11. condori yucra reynaldo

XXI Simposio Peruano de Energía Solar y del Ambiente (XXI- SPES), Piura, 10 -14.11.2014

OPTIMIZACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD EN LA PRODUCCIÓN DE

ENERGÍA Y SU EVALUACIÓN ECONOMICA DEL PARQUE EÓLICO

EL CERRO CHOCAN-REGIÓN PIURA

Reynaldo Condori Yucra

e-mail: [email protected]

Norman Jesús Beltrán Castañón

e-mail: [email protected]

Universidad Nacional de Juliaca Puno - Perú

Carrera profesional de Ingeniería en Energías Renovables

AV. Nueva Zelanda N° 631 – Juliaca

RESUMEN. En el presente estudio se realiza el cálculo de la potencia inyectada al sistema eléctrico interconectado

análisis económico de la potencial necesidad para introducir la energía eólica y su potencial económico.

Políticamente el proyecto se emplaza en la jurisdicción territorial de la región Piura, específicamente en la

jurisdicción de los distritos de Paita y la Huaca, perteneciente a la provincia de Paita, departamento de Piura.

Geográficamente se emplaza en la cima de las colinas Chocan, Tunal y Blanco, cuya altura no supera de los 200 m,

con relación a la base.

El proyecto del parque eólico el cerro Chocan tendrá una capacidad de generación de 260MW, y se espera que sea

el primer proyecto de esta naturaleza, a nivel comercial, conectada a la red local de distribución [ENOSA] o al

Sistema Eléctrico Interconectado Nacional [SEIN], este proyecto consta de dos fases:

Fase I: Se proyecta 30 turbinas eólicas Marca GAMESA modelo G-90 de 2,0 MW de potencia, con una potencia

total de 60MW.

Para este efecto se instalara una línea de transmisión de 60KV, de 5,9 Km de longitud entre la Subestación del Parque

eólico y la línea existente de ENOSA.

Fase II: Del proyecto se piensa expandir la capacidad del parque eólico a 260MW., adicionando 100 turbinas

GAMESA G-90 de 2,0MW, así como la construcción de una línea de transmisión de 220KV hacia la subestación Piura–

Oeste, ubicada en el corredor principal del SEIN, Norte-Sur.

En el estudio económico se ha iniciado calculando la inversión total del parque eólico para 30 aerogeneradores es

de: 155 735.220,00$, la producción neta de 7.900,021 MWH y una producción total de energía anual de: 237.000,62

MWH/AÑO, con factor de capacidad [FC] de 45,09%., que es similar al rendimiento de la planta.

El costo de O&M: 1% de la inversión total y 3% de la inversión inicial (aumento del 2% anual para ambos): 30,1%

La disponibilidad operativa del parque eólico es 98.5%, y su rendimiento de la planta de 45.09%. Cabe señalar que las

turbinas eólicas ocuparan una superficie de 2.900 HA., de las 13.200 Ha, que abarcan el predio del parque eólico, que

son propiedad de las Fuerza Armada.

PALABRAS - CLAVE: Energía eólica, Aerogenerador, factor de capacidad, costo de operación y mantenimiento,

análisis económico.

1. INTRODUCCIÓN.-

El viento es un recurso disponible, ecológico y sostenible. En estos últimos años, especialmente en Europa, han

aumentado mucho el número de parques eólicos instalados, en sitios donde las condiciones climáticas y ambientales

permiten el mejor aprovechamiento del viento a los fines de obtención de energía.

La actividad productiva en la zona norte del país ha incrementado la necesidad y el crecimiento de la demanda de la

energía del sistema eléctrico, tal es así que se tiene proyectos mineros e industriales como el proyecto Bayovar, que

tiene previsto una demanda de 50MW, siendo la carga más importante dentro del área de influencia del proyecto, así

como la refinería de Talara-Petroperú, planta de fosfato Brasileña Vale y las mineras Newmont- EE.UU, Barrick-

Canadá y Buenaventura-Nacional, atraen a buscar entre fuentes energéticas renovables en la región de Piura.

Ante tal crecimiento de demanda energética del país, se hace necesaria la implementación de nuevos proyectos

energéticos que permitan cubrir la creciente demanda por parte del mercado eléctrico, a lo cual responde justamente el

proyecto del parque eólico el Cerro Chocan.

El aprovechamiento de la energía eólica ya es una realidad para la diversificación de la matriz energética del Perú,

particularmente en la región Piura y otras regiones que tienen un gran potencial eólico.

Sin embargo, para poder lograr el incremento de la participación de la energía eólica en la matriz energética

nacional, es necesario determinar la correcta operación o explotación y mantenimiento de los parques eólicos o

centrales eólicas (CE) de gran capacidad [3].

Formar parte del sistema de generación eléctrica en los aerogeneradores de los parques eólicos demanda una alta

disponibilidad que estará muy ligada con la confiabilidad y la operación y mantenimiento [O&M].

Es por ello que el desarrollo del presente trabajo de investigación tiene como objetivo presentar una metodología

diseñada para disminuir las posibles fallas existentes de los aerogeneradores de gran potencia (>1000kW)

incrementando su disponibilidad y confiabilidad.


Se espera que la energía eólica juegue un papel cada vez más importante en el escenario energético internacional

futuro. Los expertos predicen que esta tecnología podría abarcar el 5 % del mercado energético mundial para el 2020

[13]. Las aplicaciones de la energía eólica a través de sistemas eólicos, tanto on-shore, como off-shore, han estado

creciendo a un ritmo vertiginoso por todo el mundo.

El presente artículo de investigación, titulada Diseño de un Plan de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad -

MCC del Parque Eólico El Cerro Chocan, se centra en el problema de las carencias y empirismos aplicativos que

afectan el desarrollo de una buena gestión del mantenimiento de los parques eólicos o centrales eólicas que vienen

desarrollándose como una realidad a las deficiencias de la energía eléctrica en el Perú.

Precisamente por ello, es significativo que cada empresa encargada de la operación y mantenimiento [O&M] dadas

como concesiones presenten programas de gestión de mantenimiento modernas acorde a las necesidades de este tipo de

industrias de generación eléctrica, para optimizar la distribución de la energía conectadas a la red provenientes de las

centrales eólicas, a través de su propio sistema o el sistema eléctrico interconectado nacional [SEIN].

El trabajo de investigación ha tenido dos etapas: la de planeamiento, búsqueda de información en las bibliotecas e

internet, con la complementaria observación de aerogeneradores pilotos accesibles en campo.

El tipo de investigación es aplicativa, explicativa y causal, y el tipo de análisis es predominantemente cuantitativo, pero

con calificaciones a interpretaciones cualitativas.

2. ENERGIA EÓLICA DISPONIBLE

Para determinar el sistema más adecuado para la utilización de la energía EÓLICA es preciso conocer la energía

eólica disponible en la región de Piura.

Tabla 01: Velocidad del Viento Media Mensual (Km/H) Piura-Periodo 1963-2008

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - MINEM 2010

WWW. Tutiempo.net- estación Piura.

Año Ene Feb. Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicMedia

AnualLinea de tendencia

1963 8.7 5.5 7.4 10.0 8.8 9.3 9.8 9.6 11.0 11.2 9.3 11.7 9.4 ggg

1964 11.5 10.4 11.1 10.3 12.6 10.9 11.4 12.4 11.6 10.2 8.3 7.8 10.7 ggg

1965 4.9 5.0 2.8 4.7 8.2 8.4 8.0 9.7 12.5 11.1 11.2 10.5 8.1 gg

1966 9.7 7.5 7.1 9.0 10.5 10.8 10.0 9.7 10.8 11.8 10.5 10.7 9.8 ggg

1967 8.2 7.6 8.0 8.3 10.9 11.8 10.7 10.8 13.4 11.2 12.3 12.0 10.4 ggg

1968 11.1 10.2 9.1 10.0 11.3 12.0 13.4 13.2 13.3 15.8 13.2 13.3 12.2 gggg

1969 12.8 sd 10.7 11.0 10.1 10.2 10.8 12.1 13.2 12.8 12.4 12.9 11.7 ggg

1973 14.4 10.2 7.0 14.4 16.7 17.0 18.2 19.5 21.3 21.4 19.0 18.3 16.5 ggggg

1974 16.5 14.7 14.0 14.5 17.1 17.9 17.0 19.1 20.7 21.1 21.0 18.5 17.7 ggggg

1975 18.1 14.5 13.1 17.8 21.9 18.9 17.9 20.3 21.4 20.5 22.7 18.4 18.8 gggggg

1976 15.9 12.3 13.7 15.2 16.4 13.9 14.2 17.3 16.9 17.2 17.1 15.8 15.5 ggggg

1977 14.1 11.2 10.3 12.2 13.5 11.8 12.4 16.4 16.0 17.8 16.2 17.5 14.1 gggg

1978 19.1 17.3 14.2 15.5 16.8 14.9 15.7 14.2 16.6 15.7 16.3 16.3 16.1 ggggg

1979 13.2 15.3 12.7 15.4 16.3 12.7 12.9 15.9 18.2 17.4 16.2 17.3 15.3 ggggg

1980 16.3 13.6 11.9 12.2 17.7 16.7 17.2 19.3 18.8 19.1 18.1 17.0 16.5 ggggg

1981 17.5 sd 13.2 14.8 14.7 16.1 16.4 16.7 18.4 16.1 15.3 15.9 15.9 ggggg

1982 15.4 13.6 14.1 14.7 15.2 14.1 13.3 14.4 14.8 14.7 12.6 11.4 14.0 gggg

1983 5.9 8.1 6.9 4.5 6.3 9.0 11.2 10.5 16.2 16.6 16.4 16.6 10.7 ggg

1984 16.5 10.4 9.1 8.5 10.6 10.1 11.0 10.5 11.8 12.5 8.9 13.1 11.1 ggg

1985 12.0 10.2 11.8 12.7 13.8 12.3 13.0 10.1 10.9 12.6 12.2 13.0 12.1 gggg

1986 10.5 8.5 8.2 9.9 7.6 8.6 9.6 10.7 11.9 14.6 12.0 8.7 10.1 ggg

1987 11.4 7.5 7.1 16.2 15.8 13.2 14.1 15.5 15.3 14.5 13.3 16.3 13.4 gggg

1988 11.5 9.9 9.4 9.6 10.7 12.1 11.7 13.3 13.8 13.5 14.0 12.8 11.9 ggg

1989 10.5 7.9 8.3 9.9 11.6 10.8 10.5 11.2 13.7 12.4 11.7 10.9 10.8 ggg

1990 11.1 8.6 8.6 10.5 10.8 10.3 10.2 10.5 11.7 13.8 16.8 sd 11.2 ggg

1991 14.5 13.0 11.7 15.7 13.2 11.8 9.7 11.9 11.6 12.7 11.7 11.4 12.4 gggg

1992 11.6 10.2 7.8 7.4 9.1 8.8 8.6 10.1 10.5 sd sd 9.7 9.4 ggg

1993 9.2 7.0 5.4 6.4 6.8 8.0 9.2 8.3 11.1 9.3 8.7 9.8 8.3 gg

1994 8.4 7.0 7.8 8.2 8.5 8.0 7.2 8.8 8.5 7.3 5.8 5.3 7.6 gg

1995 8.0 sd 4.4 6.0 7.2 5.3 7.5 6.8 6.0 5.8 7.1 6.4 6.4 gg

1996 6.4 4.4 4.1 5.1 5.4 4.6 5.9 5.0 6.2 6.8 6.4 7.1 5.6 g

1997 7.0 4.6 5.6 6.3 6.5 5.3 4.8 6.1 7.5 9.7 8.9 6.6 6.6 gg

1998 5.0 6.9 6.6 6.2 6.5 6.2 6.9 8.0 8.6 9.2 9.5 9.2 7.4 gg

1999 8.3 5.0 3.8 5.2 6.2 7.0 7.5 9.2 11.3 11.2 13.1 7.8 8.0 gg

2000 5.7 5.0 4.6 7.0 9.5 9.3 8.7 10.6 13.2 12.4 10.6 11.4 9.0 ggg

2001 9.2 8.3 6.5 6.3 10.3 8.2 8.9 10.4 11.3 12.6 13.1 11.9 9.8 ggg

2002 12.5 9.2 9.0 8.0 10.8 9.6 10.4 9.7 11.8 11.7 11.5 12.1 10.5 ggg

2003 12.4 9.8 11.5 12.0 12.6 11.1 11.6 12.0 13.0 12.9 12.8 12.5 12.0 gggg

2004 11.7 10.8 11.4 11.9 12.0 11.6 11.9 13.2 14.2 14.0 13.2 12.9 12.4 gggg

2005 13.3 10.6 10.6 11.4 12.3 12.0 12.3 12.9 14.6 14.2 14.4 12.2 12.6 gggg

2006 11.7 9.2 8.4 11.3 12.4 10.8 10.0 11.6 12.4 13.4 13.2 12.7 11.4 ggg

2007 11.8 11.9 10.7 11.2 13.1 11.9 12.1 13.9 14.3 12.9 13.1 13.5 12.5 gggg

2008 10.0 7.3 6.5 9.0 11.0 9.7 10.7 10.3 11.1 13.6 12.4 11.9 10.3 ggg

Prom. 11.5 9.5 9.0 10.4 11.6 11.0 11.3 12.1 13.3 13.5 12.9 12.4 11.5 ggg


Fig. 01: Velocidad del Viento Media Mensual (Km/H) Piura-Periodo 1963-2008

2.1. DATOS DE PARTIDA.

Los datos de partida son aquellos datos que presuponemos para poder comenzar los cálculos. En este caso, fijar los

datos de partida consiste en fijar las condiciones. Los datos de partida se pueden resumir en los siguientes puntos:

2.2. CARACTERISTICAS DEL AEROGENERADOR G90 2MW.

Voltaje : 0,69/22,9KV (+/- 5% ΔV)

Frecuencia : 60 Hz (+ /- 2%)

Potencia : 2000 KW (efectiva)

Velocidad de arranque : 3m/s

Velocidad de corte : 25 m/s

3. INDICADORES EN TÉRMINOS FINANCIEROS

3.1. VALOR ACTUAL NETO [VAN]:

………….………………………………………..……………...………. [1]

3.2. TASA INTERNA DE RETORNO [TIR]:

………………………..………………………………. [2]

Para realizar este análisis económico se van a analizar los tres conceptos más relevantes para ello:

a) Inversión inicial.

b) Costos de operación y mantenimiento [O&M]

c) Ingresos.

La finalidad del presente estudio es ser rentable económicamente. Se analizará la rentabilidad económica del parque

eólico el cerro Chocan para el que se supone una vida útil de 20 años.

3.3. INVERSIÓN INICIAL

En la tabla 03 se puede observar todos los conceptos implicados en el proyecto y sus respectivos costos de inversión

para el cálculo.

3.4. PRESUPUESTO DEL PARQUE EOLICO CON 30 AEROGENERADORES DE 2MW. El costo de un parque eólico oscila entre 840 y 1000 €/KW, Considerando unos 900 €/KW [4]. Trabajando al

cambio en dólares (1€ equivale a 1.29023$), se tendría los siguientes valores:

Potencia Unitaria : 2MW

Número de Turbinas : 30

Inversión Unitaria por Turbina : 2 200.000 $/MW

Multiplicando por la potencia : 4 400.000 $

Inversión Total : 132 000.000 $

Ene

Ago

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

1963

1965

1967

1969

1974

1976

19

78

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

20

08

Mes

es

Vel

oci

dad

(K

m/h

)

Años

Velocidad del Viento Media Mensual

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


-7.00000

-6.00000

-5.00000

-4.00000

-3.00000

-2.00000

-1.00000

0.00000

1.00000

2.00000

3.00000

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50

Fre

cue

nci

a A

cum

ula

da

An

ual

Ln(Velocidades)

Weibull Horas-Velocidad viento

De este valor los componentes tienen los siguientes porcentajes:

Tabla 02: Porcentajes a considerar para el cálculo de presupuesto del parque eólico [4]

Estudio de Viabilidad 1.00%

Turbina 65.00%

Obras civiles 12.00%

Transporte y montaje de turbinas 1.95%

Sistema eléctrico 12.00%

Desarrollo e ingeniería 5.00%

Planificación y Administración 2.00%

Promoción del Parque 1.00%

Otros 0.05%

TOTAL 100,00%

Elaboración: Propia

Tabla 03: Costo del parque eólico 60MW. (30 aerogeneradores de 2MW)


4. GENERACIÓN DE ENERGÍA ESTIMADA PARA LA TURBINA GAMESA G90-2MW Y CURVA DE

POTENCIA (50% DE PROBABILIDAD)

A partir de los datos de frecuencia de las horas anuales con relación a la velocidad del viento, se comprueba si

corresponden a una distribución de Weibull, calculando los parámetros correspondientes:

: Factor de forma

: Factor de escala, y la velocidad promedio del viento Vmed:

Fig. 02: Curva de Weibull horas - Velocidad de viento

Elaboración: Propia, Dónde: (Pendiente) = 1.94, = 8 y Vmed = 8.46m/s

P/UNITARIO % DE INV. CANTIDAD PRECIO ($)

ESTUDIOS DE VIABILIDAD(1% DE LA INV. TOTAL) 1 1 1320000

COMPONENETES

Torre meteorologica 50m

(Sensores de velocidad y direccion del viento) 15000 0.00086957 3 45000

Turbina de 90m de diametro(65% de la inv. Total) 2860000 65 30 85800000

Transporte y montaje de la turbina

(3% del costo de la turbina = 1.95% del costo total) 85800 1.95 30 2574000

Obra Civil

(12% de Inv. Total) 12 1 15840000

Conexión a la red-Est. De suministr.

(12% de la Inv. Total) 12 1 15840000

Planificacion y Adminstr.-Notario

Compensaciones (2% del costo total) 2 1 2640000

Desarrollo e Ing. Est. De Impacto

(5% de inv. Total) 5 1 6600000

Promocion del Parque(1% Inv. Total) 1 1 1320000

TOTAL PARCIAL 99.9508696 131,979,000.0

IGV(18%) 23756220

TOTAL CON IGV 155,735,220.0


Tabla 04: Frecuencias del viento, puntual y acumulada

Elaboración: Propia, * 𝑙𝑛 (𝑙𝑛

1

1−𝐹𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎)

Al ser un gráfico prácticamente una línea recta, corresponde a una distribución Weibull. Para obtener la potencia

media se consideran las probabilidades de cada velocidad, las que se multiplican por la potencia instantánea

correspondiente dada por el fabricante de la turbina. Estas probabilidades corresponden a la distribución de Weibull

[Pu] anterior, con lo que se obtienen las aportaciones individuales de cada velocidad del viento a la potencia de la

turbina, y su suma es la potencia media de salida en KW de la turbina. Multiplicando esta potencia media por el número

de horas anuales se obtiene la energía anual en KWH proporcionada por al aerogenerador.

𝑃(𝑢) =𝛽

. (

𝑉

)𝛽−1. 𝑒

−(𝑉

)𝛽

………………………………. [3]

Dónde:

P(u): Potencia por unidad

: Factor de forma,

: Factor de escala

Datos Iniciales para el cálculo:

Lugar : Cerro Chocan

Turbina : Gamesa G90

Clasificación : 2000 kW

Altura : 80 m

Densidad Aire : 0.293 Kg/m3

Velocidad Viento : 8.5 m/s

Int. De Turbulencia : 10.0%

Record de Periodo : 01/01/2008 - 31/12/2008

5. MÉTODO DE CÁLCULO

N°VELOCIDAD

DE VIENTO

(m/s)

NUMERO DE

HORAS

(HR/AÑO)

FRECUENCIA DE

OCURRENCIA

PUNTUAL

FRECUANCIAS

ACUMULADASLn(V) Ln *

1.0 0 0.0 0.000 0.0000000 0.0000000 0.00000

2.0 1 26.3 0.003 0.0030023 0.0000000 -5.80688

3.0 2 148.9 0.017 0.0200000 0.6931472 -3.90194

4.0 3 262.8 0.030 0.0500000 1.0986123 -2.97020

5.0 4 332.9 0.038 0.0880023 1.3862944 -2.38469

6.0 5 648.2 0.074 0.1619977 1.6094379 -1.73311

7.0 6 937.3 0.107 0.2689954 1.7917595 -1.16048

8.0 7 1042.4 0.119 0.3879909 1.9459101 -0.71129

9.0 8 1261.4 0.144 0.5319863 2.0794415 -0.27541

10.0 9 1033.7 0.118 0.6499886 2.1972246 0.04859

11.0 10 849.7 0.097 0.7469863 2.3025851 0.31795

12.0 11 744.6 0.085 0.8319863 2.3978953 0.57870

13.0 12 551.9 0.063 0.8949886 2.4849066 0.81257

14.0 13 403.0 0.046 0.9409932 2.5649494 1.04031

15.0 14 271.6 0.031 0.9719977 2.6390573 1.27410

16.0 15 131.4 0.015 0.9869977 2.7080502 1.46848

17.0 16 70.1 0.008 0.9950000 2.7725887 1.66739

18.0 17 26.3 0.003 0.9980023 2.8332133 1.82709

19.0 18 8.8 0.001 0.9990068 2.8903718 1.93364

20.0 19 8.8 0.001 1.0000114 2.9444390 -

21.0 20 0.0 0.000 1.0000114 2.9957323 -

22.0 21 0.0 0.000 1.0000114 3.0445224 -

23.0 22 0.0 0.000 1.0000114 3.0910425 -

24.0 23 0.0 0.000 1.0000114 3.1354942 -

25.0 24 0.0 0.000 1.0000114 3.1780538 -

26.0 25 0.0 0.000 1.0000114 3.2188758 -

8760 1


En una hoja de cálculo de excel se disponen las columnas: Velocidad del viento, frecuencia de ocurrencia, número

de horas, potencia instantánea, y potencia neta. Se calcula la energía anual para cada velocidad, y sumando los valores

obtenidos se obtienen la energía del aerogenerador, así como la curva de potencia, [Tabla 05].

Tabla 05: Potencia y energía estimada para el aerogenerador Gamesa 2MW modelo G90.

Fuente: Gamesa


Fig. 02: Curva de Potencia Aerogenerador Gamesa 2MW modelo G90


VELOCIDAD DE

VIENTO (m/s)

FRECUENCIA DE

OCURRENCIA (%)

NUMERO DE

HORAS (HR.)

CURVA DE

POTENCIA (KW)

POTENCIA

MEDIA DE

SALIDA (KW)

POTENCIA MEDIA

DE SALIDA

ACUMULADA

(KW)

ENERGIA A LA

SALIDA (KWH)

0.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 0.00000000 0

1.0 0.3% 26.3 0.0 0.0000000 0.00000000 0

2.0 1.7% 148.9 0.0 0.0000000 0.00000000 0

3.0 3.0% 262.8 20.0 0.5996624 0.59966238 5253.0

4.0 3.8% 332.9 81.0 3.0797475 3.67940992 26980.2

5.0 7.4% 648.2 189.0 13.9843293 17.66373924 122495.2

6.0 10.7% 937.3 348.9 37.3366210 55.00036024 327061.8

7.0 11.9% 1042.4 572.0 68.0695744 123.06993462 596266.6

8.0 14.4% 1261.4 866.0 124.7040000 247.77393462 1092372.4

9.0 11.8% 1033.7 1227.0 144.7860000 392.55993462 1268349.9

10.0 9.7% 849.7 1597.0 154.9090000 547.46893462 1356970.9

11.0 8.5% 744.6 1873.0 159.2050000 706.67393462 1394635.8

12.0 6.3% 551.9 1966.0 123.8580000 830.53193462 1085035.4

13.0 4.6% 403.0 1988.0 91.4480000 921.97993462 801164.0

14.0 3.1% 271.6 1997.0 61.9070000 983.88693462 542385.2

15.0 1.5% 131.4 1999.0 29.9850000 1013.87193462 262668.6

16.0 0.8% 70.1 2000.0 16.0000000 1029.87193462 140200.0

17.0 0.3% 26.3 2000.0 6.0000000 1035.87193462 52600.0

18.0 0.1% 8.8 2000.0 2.0000000 1037.87193462 17600.0

19.0 0.1% 8.8 2000.0 2.0000000 1039.87193462 17600.0

20.0 0.0% 0.0 2000.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

21.0 0.0% 0.0 2000.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

22.0 0.0% 0.0 1906.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

23.0 0.0% 0.0 1681.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

24.0 0.0% 0.0 1455.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

25.0 0.0% 0.0 1230.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

26.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

27.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

28.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

29.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

TOTAL 100.0% 8760 32996.0 1,039.9 9,109,639.0

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28

Po

ten

cia

en

(K

W)

Velocidad del Viento (m/s)

Curva de Potencia(Velocidad de arranque: 3m/s; Velocidad de corte: 25m/s)


5.1. POTENCIA EXTRAIBLE DEL VIENTO:

El coeficiente de potencia [CP] o rendimiento de turbina será igual a la potencia otorgada por la turbina dividida

por la potencia del viento:

𝑃 = 𝐸𝑐 =1

2𝑀. 𝑉2…….……..………………. [4]

Dónde:

M = dAV es el Flujo másico, Luego:

𝑃 =1

2𝜌. 𝐴 . 𝑉3…………..….……….………. [5]

Dónde:

P : Potencia en W.

: Densidad del viento Kg/m3

A : Área del rotor en m2

V : Velocidad del viento en m/seg.

5.2. RENDIMIENTO GLOBAL MÁXIMO DEL AEROGENERADOR, SEGÚN LA LEY DE BETZ (1) Eficiencia teórica máxima Aerogenerador: (16/27) 59,3%: 0.593

El rendimiento aproximado de los componentes del aerogenerador es:

Tabla 06: Rendimientos aproximados de los componentes de un aerogenerador

COMPONENTES DEL AEROGENERADOR RENDIMIENTOS SELECCIONAMOS

El Rotor 0.20 <Rendimiento< 0.85 0.80

El Multiplicador 0.70 <Rendimiento< 0.98 0.90

El Generador 0.80 <Rendimiento< 0.98 0.90

El Transformador 0.85 <Rendimiento< 0.98 0.90

Perdidas en la línea de conducción (No se consideran) 0.90 <Rendimiento< 0.99 1.00

Fuente: [Creus-2009]


Por lo tanto el rendimiento global o coeficiente de rendimiento o llamado también coeficiente de potencia [CP] será

el producto de todos los rendimientos seleccionados y el de Betz: CP = 0,35 [35 %]

Que también se determina con la siguiente formula:

𝐶𝑃 =𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝐸𝑗𝑒

𝜋

8𝜌.𝐷2.𝑉3 =

8×𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑚𝑒𝑐á𝑛𝑖𝑐𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝐸𝑗𝑒

𝜌.𝜋.𝐷2.𝑉3 ………..……………………………….. [6]

Y la potencia queda así:

𝑃 = 𝐶𝑃.1

2𝜌. 𝜋. 𝑅2. 𝑉3…….………………..………………. [7]

Dónde:

P : Potencia Mecánica W.

ρ : Densidad del aire Kg/m3

R : Radio del rotor m.

D : Diámetro del rotor m.

V : Velocidad del viento m/s.

5.3. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE CAPACIDAD [FC]

El [FC] del parque es el cociente entre la producción generada (rendimiento de potencia promedio de la turbina) y

la que se obtendría si hubiera trabajado a pleno rendimiento (Potencia calificada):

𝐹𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 [𝑀𝑊𝐻]

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑎[𝑀𝑊𝐻]………………….…. [8]

El [FC] excelente es de 0,40, mientras que un valor razonable es de 0,25 a 0,30. Por consiguiente en el caso que se

estudia, la velocidad del viento debería ser mayor y soplar durante más tiempo.

(1) Albert Betz - Wind-Energy. 1926


Fig. 03: Curva de potencia media, acumulada y velocidad del viento aerogenerador Gamesa 2MW modelo G90


Fig. 04: Curva de potencia media y acumulada del Aerogenerador Gamesa 2MW - G90


A continuación se muestra los resultados obtenidos:

a. I FASE DE 30 AEROGENERADORES:

Tabla 07: Energía anual unitaria, máxima y el factor de capacidad para el aerogenerador

ENERGIA ANUAL 9,109.382 MWH

Velocidad media según potencia 8.5 m/s

PRODUCCION ANUAL 273,281.46 MWH

PRODUCCION ANUAL MAXIMA 525,600.00 MWH

FACTOR DE CAPACIDAD BRUTA 51.99%


Considerando las pérdidas, que son las siguientes:

Tabla 08: Pérdidas para la producción de la energía del aerogenerador

Disponibilidad 3.0%

Distribución Eléctrica (perdidas de energía) 3.0%

Turbulencia y controles 0.5%


Efectos de interferencia estela(Wake) 5.0%

Contaminación(cambios en la aerodinámica alabes) 2.0%

Utilidad (paradas de planta por mantenimiento) 0.5%

BRUTO A NETO 86.72%


a.1. Cálculo de la Producción Neta:

Tabla 09: Producción neta unitaria de energía y producción total de la energía para 30 aerogeneradores

PRODUCCION NETA 7.900,021 MWH

FACTOR DE CAPACIDAD NETO 45,09%

PROCUCCION TOTAL 60(MW) 237.000,62 MWH/AÑO *


* También se podría calcular este valor multiplicando la producción neta unitaria por la cantidad de turbinas.

b. II FASE DE 100 AEROGENERADORES:

Tabla 10: Energía anual unitaria, máxima y el factor de capacidad (FC) para el Aerogenerador.

ENERGIA ANUAL 9,109.382 MWH

Velocidad media según potencia 8.5 m/s

PROD. ANUAL 910,938.21 MWH

PROD. ANUAL MAXIMA 1,752,000.00 MWH

FACTOR DE CAPACIDAD BRUTA 51.99%


b.1. Cálculo de la Producción Neta:

Tabla 11: Calculo de la producción neta unitaria y producción total de la energía para 100 aerogeneradores

PRODUCCION NETA UNITARIA 7,900.021 MWH

FACTOR DE CAPACIDAD NETO 45.09%

PROCUCCION TOTAL 200(MW) 790,002.06 MWH/AÑO *


* También se podría calcular este valor multiplicando la producción neta unitaria por la cantidad de turbinas.

c. Cálculo de la Producción de la Capacidad Neta Total 260MW (130 aerogeneradores):

Tabla 12: Producción neta unitaria y total de la energía anual para 130 aerogeneradores

PROCUCCION DE ENERGIA 60(MW)

PROCUCCION DE ENERGIA 200(MW)

237,000.62 MWH/AÑO

790,002.06 MWH/AÑO

PROCUCCION TOTAL 260(MW) 1,027,002.67 MWH/AÑO


5.4. OPTIMIZACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD:

Para poder optimizar el funcionamiento de un parque eólico y conseguir ese aumento en la tasa de retorno existen

tres pilares fundamentales que deben ser analizados con detalle:

La disponibilidad

El rendimiento energético

Costos de operación y mantenimiento O&M

Existen varios problemas bien definidos que son causas típicas de indisponibilidad, las cuales de manera global

atienden a los siguientes grupos:

Fallos en componentes principales

Fallos en componentes secundarios

Fallos humanos, etc.


5.4.1. LA DISPONIBILIDAD

Una correcta optimización de una instalación eólica puede conseguir aumentar el retorno de la inversión de un

parque en valores cercanos al 20%.

Si calculamos para el parque de 60MW y 2000 horas anuales de funcionamiento y aplicáramos la fórmula [9]

veríamos que por cada punto porcentual, la producción de este parque tipo aumentaría en unos 1200MWH,

aproximadamente unos 120.765,53 $ (93.600€), cifra nada desdeñable.

5.4.2. Factor de Disponibilidad [AF]:

𝐴𝐹 =𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑[𝐴𝐻]

𝑁° 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑𝑜[𝑃𝐻]…………………..………. [9]

5.4.3. Disponibilidad Operativa [Ao]:

𝐴𝑂 = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 [𝑀𝑊𝐻]

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙+𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑝𝑜𝑟 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠[𝑀𝑊𝐻]……..…. [10]

Siendo:

Producción anual: 525.600,000 [MWH]

Producción por Pérdidas: 7.900,021 [MWH]

AO = 98,52 %

5.5. EL RENDIMIENTO ENERGETICO [EA]:

La eficiencia o rendimiento energético es similar al [FC] promedio anual:

𝐸𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 [𝑀𝑊𝐻]

𝐶𝑎𝑛𝑡𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑉𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑞𝑢𝑒 𝑝𝑎𝑠𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝐴𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟[𝑀𝑊𝐻]……… [11]

Siendo:

Producción Anual: 525.600,00 [MWH]

Cantidad de energía del viento por el área del rotor: 237.000,62 [MWH]

E Anual = 45,09%

5.5.1. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [O&M]

Los costos de operación y mantenimiento los vamos a tener en cuenta para toda la vida útil del parque. Este tipo de

costos corren a cargo de la empresa que opera el parque y los dividimos en:

- Gastos fijos: independientes de la operación del parque. Se refieren al personal contratado, gastos

administrativos, etc.

- Gastos variables: dependen de las horas de operación del parque. Se refieren al mantenimiento, agua, energía

consumida, etc.

El punto negro de un parque eólico es el elevado coste de O&M que supone a largo plazo. Los aerogeneradores son

estructuras de difícil acceso, y suelen estar situadas en áreas remotas. Sólo estos factores aumentan el coste de O&M de

los parques eólicos. Si se desea además dar una alta disponibilidad es necesario una O&M que consiga buena fiabilidad.

Los tiempos de fuera de servicio suelen ser elevados teniendo repercusión en la disponibilidad y en la pérdida de

producción [11].

Uno de los factores clave para dar un empujón final a la energía eólica, consiste en reducir los costes de O&M y

con ellos en cierta medida el COE. De acuerdo con Walford [8], el peso de los costes de O&M dentro de los costes

totales de la energía producida es del 10%-20% en un parque eólico.

Aunque se estimó que los costes de O&M para un proyecto de máquinas 2MW podría ser menor del 12%2 que el

coste equivalente de un proyecto de máquinas de 750 kW, a experiencia histórica no lo confirma. La industria

aseguradora alemana ha estimado que el coste adicional de O&M para una máquina de tamaño MW podría estar en

125000$ cada cinco años (aproximadamente 0.1$/kWh al año, suponiendo un factor de capacidad del 30%) (3).

Para hallar los gastos en el año n de vida del parque, utilizamos la siguiente fórmula:

𝐶𝑜𝑚𝑛 = 𝑐𝑜𝑚. 𝑃𝑖𝑛𝑠 . ℎ𝑎ñ𝑜 . (1 + 𝑡𝑛𝑜𝑚)𝑛; ∀ 𝑛 ∊ [1,20] …………[12]

Dónde:

2 W. Vachon: “Long-term O&M costs of wind turbines based on failure rates and repair costs,” in WINDPOWER 2002

Conference and Exhibition, Oregon, United States, 2002. (3) DeVries, E.: “Costly Insurance Measure Threatens Development,” Wind Stats Newsletter, Vol. 16, No. 1, winter 2003.


Com : Costo de operación y mantenimiento en el año n [$].

Com : Costo de operación y mantenimiento [$/kWh].

Pins : Potencia instalada [kW].

haño : Horas equivalentes de funcionamiento del parque al año.

tnom : Tasa nominal de explotación y mantenimiento.

n : Año n.

5.5.2. Cálculo del Costo del Mantenimiento del Aerogenerador:

Es el 1% del KWH de salida (aumento del 2% anual)

De la tabla 09 y 12 se tiene:

Producción Media Unitaria: 7,900.021 MWH

Producción Anual : 237.000,62 MWH/AÑO

237 000.620 KWH

Entonces para: 1% = $ 2, 370,006

1.5% = $ 2, 336,028

2% = $ 3, 114,704 Anual del costo de inversión inicial

Finalmente se asume un costo de: 3, 000,000 $/AÑO

5.5.3. Cálculo del Costo de Operación del Aerogenerador:

Es el 3% de la inversión total/año

Entonces para 3% = 4, 672,057 $/AÑO

El parque dispone de 30 Aerogeneradores, con una producción de 237.000,62 MWH

Factor de Capacidad neto que es lo mismo a la eficiencia energética tiene un valor de: 45,09%

5.5.4. Calculo del Costo de Capital por KWH:

𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙

𝑘𝑊𝐻= [

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎(𝑘𝑊)] × [

𝑇𝐼𝑅

𝐹𝐶×8760]…………………………. [13]

La tasa interna de rentabilidad [TIR] que indica la viabilidad del proyecto depende del tipo de interés aplicado (r) y

de los años de vida útil de la planta

𝑇𝐼𝑅 =𝑟

[1−1

(1+𝑟)𝑛]…………………………………….…. [14]

Dónde:

FC : Factor de capacidad

TIR : Tasa Interna de Retorno

r : Tasa de interés (r = 0.07)

n : Periodo de tiempo (n = 20 años)

Reemplazando en las ecuaciones anteriores resulta:

Para un TIR = 0,0944

Costo Capital/KWH = 0,0620 $/KWH Anual

6. RESUMEN DE LOS CÁLCULOS OBTENIDOS:

Costos Anuales de Operación + Mantenimiento : 7 672,057 $/Año

(5,813%)

Costos de Operación + Mantenimiento Por Kwh : 0,032372 $/KWH Costo de la Extracción de la Energía Eólica : 0,0944009$/KWH

($188,80/ hora)

El cálculo del factor de disponibilidad alcanza el : 98.52% El cálculo del rendimiento energético : 45.09% 6.1. COSTO DE LA ENERGIA [COE]

La importancia que está adquiriendo la energía eólica en el panorama mundial. Continuará teniendo un futuro

próspero si se apoya en los siguientes dos pilares: reducir el [COE] y mejorar la confiabilidad de los parques

eólicos. Una energía que pueda hacer frente a las otras fuentes convencionales debe tener un precio competitivo y una

alta disponibilidad y confiabilidad exigida, si se quiere ser parte importante de la red de generación eléctrica mundial.

Reducir el [COE] y una alta confiabilidad son dos conceptos que van de la mano. Un sistema con mayor

confiabilidad requiere de menos costos de [O&M] y costo de reemplazo [LCR]. Se consigue una mayor disponibilidad

energética anual [AEP]. La definición de [COE] es la siguiente:


𝐶𝑂𝐸 =(ICC×FCR)+𝐿𝐶𝑅

AEP+ 𝑂&𝑀 …………………….………….…. [15]

Dónde:

ICC : Costo de la inversión inicial

FCR : Cargo de la tasa de reparación.

LCR : Costo de remplazo

O&M : Costo de operación y mantenimiento

AEP : Disponibilidad Energética Anual

La mejora de la confiabilidad aumentará el denominador, AEP, y disminuirá los costes de LCR y O&M.

Realizando estudios de fiabilidad, es probable que aumente el ICC, pero a largo plazo se producirá un reducción mayor

de los costes de LCR y O&M y aumento de la AEP, consiguiendo reducir el COE.

6.2. CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA DE LA ENERGIA A LA RED.

Los KWH producidos, considerando un promedio de 8Hr., de viento a una velocidad media de 8m/s dando el

generador la potencia eléctrica máxima, son:

2000kW x 8h x 360dias = 5'760.000 kWh/año

Suponiendo que las instalaciones situadas al lado de la torre consuman el equivalente a una vivienda tipo.

8.035kWh/día x 360 = 2.893 kWh/año

Se puede transferir a la red:

5'760.000 - 2.893 = 5'757.107,4 kWh/año

Si la central eólica vende su energía a alguna compañía suministradora, el BOE67 de 18/03/08 (RD 222/08 del 15

de Feb.), indica que en la categoría b.2.1 (Instalación Eólica en tierra), la tarifa Eléctrica regulada es de 0,097646 $/kWh [0,075681 €/kWh] los primeros 20 años [4]

6.3. BALANCE ECONOMICO Y EVALUACIÓN DE LOS INDICADORES ECONÓMICOS

PARQUE EOLICO DE 60MW (30 AEROGENERADORES DE 2MW GAMESA G90)

Inversión Total : 155 735.220,00 $

Tarifa eléctrica regulada : 0,097646$/KWH

Producción anual : 237 000.620 KWH

Transferencia de energía a la red : 23, 142,138.04 $/año (Ingresos iniciales)

Ingreso por transferencia de electricidad a la red (aumento de 1.4 - 2%/año), Eligiendo la opción de tarifa regulada

durante los 20 años de vida útil de la instalación, se estima un incremento medio anual del 1.4%.

6.4. INGRESOS

Los ingresos que se obtendrán por la transferencia de energía a la red, los obtendremos de la ecuación:

𝑃𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙($) = 𝐹𝐶 . 𝑃𝑀𝑎𝑥. 𝑇𝑟 …………………………………..………..… [16]

Siendo:

PAnual : Transferencia de energía a la red en [$/Año]

FC : Factor de Capacidad

PMax : Producción máxima de energía [KWH/Año]

Tr : Tarifa eléctrica regulada.

7. RESULTADOS PRELIMINARES OBTENIDOS

TABLA 13: ANALISIS ECONOMICO DEL PARQUE EOLICO EL CERRO CHOCAN

Tabla 15: Análisis Económico del Parque Eólico El Cerro Chocan

Tabla 13: Análisis Económico

AñosInv Inicial ($/año)

Año 02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Transferencia

electricidad0 23,142,138 23,466,128 23,794,654 24,127,779 24,465,568 24,808,086 25,155,399 25,507,575 25,864,681 26,226,786

Mantenimiento

Aerogeneradores-2,370,006 -2,417,406.32 -2,465,754.45 -2,515,069.54 -2,565,370.93 -2,616,678.35 -2,669,011.92 -2,722,392.15 -2,776,840.00 -2,832,376.80

Operación

Aerogeneradores-4,672,057 -4,765,497.73 -4,860,807.69 -4,958,023.84 -5,057,184.32 -5,158,328.00 -5,261,494.56 -5,366,724.45 -5,474,058.94 -5,583,540.12

Inversion -155,735,220

Flujo de caja -155,735,220 16,100,075 16,283,224 16,468,092 16,654,686 16,843,013 17,033,079 17,224,892 17,418,458 17,613,782 17,810,869

Pagar -155,735,220 -139,635,145 -123,351,921 -106,883,829 -90,229,144 -73,386,131 -56,353,052 -39,128,159 -21,709,701 -4,095,920 13,714,950

Parque eólico de 60MW (30 Aerogeneradores de 2MW)

Inversión total: 155 735.220,00 $

Producción anual: 237 000.620 KWH Costo de mantenimiento: 1% del KWH de salida = 2 370.006,20 $/AÑO (Aumento 2% anual)

Costo de Operación 3% Inversión total/año= 4, 672,057 $/AÑO (Aumento 2% anual)

Tarifa eléctrica regulada 0,097646 $/KWH

Transferencia de energía a la red: 23, 142,138.04 $/año Interés de Capital: 8.75%

Taza de amortización: 5%


Tabla 14: Indicadores Económicos

COSTOS DE O&M: 34,0 %

Agradecimientos

El agradecimiento para el DR. Carlos Díaz Contreras-UTA- Chile, Dr. Ing. Juan Vega Vargas-UTA - Chile, por su

valioso aporte de ideas a este trabajo, así mismo a la Carrera Profesional de Ingeniería en Energías Renovables de la

Universidad Nacional de Juliaca UNAJ-Puno, y a BS Grupo SAC

REFERENCIAS

[1] ALEJANDRO E. CABALLERO ROMERO: Metodología Integral Innovadora Para Planes y Tesis,

Editorial: El Comercio SA - Lima 2011.

[2] PEDRO FERNÁNDEZ DÍEZ: Energía Eólica, Departamento de Ingeniería Eléctrica y Energética, Universidad de

Cantabria España, 2000. Disponible en Web: http://www.termica.webhop.info/

[3] CARLOS FOLEY, Gerente de Proyectos División de Energías Alternativas, 1er Seminario: Avances en el

Aprovechamiento de la Energía Eólica en el Perú y Su Potencial para la Generación de Electricidad Aislada y

Conectada a la Red, Petrolera Monterrico S.A., Julio 2008.

[4] ANTONIO CREUS: Energías Renovables, 2da Edición, Ediciones SEYSA, 2009, Madrid-España.

[5] ENRIQUE BALDOVINO FERNANDINI, GUILLERMO RAMOS MARIÑO, VÍCTOR CALDERÓN MOTTA,

Tesis: Propuesta Estratégica Para El Desarrollo De La Energía Eólica En El Perú, Pontificia Universidad Católica Del

Perú, Junio 2007.

http: //www2.osinerg.gob.pe/EnergiasRenovables/intro1.html

OPTIMIZATION OF THE AVAILABILITY IN ENERGY PRODUCTION AND ECONOMIC

ASSESSMENT OF WIND FARM COLLIDE-HILL REGION PIURA Abstract. In the present study the calculation of the power injected interconnected power system economic analysis of

the potential need to enter the wind energy and its economic potential is realized.

Politically, the project is located in the territorial jurisdiction of the Piura region, specifically in the jurisdiction of the

districts of Paita and Huaca, belonging to the province of Paita, Piura department. Geographically it is located on top

of Collide, White Tunal and hills whose height does not exceed 200 m, relative to the base.

The wind farm project on Mount Collide have a generating capacity of 260MW and is expected to be the first project of

this nature, commercially connected to the local distribution network [ENOSA] or the national grid [SEIN ], this

project consists of two phases:

Phase I: 30 Gamesa wind turbines Brand Model G-90 2.0 MW is planned, with a total capacity of 60MW.

For this purpose a transmission line of 60KV, 5.9 km long between the substation and the existing wind farm ENOSA

line was installed.

Phase II: the project is intended to expand the capacity of 260MW wind farm by adding 100 turbines Gamesa G-90

2,0MW as well as the construction of a 220KV transmission line to the substation Piura-West, located in the. SEIN

main corridor North-South.

The economic study was started by calculating total investment of 30 wind turbines for wind farm are: 155 $

735,220.00, the net production of 7900.021 MWH and total annual energy production: 237,000.62 MWH / YEAR

capacity factor [FC] of 45.09%. which is similar to the performance of the plant.

The cost of O & M: 1% of the total investment to 3% of the initial investment (annual increase of 2% for both): 30.1%

The operational availability of the wind farm is 98.5%, and plant performance of 45.09%. It should be noted that wind

turbines occupy an area of 2,900 HA., The 13,200 Ha, covering the site of the wind farm, owned by the Armed Forces.

Key Words: Wind Power Wind Turbine capacity factor, cost of operation and maintenance, economic analysis.

VAN S/. 6,081,441

TIR 20 años9.27%

TIR 5 años-17.96%

TIR 10 años1.54%

TIR 15 años7.09%

Ratio 1.25

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

26,593,961 26,966,277 27,343,804 27,726,618 28,114,790 28,508,397 28,907,515 29,312,220 29,722,591 30,138,708

-2,889,024.33 -2,946,804.82 -3,005,740.92 -3,065,855.73 -3,127,172.85 -3,189,716.31 -3,253,510.63 -3,318,580.84 -3,384,952.46 -3,452,651.51

-5,695,210.93 -5,809,115.14 -5,925,297.45 -6,043,803.40 -6,164,679.46 -6,287,973.05 -6,413,732.51 -6,542,007.16 -6,672,847.31 -6,806,304.25

18,009,726 18,210,357 18,412,766 18,616,959 18,822,938 19,030,708 19,240,272 19,451,632 19,664,792 19,879,752

31,724,676 49,935,032 68,347,798 86,964,757 105,787,695 124,818,403 144,058,675 163,510,307 183,175,099 203,054,850

Engineering

11. condori yucra reynaldo