Los elevados costos de producción energética basada en combustibles fósiles, la evidencia de sus efectos sobre los cambios ambientales globales, ha impulsado el estudio, desarrollo e implementación de energías renovables no convencionales (ERNC), a fin de aumentar la capacidad instalada en la red y aprovechar estas fuentes en proyectos de menor escala de los distintos sectores productivos del País. El objetivo de este trabajo es analizar, en forma preliminar, la factibilidad técnico-económica de utilizar generadores eléctricos, basados en energía eólica, para la operación de sistemas de riego tecnificado, evaluando sus costos. Se desarrolló una plataforma computacional, que permite simular la operación de un sistema de riego tecnificado utilizando generadores eólicos y evaluar su rentabilidad económica según el cultivo y la superficie plantada. Hidráulicamente, la herramienta permite evaluar los esquemas de captación y distribución de agua más típicos utilizados en el riego, que incluyen captación subterránea o superficial, bomba de captación y bomba de riego. Eléctricamente, el sistema consta de un aerogenerador, regulador de carga, inversor de corriente (para el uso de bombas de corriente alterna) y un banco de baterías, que permite acumular energía de forma eléctrica, ahorrando un estanque elevado, para acumularla de forma potencial. Con este trabajo se apoya a la Comisión Nacional de Riego en la evaluación de proyectos eólicos, presentados a los concursos de la Ley 18.450, y en la identificación de dificultades, beneficios, variables trascendentales y otros alcances que faciliten la elaboración, por parte de la CNR, de requerimientos para futuros términos de referencia en estudios de este tipo. Se realizó una evaluación teórica de un cultivo de cerezos en la zona de San Javier (VII Región del Maule) para tres tamaños prediales, haciendo un análisis de sensibilidad. Se concluye principalmente que: una mayor seguridad energética implica una mayor inversión inicial en aerogeneradores. La rentabilidad disminuye a medida que la seguridad aumenta. La red eléctrica siempre será más rentable que los generadores eólicos o diesel. A medida que aumenta la superficie plantada, la rentabilidad eólica aumenta, superando la de un generador diesel. La alta inversión inicial en aerogeneradores se ve amortizada por los bajos costos de mantención y nulos costos de operación. A modo general, se concluye que: en zonas extremas, este tipo de energías se hace más atractiva ya que puede ser la única alternativa energética. La variación temporal de generación, es uno de los factores más influyentes en la factibilidad de instalar aerogeneradores en un proyecto de riego tecnificado, ya que el consumo de las bombas es constante en las horas de riego. Los incentivos y subsidios estatales son indispensables para implementar estas tecnologías. Por último, como extensión de este trabajo, se propone desarrollar una simulación basada en energía solar, y como complemento, plantear un modelo de optimización que permita integrar distintas fuentes energéticas para abastecer un sistema de riego tecnificado.

Tomando en cuenta la reciente incorporación de varios parques eólicos al SIC y la naturaleza estocástica de la velocidad del viento, se hace imprescindible contar con una herramienta que sea capaz de pronosticar el nivel de generación en un parque eólico, de manera de facilitar y optimizar la programación diaria manteniendo la calidad de suministro por parte del CDEC; organismo encargado de garantizar la operación de las instalaciones del sector eléctrico en Chile. El objetivo general de este trabajo es desarrollar un predictor de potencia activa para el Parque Eólico Canela para un horizonte máximo de 36 horas, entregándose los resultados no sólo en términos del valor esperado de la predicción, sino también a través de la generación de intervalos del 95% confianza. Para realizar este trabajo, se han analizado datos históricos de velocidad de viento y potencia activa del Parque Eólico Canela provistos por ENDESA ECO, así como predicciones diarias de velocidad de viento provistas por la DGAC. Los datos han sido tomados con un tiempo de muestreo de 1 hora. Para el desarrollo del modelo predictor se han probado modelos lineales FIR y ARX, que consideran como variables de entrada la velocidad de viento, la potencia y sus retardos; y un modelo no lineal (red neuronal MLP), que considera como entrada sólo la velocidad del viento. Además se implementó un modelo de referencia (modelo de referencia de Nielsen). El modelo que mostró mejores resultados es la red neuronal MLP con una mejora de un 62% en el error cuadrático medio con respecto al modelo de referencia, superando ampliamente al modelo ARX, que mostró una mejora del 25% y al modelo FIR, que mostró una mejora del 10%. Para la calibración de estos modelos se asume conocida con exactitud la velocidad del viento en el futuro, condición que es posteriormente relajada para dar paso a la utilización de la predicción de velocidad de viento de la DGAC. Luego, se ha realizado una caracterización del error de predicción de la velocidad del viento entregada por la DGAC en función del horizonte de predicción y del valor de la predicción. Como entrada al predictor se ha utilizado la predicción de velocidad de viento provista por la DGAC, la cual es perturbada con realizaciones del proceso estocástico que caracteriza el error de predicción ejecutándose una simulación de Monte Carlo. La salida del predictor es el valor medio de las salidas de cada iteración de la simulación. El intervalo de confianza es calculado como el menor rango de potencia que acumule el 95% de probabilidad de ocurrencia en el histograma de salida. El predictor ha logrado un error absoluto medio en torno al 12% en un horizonte de 36 horas, mejorando al método simple en 2,3 p.p. Este valor es cercano a los obtenidos por los mejores modelos de predicción desarrollados por empresas que prestan el servicio de predicción de potencia para parques eólicos. Además, se ha realizado una comparación con una predicción simple que consiste en calcular la potencia utilizando como entrada al modelo directamente la predicción de velocidad de viento. El método implementado mejora en hasta un 7% al método simple. El nuevo método implementado es muy exacto con un error medio cercano al 0%, a diferencia del método simple que tiene un error medio de un -8%. El método es computacionalmente eficiente, se requieren menos de 10 segundos para obtener una predicción de potencia para las próximas 36 horas. Como líneas de investigación futuras se propone principalmente estudiar las fuentes de error de la predicción de velocidad del viento de la DGAC e incorporarlas al modelo desarrollado con el objetivo de lograr mejores predicciones de potencia.

En el presente trabajo de título se analiza técnica y económicamente la incorporación de grandes bloques de energía eólica en el sistema de transmisión del SIC. El objetivo es estudiar los límites de transferencia en zonas que incluyen participación de bloques de generación eólica, actuales y proyectados a mediano plazo, en las zonas con mayor potencial eólico, es decir, las regiones de Coquimbo y Bío-Bío. Para estudiar el fenómeno se calculan las curvas de calentamiento de las líneas que se cree serán las más afectadas. Con esto se obtienen las capacidades máximas de transferencia según distintos criterios de seguridad y condiciones ambientales. Considerando los límites anteriores se realizan simulaciones computacionales de las líneas de transmisión con el software DigSilent ®, con las cuales se obtienen las potencias transmitidas por las líneas en escenarios de generación distintos. En estas simulaciones, se incluyen centrales eólicas generando teóricamente a su máxima capacidad, que es el más desfavorable de los casos posibles. Las simulaciones consideran casos de pre y post-falla en escenarios de demanda baja y media, casos en los cuales las líneas de transmisión se ven más sobrecargadas. Como forma de comparación se considera un escenario actual (año 2010) y un escenario futuro (año 2012) para la zona norte; y un escenario proyectado 2012 en el caso de la zona sur. En cada una de esas zonas, se tienen en carpeta proyectos que suman cerca de 200 MW, además de inversiones en el sistema de transmisión. Por otro lado, se realizan simulaciones dinámicas con la finalidad de comprobar que los escenarios simulados fuesen estables en cuanto a la operación y factibles en conformidad con las exigencias establecidas en la normativa vigente y las limitantes técnicas de los equipos de potencia. En el caso de la zona norte se busca encontrar aquellos límites más restrictivos en cuanto a la operación, mientras que para la zona sur sólo se busca comprobar la factibilidad de la operación y la estabilidad antes mencionada. Estos datos fueron empleados posteriormente en un análisis económico, que se realizó en base a simulaciones del software PLP, que permiten un análisis económico que se ajusta a las condiciones reales de operación en el largo plazo. Los resultados de las simulaciones, muestran que efectivamente ante ciertos escenarios de generación, en el caso de la zona norte; y sumando la presencia de contingencias, en el caso de la zona sur, existen situaciones de sobrecarga en las líneas estudiadas, si se considera una alta generación eólica en la zona. La solución propuesta corresponde a una recomendación de operación del sistema ante estas condiciones. Por lo cual, se propone el aumento de la capacidad operacional de transmisión de las líneas en estudio, mediante la desconexión inmediata de un monto de generación eólica ante la presencia de una contingencia. La evaluación económica realizada muestra que con el beneficio anual de la operación con estos nuevos límites es posible pagar un automatismo (EDAG) que permita la desconexión instantánea de un monto de generación eólica. Así también, este beneficio obtenido corresponde al valor máximo que el sistema estaría disponible a pagar a los generadores eólicos ante la desconexión de dichos montos de generación, en vez de la desconexión o disminución de generación proveniente de centrales térmicas de la zona, lo que podría dar origen a la prestación de un Servicio Complementario.

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Ingeniero Civil Electricista / Actualmente existe un gran interés por el uso de tecnologías de generación renovable no convencionales, para así poder reducir tanto el impacto medioambiental de la generación eléctrica como también la dependencia de combustible fósiles en la matriz energética. Uno de los medios de generación no convencional que se perfila como altamente competitivo corresponde a la generación eólica y, dentro de esta, la tecnología predominante corresponde a las turbinas de velocidad variable con conversores. La integración masiva de energía eólica implica desafíos técnicos importantes desde el punto de vista del sistema, siendo el control de frecuencia uno de los más discutidos. Un aspecto importante corresponde a que las turbinas eólicas de velocidad variable que si bien tienen una cantidad significativa de energía cinética almacenada en sus aspas, estas no aportan respuesta inercial al sistema debido a que el conversor de potencia desacopla el generador de la red haciendo que las turbinas sean insensibles a cambios de frecuencia en el sistema. De esta forma la incorporación masiva de turbinas eólicas de velocidad variable podría implicar una disminución importante de la inercia total del sistema de potencia. De lo anterior, surge el objetivo principal de esta memoria: estudiar el comportamiento de la respuesta inercial de un sistema eléctrico de potencia. Considerando el alto potencial eólico que existe en el norte grande del país, lo cual se ha visto reflejado en el hecho de que hoy existen 856 MW en proyectos de generación eólica con aprobación ambiental, junto con las limitaciones técnicas del SING producto de ser un sistema puramente térmico, se ha considerado que es relevante estudiar dicho sistema ante distintos escenarios de penetración eólica y analizar las consecuencias que ello tiene en él, junto con estudiar medidas correctivas para paliar la reducción de inercia. Para estos efectos se desarrolló una metodología para el estudio de la respuesta inercial en el SING y se implementaron los modelos dinámicos requeridos en el software DigSilent Power Factory. De los resultados obtenidos en las simulaciones dinámicas realizadas, fue posible constatar el deterioro de la respuesta inercial al aumentar la participación de turbinas eólicas de velocidad variable en la matriz de generación del SING, llegando incluso a darse desprendimiento de carga en el escenario de máxima penetración considerado producto de la disminución de inercia. Además se logró confirmar que las medidas correctivas estudiadas son capaces de mejorar la respuesta inercial del sistema analizado, observándose en todos los casos que las consideran un aumento en la frecuencia mínima post-contingencia. Estas medidas llegaron incluso a evitar el desprendimiento de carga observado al no considerar medidas correctivas en el escenario de máxima penetración eólica estudiado, por lo que su implementación corresponde a un aporte relevante para facilitar la integración masiva de la energía eólica al SING.

Ingeniero Civil Electricista / La necesidad de incluir energías renovables dentro de la matriz energética mundial es cada vez más apreciable. Chile no es ajeno a esta tendencia, observándose una penetración creciente de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), en particular a partir de la promulgación de la Ley 20.257 del año 2008. La energía eólica ha liderado en estos primeros años la penetración ERNC en los sistemas eléctricos nacionales. En este contexto, se reconoce la necesidad de disponer de modelos que permitan predecir la generación eléctrica de un parque eólico. En este contexto, el objetivo general del presente documento es la propuesta conceptual y práctica de una metodología para estimar perfiles de generación de un parque eólico, que permita su simulación en el mediano y largo plazo dentro de un sistema eléctrico de potencia. Dentro de un parque eólico hay tres efectos importantes a considerar al momento de analizar su generación: la topografía del terreno, el efecto estela y la turbulencia del viento. Son éstos, los que basándose en metodologías de referencia, permiten un cálculo más realista de la potencia generada en un parque eólico. Dada una medición de la velocidad del viento, el diseño del parque y la curva de potencia teórica de los aerogeneradores, es posible incluir los efectos antes mencionados en forma analítica. La validación del modelo se realiza a través de datos reales de viento y generación pertenecientes al parque Canela I, de la empresa Endesa Chile. Dichos datos corresponden a un período entre septiembre del 2009 y abril del 2010. Dado el modelo, se obtiene un error relativo del 7,81% según la energía total generada en ese período, y de un 11,79% según el error cuadrático medio de la potencia generada. Las simulaciones corresponden al análisis de tres eventos distintos a considerar: la topografía, el efecto estela y la turbulencia. Para cada evento se analizan distintos escenarios, los cuales contemplan el considerar y despreciar dichos efectos. Se obtiene que el efecto más significativo al momento de predecir la operación de un parque es la topografía del terreno. Lo anterior se debe al emplazamiento sobre colinas o valles de los aerogeneradores, en donde la velocidad del viento cambia. El efecto menos significativo es la turbulencia, obteniéndose una diferencia de 0,05% al no considerarla. Es importante destacar que la operación de un parque dista de ser el simple producto de los aportes individuales de una turbina genérica, aumentando su error relativo a un 10,12% con respecto a la energía, si se realiza dicha consideración. Como trabajo futuro se propone mejorar la modelación de la topografía y de la velocidad del viento. Así mismo, se sugiere extender el modelo a una versión estocástica.

Ingeniero Civil Eléctrico / En el último tiempo en Chile se ha manifestado un importante crecimiento de proyectos de centrales eólicas, contando a fines del 2012 con más de 3 GW en proyectos aprobados según el Servicio de Evaluación Ambiental. Sin embargo, debido a la naturaleza variable del recurso eólico estas centrales no pueden asegurar energía por un determinado periodo de tiempo, lo cual ha dificultado el concretar contratos en el mercado. Dentro de las medidas que permiten solucionar dicho problema se encuentra la implementación de sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en conjunto con los parques eólicos de forma tal de asegurar la inyección de energía durante un cierto periodo de tiempo. El problema de dicha solución son los altos costos de estas tecnologías los cuales no permiten su aplicación en gran envergadura, haciendo del dimensionamiento de estos equipos un problema de suma importancia. En el contexto anterior, el objetivo del presente trabajo es optimizar el tamaño del sistema de almacenamiento asociado a un parque eólico en términos de energía y potencia. La optimización se realiza de forma de maximizar las utilidades del conjunto parque eólico más almacenamiento. La estrategia utilizada consiste en almacenar energía durante periodos de precios bajos en el mercado spot e inyectar dicha energía durante periodos de precios altos. El dimensionamiento óptimo se realiza para un parque eólico hipotético modelado en base a mediciones de viento en la zona de Taltal. La tecnología de almacenamiento seleccionada para las simulaciones es una batería de sodio-azufre (Na-S). La razón para utilizar esta tecnología son sus bajos costos, alta eficiencia, alta capacidad de profundidad de descarga (DoD), elevada vida útil y demostrada aplicación en proyectos de gran capacidad energética enfocados en desplazamiento de carga en parques eólicos. Como resultado se concluye que con los precios actuales de la tecnología Na-S no se logra un proyecto de almacenamiento rentable bajo el esquema de operación propuesto. Debido a este resultado, se calcularon costos (de energía y potencia) tal que un proyecto de almacenamiento Na-S fuese rentable. Los resultados de dicho cálculo muestran que los costos debiesen disminuir en promedio un 50%, e.g. 255 USD/kWh, 500 USD/kW, con respecto a los costos actuales de manera que el proyecto sea rentable. Adicionalmente el análisis de sensibilidad mostró que el parámetro más influyente en el dimensionamiento de baterías es la eficiencia del SAE. Siguiéndole en importancia se encuentran los costos marginales del mercado spot, el límite de DoD del SAE y el costo de inversión por energía.

Ingeniero Civil Mecánico / La creciente utilización de sistemas de generación de energía renovable ha provocado un aumento importante en la investigación y desarrollo de estas tecnologías. Particularmente, el campo de la generación mediante energía eólica es uno de los más importantes hoy en día. Un factor determinante en la capacidad de generación a través de energía eólica es la eficiencia de las turbinas. Es común en estas máquinas encontrar eficiencias en torno al 45\%, Entre los factores que determinan la eficiencia están los aspectos geométricos y aerodinámicos de la turbina, y la estela turbulenta generada por las palas y el rotor. Esta ultima en particular es determinante tanto en la eficiencia individual de aerogeneradores como en la eficiencia global en el caso de parcelas eólicas, debido a la interferencia entre distintas turbinas. Se sabe que la gran mayoría de las pérdidas de eficiencia de las turbinas eólicas se deben a turbulencias generadas por las palas del rotor, por lo que la minimización de estas es el objetivo principal de los diseñadores hoy en día. Estos aspectos motivaron este trabajo de título, en el cual estudiamos experimentalmente el funcionamiento de una turbina eólica al interior de un túnel de viento mediante anemometría de hilo caliente. Se diseñó y construyó un modelo a escala de un aerogenerador y se instaló dentro del túnel de viento del laboratorio LEAF-NL, de la Universidad de Chile Se midió la potencia de la turbina como función de la velocidad de flujo del túnel de viento en un rango de velocidades de flujo de entre 0.5 y 3 [m/s] (TSR o tip speed ratio de 1.1 a 5.3), lo que entrega como resultado la curva característica de los aerogeneradores (curva S). A través un sistema de posicionamiento motorizado en 2D se midió el campo de velocidades en distintos planos transversales de la estela. Para esto se utilizó un anemómetro de hilo caliente operado de manera síncrona con la posición angular instantánea del rotor de la turbina, con el objetivo de realizar una detección coherente de la velocidad en la estela con la posición angular del rotor. De esta manera se obtuvo el campo de velocidades medio y fluctuante asociado a la posición de las palas de aerogenerador. La medición sincronizada de los promedios temporales de velocidad permite identificar la influencia de cada de cada pala en la estela y además identificar la distribución de intensidad turbulenta. Finalmente se generaron mapas de velocidad en distintos planos de corte transversal a la estela, con lo que adicionalmente se logró evaluar la expansión de la estela y poder obtener un parámetro de razón de áreas, dicho parámetro permite calcular con éxito los coeficientes de potencia y empuje (Cp y Ct), los cuales coinciden con los valores reales medidos.

Seminario para optar al grado de Ingeniero Comercial, Mención Administración / El presente plan de negocio describe el proyecto de energía renovable Parque Eólico Limarí, este parque tiene como propósito la generación eléctrica por medio de la utilización de Energía Eólica, en tanto el objetivo del plan de negocio es evaluar la factibilidad técnica-económica del emplazamiento de un parque eólico en la región de Coquimbo, que conectará la energía generada al Sistema Interconectado Central (SIC) para luego comercializarla al sistema vía mercado spot o a privados vía contratos. La idea del proyecto se origina por varias razones. Primero, existe la necesidad de potenciar la utilización de energías renovables no convencionales, tanto a nivel global, como local, principalmente porque es necesario desarrollar un sistema energético sostenible en el tiempo y disminuir la dependencia de los combustibles fósiles. Segundo, existe una importante oportunidad para este tipo de proyectos, asociado al decreto ley 20.257 que indica que las empresas generadoras de electricidad están obligadas a producir parte de su oferta energética mediante energías renovables no convencionales (ERNC). Tercero, la evolución en la tecnología eólica ha permitido que los parques estén en condiciones de competir con sistemas convencionales de generación. Finalmente, Chile cuenta con la disponibilidad y calidad del recurso eólico para el desarrollo de este tipo de negocios. En la primera parte de este estudio se define el marco teórico, se establecen los tipos de energía y el presente de las energías renovables, también se analiza el escenario energético mundial y nacional. Además se entregan los fundamentos teóricos sobre la energía eólica, se revisan aspectos generales, ventajas, desafíos y la evolución que ha tenido en los últimos años la utilización de este tipo de energía. En la segunda parte, en el capítulo V, se describen las principales características de un parque eólico y se explican los aspectos claves del negocio, como la importancia de la realización de un estudio de viento, la adecuada selección de la localización y la elección óptima de equipos y aerogeneradores. En el capítulo VI, se presenta el análisis de la industria energética, se identifican las fortalezas y oportunidades que se podrían aprovechar, y problemáticas que se deberían abordar. En la tercera parte del estudio, se desarrollan las partes medulares del plan de negocio, en el capítulo VII se realiza el análisis de mercado, se determinan las oportunidades existentes en la industria y se describe el mercado objetivo al cual se dirigirá el negocio. En el capítulo VIII, se presenta el plan de marketing, definiendo el posicionamiento y el mix comercial que le permitirá alcanzar al proyecto los objetivos establecidos. Ahora bien, la idea es posicionar el parque eólico como una opción real de abastecimiento energético para empresas de la industria en general y particularmente del rubro minero, bajo la premisa de ser una empresa competitiva e innovadora respecto empresas que utilizan fuentes convencionales de generación eléctrica, pero con la diferenciación y ventaja de ser una empresa que genera energía verde, ósea energía con menor efecto contaminante y fundamentalmente con la posibilidad de renovación. Además en esta parte del estudio se muestra el plan de implantación necesario para la ejecución del proyecto, éste consta de 2 etapas, la primera etapa son los estudios de factibilidad técnica y la segunda etapa es la ejecución, ósea construcción y puesta en marcha del proyecto. También se explica el modelo de negocio, definiendo los actores que interactúan y las transacciones presentes en él, se presenta directamente el modelo de negocio de los parques eólicos y se muestra un segundo modelo asociado a los servicios de asesoría en este tipo de estudios. La cuarta parte de la investigación es el estudio económico del proyecto, la metodología utilizada corresponde a técnicas financieras de preparación y evaluación de proyectos. El criterio para evaluar la rentabilidad del negocio se basa en la evaluación presente y futura de los costos y beneficios esperados, medidos a través de la construcción del flujo de caja, con éste se determina si el VAN del proyecto es positivo, ósea si el proyecto es rentable. Además se determina la inversión necesaria, se establecen los ingresos que generará el proyecto y los costos que se deben considerar para la operación del parque. Luego se presenta el flujo de caja proyectado para los 20 años, que es el horizonte de evaluación del proyecto, se calculan los indicadores económicos VAN, TIR, PAYBACK y análisis de sensibilidad, éstos determinarán con cierto grado de certeza si el proyecto resulta ser viable y rentable económicamente. En la parte final del estudio, se realiza el análisis legal, en esta etapa se indaga en los aspectos legales vinculados a las ERNC, el propósito es revisar las disposiciones, obligaciones y beneficios que podrían afectar o favorecer el proyecto. Además se presenta una sección en donde se revisa de manera acuciosa el reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, ya que la adecuada comprensión y cumplimiento de las disposiciones del reglamento determinará la posterior aprobación o rechazo del estudio o declaración de impacto ambiental.

En el presente trabajo de título se analiza teórica y experimentalmente el funcionamiento de una máquina de inducción de jaula de ardilla, operando como generador de un aerogenerador conectado a la red. El objetivo es analizar y caracterizar el comportamiento del aerogenerador, determinando valores de velocidad límites de operación, en la zona de generador de la máquina de inducción. En efecto, una máquina de inducción de jaula de ardilla simple, debe operar a velocidad mayor a la síncrona para generar; y a su vez, la máquina no debe superar determinado valor de velocidad, para evitar elevadas corrientes que la dañarían por temperatura. Para estudiar experimentalmente este comportamiento, como máquina motriz se utiliza un motor de corriente continua, el cual emula a la hélice del aerogenerador movida por el viento. De esta forma, se obtienen experimentalmente los parámetros de la máquina de inducción y su rango de generación, que resulta ser relativamente pequeño (1500 a 1516 [rpm] en el caso estudiado). Con los parámetros mencionados, se realizan cálculos en base a modelos simplificados, para comparar los resultados experimentales con los teóricos y asegurar la confiabilidad del modelo. Para ampliar el rango útil de velocidades de generación antes obtenido, se realizan pruebas experimentales conectando el generador a la red mediante un variador de frecuencia y empleando una máquina de inducción de rotor bobinado. En el primer caso, se muestra que controlando la frecuencia del variador, es posible generar en un amplio rango de velocidades. Y en el caso de rotor bobinado, se encuentra que agregando resistencias al rotor también se obtiene una ampliación en el rango de velocidades de generación, pero menos significativa que con el variador de frecuencia. Finalmente, se hace una aplicación teórica para una instalación donde se conoce el régimen de viento y la curva de demanda. Primero se especifican la hélice y el generador, y luego – mediante modelos de la hélice y del generador – se evalúa el rango de velocidades en que se puede generar, tanto para el generador conectado directo a la red, como también conectado mediante un variador de frecuencia. Al evaluar el ahorro de energía que se logra, se concluye que la solución propuesta con variador de frecuencia es notablemente mejor y se justifica estudiarla en más detalle en un trabajo próximo.