Sistemas de evaluación de recurso eólico: integración de nuevas soluciones basadas en tecnología láser
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Honrubia Escribano, Andrés; Gómez Lázaro, Emilio; Molina García, Ángel; Vigueras Rodríguez, AntonioÁrea de conocimiento
Ingeniería EléctricaPatrocinadores
Este trabajo ha sido financiado por el Ministerio de Ciencia e Innovación (ENE2009-13106) y por la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha (PEII10-0171-1803), ambos cofinanciados con fondos FEDER.Fecha de publicación
2012Editorial
Asociación Nacional de Ingenieros Industriales de EspañaCita bibliográfica
Honrubia-Escribano, A., Gomez-Lazaro, E., Molina-Garcia, A., Vigueras-Rodriguez, A.. (2012). Wind resource assessment systems: review of new solutions based on laser technology. Dyna, 87(5). 540-548. DOI: https://doi.org/10.6036/4644Revisión por pares
siPalabras clave
Energías renovablesEnergía eólica
Anemómetro
LIDAR
Estimación del recurso eólico
Renewable energy
Wind energy
Anemometer
Wind resource assessment
Resumen
[SPA] El potencial eólico de una localización geográfica está directamente relacionado con los perfiles de viento existentes en la misma. Su aprovechamiento está determinado por la curva de potencia del aerogenerador, la cual relaciona la velocidad de viento incidente sobre el rotor eólico con la potencia generada por el aerogeneradoro Según la Norma Internacional vigente relativa al cálculo de la curva de potencia de aerogeneradores, la velocidad del viento a la altura del buje es el parámetro principal de entrada para la caracterización de dicha curva, junto al parámetro de densidad del aire como factor secundario. La afirmación anterior supone que la velocidad del viento es constante en toda el área barrida del rotor eólico, Cuando se trata de aerogeneradores de pequeño tamaño, dicha suposición se puede acercar con cierto grado de exactitud a la realidad, pero en los aerogeneradores actuales dotados de grandes diámetros conduce a errores significativos, ya que la velocidad de viento ... [ENG] The available wind speed potential strongly depends on the existing wind profi les at different locations. In this way, the exploitation of this resource can be determined by the wind turbine power curve, relating both wind speed at the rotor hub and electric power from the wind turbine. According to the current international Standard for power performance, the wind speed at hub height is the main input parameter for the characterization of the power curve, being considered the air density as a secondary factor. Under this framework, the wind speed is considered as constant over the whole turbine swept rotor area. This assumption can achieve high level of accuracy for small wind turbines. However, current wind turbines are characterized by a large rotor diameter, being exposed to remarkable variations in wind speed with height. Moreover, this Standard will be modifi ed in a short-term, with the aim of taking into account several wind measurements within the swept rotor area. This ...
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