Estudio del recurso eólico en cualquier punto de la península, con datos reales de PVGIS.
Herramienta interactiva de análisis estadístico del viento, inspirada en un informe técnico académico tipo "Estudio del Recurso Eólico" (Master en Blog de un ingeniero jubilado Industrial, UPM): análisis anual, estacional y diurno/nocturno, histograma de velocidades, rosa de los vientos, extrapolación con la altura, ajuste de la distribución de Weibull y cálculo de energía y factor de capacidad de un aerogenerador. En vez de un fichero de datos descargado a mano, esta herramienta llama en tiempo real a la API TMY (año meteorológico típico) de PVGIS para cualquier coordenada de España, y amplía la teoría con el manual Energía Eólica (IDAE, 2006).
Del dato horario de viento a la energía del aerogenerador.
Introduce una coordenada, llama a PVGIS para obtener un año meteorológico típico (8.760 horas de velocidad y dirección del viento), y la herramienta calcula automáticamente las estadísticas, el ajuste de Weibull, la extrapolación a la altura de buje y la energía anual estimada de un aerogenerador, con informe final descargable.
Un flujo de trabajo, cinco pasos.
01 · Marco teórico
Repasa la aerodinámica básica (límite de Betz), la curva de potencia, la ley de variación con la altura y el método de Weibull, con la guía IDAE de energía eólica.
02 · Ubicación
Introduce latitud/longitud (o elige un emplazamiento de ejemplo) y llama a la API TMY de PVGIS para obtener un año típico de viento.
03 · Estadística
Consulta la velocidad media y varianza anual, mensual y por franja horaria (diurna/nocturna), igual que en un informe de recurso eólico.
04 · Distribución
Analiza el histograma, la rosa de los vientos y el perfil de velocidades extrapolado a la altura de buje según la rugosidad del terreno.
05 · Weibull y energía
Ajusta k y C, elige un aerogenerador (tabla genérica o modelo cúbico) y obtén la energía anual y el factor de capacidad estimados.
06 · Informe final
Genera el informe con datos, gráficos, tablas y conclusiones de viabilidad, listo para exportar a PDF con índice y glosario.
¿Para quién y por quién se realiza este estudio?
Estos datos aparecen en la portada y en los encabezados del informe en PDF (sección 07).
Estos campos se guardan en el navegador y se comparten con el resto de herramientas de esta familia (localStorage), igual que en las demás calculadoras del blog.
Fundamentos de energía eólica y del análisis estadístico del recurso.
Esta herramienta amplía la teoría con el manual Energía Eólica del IDAE (colección Manuales de Energías Renovables, 2006) y con el European Wind Atlas, y aplica el mismo método estadístico de un informe técnico de recurso eólico: análisis descriptivo, extrapolación con la altura y ajuste de Weibull. No sustituye a una campaña de medición in situ (mástil meteorológico) ni a un estudio de viabilidad firmado por un técnico competente.
La potencia máxima que puede extraerse teóricamente del viento con un rotor viene limitada por el límite de Betz: ningún aerogenerador puede aprovechar más del 59,3 % de la energía cinética del viento que atraviesa el área barrida por el rotor.
En la práctica, los aerogeneradores comerciales alcanzan coeficientes de potencia (Cp) de entre 0,35 y 0,45, por las pérdidas aerodinámicas, mecánicas y eléctricas del conjunto rotor-tren de potencia-generador.
v < v_cut-in
Por debajo de la velocidad de conexión (típicamente 3-4 m/s) el aerogenerador no produce energía: el par disponible no vence las pérdidas.
v_cut-in ≤ v < v_nominal
Tramo de producción creciente (aprox. cúbico con la velocidad) hasta alcanzar la potencia nominal, normalmente entre 11 y 15 m/s.
v_nominal ≤ v < v_cut-out
El sistema de control (paso de pala o pérdida aerodinámica) limita la potencia al valor nominal, hasta la velocidad de corte por seguridad (20-25 m/s).
La velocidad del viento aumenta con la altura por el rozamiento con la superficie terrestre (capa límite atmosférica). Esta herramienta usa la ley logarítmica (la misma del informe de referencia), en función de la longitud de rugosidad z0 del terreno:
Una alternativa habitual en Blog de un ingeniero jubilado eólica es la ley potencial, v(h) = v_ref·(h/h_ref)^α, con α típico entre 0,10 (terreno muy liso) y 0,40 (terreno muy rugoso o urbano). Esta herramienta usa la ley logarítmica por coherencia con el informe de referencia, pero ambos métodos dan resultados similares para alturas de buje habituales.
| Clase | z0 (m) | Tipo de paisaje |
|---|
Fuente: European Wind Atlas, reproducida también en manuales técnicos del IDAE. Selecciona la clase más parecida a tu emplazamiento en la sección 05.
La velocidad del viento en un emplazamiento se modela habitualmente con la distribución de Weibull de dos parámetros: k (factor de forma) y C (factor de escala, próximo a la velocidad media).
Esta herramienta estima k y C mediante linealización y regresión por mínimos cuadrados: se ordenan las velocidades, se calcula su frecuencia acumulada empírica F(v), y se ajusta la recta
donde la pendiente de la recta es k y el término independiente permite despejar C. En terrenos abiertos, k suele estar entre 1,5 y 2,5; valores más altos indican una distribución de velocidades más uniforme.
La energía anual esperada se calcula integrando el producto de la densidad de probabilidad de Weibull por la curva de potencia del aerogenerador, a lo largo de todo el rango de velocidades:
El factor de capacidad (CF) es el cociente entre la energía realmente producida y la que se produciría funcionando siempre a potencia nominal:
Referencias orientativas: CF > 35 % emplazamiento excelente · 25-35 % bueno · 15-25 % moderado · < 15 % poco favorable para eólica a gran escala.
Año típico, no serie real
PVGIS TMY compone un año "típico" mes a mes a partir de varios años de reanálisis; no es la medición continua de un mástil en el emplazamiento.
Resolución del reanálisis
Los datos de viento proceden de un modelo meteorológico (ERA5), con una resolución espacial de varias decenas de km; el microclima local puede diferir.
Para orientar, no para certificar
Un proyecto real de parque eólico exige una campaña de medición in situ de al menos 12 meses con mástil meteorológico certificado.
Introduce una coordenada y obtén un año meteorológico típico de viento.
Esta calculadora llama en tiempo real a la API tmy de PVGIS (Comisión Europea, Joint Research Centre), que devuelve 8.760 horas de un año meteorológico típico con velocidad (WS10m) y dirección (WD10m) del viento a 10 m de altura, entre otras variables.
Haz clic en el mapa o arrastra el marcador para fijar la ubicación; los campos de latitud/longitud se actualizan solos (y también puedes escribirlos directamente).
La API TMY devuelve más de 1 MB de datos (8.760 horas), y los proxies CORS gratuitos fallan con frecuencia para respuestas de este tamaño. Esta vía no depende de ningún proxy: descarga el JSON directamente desde PVGIS con una navegación normal del navegador (sin problema de CORS) y cárgalo aquí.
- Pulsa "Abrir URL de PVGIS" (usa la latitud/longitud de arriba).
- En esa pestaña, guarda la página como archivo con
Ctrl+S/Cmd+S(tipo "JSON" o "Todos los archivos"). - Vuelve aquí y pulsa "Cargar archivo JSON descargado", o selecciona todo el texto de esa pestaña (Ctrl+A, Ctrl+C) y pégalo abajo.
Referencias: PVGIS — Comisión Europea, Joint Research Centre. La API TMY no siempre envía cabeceras CORS; la llamada automática prueba primero directo y luego varios proxies CORS públicos en cadena, pero para una respuesta de este tamaño pueden fallar o dar timeout. Si eso ocurre, usa la vía manual de arriba — no depende de ningún proxy y siempre funciona.
Velocidad media y varianza: anual, mensual y por franja horaria.
Se calcula automáticamente en cuanto se obtienen datos de PVGIS en la sección 03. Igual que en un informe de recurso eólico: análisis anual, análisis estacional (mensual) y análisis estacional por periodo (diurno 10:00-18:00 / nocturno 22:00-06:00).
Histograma, rosa de los vientos y extrapolación a la altura de buje.
A partir del año típico obtenido en la sección 03, se representa la distribución de velocidades a 10 m, la rosa de los vientos por dirección, y el perfil de velocidades con la altura según la clase de rugosidad del terreno.
Ajuste de Weibull, curva de potencia y energía anual estimada.
Ajusta la distribución de Weibull a la velocidad extrapolada a la altura de buje (sección 05), elige un aerogenerador y obtén la energía anual y el factor de capacidad estimados.
Informe del estudio de recurso eólico, generado a partir de tus datos.
Estructura orientativa: datos generales, metodología, ubicación y fuente de datos, análisis estadístico, distribución y perfil de velocidades, ajuste de Weibull, energía y conclusiones de viabilidad. Rellena las secciones 01 y 03 (y calcula 05 y 06) antes de generar el informe.
Pulsa "Generar / actualizar vista previa" para componer el documento con los datos introducidos, y "Descargar informe en PDF" para obtener el informe descargable.