirección del viento predominante, o, sihaymás de una dirección que prevalece, en una dirección que reduzca al mínimo la probabilidad de los efectos de sombra de latorrey por el mismo sensor • Los sensores se deben montar de manera horizontal con una altura igual por lo menos aocho diámetros del brazo de soporte de montaje. Para brazos de soporte cuadrados, el diámetro es igual a lalongitud de uno de los lados. • Se debe prever el drenado de los sensores por lluvia o por deshielo (el congelamiento del agua que puede reventar y causar daños)

50. • La veleta que indica la dirección del viento debe ser orientada así que suposición delpunto muerto y no estar dirigida hacia elvientopredominante. Es práctica común que el punto muerto de la veleta coincida con el norte geográfico y se marque como 0°. La orientación delpunto muertose debedocumentar para que se conozca la referencia de los datos y el software de análisis ocupe dirección del vientocorrecta. • Se debe verificar la posición del punto muerto de la veleta de viento una vez que se levanta la torre.