ESTUDIO DEL POTENCIAL DE GENERACIÓN DE ENERGÍA EOLICA EN LA ZONA DEL PÁRAMO DE CHONTALES, MUNICIPIOS DE PAIPA Y SOTAQUIRÁ. DEPARTAMENTO DE BOYACÁ

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1 ESTUDIO DEL POTENCIAL DE GENERACIÓN DE ENERGÍA EOLICA EN LA ZONA DEL PÁRAMO DE CHONTALES, MUNICIPIOS DE PAIPA Y SOTAQUIRÁ. DEPARTAMENTO DE BOYACÁ JOSE ALFONSO AVELLANEDA CUSARÍA UNIVERSIDAD LIBRE FACULTAD DE INGENIERÍA INSTITUTO DE POSTGRADOS BOGOTÁ D.C. 2012

2 ESTUDIO DEL POTENCIAL DE GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA EN LA ZONA DEL PÁRAMO DE CHONTALES, MUNICIPIOS DE PAIPA Y SOTAQUIRÁ. DEPARTAMENTO DE BOYACÁ JOSE ALFONSO AVELLANEDA CUSARÍA Trabajo de tesis para optar al titulo de Maestría en Ingeniería con énfasis en Energías Alternativas Director: Ingeniero ERNESTO TORRES UNIVERSIDAD LIBRE FACULTAD DE POSTGRADOS BOGOTÁ D.C

3 AGRADECIMIENTOS A la Ingeniera Gloria Molina. Directora del instituto de Postgrados de la Universidad Libre Al Ingeniero Ernesto Torres Director de este trabajo A mis compañeros de promoción: Mario Bernal, William Arias, Pedro Morales, Leonardo Alonso y Juan Chica. A mis hijos Carlos Fernando y Jenny Natalia por su apoyo en la práctica experimental y en la edición del trabajo. A mi esposa y compañera Edilia Escudero por su apoyo permanente y su comprensión. 3

4 TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN El tópico principal de la tesis y la problemática abordada Aportes conceptuales y técnicos Trabajos relacionados con la problemática Contenidos generales del informe ANTECEDENTES ENERGÍA EÓLICA EN EL MUNDO Y EN LATINOAMÉRICA ASPECTOS TEÓRICOS Comportamiento general del viento y tipos de vientos Velocidad del viento El viento como energía Energía útil del viento Representación estadística del viento y probabilidad de distribución de Weibull Velocidad del viento media Frecuencia acumulada del viento Densidad de potencia eólica especifica ROSA DE LOS VIENTOS FACTORES QUE DETERMINAN EL VIENTO EN COLOMBIA ALCANCES Y DEFINICION DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS HIPOTESIS

5 5. DELIMITACION DEL PROYECTO Y ASPECTOS BIOGEOGRÁFICOS DE LA ZONA DE ESTUDIO LIMITES ASPECTOS BIOGEOGRÁFICOS DE LA ZONA DE ESTUDIO MARCO METODOLOGICO TIPO DE INVESTIGACIÓN MÉTODO DE INVESTIGACIÓN PROCEDENCIA DE LA INFORMACIÓN UBICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE MONITOREO DEL VIENTO DEL IDEAM EN LA ZONA COMPRA Y ADQUISICIÓN DE MAPAS EQUIPOS E INFORMACIÓN RECONOCIMIENTO ESPACIAL DE LA ZONA DE ESTUDIO INSTALACIÓN Y PUESTA EN MARCHA DE LA ESTACIÓN DE MONITOREO DEL VIENTO Criterios técnicos para estaciones anemométricas Instalación y estandarización de la estación experimental Los Monjes Metadatos y estandarización de la información PLAN DE ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA RESULTADOS Y ANÁLISIS ANÁLISIS DE LA VARIACIÓN DE VELOCIDAD DEL VIENTO, TEMPERATURA Y HUMEDAD RELATIVA EN LA ZONA DE ESTUDIO Análisis de la variación de la velocidad del viento Análisis de la Temperatura en la zona de estudio Análisis de la Humedad Relativa en la zona de estudio ESTIMACION DE LAS VARIABLES CLIMATICAS EN LA ESTACION LOS MONJES Estimación de la Presión Atmosférica

6 7.2.2 Estimación de la Humedad Relativa Estimación de la Temperatura Estimación de la Densidad del Aire ANÁLISIS DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO Análisis de la velocidad del viento horaria Velocidad del viento media y desviación estándar para el período analizado Velocidad promedio horaria y desviación estándar diario La velocidad del viento y su variación con la altura sobre el nivel el mar Distribución de frecuencias de la velocidad del viento Histograma de Velocidades del Viento Frecuencia acumulada del viento Densidad de potencia eólica especifica RESULTADOS Y ANÁLISIS DE LOS DATOS DE DIRECCIÓN DEL VIENTO EN LA ESTACIÓN LOS MONJES ESTIMACIÓN DE ENERGÍA LA PRODUCIDA ESTIMACIÓN DEL CONSUMO ANÁLISIS ECONÓMICO Método del costo de energía Percepción de los habitantes sobre la energía eólica CONCLUSIONES Con respecto al objetivo especifico Con respecto al objetivo especifico RECOMENDACIONES BIBLIOGRAFIA ANEXOS

7 TABLA DE FIGURAS FIGURA 1.1 CAPACIDAD DE ENERGÍA EÓLICA INSTALADA EN EL MUNDO EN FIGURA 1.2 VIENTO CATABÁTICO EN MONTAÑAS DE ZONAS TEMPLADAS...21 FIGURA 1.3 EFECTO FÖHN...22 FIGURA 1.4 INFLUENCIA DE OBSTÁCULOS TOPOGRÁFICOS SOBRE LA VELOCIDAD DEL VIENTO...24 FIGURA 1.5 VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO (CAPA LÍMITE) CON LA ALTURA SOBRE EL TERRENO, SEGÚN LA LEY EXPONENCIAL DE HELLMANN...27 FIGURA 1.6 ÁREA A BARRIDA POR EL ROTOR DE DIÁMETRO D...31 FIGURA 1.7 CURVAS DE RENDIMIENTO DE AEROGENERADORES FIGURA 1.8 TRABAJO DEL ROTOR EÓLICO CON PERFIL NACA 4412 DEL AEROGENERADOR DE 100 W MODELO IT-PE FIGURA 1.9 POTENCIA DEL SISTEMA DE AEROGENERACIÓN...34 FIGURA 1.10 HISTOGRAMA DE VELOCIDADES DEL VIENTO FIGURA 1.11FRECUENCIA DE VELOCIDADES DEL VIENTO Y DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL FIGURA 1.12 FRECUENCIA ACUMULADA DEL VIENTO FIGURA 1.13 CURVAS DE DENSIDAD DE POTENCIA...41 FIGURA 1.14 ROSA DE LOS VIENTOS...42 FIGURA 1.15 VELOCIDAD MEDIA DEL VIENTO EN SUPERFICIE FIGURA 5.1 PLANO LOCALIZACIÓN ESTACIÓN LOS MONJES ( ANEXO13)...53 FIGURA 5.2 MAPA 1. UBICACIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO FIGURA 5.3 PÁRAMO DE CHONTALES. SITIO ALTO DE LAS CRUCES. MUNICIPIO DE SOTAQUIRÁ BOYACÁ MSNM. LUGAR DE EMPLAZAMIENTO DEL PROYECTO...55 FIGURA 6.1 CUADRO METODOLÓGICO GENERAL...58 FIGURA 6.2 IMAGEN SATELITAL DEL RECORRIDO EN LA ZONA DE ESTUDIO FIGURA 6.3 CRITERIOS DE DISTANCIA PARA LA UBICACIÓN DE LOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DEL VIENTO FIGURA 6.4 PERFIL TOPOGRÁFICO DEL RECORRIDO DE ASCENSO FIGURA 6.5 FOTO ESTACIÓN LOS MONJES A 3534 MSNM...66 FIGURA 7.1 ESPECIFICACIONES AEROGENERADOR BWC 10KW

8 INDICE DE TABLAS TABLA 1.1 ESCALA DE RUGOSIDAD DEL TERRENO TABLA 1.2 VALORES DEL EXPONENTE DE HELLMANN EN FUNCIÓN DE LA RUGOSIDAD DEL TERRENO...26 TABLA 1.3. ESCALA DE BEAUFORT DEL VIENTO...28 TABLA 1.4 RELACIÓN VELOCIDAD Y POTENCIA DEL VIENTO...32 TABLA 1.5 VALORES ESPERADOS DE VELOCIDAD DEL VIENTO EN FUNCIÓN DE LA ALTURA TABLA 6.1 ESTACIONES DEL IDEAM EN LA ZONA DE ESTUDIO TENIDAS EN CUENTA PARA LA INVESTIGACIÓN...61 TABLA 6.2 METADATOS IDENTIFICADORES DE LA ESTACIÓN LOS MONJES TABLA 7.1 PRESIÓN ATMOSFÉRICA EN FUNCIÓN DE LA ALTURA TABLA 7.2. VALORES PROMEDIO MULTIANUALES DE HUMEDAD RELATIVA TABLA 7.3. VALORES PROMEDIO MULTIANUALES DE TEMPERATURA TABLA 7.4. VALORES ESTIMADOS DE LA DENSIDAD DEL AIRE TABLA 7.5 VELOCIDADES DEL VIENTO: JUNIO, JULIO, AGOSTO, SEPTIEMBRE, DICIEMBRE, ENERO TABLA 7.6 VELOCIDADES DEL VIENTO A 10 Y 30 METROS DE ALTURA SOBRE LA SUPERFICIE...94 TABLA 7.7 VELOCIDADES HORARIAS CONJUNTO DE DATOS ANALIZADOS...95 TABLA 7.8 RELACION ALTURA (MSNM) VS VELOCIDAD MEDIA DEL VIENTO (M/S)...96 TABLA 7.9 FRECUENCIAS DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO...98 TABLA DENSIDAD DE POTENCIA EN FUNCIÓN DE LA DENSIDAD DEL AIRE TABLA 7.11 DENSIDAD DE POTENCIA OBTENIDA CON LA PROBABILIDAD DE WEIBULL TABLA 7.12 DATOS PARA CÁLCULO DE GENERACIÓN ENERGÉTICA CON EQUIPO BERGUEY WINDPOWER CO.10 KW TABLA 7.13 CÁLCULO DE LA POTENCIA REAL DEL AEROGENERADOR TABLA GENERACION DE ENERGIA EN W/M 2 PARA DIVERSAS VELOCIDADES DEL VIENTO114 TABLA ESTIMACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA EN UNA VIVIENDA RURAL

9 INDICE DE GRAFICAS GRÁFICA 7.1 ANÁLISIS DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN LAS ESTACIONES DE IDEAM DE LA ZONA DE ESTUDIO..76 GRÁFICA 7.2 TENDENCIA DE VELOCIDAD DEL VIENTO CON LA ALTURA..77 GRAFICA 7.3. PROMEDIOS MULTIANUALES DE TEMPERATURA.78 GRAFICA 7.4 PROMEDIOS MULTIANUALES HUMEDAD RELATIVA (%)..80 GRÁFICA.7.5 ESTIMACIÓN GRÁFICA DE LA HUMEDAD RELATIVA...84 GRÁFICA 7.6. ESTIMACIÓN GRÁFICA DE LA TEMPERATURA.86 GRÁFICA 7.7 MEDIDAS DE TENDENCIA CENTRAL DEL VIENTO PROMEDIO HORARIA JUNIO- SEPTIEMBRE 2010 ESTACIÓN LOS MONJES.90 GRÁFICA 7.8 VELOCIDADES PROMEDIO HORARIAS PERÍODO DICIEMBRE/10-ENERO/ GRÁFICA 7.9. VELOCIDAD PROMEDIO HORARIA DEL PERIODO Y DESVIACIÓN ESTÁNDAR..96 GRÁFICA 7.10 VARIACIÓN VELOCIDAD DEL VIENTO VS ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR 97 GRÁFICA HISTOGRAMA DE VELOCIDADES DEL VIENTO EN FUNCIÓN DEL NÚMERO DE HORAS 99 GRÁFICA HISTOGRAMA DE VELOCIDADES DEL VIENTO EN FUNCIÓN DEL % DE HORAS 100 GRÁFICA FRECUENCIA ACUMULADA DEL VIENTO..101 GRÁFICA 7.14 CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE FORMA Y ESCALA DE WEIBULL..103 GRÁFICA DENSIDADES DE POTENCIA A NIVEL DEL MAR (TEÓRICA) Y EN LA ESTACIÓN LOS MONJES (EXPERIMENTAL)..105 GRÁFICA 7.16 ROSA DE LOS VIENTOS DE LOS MESES DE JUNIO, JULIO, AGOSTO Y SEPTIEMBRE GRÁFICA DIRECCIÓN DEL VIENTO MESES DICIEMBRE 2010 Y ENERO GRAFICA ROSA DE LOS VIENTOS ESTACIÓN GACHANECA.108 GRÁFICA 7.19 POTENCIA DEL AEROGENERADOR BWC EXCEL 10KW..111 GRÁFICA CURVAS DE DENSIDAD DE POTENCIA..115 GRÁFICA7.21. PROMEDIO DE HABITANTES POR VIVIENDA.116 GRÁFICA7.22. ELECTRODOMÉSTICOS MÁS COMÚNMENTE UTILIZADOS 117 GRÁFICA7.23. NÚMERO DE HORAS PROMEDIO DE USO DIARIO APROXIMADO 117 9

10 INTRODUCCIÓN EL TÓPICO PRINCIPAL DE LA TESIS Y LA PROBLEMÁTICA ABORDADA La investigación que se presenta se orienta a hacer la evaluación del potencial de la energía eólica para generación de energía eléctrica en una zona de alta montaña andina, correspondiente al corredor Occidental de la cordillera Oriental colombiana a su paso por los departamento de Boyacá y Santander en el macizo montañoso conocido como páramo de Chontales en los límites de los municipios de Sotaquirá y Paipa. Varios aspectos definen la problemática que se aborda a saber: La existencia de fuertes vientos en la zona alta de la cordillera, identificados por los pobladores de la zona, especialmente campesinos y por visitantes Identificación en el Atlas de Vientos y Energía Eólica de Colombia (2006), elaborado por el IDEAM, de velocidades del viento por encima de 5 m/s en la zona de Villa de Leyva, ubicada en el corredor cordillerano mencionado. Evaluación de la existencia de vientos entre suaves y moderados, que corresponderían a velocidades entre 3-8 m/s. según la Escala de Beaufort. Inexistencia de mediciones locales de viento por encima de 3500 msnm y de estudios comparativos de las velocidades del viento y su relación con la altura sobre el nivel del mar en zonas montañosas colombianas. Deficiencia en los suministro de energía eléctrica de los pobladores locales, ya sea por inexistencia de redes o por deficiente servicio de suministro por la Empresa de Energía de Boyacá. 10

11 APORTES CONCEPTUALES Y TÉCNICOS. Desde el punto de vista conceptual y técnico el proyecto busca determinar la velocidad del viento por encima de 3500 msnm, la relación entre altura sobre el nivel del mar y velocidad de los vientos entre msnm, con el fin de evaluar la posibilidad de aprovechamiento de la energía eólica en zonas de la alta montaña andina del departamento de Boyacá y la oferta de la misma en relación con satisfacción de demandas energéticas de la población campesina de la región, así como evidenciar la relación de la velocidad del viento con otras variables como dirección del viento, temperatura, humedad relativa, densidad del aire. TRABAJOS RELACIONADOS CON LA PROBLEMÁTICA. Con excepción del Atlas de Viento y Energía Eólica en Colombia (2006), no existen trabajos sobre la velocidad de los vientos, su relación con la altura sobre el nivel del mar en sistemas de alta montaña andina y su potencialidad de aprovechamiento para generación de energía eléctrica por sistemas autónomos. Los trabajos en este sentido, hasta ahora realizados en Colombia por Pinilla y otros investigadores, han sido para las zonas costeras (Guajira), zonas bajas y cálidas (Cúcuta) y la isla de Providencia. Dada la velocidad de los vientos encontrada (>5 m/s en varios meses del año), se considera que deben realizarse estudios de factibilidad para el aprovechamiento de la energía eólica en todo el corredor occidental de la cordillera Oriental, correspondiente a la zona entre el Páramo de Guerrero en Cundinamarca y la Serranía del Cocuy en los departamentos de Boyacá, Santander y Norte de Santander, para lo cual se requieren trabajos más exhaustivos que pueda construir un Mapa de Vientos y Energía Eólica regional en ese corredor andino. Dentro de futuras investigaciones sobre potencialidades de aprovechamientos de energía eólica en la región, debería considerarse el beneficio social y ecológico que pudiera tener en el futuro, como por ejemplo el hecho de que parques eólicas operados por las comunidades y vinculados al Sistema de Interconexión Eléctrico Nacional, podrían disminuir las presiones degradantes 11

12 que sobre los páramos existen actualmente como son los cultivos de papa y la ganadería, así como su papel como energía alternativa en la disminución de gases efecto invernadero. Debido a lo anterior, el objetivo general del trabajo busca realizar el estudio del potencial de generación de energía eólica para aerogeneración como energía alternativa, en la zona del Páramo de Chontales, corredor occidental de la cordillera Oriental municipios de Paipa y Sotaquirá en el departamento de Boyacá. Las preguntas a resolver que se plantean son las siguientes: El potencial de generación de energía eléctrica podría satisfacer necesidades energéticas básicas de poblaciones rurales en la zona de estudio? Qué influencia tiene la variable altura sobre el nivel del mar con la velocidad de los vientos y el potencial eólico en la zona e estudio? Será económicamente viable la utilización del potencial energético eólico existente para satisfacer las necesidades energéticas básicas de poblaciones rurales de la zona de estudio? CONTENIDOS GENERALES DEL INFORME El desarrollo del Trabajo de Tesis que aquí se presenta cubre los siguientes capítulos: 1. Antecedentes. Aquí se realiza una breve introducción a la situación de la energía eólica en el mundo y en Latinoamérica, mostrando el gran crecimiento de esta energía en países como China y Brasil y el rezago de Colombia frente a otros países de la región como México, Venezuela y Argentina. A continuación se abordan los elementos teóricos que ayudan a comprender el viento como recurso natural y soportan el aprovechamiento del viento como energía, la representación estadística del viento y la probabilidad de distribución de Weibulll, para poder cuantificar este recurso en términos energéticos a partir de la velocidad media. Se abordan también los conceptos más importantes para entender la dirección del viento a partir de la rosa de los vientos y finalmente se analizan los factores que determina el viento en Colombia a partir del Atlas de Vientos. 12

13 2. Alcances y definición del problema de investigación. En este capítulo, se revisan las investigaciones que en América Latina y Colombia se han adelantado o se están adelantando para la evaluación de los potenciales energéticos del viento para aprovechamientos en pequeña escala con sistemas autónomos, los cuales normalmente se refieren a zonas bajas y costeras, estando ausentes hasta ahora los estudios en zonal de alta montaña andina, por lo cual la investigación actual sería pionera en esta temática y reviste importancia, en la medida que hay una importante porción de comunidades rurales en la alta montaña andina, que no están interconectados a los servicios de energía eléctrica o que teniéndolo es deficiente. 3. Objetivos. A partir de definir el problema de investigación como, la deficiencia en información sobre la energía eólica en sistemas de alta montaña, se formulan los objetivos de la investigación que buscan avanzar en cubrir esta deficiencia de información y dejar sentadas algunas propuestas para avanzar en el conocimiento de los corredores eólicos en los Andes como potenciales suministradores de esta energía alternativa. 4. Hipótesis. Este capítulo aborda el planteamiento de la Hipótesis de la investigación y las preguntas orientadoras. 5. Zona de estudio. En este capítulo se delimita el área del proyecto y se sintetizan los aspectos biogeográficos que la caracterizan como zona de alta montaña andina. 6. Marco metodológico. Se describe el tipo y método de investigación y la forma como se desarrollará esta para la obtención de los resultados propuestos para la investigación. 7. Resultados y análisis. Se presentan adecuadamente tabulados y graficados cada uno de los resultados obtenidos y se analizan en el contexto del estudio del potencial energético del viento y sus posibilidades de aprovechamiento para satisfacción de las necesidades de energía eléctrica para pequeñas comunidades rurales en la zona andina con sistemas autónomos. 13

14 8. Conclusiones. Se presentan, de acuerdo a los objetivos específicos, tanto en lo que respecta a las variables dependientes como a las variables independientes que definen en la zona el comportamiento del viento y su potencial como energía eólica en los sistemas de alta montaña de la cordillera Oriental. La conclusión principal es prometedora en cuanto al potencial eólico para el corredor occidental de esta cordillera en los departamentos de Santander y Boyacá. 9. Recomendaciones. Se establecen recomendaciones para avanzar en el levantamiento riguroso de datos de la velocidad del viento y de las variables climáticas que definen su comportamiento, así como de la necesidad de avanzar en proyectos de diseño de aerogeneradores de baja potencia para ser probados en la zona. 14

15 1. ANTECEDENTES 1.1 ENERGÍA EÓLICA EN EL MUNDO Y EN LATINOAMÉRICA Si bien la utilización del viento como energía no es un tema nuevo en Colombia, su estudio como energía alternativas y especialmente como energía eólica en el marco de la situación energética contemporánea si lo es. La presente investigación tiene su origen en el desarrollo de interés por conocer la energía generada por el viento (energía eólica) en zona de la alta montaña andina colombiana. Los antecedentes buscan revisar la dinámica de la utilización de la energía eólica en el mundo, en Latinoamérica y Colombia durante los últimos años y las tendencias de su aplicación en los próximos años para así poder visualizar la importancia del proyecto de investigación. Desde la primera mitad del siglo XX, la energía eólica a través de los molinos de viento, fue utilizada para bombeo de aguas en la Costa Atlántica, los Llanos Orientales, los valles interandinos y en el altiplano Cundiboyacense, donde aún operan algunos de estos molinos instalados hace más de cincuenta años. Con la llegada de la energía eléctrica se han abandonado estas tecnologías en casi todo el país, desaprovechando un recurso como lo es el agua subterránea que pudiera ser aprovechada, particularmente en épocas de estiaje para satisfacer las demandas de este recurso en esta amplia zona del país, que aún no ha resuelto suministros sostenibles de agua potable. El clásico molino de viento, una de las máquinas más antiguas para aprovechar la energía eólica, es una máquina que transforma el viento en energía aprovechable. Esta energía proviene de la acción de la fuerza del viento sobre unas aspas oblicuas unidas a un eje común. El eje giratorio puede conectarse a varios tipos de maquinaria para moler grano, bombear agua o generar electricidad. Cuando el eje se conecta a una carga, como una bomba, recibe el nombre de molino de viento. Si se usa para producir electricidad se le denomina generador de turbina de viento o aerogenerador. La utilización de este tipo de energía denominada como "limpia, en donde solo es aprovechado el viento para la generación de la energía, cuenta con grandes ventajas: (ONI. ESCUELAS, 2009) (EUREC, 2009) (GWEC, 2009) No se generan emisiones de carbono ni de los denominados gases de efecto invernadero. No se produce contaminación atmosférica ya que no recurre a la combustión ni a la fusión de combustibles. 15

16 La crisis energética de la primera mitad de la década de 1970, despertó el interés por energías diferentes a los hidrocarburos y en muchos países se adelantaron investigaciones y proyectos sobre energía solar. Los años siguientes vieron el desarrollo de los grandes proyectos hidroeléctricos y en alguna medida se desarrolló la energía solar para calentar agua para las viviendas en áreas residenciales de ciudades como Bogotá. No hubo mucho interés por desarrollar la energía eólica, dado que en las regiones rurales como la Costa Atlántica, donde son abundantes los vientos, el Estado nunca presto atención por este recurso natural y la política oficial se enfocó casi exclusivamente en el desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos durante las décadas de 1970 a A nivel internacional, a partir de la década de 1980 y concordante con dar respuestas a los cambios climáticos globales, donde los gases de efecto invernadero generados por la quema de combustibles fósiles tienen una gran responsabilidad, se han realizado gran número de investigaciones y proyectos de energía eólica en el mundo, perfeccionándose dicha tecnología. Las turbinas eólicas actuales producen 200 veces más electricidad a mitad del costo que las primeras turbinas. También ha crecido el tamaño de parques eólicos: los primeros fueron capaces de generar solo unos megavatios de electricidad, pero los actuales tienen capacidades de producción generalmente sobre unos cientos de megavatios e incluso más de1000mw (EUREC, 2009). En la actualidad la energía eólica es el sector de energía más creciente ( Global Outlook ), con decenas de miles de megavatios de capacidad instalados anualmente (EUREC). En 2006, 15,197MW de capacidad fueron instalados globalmente, comparado con unos 4,800 MW en A partir del 2007 los crecimientos de los proyectos eólicos se miden en GW. En el 2010 por primera vez, los principales proyectos eólicos fueron instalados en países en desarrollo o en economías emergentes, países que han venido ampliando la diversidad de sus opciones energéticas, tales como China, India y Brasil. Este crecimiento de la energía eólica en países fuera de la OCDE, ha sido favorecido por el boom eólico en China, país que actualmente tiene la mayor capacidad instalada de energía eólica en el mundo con 44,7 GW, además de que en la actualidad dicho país domina el mercado internacional de turbinas eólicas. Solamente en el período de enero-diciembre de 2010, este país instaló 19.9 GW ( MW, ver Figura 1.1), que constituyen el 49,5 de la capacidad instalada en el mundo. En el caso de la India, que tiene instalados 13.1GW, el gobierno se ha trazado el objetivo de tener instalados para el año 2012 de 48.5 GW, pero los industriales piensan en un horizonte posible de 100GW. En Brasil a finales del 2010 tenía una capacidad instalada de 910MW y las proyecciones son de MW (4GW) en el En el caso de otros 16

17 países de América Latina, México ha pasado de 310 MW en el 2008 a 519MW en el 2010; Argentina tiene 93.5MW instalados; Uruguay proyecta tener instalados 500MW a 2015; Perú con 150 MW en el 2010; Venezuela con 100MW en construcción. Colombia tiene instalados solo 20MW en el parque eólico de Jepirachi en la Guajira (GWEC, 2009). Figura 1.1 Capacidad de energía eólica instalada en el mundo en 2010 Fuente:(GWEC, 2009) En los últimos cinco años el crecimiento de la capacidad instalada ha sido de 334%. En el caso de Inglaterra la meta es que a 2020 el 100% de la población en zonas urbanas este alimentada por energía eólica, especialmente proveniente de parques eólicos en el mar. En Colombia a partir de la década de 1980 se desarrollaron molinos de viento como aerobombas de segunda generación por el proyecto Gaviotas. Los objetivos del diseño de éstas fue esencialmente, más bajo costo inicial, menor peso de la estructura, mayor eficiencia, y manufactura, producción y mantenimiento locales (Moreno Figueredo, 2009). Desde finales de la década de 1990 se han venido realizando proyecciones importantes para el desarrollo de la energía eólica en Colombia, que se concretaron en la implementación del Parque Eólico de Jepirachi en la Guajira por parte de las Empresas Públicas de Medellín con capacidad de generación de 20 MW, que entró en 17

18 funcionamiento en el año Otros proyectos en el departamento de la Guajira se han venido planificando por parte de las comunidades indígenas Wayuu. El Parque Eólico Wayuu, base de un proyecto de desarrollo rural para familias indígenas. En ese proyecto, que se encuentra en su primera fase, convergen dos empresas privadas, un resguardo (jurisdicción) indígena y las municipalidades de Uribia y Manaure, que constituyeron la sociedad prestadora de servicios públicos Wayuu ESP (AMBIENTE-COLOMBIA, 2003). En el 2010, las EE.PP.M.,manifestó interés en desarrollar nuevos parques con una capacidad del orden de 200 MW. CORPOGUAJIRA, mediante Resolución No , notificada el pasado 8 de enero de 2010, otorgó a las empresas ISAGEN S.A. E.S.P. y WAYUU S.A. E.S.P., la Licencia Ambiental para la construcción y operación del Parque Eólico Jouktai, en el corregimiento del Cabo de la Vela municipio de Uribía, departamento de La Guajira. El proyecto se encuentra en su fase final de estudios y aún no se han tomado decisiones (a enero 2010) sobre su construcción y entrada en operación. La capacidad inicial prevista es de 31,5 MW y demandará una inversión cercana a los MUS$ 60 (costo aproximado de 1900 US$/kW) (UPME, 2010). Por otra parte, es preciso tener en cuenta que la CEPAL (CEPAL, 2004) ha considerado que uno de los retos más importantes para el desarrollo integral de las comunidades rurales en América Latina, estriba en las posibilidades de fuentes de energía renovables, dado que el insuficiente suministro de electrificación rural, es un pasivo que incrementa la pobreza, pero contradictoriamente es el contexto rural donde se ubican generalmente los recursos como la radiación solar, las corrientes de agua y el viento. 18

19 1.2 ASPECTOS TEÓRICOS Para el desarrollo del presente trabajo se parte del estudio del viento en su comportamiento, tipos de viento, la velocidad del viento y las variables que la determinan y el viento como energía alternativa potencialmente aprovechable COMPORTAMIENTO GENERAL DEL VIENTO Y TIPOS DE VIENTOS El viento se produce por el movimiento de las masas de aire en la troposfera, la capa más baja de la atmósfera, dentro de ella, los vientos que tendrán interés desde el punto de vista energético son los que se producen a nivel de la superficie terrestre (Cortez, 2003). El conocimiento de los vientos generales no es suficiente para evaluar su potencial eólico, razón por la cual se requiere conocer algunos factores tales como el axioma (Bjerknes) que indica el movimiento o sentido de giro del viento: Cuando el gradiente de presión y el gradiente de temperatura tienen distinta dirección, se produce una circulación de aire de sentido al camino más corto desde el gradiente de presión al de temperatura. Lo anterior indica que en general los desplazamientos verticales del aire son pequeños en relación a los desplazamientos horizontales, por lo que se puede considerar que la dirección del viento es sensiblemente horizontal y se determina y refiere mediante el ángulo que conforma respecto a una dirección fija, que es la del Norte geográfico, este es el principio de la construcción de la rosa de los vientos. Por otra parte se debe tener en cuenta que la dirección del viento medida a algunos metros sobre el nivel del suelo está fuertemente influenciada por la situación topográfica del lugar considerado. Finalmente la frecuencia de las direcciones está relacionada con la presión atmosférica, la densidad del aire y la topografía. Así por ejemplo, en las faldas de las montañas el aire se calienta durante el día y se va hacia las alturas, mientras en la noche el aire frio, más pesado baja hacia los valles (Fernández, 2007). Teniendo en cuenta que el estudio se realizó en zonas de alta montaña se tuvo en cuenta que los vientos de montaña se pueden agrupar en cuatro sistemas (Whiteman, 2000). 19

20 1. Vientos de ladera (slope wind system): son los vientos anabáticos y catabáticos que se desarrollan por las diferencias de temperatura horizontal entre el aire sobre las laderas de las montañas y el que se encuentra encima del centro del valle. 2. Vientos a lo largo de un valle (along-valley wind system): son los vientos de valle y de montaña que se desarrollan por las diferencias de temperatura horizontal a lo largo del eje axial de un valle o entre el aire del interior de un valle y el aire que se encuentra sobre el llano adyacente al valle. 3. Vientos a través de un valle (cross-valley wind system): se desarrollan por las diferencias horizontales de temperatura entre las dos laderas que conforman el valle, el flujo que se desarrolla sopla perpendicular al valle hacia la ladera más calentada. 4. Vientos de montaña-llanura (mountain-plain wind system): se desarrollan por las diferencias horizontales de temperatura entre el aire sobre las montañas y el que se encuentra en las llanuras, estableciéndose una circulación de gran escala con vientos que soplan hacia o desde las montañas. Estos flujos no están confinados por la orografía, sino que se transportan sobre profundas capas de la atmósfera por encima de las laderas de la montaña La transición de la mañana empieza con la inversión del régimen de vientos de ladera catabáticos (soplan ladera abajo) hacia los vientos anabáticos (soplan ladera arriba). Las corrientes convectivas que ascienden desde el suelo van destruyendo la inversión térmica en superficie, y los vientos de valle cambian de régimen también, de vientos de montaña (soplan desde las montañas a los valles) a vientos de valle (soplan de los valles hacia las montañas). Esta transición finaliza cuando la inversión en el valle se destruye y los vientos de valle soplan en todo el espesor del valle. Según Whiteman (Whiteman, 2000), el comportamiento de los vientos de montaña se caracteriza por: Durante el régimen diurno, la atmósfera en el valle está acoplada con la capa por encima del mismo. Los vientos anabáticos y de valle dominan en una área inestable que se extiende desde la superficie del valle y por las laderas hasta altitudes superiores a los límites verticales del mismo. 20

21 La transición de la tarde empieza con la inversión del régimen de vientos anabáticos a un régimen de vientos catabáticos. Los vientos catabáticos drenan el aire frío de las laderas de las montañas hacia dentro del valle, contribuyendo a la formación de una inversión térmica y produciendo el reverso de los vientos de valle a vientos de montaña. Cuando los vientos de montaña se establecen a través de todo el espesor del valle se finaliza la transición. Durante la fase nocturna, la atmosfera del valle se encuentra desacoplada de las capas por encima del mismo. Los vientos catabáticos soplan por las laderas del valle, y los vientos de montaña circulan por debajo de la inversión térmica. De acuerdo a las consideraciones anteriores para las zonas montañosas, específicamente se han identificado y caracterizado dos tipos de vientos (Fernandez Diez, 2007): Vientos catabáticos y anabáticos. El viento catabático, Figura 1.2 es el producido por el descenso de aire fresco desde regiones elevadas o regiones más bajas, en forma de brisas, a través de laderas y valles. Este tipo de viento presenta poca relación con las isobaras, puesto que viene regido principalmente por la dirección de los valles a través de los cuales desciende. El viento anabático es el que presenta una componente vertical ascendente, siendo el término opuesto a catabático. Figura 1.2 Viento catabático en montañas de zonas templadas Fuente: (Fernandez Diez, 2007) Los vientos de ladera presentan intensidades entre 1 a 5 m/s. Aunque las temperaturas diurnas más elevadas, y las nocturnas más frías se producen en superficie, se observa un máximo en la intensidad de los vientos de ladera algunos metros por encima de la superficie debido a la fricción del suelo. 21

22 Los flujos de vientos catabáticos más intensos se presentan justo después de la puesta del Sol. Para los vientos anabáticos, el máximo en intensidad se produce hacia la media mañana, cuando el contraste de temperaturas entre el aire en la ladera y en el centro del valle es superior (Whiteman, 2000). Föhn- Es un viento fuerte, seco y cálido, que se produce en ocasiones en la ladera de sotavento (contraria a la que sopla el viento) de los sistemas montañosos, Figura 1.3; un Föhn fuerte se presenta precedido por un sistema de bajas presiones que avanza ocasionando fuertes vientos en la troposfera media y alta. Cuando este sistema se acerca a una montaña, el aire sube por la ladera de barlovento, enfriándose por debajo de la temperatura de condensación, formando nubes que se mantienen dosadas a las cimas de las montañas, que provocan precipitaciones, por lo que el contenido de humedad del aire baja y así el aire que desciende por sotavento es seco, calentándose en el descenso a razón de 10 C por km. También influye grandemente en la velocidad del viento la forma del relieve de la superficie de la tierra por donde discurre la corriente. Superficies de pendientes suaves y desnudas de obstáculos son los mejores lugares de potencial eólico, puesto que se van juntando las líneas de corriente del fluido y hacen que su velocidad aumente. Figura 1.3 Efecto Föhn Fuente: (Fernandez Diez, 2007) Otros factores a tener en cuenta para la comprensión de los vientos en las zonas de montaña son los siguientes: 22

23 Vientos de superficie y rugosidad del terreno 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 que sobre ella existan (p.e: árboles, edificios, etc.). Las direcciones del viento cerca de la superficie serán ligeramente diferentes de las de los vientos geostróficos debido a la rotación de la tierra. Tratándose del estudio de la energía eólica, interesa conocer los vientos de superficie y cómo calcular la energía aprovechable del viento para o cual es importante conocer el papel que juega la rugosidad del terreno donde se desplaza (Whiteman, 2000). Para el aire en contacto con el suelo es desacelerado por fuerzas de arrastre, generando fricciones que genera diferencia de velocidades entre las diferentes capas de aire que provoca cizalladuras. El efecto de la fricción sobre la cizalla es acelerar el aire más lento y desacelerar el más rápido que se traduce en una transferencia vertical de la cantidad de movimiento hacia abajo, desde la atmósfera a la tierra. El arrastre y la fricción aumentan con la rugosidad del terreno. Se entiende por rugosidad las características geométricas de la superficie asociadas a la eficiencia de ésta, como sumidero de la cantidad de movimiento del flujo turbulento, debido a la generación de fuerzas de arrastre y el incremento de la cizalla vertical del viento (Marreno Santana, 2011). En general, cuanto más pronunciada sea la rugosidad del terreno mayor será la ralentización que experimente el viento. Obviamente, los bosques y las grandes ciudades ralentizan mucho el viento, mientras que las pistas de hormigón de los aeropuertos sólo lo ralentizan ligeramente. Las superficies de agua son incluso más lisas que las pistas de hormigón, y tendrán por tanto menos influencia sobre el viento, mientras que la hierba alta y los arbustos ralentizan el viento de forma considerable (Marreno Santana, 2011). 23

24 Figura 1.4 Influencia de obstáculos topográficos sobre la velocidad del viento Fuente:(Fernandez Diez, 2007) En la industria eólica, comúnmente se suele referirse a clase de rugosidad o longitud de rugosidad cuando se trata de evaluar las condiciones eólicas de un paisaje. Una alta rugosidad de clase 3 o 4 se refiere a un paisaje con muchos árboles y edificios, mientras que a la superficie del mar le corresponde una rugosidad de clase 0. El término longitud de rugosidad es en realidad la distancia sobre el nivel del suelo a la que teóricamente la velocidad del viento debería ser nula como consecuencia de los obstáculos y la superficie sobre los cuales circula. En la Tabla 1.1 se muestra las clases y longitudes de rugosidad en función del tipo de paisaje (Fernandez Diez, 2007). Tabla 1.1 Escala de rugosidad del terreno. Clase de Rugosidad Longitud de la Rugosidad(m) Índice de energía (%) 24 Tipo de paisaje 0 0, Superficie del agua 0,5 0, Terreno completamente abierto con superficie lisa. Área agrícola abierta sin cercados ni barreras vivas y con edificios muy dispersos. Sólo colinas 1 0,03 52 suavemente redondeadas. 1,5 0, Terreno agrícola con algunas casas y barreras vivas de 8 metros de altura con una distancia aproximada de 1250 m. 2 0,1 39 Terreno agrícola con algunas casas y barreras vivas de 8 metros de altura con una distancia aproximada de 500 m. 2,5 0,2 31 Terreno agrícola con muchas casas, arbustos y plantas, o barreras vivas de 8 metros de altura con una distancia aproximada de 250 m.

25 Clase de Rugosidad Longitud de la Rugosidad(m) Índice de energía (%) Tipo de paisaje Pueblos, ciudades pequeñas, terreno agrícola, con altas barreras vivas, bosques y terreno accidentado y muy desigual. 3 0,4 24 3,5 0,8 18 Ciudades más grandes con edificios altos 4 1,6 13 Ciudades muy grandes con edificios altos y rascacielos Fuente: (Danish Wind Industry Association) La rugosidad de una superficie se determina por el tamaño y distribución de los elementos de rugosidad que contiene. Lettau ( Palese,Claudia; Apcarian,Anabel y Lassig, Jorge L.), propuso la ecuación que la evalúa mediante el parámetro denominado longitud de rugosidad Zo, que nos da la altura a la cual la velocidad media es cero cuando el viento tiene una variación logarítmica con la altura: (Ecu. 1) Con h, S: altura y sección cara al viento de los elementos de rugosidad. Ah: área horizontal media correspondiente a cada obstáculo VELOCIDAD DEL VIENTO El viento viene definido por dos parámetros esenciales que son, su dirección y su velocidad. La dirección del viento y su valoración a lo largo del tiempo conducen a la ejecución de la llamada rosa de los vientos, La velocidad media del viento varía entre 3 y 7 m/s, según diversas situaciones meteorológicas; es elevada en las costas, más de 6 m/s, así como en algunos valles más o menos estrechos. En otras regiones es, en general, de 3 a 4 m/s, siendo bastante más elevada en las montañas, dependiendo de la altitud y de la topografía. La velocidad media del viento es más débil durante la noche, variando muy poco, aumenta a partir de la salida del Sol y alcanza un máximo entre las 12 y 16 horas solares. 25

26 La velocidad del viento se estudia a partir de la Ley exponencial de Hellmann. De acuerdo a esta Ley la velocidad del viento varía con la altura, siguiendo aproximadamente una ecuación de tipo estadístico, conocida como Ecuación de Hellmann, de la forma (Fernandez Diez, 2007): ) α (Ecu. 2) En la que V h es la velocidad del viento a la altura h, V 10 es la velocidad del viento a 10 metros de altura y α es el exponente de Hellmann que varía con la rugosidad del terreno, y cuyos valores vienen indicados en la Tabla 1.2. En la (Figura 1.5), se indican las variaciones de la velocidad del viento con la altura según la Ley exponencial de Hellmann. Tabla 1.2 Valores del exponente de Hellmann en función de la rugosidad del terreno TIPO DE TERRENO VALOR DEL EXPONENTE DE HELLMANN Lugares llanos con hielo o hierba α= 0,08 + 0,12 Lugares llanos (mar, costa) α= 0,14 Terrenos poco accidentados α= 0,13 + 0,16 Zonas turísticas α= 0,2 Terrenos accidentados o bosques α= 0,2 + 0,26 Terrenos muy accidentados y ciudades α= 0,25 + 0,4 Fuente: (Fernandez Diez, 2007) La siguiente Figura ilustra tres situaciones de la aplicación de la Ley exponencial de Hellmann. 26

27 Figura 1.5 Variación de la velocidad del viento (capa límite) con la altura sobre el terreno, según la Ley exponencial de Hellmann Fuente: (Fernandez Diez, 2007) La curva de duración de la velocidad tiende a aplanarse cuando aumenta el tiempo durante el cual el viento persiste a una cierta velocidad. La velocidad media del viento es de la forma: (Ecu. 3) Dónde: 8760= Número de horas del año Algunos de los aspectos a tener en cuenta en la aproximación del entendimiento de la velocidad del viento y su potencia energética son el Efecto o fuerza de Coriolis, que es la fuerza por unidad de masa que se forma a partir de la rotación de la tierra y que actúa como una fuerza de desviación. Depende de la latitud y de la velocidad del objeto en movimiento. En el hemisferio sur, el aire es desviado hacia el lado izquierdo de su ruta, mientras que en el hemisferio norte el aire es desviado hacia el lado derecho de su ruta. La velocidad del viento se mide cualitativamente usando la Escala 27

28 de Beaufort del Viento. Según esta escala, la velocidad del viento se estima entre 0-12, con base en claves visuales desarrolladas originalmente en 1806 por Sir Francis Beaufort. Él, desarrollo un sistema de intensidad para determinar en forma precisa la velocidad del viento. Este sistema fue desarrollado por marineros, pero fue modificado por el Servicio Meteorológico Nacional (NWS) y se usa también en tierra firme. La tabla de referencia para este trabajo se adaptó para 0 a 8 de la Fuerza de Beaufort. que son los vientos que normalmente se presentan en tierra firme en esta zona del continente. Las filas resaltadas corresponden a los vientos comúnmente detectados en la zona. Tabla 1.3. Escala de Beaufort del Viento Fuerza Beaufort Velocidad del Viento (KmPH) Velocidad del Viento (m/s) Indicadores Términos Usados en las Predicciones del NWS Calma; el humo sube verticalmente. Calma La dirección se puede apreciar por la dirección del humo, pero no por medio de veletas. Ventolina El viento se siente en el rostro, las hojas se mueven ligeramente; las veletas ordinarias se mueven con el viento. Ligero Las hojas y las ramas delgadas se mueven constantemente; el viento extiende las banderas ligeras. Suave Levanta polvo y papeles sueltos; las ramas pequeñas se mueven. Moderado Los árboles pequeños empiezan a balancearse; en los lagos pequeños se observan olas con crestas. Fresco Se mueven las ramas grandes; los cables telefónicos silban; es difícil usar sombrillas. Fuerte Los árboles enteros se mueven; es incómodo caminar contra el viento. Muy fuerte Se rompen las ramas de los árboles; generalmente no se puede avanzar. Ventarrón Fuente: (Servicio Meteorológico Nacional de España (NWS)). Adaptado por el autor 28

29 1.2.3 EL VIENTO COMO ENERGÍA Las fuentes de energía renovables (excepto la geotérmica), e incluso la energía de los combustibles fósiles, provienen, en último término, del sol. El sol irradia kwh de energía por hora hacia la Tierra. En otras palabras, la Tierra recibe 1,74 x W de potencia. Alrededor de un 1% a un 2% de la energía proveniente del sol es convertida en energía eólica. Esto supone una energía alrededor de 50 a 100 veces superior a la convertida en biomasa por todas las plantas de la tierra. Hasta ahora, las fuentes eólicas más interesantes para aprovechamiento de su energía son las zonas costeras y marinas y determinados pasos entre las montañas en las que se puede disponer de más de kwh/m 2- año. Este último aspecto es de interés para el presente estudio. Existen tres componentes del viento que determinan su energía disponible, estos son: la velocidad del viento, su variación en el tiempo y, en menor grado, la densidad del aire. Así pues, la potencia contenida en el viento, soplando con una velocidad V y pasando a través de un área A perpendicular a V, es: ) (Ecu. 4) Dónde: P viento: potencia eólica expresada en vatios densidad del aire (1.2 Kg/m 3 a nivel del mar) V: velocidad del viento en m/s A: área del rotor en m 2 La determinación de la densidad del aire implica, básicamente, conocer la temperatura y presión ambiental suponiendo que el aire se comporta como un gas perfecto. 29

30 Es importante señalar que generalmente la velocidad del viento hace referencia a la velocidad media, siendo ésta la magnitud más relevante en la caracterización del recurso eólico en un sitio. Este parámetro puede presentar importantes variaciones temporales y espaciales. La potencia eólica disponible es proporcional al cubo de la velocidad del viento. Un incremento de velocidad de viento en 1 m/s, por ejemplo de 5 a 6 m/s, representa un aumento sustancial en potencia: 125 contra 216 (73 % de incremento). Así mismo, si la velocidad del viento se duplica, la potencia disponible se incrementa en ocho veces. Es por esto, que lugares con altos niveles de velocidad de viento son preferidos para la evaluación sistemática del recurso, así como para el emplazamiento no solo de aerobombas sino también aerogeneradores de gran tamaño para el suministro de energía eléctrica ENERGÍA ÚTIL DEL VIENTO En una corriente de aire de densidad, y velocidad V, como se indica en la (Figura 1.6) la potencia eólica disponible que atraviesa una superficie A y hace un recorrido L en el tiempo t, viene dada por la expresión: (Ecu. 5) Dónde : N viento es igual a P viento de la Ecu. 4 Para un molinete o aerogenerador de eje horizontal y diámetro de hélice D, la sección A es: (Ecu. 6) 30

31 Figura 1.6 Área A barrida por el rotor de diámetro D Fuente:(Fernandez Diez, 2007) Por lo que la potencia del viento quedará en la forma: (Ecu. 7) La velocidad del viento varía con el tiempo y, por lo tanto, su potencia N también variará. Se puede considerar el valor medio de ambas, por ejemplo a lo largo de un año, obteniéndose: (Ecu. 8) De estos conceptos se obtienen las siguientes consecuencias: La N viento varía fuertemente con la velocidad V, siendo preciso hacer las mediciones de V en el lugar exacto donde se quiera instalar la aeroturbina. La N viento varía con la densidad del aire, a causa de las variaciones de presión y temperatura, en valores que pueden oscilar de un 10% a un 15% a lo largo del año. La (Figura 1.7) muestra el rendimiento de diferentes tipos de aerogeneradores de acuerdo del límite de Betz la cual curva es la de rendimiento ideal en función de la velocidad específica ó también denominada TSR cuyas siglas en ingles son TipSpeed Ratio (Fernandez Diez, 2007). 31

32 Figura 1.7 Curvas de rendimiento de aerogeneradores. Fuente: (CIEMAT) La Figura 1.7 permite apreciar como los mayores rendimientos se obtienen con aerogeneradores de hélice trápala y hélice bipala mientras que los más bajos se obtienen con los rotores Savonius. Potencia del viento (Martín Gómez) Teniendo en cuenta la Ecu. 4 la Tabla 1.3 presenta una estimación general de la potencia del viento en relación con su velocidad. Tabla 1.4 Relación Velocidad y Potencia del viento m/s W/m 2 m/s W/m 2 m/s W/m , ,8 1 0, , ,2 2 4, , ,1 3 16, , ,1 4 39, , ,0 5 76, , , , , , , , ,3 Fuente: (Direcccion Nacional de Meterorología Uruguay) 32

33 Potencial eólico aprovechable (Dirección General de Competitividad Agraria del Ministerio de Agricultura de Uruguay- MINAG). La velocidad del viento es el factor determinante para definir la instalación de un sistema de aerogeneración, sea este para la generación a grande o pequeña escala, para el cargado de baterías en áreas rurales. Se puede tomar como referencia la velocidad promedio del viento para determinar si un lugar es apropiado para la instalación de un aerogenerador; esto es debido a que la potencia generada por el viento varía en proporción del cubo de la velocidad. Sin embargo, la velocidad promedio sólo da una indicación de conveniencia de un lugar, ya que un lugar específico con vientos irregulares altos y bajos puede tener el mismo promedio de velocidad que en otro lugar con una velocidad promedio constante durante todo el año. Si un aerogenerador fue instalado en el lugar con vientos irregulares altos y bajos, la energía puede sobrar en meses de fuerte de viento y faltar en meses de bajo viento, en un régimen moderado constante de viento se puede tener cálculos más exactos de la energía disponible además hacer una mejor elección de los equipos para cubrir la demanda de energía. No es posible extraer toda la potencia eólica disponible del viento, ya que esto depende de la eficiencia y características de la máquina. La expresión de la Ecu. 5 que relaciona estos parámetros queda de la siguiente forma: (Ecu. 9) Donde Cp, es el coeficiente de potencia, que expresa la fracción de potencia extraída por el rotor eólico, y es un parámetro de diseño de cada máquina, como también de la velocidad del viento a la que se realizó el diseño. El máximo valor de Cp, encontrado a partir de la teoría del rotor, realizada por Bezt es de 0.59, en la práctica Cp puede alcanzar valores superiores a 0.4. Con los últimos avances de los perfiles aerodinámicos, por lo general se tiene un factor global que representa las pérdidas del rotor y del generador eléctrico, la Figura 1.8 muestra la curva de eficiencia de rotor del micro aerogenerador IT-PE

34 Figura 1.8 Trabajo del rotor eólico con perfil NACA 4412 del aerogenerador de 100 W modelo IT- PE100 Fuente:(Dirección General de Competitividad Agraria del Ministerio de Agricultura de Uruguay- MINAG) La (Figura 1.9) presenta la curva de potencia de modelo de micro aerogenerador de 100 W, modelo IT-PE100 con generador de imanes permanentes de Neodimio, es una curva típica de un aerogenerador que muestra la relación exponencial de la velocidad del viento con la potencia. Figura 1.9 Potencia del Sistema de Aerogeneración Fuente:(Dirección General de Competitividad Agraria del Ministerio de Agricultura de Uruguay- MINAG) 34

35 1.2.5 REPRESENTACIÓN ESTADÍSTICA DEL VIENTO Y PROBABILIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE WEIBULL Dadas las características dispersas y aleatorias de la energía eólica, y al hecho de que el viento varía de un lugar a otro dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje y de la superficie (Fernandez Diez, 2007) es necesario la utilización de la estadística para evaluar las posibilidades de aprovechamiento de la energía eólica, utilizando la velocidad del viento como una variable aleatoria con una cierta función de distribución, para lo cual se utiliza la distribución de Weibull. La distribución estadística de las velocidades del viento varía de un lugar a otro, dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje y de su superficie. En estadística, un histograma es una representación gráfica de una variable en forma de barras, donde la superficie de cada barra es proporcional a la frecuencia de los valores representados. En el eje vertical se representan las frecuencias, y en el eje horizontal los valores de las variables, normalmente señalando las marcas de clase, es decir, la mitad del intervalo en el que están agrupados los datos. En la industria eólica una vez se cuenta con la información de la velocidad del viento horario de la zona, se procede a construir el histograma de velocidades, el cual muestra la frecuencia de ocurrencia de cada una de las velocidades registradas en un periodo determinado de tiempo. Se construye dividiendo el rango de las velocidades del viento obtenidas en intervalos de generalmente 1 m/s calculando el número de horas y porcentaje de tiempo que una velocidad del viento se encuentra en un intervalo dado (Figura 1.10). (Fernandez Diez, 2007) (Escudero, 2004) (UPME, 2004) Este tipo de gráficas son de bastante utilidad ya que permite establecer los porcentajes y frecuencias en las que se presentan las velocidades del viento que serían más útiles y potencialmente más eficientemente aprovechables en términos energéticos. 35

36 Figura 1.10 Histograma de velocidades del viento. Fuente:(UPME, 2003) Al analizar el histograma de velocidades del viento (Figura 1.11) se puede observar que su contorno se puede delinear por medio de una curva que se asemeja a una función de densidad de probabilidad estadística. En la industria eólica la distribución de probabilidad más ampliamente utilizada es la distribución de Weibull, la cual presenta un buen ajuste cuando se utiliza con datos de velocidad del viento, está condicionada por dos coeficientes, el factor de forma α que puede variar de 1 a 3.6 y el factor de escala β, también es conocida como la distribución camaleón debido a que toma diversas formas en función de su factor de forma. Los factores de forma y escala son de importancia, debido a que por medio de estos se determina la probabilidad de ocurrencia de valores altos de velocidad, que son los que más energía aportan (UPME, 2003). 36

37 Figura 1.11Frecuencia de velocidades del viento y distribución de Weibull. Fuente: (Foros de energía solar - Solarweb.net) Con los datos obtenidos a través del anemómetro por un periodo de seis meses se obtienen los parámetros de Weibull que representan la variabilidad de la velocidad del viento. Estos parámetros se obtendrán por el método de análisis de regresión entre los valores de la variable y su probabilidad acumulativa, utilizando la transformación logarítmica y el método de mínimos cuadrados, como se expone a continuación (Ricardo Ricardo, 2010). La función de distribución de acumulación es: (Ecu. 10) Donde la v es la velocidad del viento, α es el parámetro de forma y β el parámetro de escala. Con una transformación de doble logaritmo la ecuación 10 puede ser escrita como: (Ecu. 11) De esta forma se pueden hallar los parámetros α y β, con la gráfica de ln(v) contra ln[ln(1+w(v)], donde la pendiente de esta línea es α y el valor de la ordenada en el origen es - αln (β). 37

38 1.2.6 VELOCIDAD DEL VIENTO MEDIA Como se mencionó anteriormente la velocidad del viento es el parámetro sobre el cual se basa el estudio del potencial eólico, su medición en general está normalizada a 10 metros de altura sobre el nivel del suelo, aunque de ser posible en este tipo de proyectos se recomienda realizar la instalación del equipo de medición a la misma altura en la que estará funcionando el aerogenerador. Sin embargo; de no ser posible se puede calcular la velocidad del viento a diferentes alturas por medio de un perfil vertical del viento, en la Tabla 1.4 se muestran los valores esperados de velocidad del viento a diferentes alturas tomado como referencia las condiciones atmosféricas al nivel del mar (Escudero, 2004) (Fernandez Diez, 2007) (UPME, 2003). Tabla 1.5 Valores esperados de velocidad del viento en función de la altura. Fuente: (UPME, 2003) Con el fin de contar con información confiable, para establecer un proyecto eólico, se recomienda medir la velocidad del viento en intervalos de una hora durante un año, de tal forma que se puedan observar las variaciones diurnas y nocturnas del mismo, tiempos de calma, borrascas, como también comportamientos estacionales influenciados por factores meteorológicos tanto globales como locales de la zona de estudio. 38

39 Al multiplicar cada una de las velocidades del viento promedio horarias registradas por un anemómetro con su respectiva probabilidad de ocurrencia se obtiene la velocidad del viento específica, la sumatoria de todas estas da como resultado la velocidad del viento media, por otro lado la velocidad promedio del viento, dada por la Ecu. 3 para un periodo de tiempo (t), se puede calcular por medio de la siguiente ecuación: (Ecu. 12) Dónde: : Es la velocidad promedio del viento para el periodo de estimación. V i: Es la velocidad del viento horaria. N: Es el número total de horas del período de estimación FRECUENCIA ACUMULADA DEL VIENTO La frecuencia acumulada del viento indica el número de horas en que una determinada velocidad es excedida durante el periodo de evaluación. Figura 1.12 Frecuencia acumulada del viento. Fuente: (UPME, 2003) 39

40 La forma del grafico de frecuencia acumulada del viento permite dar indicios sobre el tipo de régimen de vientos, de tal forma que entre más plana sea la curva más constante es el régimen de viento y entre más inclinada el régimen de viento es más irregular DENSIDAD DE POTENCIA EÓLICA ESPECIFICA La densidad de potencia eólica se refiere a la cantidad de energía extraíble del viento por unidad de superficie en Watts/m 2. Se conoce como la distribución de energía eólica o densidad de potencia y es de bastante utilidad debido a que permite observar la potencia eólica que podría generarse para cada velocidad del viento registrada (UPME, 2003). La potencia eólica específica puede ser calculada mediante la siguiente ecuación: (Ecu. 13) Dónde: P/A: potencial eólico especifico. : densidad del aire a la altura de la zona de estudio. : velocidad del viento promedio horaria : número de horas de evaluación 40

41 Figura 1.13 Curvas de densidad de potencia Fuente: (Wind power.org ) La Figura 1.13 muestra las diferentes curvas de potencias que deben ser analizadas en el estudio de un proyecto eólico. La curva bajo el área gris representa el potencial eólico total por metro cuadrado contenido en el viento para ese periodo de medición en particular, la altura en el eje Y representa la cantidad de potencia para cada intervalo de velocidad del viento registrada en el eje X; el área bajo la curva azul indica la máxima potencia eólica que podría ser utilizada en función de la ley de Betz, mientras que el área bajo la curva roja indica la potencia real producida por la turbina. Este tipo de gráficas son bastante prácticas e ilustrativas ya que permiten establecer el porcentaje de potencia eólica del viento que podría ser transformada en energía eléctrica en función de la potencia eólica teórica de entrada, como también la eficiencia de conversión del aerogenerador utilizado. 1.3 ROSA DE LOS VIENTOS La Rosa de los Vientos es un diagrama que muestra la distribución temporal de la dirección de los vientos y distribución de sus velocidades en un determinado sitio o área (González Ferreiro, 2008). Consiste en una gráfica con barras o extensiones que van desde el centro de un círculo hacia un punto determinado las cuales representan la variación porcentual de la dirección del viento, la longitud de cada extensión indicará el porcentaje de tiempo en el que el viento se dirigió hacia esa 41

42 dirección (UPME, 2003). Este diagrama es una gran herramienta para mostrar datos adquiridos por un anemómetro en una zona donde se ubicarán futuros aerogeneradores. Las direcciones dominantes del viento son importantes para el emplazamiento de un aerogenerador, ya que éste debe ser en un lugar en el que haya el mínimo número de obstáculos en dichas direcciones (Escartín Sauleda, 2011), (Kwon, 2010), (Lackner, Rogers, &. Manwell, 2008) Los datos se clasifican en ocho direcciones primarias y en ocho secundarias. Tales direcciones se representan en una circunferencia de 360 en dirección a las manecillas del reloj de tal forma que se toma como punto de referencia 360 al norte, este 90, sur 180 y el oeste como 270. La figura 8.13 muestra una rosa de vientos típica. Figura 1.14 Rosa de los Vientos Fuente: (rosa de vientostodobabor) Cada una de los barras representa el porcentaje del tiempo o porcentaje del mismo que una velocidad dada cae dentro de una determinada dirección. La rosa de los vientos es una herramienta de análisis fundamental en la industria eólica dado que permite observar las variaciones en la velocidad y dirección del viento, información de vital importancia a la hora de seleccionar la orientación de los aerogeneradores, ya que por ejemplo el viento en una zona en particular puede soplar la mayor parte del tiempo hacia una dirección en especial pero con velocidades bajas que no 42

43 aportarían mucha energía, por otro lado los vientos fuertes con un alto potencial de contenido energético podrían soplar desde una dirección diferente a la dirección predominante. De ahí que la rosa de vientos sea infaltable en cualquier estudio de potencial eólico (Fernandez Diez, 2007),(Lackner, Rogers, &. Manwell, 2008). 1.4 FACTORES QUE DETERMINAN EL VIENTO EN COLOMBIA. Dado que Colombia se encuentra ubicada entre el Trópico de Cáncer y el Trópico de Capricornio, en el territorio influyen directamente los vientos alisios que soplan del noreste en el hemisferio Norte y del sureste en el hemisferio Sur, aunque en el país no siempre llevan exactamente dichas direcciones (IDEAM, 2006). Al estar ubicados en la zona ecuatorial, la fuerza de Coriolis, que juega un papel fundamental en la formación del viento, se hace muy pequeña. Como consecuencia los vientos del país están influenciados principalmente por las condiciones climatológicas locales y por el rozamiento con la orografía que presenta la cordillera de Los Andes al ramificarse en tres sistemas que se extienden longitudinalmente a lo largo del país con diferentes elevaciones(ideam, 2006).Los dos océanos que rodean el territorio nacional también cumplen un papel importante en el comportamiento del viento. Esto conlleva a que la dirección y la velocidad del viento varíen de un instante a otro y de un sitio a otro. Las diferencias en estos comportamientos climáticos en gran medida pueden explicarse con base en el desplazamiento de la Zona de Confluencia Intertropical- ZCIT a lo largo del año. En la zona de convergencia de los vientos alisios, el movimiento del aire se hace más lento mientras que a mayores distancias de esa área el movimiento se hace más rápido ( CEPIS, 2005) También hay que tener en cuenta que la latitud condiciona la variación del viento a lo largo del año y los patrones de circulación atmosférica predominantes. De esa forma, en julio y agosto cuando la ZCIT se encuentra en su posición extrema al norte de país, los vientos en buena parte en esos sectores tendrán menores velocidades que en otras épocas del año. Esto conlleva que en gran parte de la región Atlántica los vientos se intensifiquen durante los primeros meses del año, cuando la ZCIT se encuentra justamente al sur del país. Por el contrario, entre julio y agosto, en muchos lugares más al sur se aceleran, especialmente al oriente de la región Andina, donde las condiciones 43

44 fisiográficas contribuyen a que los vientos sean más sostenidos y de mayor intensidad (IDEAM, 2006). La orografía juega un factor clave en el movimiento de las masas de aire. Las cadenas montañosas, como la cordillera Oriental que se opone al flujo de los alisios del sureste, constituyen barreras físicas que alteran e interfieren en el flujo de las corrientes del aire al cruzar las cordilleras y que de acuerdo con su orientación o accidentes geográficos, pueden conllevar al fortalecimiento o debilitamiento de los vientos. La velocidad de los vientos dominantes tiende a crecer con la altitud, como consecuencia de la disminución de la fricción con el suelo. Por tal razón en zonas montañosas, entre la parte baja y los o metros de altitud, la velocidad puede aumentar con la altitud al doble o al triple. Sin embargo, muchos otros factores puntuales de la zona pueden alterar estas tendencias generales. Por otra parte, la variación horaria del viento influye de manera directa en las circulaciones locales y en algunos fenómenos meteorológicos asociados con ellas. Entre estas circulaciones se destacan la brisa de mar-tierra y la brisa valle-montaña. Estos sistemas de vientos locales se desarrollan como resultado del calentamiento desigual de la tierra y el mar o de las laderas y los valles en zonas montañosas, son de suma importancia en las regiones costeras del país y en amplias áreas montañosas como las comprendidas en la región Andina(IDEAM, 2006). Desde una perspectiva regional para América Latina el Global Energy Network Institute ha visto que Colombia tiene importantes recursos eólicos en el norte y en el centro del país(geni, 2009). Trujillo(Trujillo, 2010) considera que en las próximas décadas la energía eólica puede crear en la región cientos de miles de empleos y puede ser un detonante para el desarrollo económico y social de comunidades con mejor recursos de viento y contribuirá a la disminución de la huella de carbono. En el Atlas de Viento y Energía Eólica en Colombia de reciente publicación por el IDEAM, MAVDT y la UPME (IDEAM, 2006) se señalan las velocidades promedio del viento en superficie en las distintas regiones y departamentos del país. A continuación se enuncian algunos aspectos importantes de los vientos en el departamento de Boyacá que fueron tenidos en cuenta para la realización de la investigación partiendo del hecho de que con fines de estudio de energía eólica, vientos con intensidades próximas o superiores a 4m/s proporcionan una buena alternativa de uso de 44

45 este recurso natural para la generación de energía ya sea para aerobombeo o para generación de energía eléctrica con sistemas autónomos: En el ciclo temporal comprendido entre mayo y septiembre vientos cercanos a los 6m/s se aprecian en el Bajo Magdalena en el centro de los departamentos de Cesar y Bolívar, región del Catatumbo en Norte de Santander, límites entre Boyacá, Santander y Cundinamarca, límites entre Meta, Huila y Cundinamarca, así como en la montaña nariñense. Similar a lo que pasa en abril, en octubre y noviembre los vientos en el centro del país se debilitan. Sin embargo, se mantienen intensidades que alcanzan los 6 m/s en La Guajira y cercanas a los 4 m/s en el litoral central de Bolívar y Atlántico, límites entre Boyacá, Santander y Cundinamarca, Piedemonte Llanero de Meta y Casanare. Se observa que la zona montañosa Centro Occidental de Boyacá, que corresponde a los macizos montañosos de La Rusia, Chontales e Iguaque tienen vientos que oscilan entre 3 y 5 m/s con velocidad media del viento en superficie, en promedio multianual. La Figura 1.14 muestra el mapa de velocidad del viento en superficie para el país, los tonos azules representan velocidades de entre 0 y 3 m/s, mientras que los tonos verdes intervalos de entre 3 y 6 m/s. Por otro lado, los tonos amarillos indican a velocidades de entre 6 y 9 m/s. Se puede observar que el departamento de Boyacá corresponde a tonalidades azules claro y los inicios de la gama verde por lo que teóricamente la velocidad del viento en la zona estaría en los intervalos de 2 a 5 m/s. Se observa en el Mapa de Vientos del país que la zona montañosa Centro Occidental de Boyacá, que corresponde a los macizos montañosos de La Rusia, Chontales e Iguaque tienen vientos que oscilan entre 3 y 5 m/s con velocidad media del viento en superficie, en promedio multianual. Según la estación de IDEAM más próxima a la zona de estudio, correspondiente a la Estación Meteorológica ANDALUCÍA, se han determinado velocidades del viento que oscilan entre 3 m/s hasta 9.4 m/s (IDEAM, 2009) Pinilla (Pinilla Á., 2008) llama la atención sobre el potencial del viento en Colombia y las posibilidades de aprovechamiento en diversas regiones del país, entro de las cuales señala la región de Villa de Leyva, región montañosa, próxima a la zona de estudio, cuyo potencial pude estar del orden de 1000 MW. 45

46 Figura 1.15 Velocidad media del viento en superficie. Zona de estudio Fuente: (IDEAM, 2006) 46

47 2. ALCANCES Y DEFINICION DEL PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN En Colombia a pesar del importante desarrollo del sector eléctrico y de las redes de suministro a la población mediante el Sistema Interconectado Nacional, aún existen algunas zonas rurales o de pequeñas poblaciones donde el suministro energético es precario. Por otra parte, los fuertes períodos de estiaje que ha vivido el país en los últimos veinte años ( y ), han mostrado la vulnerabilidad del sistema para suplir las demandas del grueso de la población colombiana. Es común que las zonas rurales o de pequeños municipios, sean los primeros que soporten los racionamientos de energía cuando hay deficiencia de suministro del Sistema Interconectado Nacional. En los municipios del área de influencia del proyecto, a pesar de existir plantas de generación térmica en Paipa, durante los años que ha impactado el Fenómeno del Niño ( , y 2009) se han realizado racionamientos que afectan la calidad de vida de la población. La deficiente atención de las empresas de energía al sector rural, implica a menudo que los pobladores tengan que soportar cortes de energía por varias semanas e incluso meses 1.La cobertura de energía eléctrica en el sector rural de los municipios de la zona de influencia directa del proyecto son Sotaquirá 70%, Gambita 65% y Paipa 95%. La población sin cobertura de energía eléctrica representa unos habitantes (Gobernación de Boyacá, 2008). Las coberturas en gas son muy bajas y esporádicas para el sector rural en estos municipios, lo que implica que la población rural se abastece de leña como insumo energético con serios impactos sobre la cobertura vegetal boscosa y la biodiversidad de los ecosistemas de alta montaña. Esta situación pudiera tener caminos de solución si se aprovechan energías como la eólica y la solar, que además de contribuir como insumos energéticos para estas poblaciones, pudiera a mediano plazo significar nuevas entradas económicas, si se desarrollaran proyectos como pequeños parques eólicos conectados a la red nacional, dentro del mercado de energía eléctrica, que además contribuirían a disminuir la presión sobre el uso de los páramos con actividades altamente degradantes de estos ecosistemas como son los cultivos de papa y la ganadería. Por otra parte según el Atlas de Viento y Energía Eólica de Colombia, la zona de alta montaña que caracteriza los municipios mencionados y otros del mismo corredor occidental de la cordillera Oriental en Cundinamarca, Boyacá y Santander, tienen vientos que pueden ser aprovechados como 1 Conversación con Toribio Díaz, campesino de la vereda del Carrizal, municipio de Sotaquirá, junio de

48 fuente energética alterna o complementaria por comunidades locales no interconectadas o con suministro deficiente. Estos vientos como suministro energético no han sido estudiados hasta el presente en la región, razón por la cual se hace necesaria la estimación de su potencial para abrir espacios de solución a la problemática planteada. Es así como algunos investigadores como Molano(Molano, 1996) han señalado que las montañas, debido a sus características topográficas son una fuente importante de energía eólica. Países como Suiza y Noruega han demostrado su viabilidad como fuente energética para comunidades de tierras altas(fao, 2002) Galindo y Enrique(Avila Galindo, 1997) han realizado estudios eólico orográficos en Colombia para estudiar la posible influencia de estos factores en las descargas eléctricas atmosféricas, particularmente en la relación montañas masas de aire (vientos) en la formación de nubes; Yang, Wel y Chengzh (H & Wel, 2009) han realizado investigaciones de valoración para aprovechamiento de la energía eólica mediante sistemas híbridos: energía solar-energía eólica. Un estudio más próximo a la presente investigación lo constituye el realizado por González Ávila (González Avila, 2006) que evaluó el potencial de aprovechamiento de la energía eólica para generación de energía eléctrica en zonas rurales de México. En Perú se han desarrollado estudios preliminares para evaluar el potencial eólico en las montañas andinas, es así como Duran (Durán Castro, 1998) sobre la base de la evaluación de la velocidad promedio del viento en Huayan y Huando donde predominan en las mañanas vientos del SE y S con una velocidad de 1.5 m/s; al medio día predominan vientos del W y NW con velocidades de 3.7 m/s y en las últimas horas de la tarde prevalecen vientos con velocidad de 3.6 m/s y vientos esporádicos del NW con 2.0 m/s. concluye que resulta que uno de los aspectos a considerar en la utilización de la energía no convencional, están por el lado del aprovechamiento de la fuerza eólica. En México, Díaz y otros (Fajardo-Díaz, García- Gonzáleza, & García-Saldívar, 2010) realizaron la evaluación del potencial eólico utilizando mediciones de la velocidad del viento durante dos meses comprendidos entre diciembre de 2007 y enero de 2008, con registros cada minuto y promedios cada 10 minutos, en los cuales encontraron velocidades promedio de 4.6 m/s, tomando como referencia un aerogenerador de tipo AAER A-2000/84 con un rotor de 84 m de diámetro y un aerogenerador de tipo Vestas V 17 con un rotor de 17 m de diámetro, determinando un potencial eólico de kw. 48

49 En Chile (Almoacid B, 2009) estimaron el comportamiento de la velocidad del viento mediante la función de Weibull y determinaron la potencia eólica disponible, que corresponde a la máxima potencia que es posible extraer al viento, si se pudiese convertir toda su energía cinética en energía útil, para satisfacer las demandas energéticas en comunidades escolares rurales. Molano, en estudio sobre el Páramo de Guerrero, ubicado en el corredor Occidental de la cordillera oriental, departamento de Cundinamarca, destaca que el viento es elemento energético importante en las alturas tropicales, pues provoca variaciones térmicas fundamentales, favorecidas por la aceleración de su circulación y por sus características, ya sea un viento ascendente o descendente, desecante o humectante, cálido o frío, fuerte o débil, etc.; lo cual puede catalogarse como las modificaciones ambientales y bióticas de la energía eólica en las alturas (Molano Barrero, 1998). Para establecer estimaciones de los potenciales eólicos, Pinilla (Pinilla A., 1987) desarrolló un método sencillo para estimaciones del potencial eólico de la isla de Providencia con base en la información tomada durante 181 días (4340 horas) entre los años 1986 y 1987, partiendo de clasificar los datos de velocidad promedio horaria por secciones, esto es dividir todo el rango de variaciones de velocidad del viento en secciones de 1m/s. esta clasificación se conoce como la distribución de frecuencias de viento y a partir de los datos obtenidos, se estima la energía que podría ser generada a partir de un equipo de referencia (aerogenerador) que para ese caso fue el BERGEY Windpower Co BWC Excel. Pino (2008) estudio los sistemas de conversión de energía eólica en Colombia estimando la potencia eólica específica en la zona del aeropuerto Camilo Daza de Cúcuta a partir de la utilización de la distribución probabilista de Weibull(Pino Giraldo, 2008). Ricardo y otros de la Facultad de Ingenierías de la Universidad de Cartagena proyectan realizar una evaluación del potencial eólico de 15 zonas de Colombia, con el fin de seleccionar una zona adecuada para su aprovechamiento energético y determinar la viabilidad para la implementación de un parque eólico en términos de viabilidad técnica y económica(ricardo Ricardo, 2010).. Para dicho estudio se analizarán las siguientes variables aportadas por las estaciones del IDEAM ubicadas a 10 metros de altura: velocidad del viento, elevación, temperatura, presión atmosférica y factor de rugosidad y se extrapolarán las velocidades del viento a 20,40 y 60 metros de altura. Todos los cálculos se harán a través de Microsoft Excel. 49

50 No se conoce de investigaciones en Colombia para la estimación del potencial eólico en la alta montaña andina, razón por la cual el presente estudio pretende ser pionero en esta temática. Con base en lo anterior se formula la siguiente pregunta de investigación: La oferta energética eólica, en las zonas de alta montaña en Boyacá, es suficiente para avanzar en estudios de factibilidad económica y ambiental para la implementación de proyectos eólicos, que satisfagan las demandas energéticas de poblaciones en la región no interconectadas o con fuertes racionamientos de energía eléctrica? 50

51 3. OBJETIVOS 3.1 OBJETIVO GENERAL Realizar el estudio del potencial de generación de energía eólica para aerogeneración como energía alternativa, en la alta montaña andina, zona del Páramo de Chontales, corredor occidental de la cordillera Oriental municipios de Paipa y Sotaquirá en el departamento de Boyacá. 3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1. Analizar la información existente sobre velocidad de los vientos y algunas variables asociadas a esta, en la zona centro occidental de Boyacá, que ha sido registrada por las estaciones del IDEAM, con el fin de conocer sobre el comportamiento de los vientos en la alta montaña andina de la cordillera Oriental. 2. Estimar mediante el levantamiento de información primaria de la velocidad y dirección del viento, por un período máximo de seis meses, el potencial de la energía eólica en la zona de estudio correspondiente a la alta montaña andina a 3500 msnm, con el fin de definir sobre sus potencialidades para la generación de energía eléctrica para comunidades rurales con sistemas autónomos. 51

52 4. HIPOTESIS Dada la velocidad del viento en la zona de estudio existe un potencial de energía eólica suficiente para autogeneración eléctrica con sistemas autónomos. Qué influencia tiene la variable altura sobre el nivel del mar con la velocidad de los vientos y el potencial eólico en la zona e estudio? El potencial de generación de energía eléctrica podría satisfacer necesidades energéticas básicas de poblaciones rurales en la zona de estudio? Será económicamente viable la utilización del potencial energético eólico existente para satisfacer las necesidades energéticas básicas de poblaciones rurales de la zona de estudio? 52

53 5. DELIMITACION DEL PROYECTO Y ASPECTOS BIOGEOGRÁFICOS DE LA ZONA DE ESTUDIO 5.1. LIMITES El proyecto se limita a una evaluación preliminar del potencial de la energía eólica en el corredor occidental de la cordillera Oriental en el departamento de Boyacá, a partir de la medición de la velocidad y dirección del viento, apoyada en información de las estaciones de IDEAM más cercanas a la zona de estudio, con el fin de proyectar nuevas investigaciones hacia futuros proyectos energéticos alternativos con base en el viento en zonas de alta montaña andina en Colombia. Las coordenadas del polígono de la zona de estudio, que corresponden a unas 200 hectáreas son las siguientes: 2 X= y X= Y= y Y= Debido a la limitación de recursos económicos para la adquisición de materiales, el procesamiento de datos y los alcances del trabajo de grado de la Maestría en Ingeniería con Énfasis en Energías Alternativas, las mediciones se hicieron en un período de seis meses.(ver Plano Localización Estación Los Monjes con base cartografía IGAC. Figura 5.1) ASPECTOS BIOGEOGRÁFICOS DE LA ZONA DE ESTUDIO La zona donde se desarrollará la investigación hace parte del macizo montañoso del Páramo de Chontales, región Centro Occidental de la cordillera Oriental en los límites entre los departamentos de Boyacá y Santander donde se encuentran ubicados los municipios de Paipa, Sotaquirá, Duitama y Gámbita, este último en el departamento de Santander (Figura 5.2). 53

54 Biogeográficamente, este macizo montañoso corresponde con ecosistemas de bosques altoandinos, subpáramos y páramos, que a pesar de la incidencia de usos de las tierras para cultivos de papa y ganadería, favorecida por la topografía montañosa y las pocas vías de acceso, conserva una amplia área cubierta de vegetación natural, que posee una gran importancia regional debido a la oferta en recursos hídricos, biodiversidad, potenciales hidroenergéticos y potenciales eólicos que no han sido estudiados hasta el presente. Sobre este territorio, desde tiempos inmemoriales se ha desarrollado una cultura campesina de cultivos de pancoger y en años más recientes, cultivos de papa en importantes extensiones, que han venido siendo reemplazados por ganadería y cultivos de pino. La zona también se caracteriza por poseer un sinnúmero de microcuencas cuyas corrientes están alimentadas por la zonas de recarga acuífera que geológicamente corresponde a la formación Guadalupe constituida por areniscas, con alta capacidad de formación de acuíferos. Figura 5.2 Mapa 1. Ubicación de la zona de estudio. Zona de estudio Fuente:(Gobernación de Boyacá, 2008) 54

55 Los páramos se encuentran por encima de los 3200 msnm y debido a la fuerza de los vientos están constituidos por pajonales, frailejones de bajo porte y arbustales sobre las vertientes altas y las crestas de las montañas (Figura 5.3.). Los bosques altoandinos se encuentran en las partes más bajas y profundas de las microcuencas. Figura 5.3 Páramo de Chontales. Sitio Alto de las Cruces. Municipio de Sotaquirá Boyacá msnm. Lugar de emplazamiento del proyecto Cerro Los Monjes 3534 msnm Fuente: Google and Earth,

56 6. MARCO METODOLOGICO 6.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN Teniendo en cuenta que en esta investigación se buscó en forma planificada estimar la potencia energética del viento (energía eólica), como variable dependiente a partir de las mediciones de la velocidad del viento (variable independiente) en una zona de alta montaña andina montañosa, se trató de una investigación experimental. Actuaron en esta investigación como variables intervinientes: la altura sobre el nivel del mar, la densidad del aire, la humedad relativa, la temperatura, la rugosidad del terreno, las horas del día y la variación del viento a lo largo de los períodos climáticos y de las horas del día, la altura sobre el nivel de la superficie en que se tomaron las medidas de velocidad y el tipo de anemómetro que fue utilizado. La investigación fue de tipo cuantitativa, dado que se midió la velocidad del viento en m/s y a partir de ella se estimó la potencia energética del mismo en watts/m 2 y exploratoria, teniendo en cuenta que es una primera aproximación a la estimación de la energía eólica en ecosistemas de alta montaña en Colombia. 6.2 MÉTODO DE INVESTIGACIÓN La investigación de desarrolló de acuerdo a la metodología que se presenta en la Figura 6.1.La zona específica de estudio se encuentra ubicada al nororiente del municipio de Sotaquirá en el límite con el municipio de Paipa, en el departamento Boyacá desde los 2400 hasta los 3500 metros de altura. La metodología parte de realizar la revisión de literatura sobre energía eólica en Latinoamérica, el mundo y del Atlas de Viento de Colombia debido a la importancia que esta energía como energía alternativa ha venido cobrando importancia, esta información se contrastó con el reconocimiento de la zona de estudio y las posibilidades e importancia de realizar la investigación en zona de alta montaña andina a alturas de 3500 msnm. A partir de estos elementos se identificó y definió el problema y los objetivos de la investigación. 56

57 A partir de la definición de los objetivos se realiza un reconocimiento biogeográfico y sociocultural de la zona de estudio y se precisa el tipo y el alcance de la investigación por un periodo de máximo seis meses. Puesta en marcha de la estación de monitoreo, ajuste de la orientación de la veleta del anemómetro y registro de datos mensuales con periodicidad horaria. Consolidación de las bases de datos de las estaciones de IDEAM (información secundaria y de la estación experimental Los Monjes a 3534 msnm (información primaria) y análisis del comportamiento de las variables de Velocidad del Viento, Temperatura, Humedad Relativa para el periodo Estimación teórica de las variables Temperatura, Humedad Relativa, Presión Atmosférica y Densidad del Aire para la estación experimental. Determinación y análisis del Potencial de Energía Eólica y de energía aprovechable mediante un aerogenerador de baja potencia (100kW). Conclusiones y recomendaciones preliminares para el aprovechamiento del potencial de energía eólica en zonas de alta montaña andina en la cordillera Oriental con sistemas autónomos. 57

58 Figura 6.1 Cuadro Metodológico General METODOLOGÍA GENERAL PARA EVALUACIÓN DEL POTENCIAL EÓLICO EN EL PÁRAMO DE CHONTALES. ESTACIÓN EXPERIMENTAL LOS MONJES Revisión de literatura internacional y nacional sobre estudios de potencial eólico en zonas rurales y sistemas montañosos Reconocimiento de la zona de estudio y definicion del problema de investigación Formulación de objetivos e hipótesis Reconocimiento biogeográfico y sociocultural de la zona de estudio y definicion del tipo de investigación Instalación y puesta en marcha de la estación de monitoreo de Velocidad y Dirección del viento periódo junio 2010-enero-2011 Consolidacion de la base de datos estaciones de IDEAM sobre Velocidad del Viento, Temperatura y Humedad Relativa para el periodo Consolidación de la Base de Datos y análisis preliminares del comportamiento de las variables monitoreadas Velocidad y Dirección del viento Estimación teórica de las varibles climáticas de Presión Atmosférica, Humedad Relativa, Temperatura y Densidad del Aire en la estacion Los Monjes Análisis del potencial de energía eólica en la estación experimental Los Monjes Análisis del comportamiento de la velocidad del viento en el periodo monitoreado Estimación de la velocidad media del viento y desviación estándar Análisis de velocidad promedio horaria y desviacion estándar diario Análisis de dirección del viento Análisis frecuencias, histograma de velocidades del viento y densidad de potencia eólica Análisis de la velocidad del Viento y su variacion con la altura sobre el nivel del mar del conjunto de estaciones de IDEAM y la estacion Los Monjes Estimación de la energía que pudiera ser producida con una aerogenerador de baja potencia (100 kw) Análisis del consumo de energía eléctrica en zonas rurales de Boyacá Conclusiones y recomendaciones preliminares sobre las posibilidades de utilización del potencial de generación de energia eólica en zonas de alta montaña andina con sistemas autónomos Percepción de los habitantes de la zona de estudio sobre el comportamiento del viento y la energía eólica 58

59 6.3. PROCEDENCIA DE LA INFORMACIÓN Con el fin de identificar y comprender tanto los factores como los parámetros de mayor importancia en la estimación del potencial de generación de energía eólica se revisaron más de cuarenta fuentes bibliográficas entre textos, artículos científicos, manuales y páginas web. Para el desarrollo del proyecto se tuvieron en cuenta tanto fuentes de información primaria como secundaria. Fuentes secundarias: Datos de dirección y velocidad del viento de las estaciones meteorologías del IDEAM ubicadas en la zona de estudio. Fuentes primarias: Observaciones en campo sobre la topografía y la influencia del viento sobre vegetación del terreno en función de la escala de velocidades de Beaufort. Datos tomados de la estación de monitoreo del viento en el cerro Los Monjes, de la Cuchilla de las Cruces, en el Páramo de Chontales. 6.4 UBICACIÓN DE LAS ESTACIONES DE MONITOREO DEL VIENTO DEL IDEAM EN LA ZONA Se realizaron dos visitas técnicas a las oficinas del IDEAM con el fin ubicar e identificar las estaciones meteorológicas localizadas dentro de la zona de estudio, encontrando un total de 12 estaciones en la zona de influencia del proyecto. Teniendo en cuenta que solo las estaciones meteorológicas, climatológicas principales y sinópticas principales están diseñadas y adaptadas para medir con precisión los datos de velocidad y dirección del viento, de las 12 estaciones ubicadas inicialmente se pudo establecer que solo 4 de estas contaban con la información requerida para el desarrollo de la investigación. Por medio de las coordenadas esféricas dadas en la base de datos del IDEAM, la utilización de un GPS y la cartografía de la zona se localizaron y posteriormente se visitaron las estaciones 59

60 meteorológicas de Tunguavita, Surbatá y Andalucía ubicadas en los municipios de Paipa y Duitama, departamento de Boyacá. Las coordenadas y las alturas de las estaciones visitadas fueron tomadas y registradas en un GPS marca Garmin vista HCx. Los datos fueron bajados y guardados en software del equipo para después poder trabajar con ellos. Las coordenadas y alturas de los puntos fueron proyectadas en una imagen satelital obtenida por medio del programa Google Earth con el fin de tener una vista panorámica del recorrido realizado en la zona (Figura 6.2). Figura 6.2 Imagen satelital del recorrido en la zona de estudio. Fuente: Google Earth (2011). La Figura 6.2 muestra una vista panorámica del recorrido por las estaciones del IDEAM en la zona así como el trayecto hecho hasta la zona de instalación del anemómetro en el páramo de Chontales. A continuación se muestran las convenciones utilizadas: Bandera azul: Representa la estación de Andalucía. Bandera roja: Representa la estación de Surbatá. Bandera verde: Representa la estación de Tunguavita Bandera Naranja: Representa el punto de ubicación de la estación de monitoreo del viento Los Monjes en el páramo de Chontales. 60

61 La línea en azul oscuro indica el recorrido realizado desde Paipa hasta la zona de instalación de la estación de monitoreo del viento Los Monjes, mientras que la línea azul claro el de las visitas realizadas a las estaciones de monitoreo del IDEAM. Tabla 6.1 Estaciones del IDEAM en la zona de estudio tenidas en cuenta para la investigación Fuente: IDEAM Posteriormente se procedió a analizar los diferentes periodos de operación y funcionamiento de las estaciones anteriormente mencionadas, encontrando lo siguiente: Tunguavita registra datos de dirección y velocidad del viento desde 1995 hasta Surbatá registra datos de dirección y velocidad del viento desde 1989 hasta Villa Carmen registra datos de dirección y velocidad del viento desde 1990 hasta Andalucía registra datos de dirección y velocidad del viento desde 1996 hasta Como se puede observar, los períodos de monitoreo de cada una de las estaciones tenidas en cuenta en la investigación no son iguales, por tal razón de decidió realizar el análisis de la información secundaria del viento en la zona para el periodo comprendido entre 1999 y 2003, debido a que fue el único intervalo de tiempo para el cual las cuatro estaciones contaban con datos de dirección y velocidad del viento simultáneamente. Adicionalmente se tuvieron en cuenta los datos de temperatura y humedad relativa de los últimos 20 años para cada una de las estaciones, considerando que dichos parámetros climatológicos están directamente relacionados con el origen y 61

62 el comportamiento del viento. Por otro lado también se analizó el comportamiento altitudinal de las dos variables y su relación con los datos de velocidad del viento. 6.5 COMPRA Y ADQUISICIÓN DE MAPAS EQUIPOS E INFORMACIÓN Durante los meses de Abril y Mayo de 2010 se realizó la gestión para la compra y adquisición de mapas, equipos e información necesaria para el desarrollo del proyecto. A continuación se listan los insumos adquiridos: Datos multianuales de dirección y velocidad del viento, humedad relativa y temperatura correspondientes a las estaciones meteorológicas de Tunguavita, Surbatá, Villa Carmen y Andalucía del IDEAM. Mapas escala 1: y 1: de la zona de estudio, los cuales fueron adquiridos en el Instituto Geográfico Agustín Codazzi. Anemómetro Davis Cup Con su respectivo kit de instalación y operación. 7 Barras de hierro de alta densidad de 1,5 metros de largo y 10 cm de diámetro. 40 metros de soga y 5 estacas de madera de pino de 30 cm de longitud. En el Anexo 1 se encuentra la descripción técnica del anemómetro utilizado así como las partes que lo componen. 6.6 RECONOCIMIENTO ESPACIAL DE LA ZONA DE ESTUDIO En la metodología se parte del hecho que previamente se hizo un reconocimiento de campo para verificar de manera empírica y de acuerdo con la Escala de Beaufort la velocidad del viento en la zona, la cual estaría en el rango de 3 a 4 los cuales indican velocidades de entre 3.6 m/s a 8.1 m/s que corresponden a vientos suaves o moderados, según dicha escala. Con base en estas observaciones y teniendo en cuenta que velocidades superiores a 5 m/s son potencialmente aptas 62

63 para hacer aprovechamientos de energía eólica como fuente energética se planteó el trabajo de campo de la investigación. El trabajo de campo se proyectó realizando algunas visitas detalladas a la zona para seleccionar el sitio específico de montaje del anemómetro y posteriormente proceder al el montaje del mismo. 6.7 INSTALACIÓN Y PUESTA EN MARCHA DE LA ESTACIÓN DE MONITOREO DEL VIENTO CRITERIOS TÉCNICOS PARA ESTACIONES ANEMOMÉTRICAS Si bien el viento es una cantidad vectorial y se puede considerar una variable primaria, generalmente la velocidad (la magnitud del vector) y la dirección (orientación del vector) se tratan frecuentemente como variables independientes. Con el fin de que las observaciones hechas en una red de estaciones puedan ser comparables entre sí se ha convenido internacionalmente que el viento en superficie corresponde al medido a una altura normalizada de 10 m sobre el suelo, en terreno descubierto. El sensor de viento debe instalarse sobre un elemento que no altere las condiciones del entorno, generalmente sobre una torre con estructura que permita un flujo de iguales condiciones físicas a las apreciadas en el entorno. Para obtener datos meteorológicos representativos en los estudios sobre estimación del potencial de generación de energía eólica, una de las claves es la ubicación adecuada de los instrumentos de medición del viento. De acuerdo al documento de la CEPIS Conceptos básicos sobre la meteorología de la contaminación del aire. Estos equipos se deben colocar lejos de obstrucciones que puedan influir en las mediciones. Por otro lado, no se debe permitir que consideraciones secundarias, como la accesibilidad y la seguridad, comprometan la calidad de los datos. Como se mencionó anteriormente la altura estándar de exposición de los instrumentos de viento en un terreno abierto es 10 m sobre el suelo. El terreno abierto se define como una área donde la distancia entre el instrumento y cualquier obstrucción como pueden ser árboles, edificios, etc. es al menos 10 veces la altura del obstáculo. Se recomienda, en lo posible, colocar los instrumentos de viento sobre una torre de rejas. Además, se deben ubicar en la parte superior de esta o, si están en un lado de la torre, se deben ubicar en botavaras a una distancia de al menos dos veces el diámetro/diagonal de la torre, extendidas hacia afuera en dirección del viento predominante (IDEAM, 2006). (Figura 6.3) 63

64 Figura 6.3 Criterios de distancia para la ubicación de los instrumentos de medición del viento. Fuente (BVSDE) INSTALACIÓN Y ESTANDARIZACIÓN DE LA ESTACIÓN EXPERIMENTAL LOS MONJES. El día 1 de junio de 2011 se realizó la instalación del anemómetro en la zona de cuchilla las Cruces, cerro Los Monjes del páramo de Chontales más específicamente a 3534 metros sobre el nivel del mar. Para la selección del sitio de instalación se tuvieron en cuenta los criterios técnicos enunciados en el apartado anterior, como fueron la ausencia de obstáculos y obstrucciones cercanas que pudieran interferir en la medición. Antes de la instalación del equipo se comprobó que la veleta encargada de medir la dirección predominante del viento marcara la dirección correcta, esto se realizó por medio de la ayuda del GPS, posteriormente se verificó que tanto el sensor como las cazoletas que miden la velocidad del viento estuvieran funcionando correctamente. Acto seguido se configuraron los intervalos de medición del viento cada 60 minutos con el fin de tener una idea global del comportamiento horario del viento de la zona a lo largo del día. Luego de comprobar que el equipo estaba correctamente calibrado se procedió a instalar el Data Logger en la parte media del tronco de madera fijándolo con unas abrazaderas metálicas y asegurándolo cuidadosamente con tornillos y cinta industrial. Para la ubicación de la torre del anemómetro se excavó un hueco de aproximadamente 1 metro de profundidad. La literatura sobre el tema y los estándares de la Organización Meteorológica Mundial sugieren que las mediciones de la dirección y velocidad deben realizarse a 10 metros de altura, se ajustó la altura de la estación a esta altura con el fin de poder comparar los datos registrados con los de las otras estaciones que miden la velocidad del viento en la zona. El periodo proyectado de operación de la estación fue de junio de 2010 a enero de Cada 30 o 45 días se realizaron visitas técnicas a la 64

65 zona con el fin de obtener los datos en periodos mensuales e igualmente supervisar el correcto funcionamiento de la estación. La instalación de la estación de monitoreo se realizó a metros de altura en la zona del páramo de Chontales sobre la Chuchilla de las Cruces, sobre el cerro Los Monjes, en la vertiente oriental de la cordillera Oriental. A continuación se muestra el perfil topográfico del trayecto de ascenso para la instalación y ubicación del anemómetro, el cual fue realizado a partir de la información almacenada en el GPS utilizado en las vistitas técnicas a la zona de estudio, por medio del programa Mapsource. Figura 6.4 Perfil topográfico del recorrido de ascenso. Fuente: El Autor (2011). La Figura 6.5 muestra el perfil topográfico del recorrido de ascenso desde la Vereda La Bolsa, municipio de Paipa, hasta el punto donde se ubicó la estación de monitoreo del Viento, como se puede observar en el trayecto desde dicha población la cual está ubicada a una altura de 2818 metros hasta el punto de instalación de la estación de monitoreo ubicado a 3534 metros se recorrió una distancia de Km en el eje horizontal y 715 m en el eje vertical, también se aprecia como desde los 3000 m de altura la pendiente toma valores de aproximadamente entre el 60 y 70 % lo cual corrobora la inclinación del terreno observada en campo. 65

66 La Figura 6.5muestra el montaje actual de la estación a 10 metros de altura. Figura 6.5 Foto Estación Los Monjes a 3534 msnm Fuente: El Autor (2011) METADATOS Y ESTANDARIZACIÓN DE LA INFORMACIÓN. De acuerdo la Organización Meteorológica Mundial, cualquier tipo de información climatológica registrada en una estación meteorológica debe estar fundamentada y documentada de tal forma que los usuarios finales de dicha información puedan estar seguros y confiados de la exactitud y precisión con que fueron tomados los datos. Es por ello que la OMM ha desarrollado un documento titulado Guidelines on climate metadata and homogenization (Enric Aguilar, 2003)el cual brinda algunas pautas y directrices para instituciones e investigadores que hagan uso de información 66

67 climatológica, con el fin de que todos los parámetros puedan ser estandarizados y comparados entre sí independientemente de las variaciones en el tiempo ó la ubicación geográfica en que hayan sido registrados. El término metadato se refiere a la información de la información, es decir la descripción del cómo, cuándo, dónde y por quienes fueron tomados los datos, equipos e instrumentos utilizados, condiciones climatologías del lugar de medición etc. todo este conjunto de información permite observar la historia de la estación y además brinda confianza a los usuarios finales de los datos, sobre la forma en cómo estos fueron recolectados y registrados, lo cual permite que datos sobre un mismo parámetro meteorológico en particular puedan ser comparados con otros medidos en un tiempo o lugar diferente. A continuación (ver Tabla 6.2) se presentan los correspondientes a la estación climatológica de acuerdo a los estándares de la OMM: Tabla 6.2 Metadatos Identificadores de la estación Los Monjes. METADATO Nombre DESCRIPCIÓN Estación Los Monjes Código EólicaUnbosque 1 Fecha Apertura/Cierre Tipo de estación Apertura: Junio de Cierre: Enero de Monitoreo del viento con fines de estimación del potencial eólico Coordenadas N W Elevación Geografía de la zona Pendiente 3534 m.s.n.m. La zona específica de estudio se encuentra ubicada al nororiente del municipio de Sotaquirá en el departamento Boyacá desde los 3000 hasta los 3500 metros de altura aproximadamente, presenta pendientes escarpadas y ecosistemas como el bosque alto andino y páramos. 60% (la pendiente fue calculada con base a las distancia entre curvas de nivel 67

68 METADATO DESCRIPCIÓN en un mapa 1: de la zona). Tipo de suelo Periodo de medición Parámetro(s) monitoreados Unidades El suelo sobre el cual fue instalada la estación presenta un horizonte A claramente diferenciado con gran cantidad de humus, además se observan arenas, limos y rocas de arenisca dura. El periodo proyectado de medición de la estación fue desde junio de 2010 hasta enero de Dirección y Velocidad promedio horaria del viento. Dirección: Esta dada siendo el norte 360 º; Velocidad: En m/s. Equipo utilizado Davis cup anemometer EM 50. Responsables Alfonso Avellaneda (Investigador Principal) y Julián Varila (Jóven Investigador de Colciencias) Fuente: El Autor (2011). Como se indica en la Tabla 6.2 el tiempo proyectado de operación de la estación de monitoreo fue desde junio de 2010 hasta enero de 2011 que corresponden a un total de ocho meses. Durante dicho periodo el anemómetro estuvo funcionado correctamente los primeros cuatro meses de operación desde junio hasta septiembre de Como consecuencia de las fallas mecánicas presentadas en el equipo durante el periodo de evaluación solo fue posible recopilar información satisfactoriamente durante los meses de junio, julio, agosto, septiembre, diciembre y enero que corresponden a seis meses y un total de 4416 registros de Velocidad y Dirección del Viento promedio horaria. 6.8 PLAN DE ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN El Plan de análisis consistió de los siguientes pasos: 68

69 1. Análisis de la información adquirida de IDEAM de las estaciones de Surbatá, Tunguavita, Andalucía y Villa Carmen en las variables Temperatura, Humedad Relativa y Velocidad del Viento. 2. Estimación de las variables humedad relativa, temperatura y densidad del aire para la estación los monjes 3. Consolidación de la base de datos de velocidad y dirección del viento por medio de la estación de monitoreo experimental. 4. Análisis estadísticos de la velocidad y dirección del viento para la estación experimental en los siguientes aspectos: Construcción de rosa de los vientos e identificación de la dirección predominante, verificación estadística de la validez de la información y ajustes, estimación del porcentaje de datos de acuerdo velocidad del viento en cada dirección, en cada velocidad y promedio de velocidad para cada dirección. 5. Análisis de la velocidad diurna y nocturna del viento. 6. Estimación de la velocidad media del viento. 7. Construcción de histograma de velocidades del viento. 8. Cálculo de la frecuencia acumulada del viento 9. Estimación de la densidad de potencia eólica teórica de entrada de acuerdo a la ecuación general. 10. Ajuste de los datos de densidad de potencia eólica apoyados en la distribución estadística de Weibull. 11. Cálculo de la energía potencialmente aprovechable de acuerdo a la Ley de Betz. 12. Estimación de potencial energético para pequeñas comunidades rurales considerando el uso de aerogeneradores de baja-mediana potencia. 13. Análisis de posibles opciones de aerogeneradores aplicables para la zona de estudio de acuerdo a los objetivos planteados. 14. Selección del aerogenerador que más se ajustaría a las condiciones buscadas. 15. Obtención de la curva de potencia del aerogenerador más apropiado. 16. Estimación de la potencia nominal del aerogenerador seleccionado por medio de los datos de la curva de potencia y de la probabilidad de Weibull. 17. Cálculo de la cantidad energía eléctrica (kwh) que podría obtenerse potencialmente con el equipo seleccionado. 69

70 18. Estimación preliminar del número de viviendas rurales que podrían ser abastecidas con la cantidad de energía entregada estimada. 6.9 ESTIMACIÓN DEL POTENCIAL DE GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA A continuación se ilustran los pasos y los procedimientos llevados a cabo con el fin de analizar el comportamiento eólico de la zona del páramo de Chontales, a partir de los datos registrados en la estación de monitoreo del viento instalada. Los datos fueron analizados en series mensuales. Los cálculos, tablas y gráficos en su gran mayoría fueron realizados mediante el programa Microsoft Excel. a. Organización de los datos del viento. En base a la información promedio horaria de velocidad del viento almacenada en el Data Logger, se guardaron los datos por periodos mensuales en archivos de Excel en donde se organizaron los valores promedio horarios de velocidad del viento para el periodo comprendido del 1 al 30 ó 31 de cada mes, que correspondían a 744 y 720 horas respectivamente según el caso. En el Anexo 2 se muestra el formato de la tabla de cálculo utilizada para ordenar los datos de cada mes. Las horas del día están organizadas en columnas, mientras que los días del mes lo están en filas.dicha tabla es el punto de partida del análisis de la velocidad del viento, debido a que por medio de esta se pueden calcular los promedios de velocidad tanto diarios como horarios, dándonos una primera aproximación del comportamiento diurno y nocturno del viento en la zona. A partir de esta tabla se obtuvieron las medidas de tendencia central para los promedios horarios de velocidades del viento, las cuales fueron organizadas en una tabla de cálculo como la que se muestra en el Anexo 3. Por medio de esta tabla se analizaron los promedios horarios de velocidad del viento durante el periodo de evaluación, obteniendo información importante sobre ráfagas de vientos fuertes, periodos de calmas, así como la frecuencia y duración de las mismas. b. Cálculo de la distribución de frecuencias del viento. Con el fin de analizar la distribución de frecuencias de la velocidad del viento, se tomaron los datos recolectados en series mensuales, para luego ordenarlos en una sola columna de menor a mayor y posteriormente clasificarlos en intervalos de 1 m/s. Consecutivamente se calculó tanto el número de horas como el porcentaje del tiempo en que el viento sopló para cada intervalo, teniendo en cuenta que la totalidad de los datos para cada mes equivalían al 100% de la información; a partir de los porcentajes se obtuvo la 70

71 probabilidad de ocurrencia de la velocidad del viento en cada intervalo, como también el número de horas en que una determinada velocidad fue excedida. En el Anexo 4 se muestra el formato de la tabla utilizada para el cálculo de la distribución de frecuencias normal y acumulada. c. Cálculo de la velocidad del viento media. Para el cálculo de la velocidad del viento media, se multiplicaron cada una de las velocidades del viento registradas en el mes por su respectiva probabilidad de ocurrencia, de la sumatoria de dicho producto se obtuvo la velocidad del viento media. Se pudo observar que al calcular la velocidad media del viento por medio de la Ecuación 12 o a través de la sumatoria del producto entre las velocidades promedio horaria registradas y la probabilidad de ocurrencia de las mismas se obtiene el mismo resultado por lo que cualquiera de los dos métodos puede ser tomado como válido. d. Cálculo de la densidad de potencia eólica específica. La estimación de la densidad de potencia eólica específica se realizó de acuerdo a la Ecuación 13. Para el caculo se tomó el valor de la densidad del aire a nivel del mar 1,225 Kg/m 3, mientras que el valor estimado de la densidad del aire en la altura del páramo fue obtenido por medio de los valores de temperatura y humedad relativa, los cuales a su vez fueron extrapolados a partir de los datos de dichos parámetros obtenidos de las estaciones del IDEAM en la zona. Esto con el fin de poder comparar la diferencia en la potencia eólica estimada a la altura al nivel del mar contrastada a al nivel del páramo. e. Ajuste de la potencia eólica teórica de entrada mediante la probabilidad de Weibull. Como se mencionó anteriormente, con el fin de realizar un tratamiento estadístico a los datos de densidad de potencia, en la industria eólica comúnmente se utiliza la función de probabilidad de Weibull, debido a que esta ha demostrado tener un buen ajuste con los datos de velocidad del viento. Para realizar el ajuste de los datos se debe organizar las velocidades del viento registradas en intervalos constantes que pueden variar de 0,5 a 1 m/s, para posteriormente calcular la probabilidad de Weibull de cada una de las velocidades. Sin embargo, para el calcular la probabilidad de Weibull se debe conocer los parámetros de forma y escala (β y Ɵ), los cuales pueden ser obtenidos por medio de una trasformación logarítmica y un ajuste de mínimos cuadrados de la función acumulativa de Weibull. En el Anexo 5 se muestra la deducción matemática de dicha ecuación. A partir de la deducción de la ecuación lineal de la función de probabilidad acumulada de Weibull (Ecuación 11) se realizó la gráfica de Ln (v) vs Ln (-Ln (1-p (v)), donde p (v)) es la frecuencia relativa acumulada de cada intervalo de velocidad del viento, que para esta caso fue de 1 m/s. 71

72 Obteniendo el factor de forma α por medio de la pendiente de la recta de dicha gráfica, mientras que el factor de escala β fue conseguido por medio de la exponencial del cociente entre punto de corte de la recta con el eje Y, y el factor de forma α. Conocidos dichos coeficientes se calculó la probabilidad de Weibull para cada intervalo de velocidades del viento. Posteriormente se estimó la densidad de potencia eólica específica ajustada a partir de la Ecuación 14: (Ecu 14) Donde P (w) es la probabilidad de Weibull. De tal forma que se obtiene la densidad de potencia eólica específica para cada intervalo de velocidades y la sumatoria de todas estas, será pues la densidad de potencia eólica teórica de entrada. f. Estimación de la energía producida. Para la estimación de la cantidad de energía eléctrica que potencialmente podría generarse con los datos de velocidad del viento registrados en la estación de monitoreo del viento, se estudiaron las características técnicas de diferentes tipos de aerogeneradores de baja potencia de 10 kw de potencia nominal. Después de analizar características específicas de diferentes equipos disponibles en el mercado tales como velocidad de arranque, velocidad nominal, velocidad de abatimiento, eficiencia de conversión entre otros. Finalmente se decidió realizar los cálculos de estimación de energía producida mediante el aerogenerador BWC Excel, que es uno e los más comunes a nivel internacional. Para utilizar adecuadamente la curva de potencia de un aerogenerador se debe calcular la densidad de potencia real de la máquina, para ello se multiplica la probabilidad de Weibull obtenida a partir de la distribución de frecuencias del viento para cada intervalo de velocidades, por la densidad de potencia dada en cada velocidad de la curva de potencia del aerogenerador (desde la de arranque hasta la de abatimiento), la sumatoria de todos es la densidad de potencia real del aerogenerador a la cual se le deben restar las perdidas por distribución, turbulencias, altitud y densidad del aire, esto debido a que la mayoría de los fabricantes dan los datos de las curvas de potencia estandarizados a nivel del mar, ahora con esas correcciones se calcula la energía: 72

73 (Ecu. 15) Dónde: E: Energía generada en un tiempo t en kwh P: Potencia eólica específica t: tiempo en horas h: horas totales de evaluación D: Densidad de potencia de la turbina en W/m 2 A: área de barrido del aerogenerador en m 2 Posteriormente se analiza el porcentaje del tiempo del tiempo en que el aerogenerador estaría en operación así como el rango de velocidades con mayor frecuencia de ocurrencia en la zona de emplazamiento para hacerse una mejor idea de si es viable o no realizar la instalación. g. Análisis de la dirección del viento. Para analizar las variaciones en la distribución de la velocidad y dirección de las corrientes de aire en el punto de estudio, se realizaron las rosas de los vientos para cada mes por medio del programa WindRosePRO el cual es bastante útil práctico y a la hora de ejecutar este tipo gráficos. A continuación se listan las ventajas observadas: Los rangos de velocidad del viento pueden ser ajustados fácilmente en el menú de opciones del software de pendiendo de las velocidades máximas y mínimas encontradas en el análisis. Los datos pueden ser representados en rangos variables que van desde 8 a 16 direcciones. Ofrece una gran variedad de estilos, colores y formas en los títulos y convenciones de los gráficos representados. 73

74 Permite tomar y analizar los datos directamente desde archivos de Microsoft Excel. Para la rosa de vientos el software da la opción de presentar gráficos con información estadística de los datos, como por ejemplo porcentaje y número de datos en cada dirección y velocidad, promedio de datos en cada velocidad entre otros, lo cual es una herramienta bastante útil a la hora de comenzar el análisis de la información. h. Estimación del consumo de energía. Con el fin de estimar el consumo de energía promedio de una vivienda rural, se realizaron encuestas aleatorias a la población de las veredas de la zona de influencia del proyecto y esta forma obtener información sobre el tipo y cantidad de electrodomésticos que son más comúnmente utilizados en este tipo de viviendas, así como también su tiempo aproximado de uso en horas al día. Adicionalmente se formularon algunas preguntas con el objeto de conocer la percepción que tienen los pobladores sobre el comportamiento del viento en la zona. En el Anexo 6 se muestra el formato de la encuesta realizada. Una vez establecidos los electrodomésticos más comúnmente utilizados se estimó el potencial consumo de energía de los mismos multiplicando su número promedio de horas de uso al día por la potencia nominal de cada uno de estos. En el mismo Anexo 7 se muestra la potencia nominal de los diferentes electrodomésticos generalmente utilizados tanto en viviendas urbanas como rurales. 74

75 7. RESULTADOS Y ANÁLISIS 7.1 ANÁLISIS DE LA VARIACIÓN DE VELOCIDAD DEL VIENTO, TEMPERATURA Y HUMEDAD RELATIVA EN LA ZONA DE ESTUDIO ANÁLISIS DE LA VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO Se analizaron los valores promedios multianuales de Velocidad del Viento obtenidos a partir de las estaciones de monitoreo del viento del IDEAM en la zona de estudio, durante el periodo comprendido entre 1999 y 2003, esto con el fin de estandarizar el intervalo de análisis de los datos de viento con otros parámetros meteorológicos que están directamente relacionados con la formación de los vientos como son la Temperatura y la Humedad Relativa. Para seleccionar el periodo se tuvo en cuenta que hubiera suficiente número de datos para el mismo con el fin de obtener gráficas representativas del comportamiento de las variables analizadas. En la Gráfica 7.1, al observar los valores de velocidades del viento para cada estación, se pudo apreciar que las velocidades más bajas fueron registradas en las estaciones de Tunguavita y Surbatá con valores que oscilan entre 0.3 y 0,9 m/s, que corresponden a su vez a alturas menores a 2500 msnm. Lo anterior contrasta con el hecho de que en la estación Andalucía, ubicada a más de 3000 msnm la velocidad del viento oscila entre 0,7 y 2.7 m/s. En la misma gráfica se puede apreciar con mayor claridad, como en general la velocidad del viento promedio mensual multianual de las estaciones de monitoreo del viento en la zona, tienen un comportamiento monomodal, con mayor evidencia a mayor altura. Teniendo en cuenta la elevación de cada una de las estaciones, también permite apreciar que hay una tendencia al incremento en las velocidades de viento a medida que aumenta la altura sobre el nivel del mar, Dicho aumento puede deberse a la disminución de obstáculos que obstruyen las masas de aire a medida que aumenta la altura, como también a la presencia de un efecto de vientos de montaña como el Föhn en la zona. 75

76 Velocidad del Viento m/s UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA 7.1 ANÁLISIS DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO EN LAS ESTACIONES DE IDEAM DE LA ZONA DE ESTUDIO Promedios multianuales Velocidad del Viento (m/s) estaciones de IDEAM en la zona de estudio ,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Tunguavita (2470msnm) 0,5 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,9 0,7 0,6 0,6 0,5 0,7 Surbatá (2485 msnm) 0,4 0,4 0,3 0,3 0,4 0,6 1,0 0,8 0,4 0,3 0,4 0,3 Andalucía (3265 msnm) 0,8 0,9 1,0 1,0 1,7 2,3 2,3 2,7 1,8 1,6 0,7 1,3 Se puede observar que las velocidades del viento son en general bajas y estables los primeros meses del año aproximadamente entre enero y abril. A partir de mayo la velocidad del viento se incrementa teniendo un pico de vientos más fuertes entre julio y agosto con velocidades que llega hasta 2.7 m/s en el mes de agosto para la estación Andalucía; a partir del mes de septiembre comienzan a decrecer los vientos hasta el mes de noviembre, cuando vuelven a una relativa calma con vientos de baja intensidad hasta el mes de abril. 76

77 Velocidad del viento (m/s) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA 7.2 TENDENCIA DE VELOCIDAD DEL VIENTO CON LA ALTURA 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Tendencia de la velocidad del viento con la altura de las estaciones sobre el nivel del mar y = 0,0472x + 1,2068 R² = 0,0645 y = 0,0048x + 0,4337 R² = 0,0067 y = 0,0099x + 0,5241 R² = 0,0905 Andalucía (3265 msnm) Tunguavita (2470msnm) Surbatá (2485 msnm) Lineal (Andalucía (3265 msnm)) Lineal (Tunguavita (2470msnm)) Lineal (Surbatá (2485 msnm)) meses La Gráfica 7.2 muestra una tendencia creciente de la velocidad del viento que se expresa en la mayor pendiente de la línea de la estación Andalucía que está a mayor altura sobre el nivel del mar (3265 msnm) con respecto a las estaciones de Tunguavita y Surbatá que están cerca a los 2500 msnm ANÁLISIS DE LA TEMPERATURA EN LA ZONA DE ESTUDIO La variable Temperatura es importante para la comprensión de la dinámica de los vientos debido a que está directamente relacionada con la formación y el origen de las corrientes de viento. Colombia, por encontrarse geográficamente ubicada en plena Zona de Convergencia Intertropical, está sometida a los vientos alisios que soplan del noreste en el hemisferio Norte y del sureste en el hemisferio Sur, aunque hay que aclarar que los vientos no tienen siempre exactamente estas direcciones. Los vientos alisios ejercen una fuerte influencia sobre las regiones planas del país, como en la llanura del Caribe, la Orinoquía y la Amazonía, en donde se observan circulaciones de aire bastante definidas en el transcurso del año. Por el contrario, en los valles interandinos y en las zonas montañosas, a pesar de percibirse una ligera influencia de los alisios, las condiciones del relieve y radiación solar, son quienes determinan en gran parte la dirección y velocidad del viento. 77

78 Temperatura C UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS La brisa de valle-montaña se produce cuando las pendientes de las montañas se calientan por radiación solar y la Temperatura del suelo se hace más alta que la del aire; así, se establece una corriente que sube por las montañas o colinas en días soleados. En la noche el suelo se enfría lo que ocasiona que el aire descienda de las montañas a los valles. Se analizaron los datos promediados mensuales multianuales de Temperatura de las estaciones anteriormente tenidas en cuenta en la zona de influencia del proyecto con el fin de establecer una relación de dicha variable con los datos de velocidad el viento. Para el análisis se tomaron los datos comprendidos entre 1999 y 2003, se obtuvieron las medidas de tendencia central de los mismos y de igual forma se realizaron las gráficas correspondientes para el período anteriormente mencionado de tal forma que los meses del año se ubicaron en el eje X, mientras que los valores de Temperatura se situaron en el eje Y. A diferencia de los datos de velocidad del viento para esta variable se encontró que la información estaba 100% completa por lo que no hubo necesidad de excluir ninguna de las series de datos en el análisis. Con los valores promedio mensuales multianuales de Temperatura para las estaciones Tunguavita, Surbatá, Villa Carmen y Andalucía, a partir la información secundaría recopilada se obtuvo la gráfica siguiente. GRAFICA 7.3. PROMEDIOS MULTIANUALES DE TEMPERATURA Promedios multianuales Temperatura ( C) de las estaciones de IDEAM en la zona de estudio ,0 14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Tunguavita (2460 msnm) 14,4 15,0 15,0 14,9 14,7 14,0 13,5 13,7 13,7 14,1 14,4 14,4 Surbatá (2485 msnm) 14,1 14,3 14,5 14,6 14,3 14,0 13,7 13,7 13,9 13,8 14,2 14,3 Villa Carmen (2600 msnm) 13,6 13,8 14,0 14,1 14,3 13,7 13,1 13,0 13,3 13,9 13,9 14,0 Andalucía (3265 msnm) 10,1 10,0 10,1 9,8 9,8 9,3 9,0 9,0 9,3 9,6 9,8 10,1 78

79 Al analizar los datos de Temperatura para cada estación se pudo apreciar que los valores más bajos fueron registrados en la en las estación Andalucía con promedios multianuales de entre 8 y 10 C; mientras que las temperaturas más altas fueron registradas en las estaciones Tunguavita y Surbatá con valores medios de entre 13.5 y 15 C. En general se puede decir que de acuerdo a la información secundaria obtenida la Temperatura de la zona oscila entre 8 y 15 C. Por otro lado se pudo observar que en general la Temperatura de la zona tiene una tendencia y comportamiento relativamente constante, con un leve decrecimiento entre los meses de junio y octubre que se corresponde con los meses de mayor intensidad de los vientos (ver Gráfica 7.3), especialmente evidente en la estación de Andalucía ubicada por encima de los 3000 msnm. Al analizar el comportamiento altitudinal de la Temperatura en la zona de estudio se puede inferir que hay una disminución de la dicha variable de aproximadamente 0,5 C por cada 100 metros de altura ANÁLISIS DE LA HUMEDAD RELATIVA EN LA ZONA DE ESTUDIO La Humedad Relativa es una variable climatológica la cual se entiende como la cantidad de vapor de agua presente en el aire en función de la capacidad máxima que este puede llegar a contener en un punto geográfico determinado, de tal forma que un valor de 100% en este parámetro indicaría que el aire del ambiente está totalmente saturado de vapor de agua, en contraste un valor del 0% supondría que el aire está compuesto principalmente de aire seco es decir sin partículas de vapor de agua. Usualmente la densidad del aire no es medida directamente, sino que es calculada tomando en cuenta las condiciones experimentales de Temperatura, Presión y Humedad Relativa o punto de rocío, por lo que dicha variable cumple un papel relevante en el estudio de proyectos eólicos, esto debido a que como se mencionó anteriormente la potencia extraíble del viento es directamente proporcional a la densidad del aire de ahí que sea importante conocer el comportamiento de la misma con el fin de obtener el valor que más se ajuste a la zona en donde se planea realizar la estimación del potencial eólico. 79

80 Humedad relativa % UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS En consecuencia se analizaron los datos promediados mensuales multianuales de Humedad Relativa de las estaciones anteriormente tenidas en cuenta en la zona de influencia del proyecto con el fin de establecer una relación de dicha variable con los datos de velocidad el viento. Para el análisis se tomaron los datos comprendidos entre 1999 y 2003, posteriormente se obtuvieron las medidas de tendencia central de los mismos y de igual forma se realizaron las gráficas correspondientes para el periodo anteriormente mencionado de tal forma que los meses del año se ubicaron en el eje X, mientras que los valores de Humedad Relativa se situaron en el eje Y. A diferencia de los datos de velocidad del viento para esta variable se encontró que la información estaba 100% completa por lo que no hubo necesidad de excluir ninguna de las series de datos en el análisis. Con los valores promediados mensuales multianuales de Humedad Relativa para las estaciones Tunguavita, Surbatá, Andalucía, a partir de la información secundaria recopilada, se obtuvieron y analizaron las gráficas de dicha variable para las estaciones anteriormente mencionadas. GRAFICA 7.4 PROMEDIOS MULTIANUALES HUMEDAD RELATIVA (%) Promedios multianuales Humedad Relativa (%) de las estaciones de IDEAM en la zona de estudio Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Tunguavita (2460 msnm) Surbatá (2485 msnm) Andalucía (3265 msnm)

81 Al analizar la Gráfica 7.4 con los valores promedio multianuales de Humedad Relativa, se puede observar como hay una aumento de la misma a medida que se incrementa la altura sobre el nivel del mar, lo cual está directamente relacionado con la disminución de las temperaturas en función del aumento de la altura que se observó en el análisis de dichos datos en el numeral anterior; esto se debe a que el enfriamiento de las masas de aire ocasiona una condensación de las partículas de agua presentes en las mismas de tal modo que la densidad de vapor de agua se hace mayor en alturas superiores y en consecuencia los valores de Humedad Relativa aumentan. Por otro lado los altos valores de humedad relativa por encima del 80% registrados en la estación Andalucía se deben a que está ubicada a más de 3200 metros de altura sobre el nivel del mar, lo cual corresponde a zonas de bosques de niebla y páramos en Colombia, en dichas alturas la nubes que atraviesan las montañas contienen una mayor densidad de vapor de agua que se ve reflejada en los altos valores de Humedad Relativa. En general la Humedad Relativa de la zona tiene una tendencia y comportamiento relativamente constante y cíclico atreves de los años de tal forma que los valores más bajos se encuentran los primeros meses del año entre enero y abril, mientras que el resto del año se presentaba un leve incremento el cual permanecía relativamente constante a lo largo del año. Como se mencionó anteriormente al analizar el comportamiento altitudinal de la Humedad Relativa en la zona de estudio se pudo observar como hay un aumento de la misma a medida que aumenta la altura sobre el nivel del mar de tal modo que en la cota 2400 en donde se encuentran las estaciones Tunguavita y Surbatá en general el valor promedio multianual de dicha variable se encuentra alrededor de 76%, mientras que en la estación Andalucía que está ubicada en la cota 3200 la Humedad Relativa es del 82% la cual es aproximadamente 6% más alta en comparación con las demás estaciones analizadas. Sin embargo, se pudo evidenciar que este aumento no es lineal debido a que desde la cota 2400 a 2600 las cuales tienen una diferencia de 200 metros hubo un incremento de 3%, mientras que desde la cota 2600 a 3200 la cuales tienen una diferencia de 600 metros el incremento fue igualmente de 3% por qué no es posible establecer una tasa constante del aumento del valor de dicho parámetro a medida que aumenta la altura sobre el nivel del mar en las zonas de alta montaña andina. 81

82 7.2. ESTIMACION DE LAS VARIABLES CLIMATICAS EN LA ESTACION LOS MONJES ESTIMACIÓN DE LA PRESIÓN ATMOSFÉRICA. Asumiendo el aire como un gas ideal y teniendo en cuenta que teóricamente la presión atmosférica disminuye exponencialmente en función de la altura sobre el nivel del mar, derivando e integrando la ecuación de estado de los gases ideales se puede obtener una expresión matemática para calcular la presión en un punto determinado en función de la elevación del terreno: (Ecu. 16) Dónde: : Presión atmosférica a nivel del mar Z: Altura sobre el nivel del mar Tomando las alturas sobre el nivel del mar, por medio de la Ecu. 16 se calculó la presión atmosférica para cada una de las estaciones tenidas en cuenta en el análisis, en la Tabla 7.1 se muestran los resultados obtenidos: Tabla 7.1 Presión atmosférica en función de la altura. Estación Elevación(m) Presión (Pa) Tunguavita Surbatá Andalucía Los Monjes Fuente (IDEAM, 2006): 82

83 Como era de esperarse la presión atmosférica disminuye con la altura, debido a la menor masa de aire, lo cual repercute en menor potencial energético de las masas de aire movidas por el viento a mayor altura sobre el nivel del mar. Esta variable se ve reflejada en la densidad del aire ESTIMACIÓN DE LA HUMEDAD RELATIVA Para la estimación de la Humedad Relativa del punto de estudio se tomaron los valores promedio de los últimos 20 años en cada una de las estaciones del IDEAM enunciadas anteriormente. En la Tabla 7.2 se indica el promedio de este parámetro para los últimos 20 años en cada estación: Tabla 7.2. Valores promedio multianuales de Humedad Relativa. Estación Elevación(m) Humedad (%) Tunguavita Surbatá El Carmen Siérrala Andalucía Fuente: (IDEAM, 2006) Los valores promedio de humedad relativa sugieren que hay un aumento lineal de este parámetro en función de la altura para la zona de estudio. Para obtener un valor tentativo de la humedad relativa en la estación Los Monjes se graficaron los datos de la Tabla 7.2 para posteriormente agregar una línea de tendencia y extrapolar el valor de la humedad a 3534 metros que es la altura registrada en la instalación de la estación de monitoreo, como se muestra en la Gráfica

84 Humedad Relativa (%) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA.7.5 ESTIMACIÓN GRÁFICA DE LA HUMEDAD RELATIVA Estimación Humedad Relativa para estación Los Monjes y = 1,8x + 75,4 R² = 0, Tunguavita Surbatá El Carmen Siérrala AndalucíaLos Monjes Altura en msnm Fuente: El Autor (2011). La Gráfica obtenida tiene una pendiente positiva igual a 1,8 y el valor estimado de la Humedad Relativa para la altura sobre el nivel del mar de la estación Los Monjes es de 85%; en este punto vale tener en cuenta que los altos valores de Humedad Relativa registrados son consecuencia del choque constante de las nubes bajas con la superficie, fenómeno característico en zonas de páramo, lo que posteriormente ocasiona que la vegetación condense la humedad del aire formando gotas de agua, dicho fenómeno es conocido como precipitación horizontal ESTIMACIÓN DE LA TEMPERATURA Para la estimación de la Temperatura de la zona se tomaron los valores promedio de los últimos 20 años para cada una de las estaciones del IDEAM enunciadas anteriormente. En la Tabla 7.3 se muestra el promedio de dicho parámetro para los últimos 20 años en cada estación: 84

85 Tabla 7.3. Valores promedio multianuales de temperatura. Estación Elevación(m) Temperatura ( 0 C) Tunguavita Surbatá El Carmen Siérrala Andalucía Fuente:(IDEAM, 2006) Los datos de Temperatura de la Tabla 7.3 muestran que hay una diminución lineal de este parámetro en función de la altura para la zona de estudio. La obtención de un valor tentativo de la temperatura en la estación Los Monjes se llevó cabo por medio del mismo procedimiento realizado en la estimación de la Humedad Relativa; en primer lugar se graficaron los datos de temperatura en función de la altura para posteriormente agregar una línea de tendencia y extrapolar el valor a 3534 metros sobre el nivel del mar (altura registrada sobre el nivel del mar de la Estación Los Monjes), tal y como se muestra en la Gráfica

86 Temperatura ( oc) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA 7.6. ESTIMACIÓN GRÁFICA DE LA TEMPERATURA. Estimación Temperatura para estación Los Monjes y = -1,2x + 16,6 R² = 0, Tunguavita Surbatá El Carmen Siérrala Andalucía Los Monjes Altura (msnm) Fuente: El Autor (2011). La Gráfica obtenida tiene una pendiente negativa decreciente igual a (-1,2), y el valor estimado de la Temperatura en la estación Los Monjes es de 9 C ESTIMACIÓN DE LA DENSIDAD DEL AIRE En el apartado sobre parámetros y conceptos de importancia en la estimación del potencial eólico, se pudo observar que la densidad del aire es un parámetro fundamental en estudios de generación de energía eólica, debido a que es directamente proporcional a la potencia generada, lo que conlleva a que cambios ligeramente drásticos de la misma ocasionen variaciones relativamente importantes en los valores estimados de potencia eólica, como se muestra en la Ecuación 17. La densidad del aire seco a la presión atmosférica sobre el nivel del mar a 15 C (1,225 Kg/m 3 ) se utiliza como estándar en la industria eólica. Sin embargo, dado que la ubicación geográfica de la investigación se encuentra en una zona de páramo, los valores de Temperatura y Densidad del aire varían significativamente en relación al comportamiento y los valores que toman estas variables atmosféricas a nivel de mar, lo cual podría conllevar a altos grados de incertidumbre en la estimación del potencial eólico, razón por la cual se decidió realizar el cálculo de la densidad del aire para el punto de estudio, con base a los valores de Presión Atmosférica, Humedad Relativa y Temperatura, teniendo en cuenta que el aire húmedo está compuesto por una fracción molar de 86

87 vapor de agua y una fracción molar de aire seco y asumiendo que se comporta como un gas ideal, a partir de la ecuación de estado de los mismos se tiene que la densidad del aire es igual a: (Ecu. 17) Dónde: P: Presión atmosférica Z: Factor de compresibilidad R: Constante de los gases ideales T: Temperatura : Masa molar del aire húmedo (M a = 0, kg mol -1 ) : Masa molar del agua (M v = 0, kg mol -1 ) : Fracción molar de vapor de agua (Se determina a partir de la humedad relativa y la presión atmosférica). Dado a que no se disponía de los datos de Presión Atmosférica, Temperatura y Humedad Relativa del punto específico en donde se encontraba instalada la estación de monitoreo del viento, se tomaron los datos de dichos parámetros registrados en los últimos 20 años para cinco estaciones meteorológicas del IDEAM ubicadas dentro de la zona de influencia de la investigación. Las estaciones analizadas fueron: Tunguavita, Surbatá y Andalucía, más los datos multianuales de las estaciones Villa Carmen y Sierrala cercanas al área de estudio dentro del mismo corredor occidental de la cordillera Oriental. Para la estimación de la densidad del aire se tomó como referencia un artículo del Centro de Metrología Nacional de México titulado Estimación de la incertidumbre en la determinación de la densidad del aire, (Becerra & Guardado, 2001). En este artículo se obtuvieron las ecuaciones utilizadas para la determinación de la Densidad del Aire en función de la Temperatura, Presión y Humedad Relativa. Con los datos de Temperatura y Humedad Relativa obtenidos a partir de la 87

88 extrapolación de las líneas de tendencia de las Gráficas 7.5 y 7.6 se realizó la estimación de la Densidad del Aire para la estación Los Monjes; adicionalmente se calculó el valor de esta variable para cada una de las estaciones del IDEAM tenidas en cuenta en el presente análisis. En la Tabla 7.4 se muestran los resultados obtenidos. Tabla 7.4. Valores estimados de la Densidad del Aire. Estación Elevación(msnm) Humedad Relativa (%) Temperatura ( C ) Densidad aire (Kg/m 3 ) Tunguavita ,8973 Surbatá ,8982 Villa Carmen ,8896 Siérrala ,8849 Andalucía ,8183 Los Monjes ,8080 Fuente: El Autor (2011). Con base a la Ecuación 17 para una altura de 3534 metros, humedad relativa del 86 % y una temperatura de 9 C la Densidad del aire es de 0,8080 Kg/m 3 ; cabe recalcar que este es un valor meramente estimativo y que para poder calcular el grado de incertidumbre del mismo se debe tener en cuenta las especificaciones técnicas y el porcentaje de error de los equipos de medición utilizados para registrar los datos de presión, temperatura y humedad relativa en cada una de las estaciones de donde fue tomada la información, por lo tanto el propósito de este análisis es simplemente observar la diferencia en la estimación de la Densidad de la Potencia Eólica calculada con la densidad del aire seco a la presión atmosférica sobre el nivel del mar a 25 C (1,225 Kg/m 3 ), que se utiliza como estándar en la industria eólica, con la densidad del aire obtenida a partir de este análisis; dado que no existen estudios ni modelos para la estimación del potencial eólico en zonas de bosque alto andino y de páramos, por lo que la estandarización de la densidad del aire a nivel del 88

89 mar en este caso en particular podría generar un alto sesgo en los valores de densidad potencia eólica obtenidos. El análisis comparativo de las densidades de potencia calculadas con cada densidad del aire será abordado más adelante. En la Tabla 7.4 también se puede observar que hay una relación inversa entre la Elevación de las estaciones (msnm) y la Temperatura y entre la Humedad Relativa y entre y la Densidad del Aire, lo cual explica en gran parte la potencialidad energética de los vientos en las zonas de alta montaña como se verá más adelante. 7.3 ANÁLISIS DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO ANÁLISIS DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO HORARIA Con base a la información promedio horaria de velocidad del viento almacenada en el Data Logger, se elaboró un archivo de Excel en donde se organizaron los valores promedio horarios de velocidad del viento para dos períodos analizados entre los meses de junio de 2010 y enero de 2011, para un total de 4416 datos. Los dos períodos fueron: 1. Junio septiembre de 2010 para un total de 2928 datos horarios. 2. Diciembre enero de 2011 para un total de 1488 datos horarios. La siguiente gráfica muestra la tendencia central para los promedios horarios de velocidad del viento en el periodo junio-septiembre de

90 Velocidad del Viento (m/s) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA 7.7 MEDIDAS DE TENDENCIA CENTRAL DEL VIENTO PROMEDIO HORARIA JUNIO- SEPTIEMBRE 2010 ESTACIÓN LOS MONJES 8 Promedio horaria junio, julio,agosto, septiembre Promedio Periodo Junio 4,2 3,9 4,1 4 4,6 4,7 4,9 4,9 5,4 5,3 5,5 4,9 4,8 4,5 4,1 4,3 4,7 5 5,1 4,3 4,3 4,5 4,7 4,4 Julio 4 3,9 4,1 4,5 4,3 3,8 3,9 4,3 4,5 4,3 4,6 4,4 4,3 4,7 4,2 4,3 4,1 4,3 4,3 4,4 4,1 4,1 4 3,8 Agosto 6 6 5,7 5,6 5,2 5,4 5,5 5,7 6,1 6 5,8 5,7 6,1 5,9 5,8 5,9 6,6 6,7 6,3 6,5 5,8 5,6 5,2 5,5 Septiembre 4,3 4,7 5,4 5,2 5,5 5,2 5,4 5 5,2 5,2 5,3 4,7 4,5 4,3 5 4,4 4,1 3,9 4 3,8 4,3 4,2 4 4,4 Periodo junio-10-ene-11 4,3 4,2 4,2 4,2 4,3 4,3 4,4 4,5 4,7 4,7 4,8 4,6 4,7 4,7 4,6 4,8 4,8 4,9 5,0 4,8 4,5 4,4 4,2 4,2 Horas del día Fuente: El Autor (2011). En la Gráfica anterior de los promedios horarios de velocidad del viento para el periodo junioseptiembre de 2010, se puede observar que el mes de julio es en el que se presentaron menores velocidades del viento que oscilaron entre 3,8 y 4.7 m/s con gran regularidad a lo largo del día. En este mes la velocidad promedio máxima alcanzada fue de 12.9 m/s y la mínima de 0.0 m/s a las 21 horas. La velocidad máxima registrada fue de 14 m/s a las 3 horas. En el mes de junio las velocidades varían entre 4.1 y 5.5 m/s, con mayores intensidades del viento entre las 8-10 horas y horas cuando los vientos superan los 5 m/s; la velocidad máxima alcanzada fue de 12.5 m/s a las 10 horas y la mínima de 0.4 m/s. a las 22 y 23 horas. Para el mes de septiembre las velocidades medias oscilaron entre 3.8 y 5.3 m/s con un pico con velocidades del viento mayores a 5 m/s entre las 2-10 horas; la velocidad máxima alcanzada fue de 10.7 m/s a las 4 horas y la mínima de

91 Velocidad del Viento (m/s) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS m/s a las 6 horas. En el mes de agosto, se presentaron las mayores velocidades promedio del viento a lo largo del día que oscilaron entre 5,2 y 6.7 m/s, con picos superiores o iguales a 6 m/s entre las 0-1 horas, 8 y 9 horas y las 16 y 19 horas; la máxima velocidad registrada fue de 16.5 m/s a las 12 horas y la mínima de 0.3 m/s a las 18 horas. Para este período se observa, que salvo en el mes de julio, las velocidades para los meses de junio, agosto y septiembre están por encima del conjunto de meses estudiados de junio-10-enero-11 GRÁFICA 7.8 VELOCIDADES PROMEDIO HORARIAS PERÍODO DICIEMBRE/10-ENERO/11 6 Promedio horaria Periodo dic -10- enero Promedio Periodo Diciembre 3,4 3,2 3,2 3,2 3,4 3,6 3,7 3,5 3,6 3,7 3,8 4,1 4,3 4,1 4,4 4,6 4,3 4,1 4,5 4,2 3,9 3,9 4,1 3,8 Ene-11 3,6 3,4 3,2 3,4 3,5 3,6 3, ,2 4,3 4,3 4,2 4,2 4,3 4,7 4,4 4,1 4,7 4,5 4,2 3,7 3,2 3,5 Periodo jun-10-ene-11 4,3 4,2 4,2 4,2 4,3 4,3 4,4 4,5 4,7 4,7 4,8 4,6 4,7 4,7 4,6 4,8 4,8 4,9 5,0 4,8 4,5 4,4 4,2 4,2 Horas del día Fuente: El Autor (2011). La gráfica anterior presenta los registros de velocidad promedio del viento para los meses de enero- 10-enero-11 en la cual se observa que en estos meses, caracterizados para la zona de estudio como de baja intensidad de los vientos, los vientos a lo largo del día están por debajo del promedio en el periodo analizado, sin embargo, todos los promedios a lo largo del día están por encima de 3 m/s, 91

92 que es tomado como el límite mínimo para aprovechamiento energético, lo cual significa que hay un aporte energético aprovechable continuo a lo largo del día VELOCIDAD DEL VIENTO MEDIA Y DESVIACIÓN ESTÁNDAR PARA EL PERÍODO ANALIZADO Para el cálculo de la velocidad del viento media, máxima, mínima, moda, mediana y desviación estándar del período analizado, se tomaron los datos horarios de cada mes analizado y se hallaron los valores por medio de Excel, de estos valores mensuales se obtuvieron de la misma forma los valores para el período analizado. En la siguiente Tabla 7.5 de presentan los datos calculados. Tabla 7.5 Velocidades del viento: Junio, julio, agosto, septiembre, diciembre, enero Media Max Min Moda Mediana DS (Desviación Mes (m/s) (m/s) (m/s) (m/s) (m/s) estándar) Junio 4,6 12,5 0,2 2,6 4,1 2,3 Julio 4,2 12,9 0 2,3 3,9 2,1 Agosto 5,9 16,5 0,3 4,4 5,4 2,7 Septiembre 4,7 10,7 0,6 2,6 4,4 1,7 Diciembre 3,9 10,3 0,4 3,5 3,7 1,8 Enero 4 14,1 0,2 3,7 3,6 2,4 Periodo 4,5 12,7 0,3 3,1 4,0 2,2 Fuente: El Autor (2011). De la Tabla anterior se observa que la velocidad promedio para el periodo analizado, que toma datos en meses de altos vientos (junio-septiembre) y meses bajos vientos ( diciembre-enero) es de 4.5 m/s, lo cual indica que a lo largo del año podria existir un importante potencial de energía eólica aprovechable ya sea para bombeo de agua o para generación de energía eléctrica. Este dado se ubica como intermedio entre los encontrados para dos estaciones de IDEAM (2006 Cap. 4) ubicadas en el mismo corredor y a alturas similares a saber: Gachaneca a 3400 msnm con 5.5 m/s y Villa Carmen a 2600 msnm con 3.9 m/s. Los máximos sugieren que en todos los meses analizados pudieran existir horas durante el día de generación importante de energía eléctrica que pudiera ser 92

93 acumulada en baterias para ser aprovechada en horas de baja inensidad de los vientos. Los datos de mayor frecuencia (Moda), estan por encima de 3 m/s. La desviación estándar, que proporciona una mediada de la variabilidad de los datos de velocidad del viento en superficie, fue de 2,2 m/s. Según IDEAM (2006) en gran parte de las regiones del país prevalecen rangos de desviación estándar entre 2,0 y 3,0 m/s. Este dato esta asociado a la turbulencia mecánica de la atmósfera dada por la influencia del viento, así, cualquier dato de velocidad del viento puede ser representado por su valor medio mas la fluctuación que esa indicada por la desviación estándar. El valor encontrado significa un regimen de vientos relativamente estable, teniendo como referencia el rango predominante para Colombia, lo cual a su vez esta asociado con la posibilidad de un aprovechamiento energético más continuo del viento como recurso natural. Dado que el anemómetro se ubicó a 10 metros de altura desde el nivel de piso, siguiendo las normas de la Organización Meteorológica Mundial (OMM), sin embargo, en razón de que los aerogeneradores con eje horizontal de rotación de las palas se ubican a una altura igual o mayor de 30 m, se calculó la velocidad media a ese nivel aplicando la siguiente relación (Sequi, 2006) (Ecu. 18) Donde: Vm(z) = Velocidad media a la altura (Z) de extrapolación (m/s). Vm(r) = Velocidad media a la altura de referencia (m/s) Z = Altura a la cual se va a extrapolar (m). r = Altura de referencia (m). α = coeficiente de rugosidad del terreno. Con la ecuación anterior se cálculo la velocidad del viento a 30 metros para cada uno de los meses estudiados obeniéndose los resultados que se presentan en la Tabla

94 Tabla 7.6 Velocidades del viento a 10 y 30 metros de altura sobre la superficie Velocidad del viento Media a 10 Media a 30 Mes m altura m altura (m/s) m/s Junio 4,6 5,1 Julio 4,2 4,7 Agosto 5,9 6,6 Septiembre 4,7 5,2 Diciembre 3,9 4,4 Enero 4 4,5 Periodo 4,5 5,0 Z r α ,1 Fuente: El Autor (2011). De la Tabla 7.6 se observa que a 30 metros de altura la velocidad del viento se incrementaría en un 11%, potencializando aún mas las posibilidades de generación de energía. Todos los promedios de velocidad estárían por encima de 4.4 m/s y el promedio del periofo estaría em 5 m/s que es suficiente para tener una buena oferta de energía eólica VELOCIDAD PROMEDIO HORARIA Y DESVIACIÓN ESTÁNDAR DIARIO Los datos obtenidos se ordenaron por horas y con Excel se obtuvieron los valores de velocidad media, máxima, mínima, moda, mediana y desviación estándar obteniendo los resultados que presenta la Tabla

95 Tabla 7.7 Velocidades horarias conjunto de datos analizados Media Max Min Moda Mediana DS(Desviación estándar) Hora (m/s) (m/s) (m/s) (m/s) (m/s) 0 4,3 14,5 0,2 3,0 3,9 2,5 1 4,2 11,2 0,2 3,1 3,7 2,4 2 4,2 12,0 0,2 2,5 3,9 2,2 3 4,2 14,0 0,4 3,7 3,9 2,3 4 4,3 11,9 0,2 5,7 3,9 2,3 5 4,3 11,2 0,2 3,2 3,7 2,3 6 4,4 11,2 0,3 3,5 4,0 2,5 7 4,5 14,4 0,2 2,2 4,1 2,6 8 4,7 16,4 0,2 4,4 4,2 2,8 9 4,7 13,5 0,2 6,2 4,3 2,8 10 4,8 14,1 0,8 3,6 4,2 2,7 11 4,6 15,2 0,8 4,8 4,1 2,5 12 4,7 16,5 1,0 3,3 4,3 2,3 13 4,7 15,4 1,4 3,5 4,1 2,2 14 4,6 14,8 1,1 3,7 4,2 2,1 15 4,8 16,1 0,1 4,1 4,4 2,3 16 4,8 13,7 0,9 5,2 4,4 2,4 17 4,9 12,1 0,9 4,2 4,5 2,5 18 5,0 11,4 0,2 5,8 4,8 2,4 19 4,8 12,6 0,7 4,3 4,6 2,3 20 4,5 12,6 0,3 5,3 4,3 2,4 21 4,4 12,4 0,0 3,6 3,9 2,3 22 4,2 12,9 0,1 3,9 3,9 2,3 23 4,2 13,1 0,1 3,5 3,8 2,4 Total 4,5 16,5 0,0 3,5 4,1 2,4 Fuente: El Autor (2011). La Tabla 7.7 presenta la velocidad media horaria del viento para el período analizado. De la Gráfica 7.9, construida con los datos de la Tabla 7.7 se puede observar que los promedios horarios varian entre 4 y 5 m/s, lo cual es un buen reporte ya que significa que a lo largo del dia puede obtenerse energía eólica, siendo mejor la oferta entre las 7 y 10 horas y las 15 y 19 horas que podría ser almacenada para utilización en horas nocturas si fuera necesario. 95

96 Velocidad (m/s) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA 7.9. VELOCIDAD PROMEDIO HORARIA DEL PERIODO Y DESVIACIÓN ESTÁNDAR 6 Velocidad media horaria y desviación estándar Horas del día Fuente: El Autor (2011) LA VELOCIDAD DEL VIENTO Y SU VARIACIÓN CON LA ALTURA SOBRE EL NIVEL EL MAR Se tomó la velocidad promedio del viento obtenida para la Estación los Monjes a 3534 msnm y se graficó junto con los promedios multianuales de las estaciones del IDEAM en la zona de estudio a partir de la siguiente Tabla: Tabla 7.8 Relación altura (msnm) vs Velocidad media del viento (m/s) Estación Altura Velocidad media (msnm) (m/s) Tunguavita ,55 Surbatá ,40 Andalucía ,45 Los Monjes ,50 Fuente: El Autor (2011). 96

97 Velocidad media del viento (m/s) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA 7.10 VARIACIÓN VELOCIDAD DEL VIENTO VS ALTURA SOBRE EL NIVEL DEL MAR (Comparativa con otras estaciones) Variación de la velocidad media del viento con la altura 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 4,50 1,45 0,55 0, Altura de las estaciones (msnm) Fuente: El Autor (2011). La gráfica anterior nos muestra que a partir de los msnm (aprox) se produce un cambio drástico en la pendiente de la curva de velocidad del viento en la zona estudiada, incrementando significativamente el potencial eólico que podría ser aprovechable en la mediada que supera los 3 m/s. Datos de Ideam para la estación Gachaneca ubicada sobre el mismo corredor cordillerano de Boyacá, cerca a Villa de Leyva corroboran esta afirmación ya que allí la velocidad media multianual del viento a msnm es de 5.65 m/s, incluso superior a la estacion Los Monjes que fue de 4.5 m/s ubicada a 3534 msnm, sin embargo, esta tendencia ameritaría investigaciones exhaustivas para establecer su comportamiento más aproximado en ecosistemas de alta montaña. 97

98 7.3.5 DISTRIBUCIÓN DE FRECUENCIAS DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO Con el fin de analizar la distribución de frecuencias de la velocidad del viento, los datos recolectados se ordenaron de menor a mayor y se clasificaron en intervalos de 1 m/s, posteriormente se calculó tanto el numero de horas como el porcentaje del tiempo en que el viento sopló para cada intervalo. Teniendo en cuenta que se tomaron 4416 datos entre 1 de junio de 2010 y el 31 de enero de 2011, que equivalen al 100% de los datos tomados en este período, a partir de los porcentajes se obtuvó la probabilidad de ocurrencia de velocidad del viento en cada intervalo, como tambien el número de horas en que una determinada velocidad fue excedida. A continuacion se muestran los resultados obtenidos: Tabla 7.9 Frecuencias de la velocidad del viento Velocidad INTERVALO # HORAS PORCENTAJE PROBABILIDAD #HORAS EXCEDIDAS ,24 0, ,42 0, ,38 0, ,34 0, ,78 0, ,70 0, ,54 0, ,96 0, ,22 0, ,60 0, ,36 0, ,77 0, ,27 0, ,18 0, ,11 0, ,05 0, ,09 0, ,00 1,000 Fuente: El Autor (2011). 98

99 Número de horas UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS Analizando la Tabla anterior se tiene que sólo 26.04% de los datos de frecuencia están por debajo de 3 m/s, que es la velocidad mínima de arranque de los aerogeneradores en la actualidad, es decir son horas en las cuales no se produciría energía, mientras que el 73.96% de las horas que suman 3901 de 4416 se produciría energía. A 30 metros de altura (Tabla 7.6) el promedio sería de 5 m/s y el 50% estaría por encima de esta velocidad. Este dato es muy importante si se considera que según la literatura (Sequi, 2006), por encima de 45% de los vientos a estas velocidades, se puede considerar como vientos continuos con buenas perspectivas para generar energía eólica. Con base a los datos registrados en la Tabla 7.9 se procedió a graficar el histograma de velocidades del viento, la distribución de probabilidad como también la gráfica de frecuencias acumuladas HISTOGRAMA DE VELOCIDADES DEL VIENTO En las Gráficas 7.11 y 7.12 se muestran los histogramas de Velocidades del Viento en función del número y el porcentaje de horas analizadas, los cuales fueron realizados a partir de la Tabla 7.9. GRÁFICA HISTOGRAMA DE VELOCIDADES DEL VIENTO EN FUNCIÓN DEL NÚMERO DE HORAS Histograma de velocidades del viento estación Los Monjes 4416 horas jun-sep 2010 y dic 2010-ene Velocidad m/s Fuente: El Autor (2011) 99

100 Fraccción de tiempo (%) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS Se puede observar en la gráfica anterior que los datos tienen una tendencia hacia la derecha donde se encuentran velocidades superiores a 3 m/s, con una participación importante de registros entre 3-8 m/s que suman 2884 del total de los 4416 registros obtenidos es decir un 65.3% del total de los datos, siendo este un excelente dato en términos del potencial de energía eólica de los vientos en la zona de estudio. GRÁFICA HISTOGRAMA DE VELOCIDADES DEL VIENTO EN FUNCIÓN DEL % DE HORAS. 25,00 Distribución de la velocidad del viento (%) 4416 horas jun-sep 2010 y dic 2010.ene ,00 15,00 10,00 Distribucion en % 5,00 0, Velocidad del viento (m/s) Fuente: El Autor (2011). A partir de las Gráficas 7.11 y 7.12 se puede deducir que la distribución de frecuencias del viento presenta las siguientes caracteristicas: Los valores oscilan en un rango entre 0 y 17 m/s. Se destacan por su mayor frecuencia los intervalos que incluyen valores entre 3 y 14 m/s, que de acuerdo a los estudios realizados se pueden generar energía con sistemas autónomos, los cuales abarcan un total de 2282 horas, que equivalen a un 77.9% del total de las observaciones; los vientos menores a 3 m/s equivalen a solo 646 horas, es decir, un porcentaje de 22.1 %, los cuales no tendrían potencial para generación de energía. Por otra parte teniendo en cuenta que por encima de 5 m/s se encuentran las condiciones más optimas para generación de energía eléctrica a partir de la energía eólica, el porcentaje de horas a esa velocidad fue de 35.84%que corresponden a 1583 horas en el los seis meses analizados. Si tenemos en cuenta el sesgo de la velocidad del viento en superficie, que correlaciona la velocidad promedio del viento y la desviación estándar, encontramos que es positivo en la medida que la mayoría de los valores 100

101 Velocidad del viento (m/s) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS obtenidos están por encima de la velocidad promedio que fue calculada en 4,5 m/s, que se correspondería con lo esperado, ya que según los datos de IDEAM (2006, Cap. 3), en la zona se esperan valores de sesgo entre 0 y 2. Los valores positivos indicarían que un determinado valor puede alcanzar eventualmente vientos superiores a los promedios, es decir, vientos que sumen el promedio más la desviación estándar. Lo determinante en el caso del sesgo es que si vientos alrededor de los valores medios se presentan con mayor frecuencia y si dichos valores medios son fuertes indican que existe aprovechamiento de energía eólica, tal como se evidencia en la Gráfica 7.12, los vientos entre 3 m/s y 6m/s suman 2621 datos que representan el 59,3 % FRECUENCIA ACUMULADA DEL VIENTO La frecuencia acumulada del viento indica el número de horas en que una velocidad es excedida durante el periodo de evaluación, tal y como se muestra en la Gráfica GRÁFICA FRECUENCIA ACUMULADA DEL VIENTO. Frecuencia acumulada del viento 4416 horas jun-sep 2010 y dic 2010.ene Número de horas excedidas Fuente: El Autor (2011). La forma del grafico de frecuencia acumulada del viento da indicios sobre el tipo de régimen de vientos, de tal forma que entre más plana sea la curva más constante es el régimen de viento y entre más inclinada el régimen de viento es más irregular. Teniendo en cuenta la inclinación de la curva en la Gráfica 7.12 se puede inferir que el régimen de vientos para el periodo de evaluación es 101

102 relativamente constante desde 0 a 3 m/s, mientras que el rango comprendido entre 4 y 12m/s presenta un régimen de vientos irregular, con ráfagas, que es propio de sistemas montañosos DENSIDAD DE POTENCIA EÓLICA ESPECIFICA La estimación de la densidad de potencia eólica se realizó para el conjunto de los datos obtenidos entre junio septiembre de 2010 y diciembre 2010-enero de 2011, de acuerdo a la Ecuación 13. Para el cálculo se tomó el valor de la densidad del aire de 0,8081 Kg/ m 3, en la estación Los Monjes y 1,225 Kg/m 3 a nivel del mar con el fin de poder comparar la diferencia en la potencia eólica estimada con cada uno de los valores de densidad del aire. En la Tabla 7.10 se muestran los valores de densidad de potencia estimados expresados en Watts/ m 2. Tabla Densidad de potencia en función de la densidad del aire. Velocidad (m/s) Probabilidad Potencia Especifica1 (Watss/m²) Potencia Especifica 2 (Watss/m²) 0 0,0081 0,0001 0, ,0538 0,0474 0, ,0618 0,6428 0, ,1492 2,9355 1, ,1640 7,4147 4, , ,8498 7, , ,0213 8, , ,5578 9, , , , , ,0279 6, , ,8063 9, ,0323 9,1684 6, ,0067 3,6907 2, ,0040 3,2100 2, ,0040 2,6397 1, ,0027 1,4399 0, ,0040 1,8121 1, ,3 74,1 Fuente: El Autor (2011). 102

103 La densidad de potencia específica 1 indica el valor obtenido tomando la densidad del aire a nivel del mar, mientras que la densidad de potencia especifica 2 muestra el valor calculado a partir de la densidad del aire estimada para la estación Los Monjes. Se puede observar que hay una diferencia importante entre los valores arrojados (38,2Watts/ m 2 ), lo cual es consecuencia de la disminución en la densidad del aire, es decir una menor masa de aire a medida que aumenta la altura sobe el nivel del mar y a la proporcionalidad de la misma en función de la densidad de potencia eólica. En términos de potencial para generar energía, en la zona estudiada es un 34% menos de lo que se podría generar a nivel del mar con un régimen de viento similar. A partir de la deducción de la ecuación lineal de la función de probabilidad acumulada de Weibull (Ecuación. 11) se realizó la Gráfica de Ln (v) vs Ln (-Ln (1-p (v)), donde p (v)) es la frecuencia relativa acumulada de cada intervalo de velocidad del viento, que para esta caso fue de 1 m/s. GRÁFICA 7.14 CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS DE FORMA Y ESCALA DE WEIBULL y = 2,1471x - 3,5936 R² = 0, ,5 1 1,5 2 2, Fuente: El Autor (2011). De la Gráfica 7.14 se puede ver que el factor de forma (α) es igual a la pendiente de la recta es decir 2,15 mientras que el factor de escala (β) es igual a la exponencial del cociente entre punto de corte de la recta en el eje Y, y el factor de forma (α) teniendo un valor de 5,32. Conocidos estos parámetros se calculó la probabilidad de Weibull para cada intervalo de velocidad del viento. 103

104 Luego de conocer la probabilidad de Weibull para cada velocidad del viento se estimó la densidad de potencia eólica a partir de la siguiente Ecuación 14. (Ecu. 14) Donde P(w) es la probabilidad de Weibull de esa velocidad del viento. Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 7.11 Tabla 7.11 Densidad de potencia obtenida con la probabilidad de Weibull. Velocidad Vel³ P. Weibull D. Potencia 1 D. Potencia 2 D. Betzz 1 D. Betzz ,057 0,0 0,0 0,02 0, ,116 0,6 0,4 0,34 0, ,156 2,6 1,7 1,54 1, ,169 6,6 4,4 3,97 2, ,157 12,0 7,9 7,19 4, ,127 16,8 11,1 10,09 6, ,092 19,2 12,7 11,53 7, ,059 18,4 12,2 11,06 7, ,034 15,1 10,0 9,06 5, ,017 10,7 7,1 6,42 4, ,008 6,6 4,4 3,97 2, ,003 3,6 2,4 2,15 1, ,001 1,7 1,1 1,03 0, ,000 0,7 0,5 0,43 0, ,000 0,3 0,2 0,16 0, ,000 0,1 0,1 0,05 0, ,000 0,0 0,0 0,02 0,01 0, ,1 75,9 69,07 45,57 Fuente: El Autor (2011). Al comparar los valores totales de densidad de potencial de la Tabla 7.10 con los de la Tabla 7.11 se observó que son prácticamente iguales. Sin embargo, se puede ver como si hay variaciones en los valores obtenidos para cada velocidad, de tal forma que por medio del uso de la probabilidad de 104

105 Potencia (Watss/m2) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS Weibull se obtienen cálculos más uniformes y ajustados. Este análisis se ve reflejado en la curva de densidad de potencia realizada a partir de la (Tabla 7.11). GRÁFICA DENSIDADES DE POTENCIA A NIVEL DEL MAR (TEÓRICA) Y EN LA ESTACIÓN LOS MONJES (EXPERIMENTAL) 25,0 Densidades de Potencia 20,0 15,0 10,0 5,0 0, Velocidad Del viento (m/s) Densidad de potencia 1 Densidad de potencia 2 Fuente: El Autor (2011). En el gráfico se puede analizar como la mayor cantidad de potencia eólica se encuentra contenida en velocidades entre 5 y 10 m/s con un pico máximo de 19 Watts/ m 2 en 7 m/s. Según la Tabla 7.10, el porcentaje de estas velocidades según la frecuencia de las mismas es de 33%, es decir, en un 33% de los registros tomados en los meses analizados está el 70.1% de la densidad de potencia energética. La razón por la cual la densidad de potencia obtenida en las velocidades entre 10 a 16 m/s sean menores a la que se deberían obtener teóricamente, radica en que dichas velocidades tienen una probabilidad de ocurrencia más baja, por lo tanto para este caso en especial una velocidad de 7 m/s tendrá un mayor aporte energético que una velocidad de 10 m/s. 105

106 7.4 RESULTADOS Y ANÁLISIS DE LOS DATOS DE DIRECCIÓN DEL VIENTO EN LA ESTACIÓN LOS MONJES A continuación se muestran los resultados y análisis de los datos de Dirección del Viento en la estación Los Monjes durante los meses de junio, julio, agosto, septiembre y diciembre de 2010 y enero de Para analizar las variaciones en la distribución de la velocidad y dirección de las corrientes de aire en el punto de estudio, se realizó una rosa de los vientos por medio del programa WindRosePROel cual es bastante útil práctico y a la hora de ejecutar este tipo gráficos. La Gráfica 7.16 muestra las variaciones de la velocidad del viento para los meses de junio-septiembre de GRÁFICA 7.16 ROSA DE LOS VIENTOS DE LOS MESES DE JUNIO, JULIO, AGOSTO Y SEPTIEMBRE 2010 a) b) 106

107 c) d) Fuente: El Autor (2011). La rosa de los vientos ilustrada en las gráficas 7.16 y 7.17 fue realizada tomando en cuenta ocho direcciones del viento, los intervalos de velocidad fueron ajustados de dos en dos con base a las velocidades máximas y mínimas registradas durante los 30 días de evaluación. Las calmas y vientos ligeros están representados en los colores amarrillo y naranja, los vientos moderados en verde y azul, mientras que los vientos fuertes en están dados por el rojo. GRÁFICA DIRECCIÓN DEL VIENTO MESES DICIEMBRE 2010 Y ENERO 2011 ROSA DE LOS VIENTOS ESTACION LOS MONJES ENERO 2011 a) b) Fuente: El Autor (2011). 107

108 Las gráficas 7.16 y 7.17 permiten visualizar los siguientes aspectos acerca del comportamiento de la dirección del viento: En los meses de junio y julio predominan los vientos de dirección SE, cuyos porcentajes mayores están en vientos superiores a 4 m/s. En los meses de agosto-septiembre predominan los vientos NW cuyos mayores porcentajes están entre 4 m/s y 10m/s. En los meses de diciembre 2010 y enero de 2011 la orientación de los vientos es menos regular estando distribuidos entre S y N y SW cuyos porcentajes mayores están entre 2 m/s y 6 m/s. Las calmas y los vientos fuertes son bastante escasos, por lo que gran parte de los datos se clasifican en vientos ligeros y moderados. En cuanto a la dirección el comportamiento irregular puede deberse a la intensificación del Fenómeno de la Niña que fue particularmente anómalo en dichos meses, sin embargo, observaciones y mediciones en años normales podrían dar luces al respecto. Como referencia se tiene que en la Estación de Gachaneca sobre el mismo corredor cordillerano la rosa de los vientos en comportamiento multianual presenta direcciones predominantes al SE como se observa en la Grafica GRAFICA ROSA DE LOS VIENTOS ESTACIÓN GACHANECA Fuente: (IDEAM, 1989) 108

109 7.5 ESTIMACIÓN DE ENERGÍA LA PRODUCIDA Para la estimación de la energía eólica, que potencialmente podría generarse a partir de los datos de velocidad del viento analizados, se estudiaron las características técnicas de diferentes tipos de aerogeneradores comerciales de baja potencia. Finalmente se decidió realizar el análisis con el equipobergey Windpower BWC 10kW Excel Wind Turbine debido a que este podría acoplarse bastante bien a la zona de estudio y es de más facil adquisición en el mercado. Existen catalogos de varios aerogenerdores que son muy competitivos (Repowering solutions, 2009), pero no tienen la suficiente información para comparación. Tabla 7.12 Características técnicas de diversos tipos de aerogeneradores Item MARCA BERGEY FORTIS WESTWIND Modelo Potencia nominal (kw) Construcción de la Torre Velocidad de arranque (m/s) Excel-S Torre con o sin cuerdas tensadoras Alize Torre con o sin cuerdas tensadoras Westwind 10kW Altura (m) Torre con o sin cuerdas tensadoras 3,4 3 3 Velocidad nominal (m/s) 16, Número de álabes Material de alabes Diámetro del rotor 6,7 7 6,2 Voltaje de salida (V AC ) (# fases) Sistema de producción contra ráfagas de viento Fibra de vidrio (V AC ) (1) 230(V AC ) (1) 240(V AC ) (1) Auto basculante. Velocidad máxima de diseño 67 m/s Fibra de vidrio reforzado con poliester epóxico Auto basculante.velocidad máxima de diseño : No especificada Fibra de vidrio Auto basculante.velocidad máxima de diseño 50 m/s Peso Precio de la Turbina (US) Fuente: (Gonzales Seabra, 2007), adaptado por el autor Descripción: ElBWC EXCEL tiene 6.7 metros de diámetro, diseñado con una turbine de 10,000W de bajo mantenimiento y operación automática y resistente a condiciones adversas del clima. Su garantía cubre 5 años. Es un equipo adecuado para trabajar con baterías de 24, 48, 120 o 240 VDC. Se utiliza en asentamientos rurales, pueblos remotos, proyectos de ecoturismo y suministro de 109

110 energía para instalaciones de telecomunicaciones. El BWC EXCEL está disponible en torres de 18m a 43 metros de altura. El equipo fue introducido en 1983 y se está utilizando en más de 1600 sitios alrededor del mundo. Figura 7.1 Especificaciones aerogenerador BWC 10kW Especificaciones: Arranque a: 3.4 m/s Velocidad máxima de diseño: 54 m/s Potencia nominal: 10 kw, 7.5 kw para carga de batería Tipo: Tripala Diámetro del rotor: 6.7 m Área: m 2 Rango de Temperatura: -40 a 60 C Generador: Alternador permanente. Fuente: (Berguey Windpower Co) Precio (2011) US ($ ) magnético Precio Kw instalado: US2.950 ($ ) Para utilizar adecuadamente la curva de potencia del aerogenerador (Figura 7.1). se debe calcular la densidad de potencia real de la maquina, para ello se multiplica la probabilidad de Weibull de cada velocidad del viento, por la potencia dada en cada velocidad de la curva del aerogenerador (desde la de arranque: 3.4/m/s, hasta la velocidad máxima determinada en la zona de 16 m/s); la sumatoria de todos estos es la densidad de potencia real del aerogenerador. 110

111 Potencia (kw) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA 7.19 POTENCIA DEL AEROGENERADOR BWC EXCEL 10KW Curva de Potencia BWC Ecxel 11,76 12,06 12,14 11,37 10,02 8,21 6,42 4,8 3,43 2,35 1,51 0, ,14 0, Velocidad m/s Fuente(Berguey Windpower Co) Tabla 7.13 Datos para cálculo de generación energética con Equipo Berguey Windpower Co.10 kw Potencia Nominal 10 kw Velocidad Arranque 3.4 m/s Velocidad Nominal 12,1 m/s Velocidad de Abatimiento 54 m/s # Aspas 3 Diámetro Del Rotor 7 m Altura De La Torre 30 m Área (m2) 35,26 m 2 Radio 3.35 m # Horas 4416 Constante 0,5 Densidad 1,225 Kg/m 3 Factor 1000 Corrección por densidad 0,66 Pérdidas 0,86 Fuente: El Autor (2011). 111

112 Teniendo como referencia los parametros para el cálculo de la generacion energetica del equipo Equipo Berguey Windpower Co dados en la Tabla 7.11 calculamos la potencia del aerogenerador propuesto a la altura de la estacion Los Monjes de la siguiente manera: Potencia instantanea: Viene dada por la curva del aerogenerador (Grafica 7.19) y la Tabla 7.13 Densidad de Potencia: Se ontiene multiplicando la potencia instantanea por 1000 para obtener los valores en watios y dividendo por el area de barrido del aerogenerador Potencia P1 (a nivel del mar) se obtiene multiplicando la Densidad de Potencia por la probabilidad de Weibull. Potencia para la altura de la estacion Los Monjes (3534 msnm): Se obtiene multiplicando la Densidad de Potencia por la correccion por densidad que para este caso es 0,66. Potencia Real en la estacion Los Monjes es producto de la Densidad de Potencia por la Consante de Betz (0,60). Finalmente la Densidad de Potencia Real es necesario multiplicarla por 0,86 que es el factor estimado por pérdidas. El valor producido en Kwh /dia se estima por la siguiente ecuacion: (Ecu. 19) Donde D= Densidad de potencia mas perdidas N= Numero de registros horarios A= Area de barrido del aerogenerador N= Numero de dias de registro 112

113 Velocidad (m/s) Tabla 7.14 Cálculo de la potencia real del aerogenerador Probabilidad Densidad de Potencia*P 1 Potencia*P2 de weibull Potencia Potencia Instantanea kw (W/m 2 ) (W/m 2 ) (Nivel del mar) (W/m 2 ) (Estacion Los Monjes) D. Betz P2 (W/m 2 ) (Estacion Los Monjes) Fuente: El Autor (2011). De acuerdo a la Tabla 7.14 la productividad por m 2 de acuerdo al promedio de velocidad del viento obtenida para la zona que fue de 4.5 m/s, sería de 23.2 W/m 2, que estaría de acuerdo con lo esperado de acuerdo a la Tabla 7.15 para esa velocidad. Considerando las correcciones por la ley de Betz y las perdidas del 12% debidas a turbulencias y friccion de la estructura de las palas, la góndola y la torre del aerogenerador constante con la fuerza del viento, el resultado neto es de 11,95 W/m 2. La cantidad de energía E en Kwh/día se obtiene a partir de la siguiente ecuación (Ecuación 20): Dónde: , , ,1556 0,14 3,9705 0,6180 0,4079 0, ,1688 0,43 12,1951 2,0591 1,3590 0, ,1565 0,88 24,9575 3,9070 2,5786 1, ,1271 1,51 42,8247 5,4437 3,5928 2, ,0915 2,35 66,6478 6,0987 4,0252 2, ,0588 3,43 97,2774 5,7186 3,7743 2, ,0338 4,8 136,1316 4,6056 3,0397 1, ,0175 6,42 182,0760 3,1828 2,1007 1, ,0081 8,21 232,8417 1,8905 1,2477 0, , ,02 284,1747 0,9640 0,6362 0, , ,37 322,4617 0,4112 0,2714 0, , ,76 333,5224 0,1439 0,0950 0, , ,06 342,0306 0,0449 0,0296 0, , ,14 344,2995 0,0124 0,0082 0, Totales 0, ,10 23, ,8997 Densidad de potencia real del aero + perdidas Valor estimado de energia en Kwh/dia DP= Densidad de potencia en Watts/m 2 N= Número de horas de medición A= Área del aerogenerador en m 2 n= Números de días de medición ,19 19,92 11,95 25,54 16,86 10,12 (Ecu. 20)

114 Tabla Generacion de energia en W/m 2 para diversas velocidades del viento Velocidad (m/s) W/m2 Velocidad (m/s) W/m2 1 0, , , , , , , , , , , , , , , ,4944 Fuente (UPME, 2003) Al analizar la totalidad de los datos se encontró que de los 4416 registros, 644 es decir, el 15%, no superan la velocidad de arranque del aerogenerador que es de 3 m/s por lo que el porcentaje de tiempo de operación del equipo estaría en un 85%, lo cual permite deducir que el emplazamiento para la zona es aceptable. A partir de los datos de densidad de potencia de la Tabla 7.12 se obtuvo la Gráfica 7.20 de la densidad de potencia a nivel del mar, la real en la estación Los Monjes y la aprovechable de acuerdo a la Ley de Betz con el aerogenerador propuesto. 114

115 Potencia (W/m 2 ) UNIVERSIDAD LIBRE. FACULTAD DE POSTGRADOS GRÁFICA CURVAS DE DENSIDAD DE POTENCIA Densidades de potencia (W/m 2 ) Densidad de potencia a nivel del mar ,62 2,06 3,91 5,44 6,10 5,72 4,61 3,18 1,89 0,96 0,41 0,14 0,04 0,01 Densidad de potencia rea en la estacion Los Monjes Densidad de potencia arovechable en la estacion Los Monjes ( Ley de Belz) ,41 1,36 2,58 3,59 4,03 3,77 3,04 2,10 1,25 0,64 0,27 0,09 0,03 0, ,24 0,82 1,55 2,16 2,42 2,26 1,82 1,26 0,75 0,38 0,16 0,06 0,02 0,00 Velocidad del viento ( m/s) 7. 6 ESTIMACIÓN DEL CONSUMO Fuente: El Autor (2011). El consumo de energía eléctrica en la zona rural de Boyacá es según la Empresa de Energía EPSA 3, que presta este servicio está entre kwh/3 meses, lo cual equivale a kwh/mes y kwh/día Con el fin de estimar el consumo de energía promedio de una vivienda rural, se realizaron, en forma aleatoria, en las veredas de La Bolsa (Paipa) y Carrizal (Sotaquirá).un total de 20 encuestas en igual número de viviendas las cuales son las más cercanas al estación de monitoreo, y de esta forma 3 Información suministrada por EPSA, según los consumos de

116 obtener información general sobre el tipo y cantidad de electrodomésticos que son más comúnmente utilizados en este tipo de viviendas, como también su tiempo aproximado de uso en horas al día. Adicionalmente se formularon algunas preguntas técnicas con el objeto de conocer la percepción que tienen los pobladores sobre el comportamiento del viento en la zona. A continuación se muestran los resultados obtenidos. En la Gráfica 7.21 se indica el promedio de habitantes por vivienda, se pudo observar que estas son de tipo familiar en donde generalmente habita una familia comprendida por los dos padres y dos niños. De tal forma que en promedio hay 4 habitantes por domicilio. GRÁFICA7.21. PROMEDIO DE HABITANTES POR VIVIENDA. Niños: 2 Hombres: 1 Mujeres: 1 Fuente: El Autor (2011). Las edades de los pobladores encuestados oscilan entre 32 y 51 años, en general se trata de familias humildes cuyos ingresos netos mensuales son de apenas un salario mínimo, las cuales se dedican a la siembra de cultivos de hortalizas y algunos árboles frutales en pequeñas parcelas las cuales les sirven para su autoconsumo como también para la venta al por menor en algunos casos. En la Gráfica 7.22 se indica el porcentaje de los electrodomésticos más comúnmente utilizados en las viviendas rurales de la zona de estudio. 116

117 GRÁFICA7.22. ELECTRODOMÉSTICOS MÁS COMÚNMENTE UTILIZADOS. 32% 10% Licuadora 22% Plancha Radio 10% Televisor 26% Nevera Fuente: El Autor (2011). Como se puede observar el electrodoméstico más utilizado es el televisor con un 32%, seguido de la radio y la licuadora con 26% y 22% respectivamente; mientras que entre los dispositivos electrónicos menos utilizados se encuentran la plancha y la nevera con 10% cada uno. En la Gráfica se indica el número promedio de horas de uso aproximado diario de los electrodomésticos anteriormente enunciados, se pudo evidenciar que la nevera es la que más tiempo está en uso con un total de 24 horas, seguido de la radio con 9 horas y de la televisión con 3 horas de uso promedio; mientras que la licuadora y la plancha son los que menos se utilizan con un promedio de 7 y 15 minutos diarios respectivamente. GRÁFICA7.23. NÚMERO DE HORAS PROMEDIO DE USO DIARIO APROXIMADO. Licuador a; 0,12 Plancha; 0,26 Radio; 9 Nevera; 24 Televisor ; 3 Fuente: El Autor (2011). 117