Simulador HRES-H2

Igual que HOMER, el simulador hace tres cosas: simula el sistema hora a hora durante un año, calcula su costo presente neto con un flujo de caja de toda la vida del proyecto y optimiza, buscando la combinación de equipos de menor costo que cumple las restricciones. Las diferencias: HOMER enumera un espacio de búsqueda definido por la persona, mientras que aquí se usan metaheurísticas (genético, SHADE, PSO y otras) y frentes de Pareto; además, el almacenamiento en hidrógeno sigue el despacho del modelo de la tesis y se agrega la zona del proyecto con su restricción de terreno.

Valor presente de todos los costos de instalar y operar el sistema durante la vida del proyecto, menos el valor presente de sus ingresos. Es la principal salida económica, igual que en HOMER: todas las configuraciones se comparan por su NPC o por el LCOE que se deriva de él.

NPC = Σ_j Σ_t=0^N [ C_cap,j,t + C_rep,j,t + C_O&M,j,t + C_comb,j,t − S_j,t ] · f_d(i, t)

Flujo de caja (como en HOMER): la inversión ocurre en el año 0; los reemplazos, cada vez que se cumple la vida útil de un componente; la operación y mantenimiento y el combustible, al final de cada año; el valor residual, al final del último año. Los montos están en dólares de hoy y se descuentan con la tasa real, así que la inflación ya está considerada.

En el simulador: el gráfico «Flujo de caja del proyecto» de los resultados muestra cada categoría por año, nominal o descontada; la suma descontada es el NPC. Variables: j, componente; N, vida del proyecto (años); i, tasa de descuento real; S, valor residual. HOMER: Net Present Cost.

Tasa con que se pasan los costos futuros a dinero de hoy, sin el efecto de la inflación.

i = (i′ − f) / (1 + f)

i′: tasa de descuento nominal (la tasa a la que podrías pedir un préstamo); f: inflación esperada. Con 8 % y 3 % resulta 4,85 %. HOMER: Real Discount Rate.

Convierte un monto que ocurre en el año t a su valor presente.

f_d(i, t) = 1 / (1 + i)^t

Ejemplo de HOMER: i = 5 % y t = 12 años dan 0,557.

Convierte un valor presente en una serie de pagos anuales iguales durante N años.

CRF(i, N) = i (1 + i)^N / [ (1 + i)^N − 1 ]

Ejemplo de HOMER: i = 7 % y N = 5 años dan 0,2439.

El costo anual constante que, a lo largo de la vida del proyecto, tiene el mismo valor presente que el NPC.

C_ann,tot = CRF(i, N) · NPC

Costo promedio por kWh útil que entrega el sistema.

LCOE = C_ann,tot / E_sum

E_sum: energía suministrada al año (kWh), que incluye la reserva operativa. Con penalizaciones, el objetivo que se minimiza es (C_ann,tot + penalizaciones) / E_sum. Como el sistema no atiende cargas térmicas, el término de calor de HOMER es cero. HOMER: Levelized Cost of Energy.

Valor que le queda a un componente al terminar el proyecto. Se supone depreciación lineal y se calcula sobre el costo de reemplazo.

S = C_rep · R_rem / R_comp    R_rem = R_comp − (R_proj − R_rep)    R_rep = R_comp · INT(R_proj / R_comp)

R_comp: vida del componente; R_proj: vida del proyecto; R_rem: vida que le queda a la última unidad instalada. Ejemplos: un panel de 25 años en un proyecto de 20 conserva 5/25 = 20 % de su costo de reemplazo; un electrolizador de 5 años se reemplaza en los años 5, 10, 15 y 20, y el del año 20 vuelve completo como valor residual. HOMER: Salvage Value.

Capital (inversión inicial): compra e instalación, en el año 0. Reemplazo: lo que cuesta cambiar el componente al final de su vida útil; puede ser menor que el capital, porque no se repiten obras civiles ni ingeniería. O&M: costo anual de operación y mantenimiento por unidad.

Se editan en la pestaña Equipos (inversión, reemplazo, O&M y vida útil de cada equipo).

La vida del proyecto (N) fija el horizonte del flujo de caja. La vida útil de cada componente fija cuándo se reemplaza. En las baterías y los generadores diésel, la vida depende del uso, igual que en HOMER:

vida_bat = 1 / ( 1 / vida calendario + ciclos al año / ciclos de vida )    vida_DG = min( vida máxima, horas de vida / horas de operación al año )

Costo anual del diésel: litros consumidos por su precio, más la mantención proporcional a la energía generada.

C_comb = L_año · precio + O&M_kWh · E_DG

Costos ficticios que se suman al costo anual para que el optimizador prefiera sistemas que desperdician menos: USD por kWh de excedente perdido y USD por kWh de hidrógeno que nunca se usó (la menor energía que quedó en los tanques durante el año). No forman parte del NPC informado.

Margen sobre la demanda que el sistema debe poder cubrir, para soportar variaciones repentinas. En HOMER es la operating reserve.

D′_t = D_t · (1 + r)

ENS = Σ_t max(0, D′_t − E_sum,t)

El déficit de cada hora se redondea a 0,01 kWh, como en el código de la tesis.

Número de horas del año en que la demanda no se cubre completa (déficit mayor que 0,01 kWh). Se usa como límite: «LOLE ≤ h».

Fracción de la energía demandada que no se suministra. Equivale a la capacity shortage fraction de HOMER sobre la demanda total.

LPSP = ENS / Σ_t D′_t

Energía generada que no se pudo consumir ni guardar: excede la capacidad de los conversores, el electrolizador o los tanques, o es la que produce el diésel por sobre la demanda por su carga mínima.

f_ren = 1 − E_DG / E_sum    CO₂ = 2,68 kg/L · L_año

Viento a la altura del buje con la ley potencial, con un exponente calculado hora a hora con el viento a 10 y 100 m (entre 0 y 0,6; 1/7 si el viento es muy bajo):

α = ln(v₁₀₀ / v₁₀) / ln 10    v_buje = v₁₀ · (h_buje / 10)^α

Curva de potencia: la tabla del fabricante (a 1,225 kg/m³) interpolada, cuando el equipo la tiene; si no, lineal entre la velocidad de arranque y la nominal, como en la tesis, o cúbica. Potencia nominal hasta la de corte y cero fuera de ese rango. Luego se corrige por la densidad del aire, como en HOMER:

lineal: P = P_r (v − v_cin) / (v_r − v_cin)    cúbica: P = P_r (v³ − v_cin³) / (v_r³ − v_cin³)    ρ = p / (R_d T)    P_WT = min( P · ρ / 1,225 ; P_máx )

Ninguna forma genérica sirve para todos los equipos: a 7 m/s el Bergey Excel 10 certificado (informe SWCC-10-12) entrega 2,4 kW, la lineal da 4,7 y la cúbica 2,35; el NPS 100C-24 (ficha 2020) entrega 37,9 kW, la lineal 42,2 y la cúbica 17,6. Por eso se usan las tablas reales cuando existen.

Frío y hielo: el aerogenerador se detiene bajo su temperatura mínima de operación (−20 °C estándar, −30 °C en versiones para clima frío) y con hielo en las palas. El hielo se forma en horas con T ≤ 0 °C y humedad relativa ≥ 95 % (engelamiento meteorológico, IEA Wind Task 19) y se mantiene hasta que la temperatura pasa de +1 °C. Las series del centro-sur y de ERA5 traen la humedad.

Se conecta al bus AC. El diámetro del rotor se usa para la distribución en la zona y para el coeficiente de empuje de las estelas.

Potencia según la radiación sobre el plano del panel (G, W/m²) y la temperatura de la celda, que se estima con la NOCT:

T_c = T_a + G · (NOCT − 20) / 800 · (1 − η / τα)    P_PV = P_r · f_PV · (G / 1000) · [ 1 + α_P (T_c − 25) ]

τα = 0,9; f_PV: factor de reducción (suciedad, cables, sombras); α_P: coeficiente de temperatura (%/°C). Se conecta al bus DC.

Equipo bidireccional que pasa energía entre el bus DC (paneles, baterías, hidrógeno) y el bus AC (carga, aerogeneradores, diésel). Su potencia total limita cuánta energía cruza cada hora y su eficiencia η_con se aplica en ambos sentidos.

Convierte excedentes eléctricos del bus DC en hidrógeno.

E_H₂ = min( η_ele · E_exc ; P_ele )

Guarda la energía del hidrógeno (kWh). Los tanques parten llenos y no pueden superar su capacidad; lo que no cabe se pierde. El «H₂ sin usar» es la menor energía almacenada del año.

Devuelve al bus DC la energía del hidrógeno cuando falta.

E_FC = min( η_fc · E_H₂,sale ; P_fc )

Almacenamiento eléctrico del bus DC, con eficiencia de carga y de descarga, estado de carga mínimo (SOC_min), potencia máxima según la tasa C y autodescarga horaria.

P_max = C · capacidad    ciclos/año = E_descargada / [ capacidad · (1 − SOC_min) ]

Parte llena. Su vida depende de los ciclos (ver «Vida útil»).

Respaldo en el bus AC con seguimiento de carga: enciende las unidades necesarias y cada una funciona al menos a su carga mínima. El consumo sigue la curva lineal de combustible de HOMER:

F = a · P + b · P_nom  (L/h)    a = 0,246 L/kWh, b = 0,08145 L/kWh

La disponibilidad es la fracción del año en que un equipo está en servicio; multiplica su producción horaria. La degradación de los módulos FV reduce su potencia cada año; como el simulador usa un año tipo, se aplica su promedio en la vida del proyecto:

P_WT,t = P_t · A_WT    P_PV,t = P_t · A_PV · (1/N) Σ_y=0^N−1 (1 − d)^y

Con 0,5 %/año y 20 años, el factor medio es 0,953. HOMER no degrada los paneles por defecto; aquí se puede poner en 0.

Cada unidad opera solo sobre su carga mínima; la potencia que sobra bajo ese mínimo no se usa. Mientras opera, una fracción a de su potencia nominal va a auxiliares (bombas, enfriamiento, control), por lo que la eficiencia baja a carga parcial. La compresión del H₂ hasta el tanque se descuenta como electricidad extra por kWh de H₂ guardado (c = kWh/kg ÷ 33,33):

E_H₂ = (P_entra − a · P_unidad · k_on) · η_ele / (1 + c · η_ele)

Igual que la curva de combustible de los generadores de HOMER, la celda consume un poco de H₂ por estar encendida (a: fracción de su potencia nominal) además del proporcional a lo que entrega, y cada unidad encendida produce al menos su carga mínima, aunque sobre:

H_usado = (máx(P, k_on · P_unidad · m) + a · P_unidad · k_on) / η_FC

Con todos estos parámetros en 0 el despacho es exactamente el de la tesis.

Cada hora: (1) los aerogeneradores atienden la carga en el bus AC; (2) los paneles la complementan a través del conversor; (3) si sobra energía, primero se cargan las baterías y luego el electrolizador produce hidrógeno; (4) si falta, primero se descargan las baterías, luego las celdas de combustible usan el hidrógeno y, al final, los generadores diésel cubren el resto. Sin baterías ni diésel, el despacho es idéntico al del código Python de la tesis.

ERA5 es el reanálisis horario del clima de Copernicus/ECMWF (0,25°). Se usan la temperatura a 2 m, la presión en superficie, el viento a 10 y 100 m y la radiación global sobre un plano inclinado en la latitud y orientado al norte (GTI).

FP = Σ_t P_t / (8760 · P_r)

Con las series del centro-sur y con «ERA5 en tu zona», la radiación sobre el panel se calcula hora a hora desde la global (GHI), la directa normal (DNI) y la difusa (DHI) con el modelo de cielo de Hay-Davies: la difusa se reparte entre la que viene de cerca del sol (proporción A_i = DNI/I₀) y la del resto del cielo, y se suma el reflejo del suelo (albedo 0,2):

G_panel = DNI · cos θ + DHI · [A_i · cos θ / cos θ_z + (1 − A_i)(1 + cos β)/2] + GHI · 0,2 · (1 − cos β)/2

Montajes: fijo en la latitud (como la tesis), fijo con la inclinación que da más energía anual (25-29° en el centro-sur, cerca de 1 % más) y seguidor de un eje norte-sur que gira de este a oeste hasta ±55°, con retroceso para no sombrear la fila vecina (algoritmo de Marion y Dobos, el de pvlib). El seguidor recibe 19-22 % más radiación en el centro-sur, pero sus filas van más separadas (GCR 35 %): ocupa más terreno por panel.

ERA5 entrega cada valor como promedio de la hora anterior, en hora de Chile con desfase fijo (UTC − 3): el sol se calcula a la media hora. Con ese ajuste, el panel fijo calculado coincide hora a hora con la radiación inclinada de ERA5 (correlación 0,9996; energía anual +2 %). Las series de ejemplo de lat. 45°S y los archivos propios traen solo la radiación sobre un panel fijo en la latitud.

Un solo año puede ser bueno o malo para el viento y el sol. Con la opción «ERA5 en tu zona» se pueden descargar hasta 20 años seguidos. El despacho recorre todo el período hora a hora con la demanda repetida cada año, y el hidrógeno guardado pasa de un año al siguiente. Los costos, la energía y las pérdidas se promedian por año; la confiabilidad (LOLE, ENS, LPSP) se toma del peor año, así el diseño cumple incluso en años con poco recurso:

LOLE = máx_a LOLE_a    E_anual = (1/N) Σ_a E_a    LCOE = CRF · NPC / E_anual

HOMER simula un año tipo. Aquí, con 10 años de ERA5 en Lebu, el óptimo de la tesis tiene 4 h con déficit en 2023 pero 11 h en su peor año.

Dirección en la que llega la mayor parte de la energía del viento a 100 m, ponderando cada hora por v³. Se usan ángulos dobles, porque una fila de aerogeneradores sirve igual con viento de norte que de sur.

θ = ½ · atan2( Σ v³ sen 2φ ; Σ v³ cos 2φ )

Al cerrar el polígono se estima el potencial de generación: paneles en todo el terreno (con su separación entre filas) y aerogeneradores intercalados en su grilla, con el clima ERA5 del punto prealmacenado más cercano y los equipos elegidos. El número de viviendas resulta de dividir la energía aprovechada por el consumo eléctrico medio de una vivienda en Chile, 2.074 kWh/año (Ministerio de Energía, Caracterización del consumo energético residencial, 2018):

viviendas = f · (E_FV + E_WT) / 2.074 kWh    f = 0,08 … 0,90

El extremo bajo (f ≈ 8 %) corresponde a un sistema aislado 100 % renovable y sin cortes como el caso de ejemplo, que debe sobredimensionarse para el invierno y pierde energía en el ciclo del hidrógeno; el alto (90 %), a uno que aprovecha casi toda la energía, con respaldo o conexión a la red. Es un orden de magnitud: el dimensionamiento real lo entrega la optimización.

Las viviendas cercanas (buscadas en OpenStreetMap o marcadas a mano) limitan dónde pueden ir los aerogeneradores. Al elegir las posiciones, cada aerogenerador nuevo solo se acepta si con él todas las viviendas siguen cumpliendo:

Ruido, D.S. 38/2011 del MMA. En zona rural, el nivel máximo en la vivienda es el menor entre el ruido de fondo + 10 dB(A) y el límite de la Zona III (50 dB(A) de noche). Se usa el periodo nocturno, el más exigente. El ruido de cada aerogenerador se estima con una versión simplificada de ISO 9613-2 (divergencia esférica y absorción del aire) y se suman todos:

L_p = L_w − 20 log r − 11 − 0,005 r    L_total = 10 log Σ 10^L_p,i/10 ≤ mín(L_fondo + 10 ; 50)

L_w es la potencia acústica: 89,5 dB(A) para el Bergey Excel 10 (42,9 dB(A) a 60 m en su certificación SWCC) y 95 dB(A) para el NPS 100C-24 (50 dB(A) a 50 m en su ficha); para los demás es un valor referencial por tamaño que conviene reemplazar por el del fabricante.

Sombra intermitente, criterio del SEA (2021). En el escenario astronómico más desfavorable (sol despejado de sol a sol, rotor de frente al sol y girando), cada vivienda a 2 m de altura puede recibir como máximo 30 horas al año y 30 minutos al día. Se calcula con el sol cada 2 minutos, sobre 3° de altura, hasta 10 diámetros del aerogenerador.

Viviendas detectadas. «Detectar en imágenes satelitales» lee las huellas de edificios de Overture Maps: las que Microsoft y Google identificaron con aprendizaje automático en imágenes satelitales, más las de OpenStreetMap. Se leen solo las teselas de la zona y 1,5 km a la redonda, y se omiten las construcciones de menos de 20 m². No distingue casas de galpones: conviene revisar con la vista satelital.

Distancia mínima. Ninguna ley chilena vigente la fija: los 300 m son un criterio de diseño editable. Un proyecto de ley presentado en septiembre de 2026 propone 5000 m para parques de 3 MW o más.

Son verificaciones de anteproyecto: un parque sobre 3 MW entra al SEIA, donde se exige medir el ruido de fondo y modelar ruido y sombra con más detalle (relieve, suelo, orientación de las ventanas).

La superficie del polígono se calcula sobre la esfera terrestre. La elevación media, mínima y máxima sale del modelo Copernicus DEM (90 m) en hasta 100 puntos. La vista 3D usa las Terrain Tiles de AWS.

Grilla dentro de la zona con separación s_x·D en el eje del viento y s_y·D en la dirección transversal (D: diámetro del rotor), con retiro desde el borde igual a un factor por la altura de punta (h_buje + D/2). Se prueban filas alineadas y escalonadas, y se elige la que deja más posiciones. Luego se ordenan las posiciones para maximizar la energía: en cada paso entra la que más suma al parque (su producción con las estelas que recibe, menos lo que su estela quita a los ya instalados). Así, los primeros n aerogeneradores de la lista son el mejor parque de n equipos que encuentra el método. Se evalúan hasta 600 posiciones cercanas al centro y parques de hasta 150 equipos.

La serie de viento es de un solo punto (ERA5 representa el promedio de una celda de unos 30 km), pero sobre una loma el viento se acelera y en un valle o tras un cerro se frena. El simulador usa la regla de Jackson y Hunt (1975): sobre una loma de altura H y semiancho L, la aceleración relativa es cercana a 2H/L. Para cada punto y cada sector de la rosa, H es la altura del punto sobre el terreno que tiene viento arriba (promedio a 125-1000 m en la dirección de donde sopla) y L = 500 m:

ΔS_s(p) = lím_{[−0,3 ; 0,6]}( 2 · (z_p − z̄_{viento arriba}) / L )    f_s(p) = (1 + ΔS_s(p)) / (1 + ΔS̄_s)    v = v_serie · f_s(p) · (1 − δ_estelas)

El promedio del área queda igual al de la serie: el relieve solo redistribuye el viento. Los límites evitan aceleraciones irreales: en lomas empinadas el flujo se separa y deja de acelerarse. La ubicación de los aerogeneradores y la simulación usan el viento corregido de cada posición, así que el optimizador prefiere las lomas y bordes de terrazas expuestos al viento dominante.

Es un orden de magnitud: en una loma aislada de 100 m da cerca de +22 % de viento en la cima. No reemplaza un modelo de flujo (WAsP, CFD) ni una campaña de medición, que sí hacen falta antes de construir.

Un aerogenerador extrae energía del viento y deja detrás una estela más lenta que se ensancha con la distancia. El simulador usa el modelo de Jensen (Katić, 1986), el de WAsP y de la mayoría de los programas de diseño de parques, con expansión k = 0,075 (terreno abierto) y el coeficiente de empuje C_T que sale de la curva de potencia del equipo (teoría del momento: C_p = P/(½ρAv³) = 4a(1 − a)², C_T = 4a(1 − a)), promediado según la energía. Un rotor que extrae poco del viento deja una estela débil. El déficit en un rotor a la distancia x aguas abajo es proporcional al área del rotor que cae dentro de la estela, y los déficits de varias estelas se suman en cuadratura:

δ = (1 − √(1 − C_T)) · ( R / (R + k·x) )² · A_solape/A_rotor    δ_total = √( Σ δ_i² )    v = v_libre · (1 − δ_total)

Las estelas se calculan en 36 sectores de 10°. Con la dirección horaria del viento (ERA5 a 100 m o tu archivo), cada hora usa la eficiencia de su sector; si el recurso no trae la dirección, se usa una rosa de dos lóbulos centrada en el eje dominante. La potencia con el viento reducido sale de la misma curva del aerogenerador, con la densidad del aire de cada hora.

η_parque(n) = Σ_t Σ_i≤n P(v_t(1 − δ_i)) / ( n · Σ_t P(v_t) )    P_WT,t = n · P_1,t · η_sector(t)(n)

HOMER aplica las pérdidas por estela como un porcentaje fijo que ingresa el usuario. Aquí dependen de la distribución, del número de aerogeneradores y del viento de cada hora, y el optimizador las ve al probar cada configuración. El relieve se considera con el modelo simplificado de «Viento sobre el relieve».

Los paneles miran al norte con inclinación β (la latitud). La distancia entre filas evita sombras entre las 10 y las 14 h solares del 21 de junio (criterio usual de diseño). Lo fija el ángulo de perfil α_p, la altura del sol vista en el plano norte-sur, a las 10 h de ese día:

tan α_p = tan α_sol / cos γ_sol    GCR = 1 / ( cos β + sen β / tan α_p )    A_panel = A_módulo / (GCR · aprovechamiento)

Fuera de ese horario, en invierno, cada fila sombrea la parte baja de la siguiente. La fracción sombreada de la mesa y la pérdida anual se calculan con la posición del sol cada media hora, día por medio, y radiación de cielo despejado (haz directo de Meinel y difusa isotrópica, que no se pierde):

f_s = máx(0, 1 − sen α_p / (GCR · sen(α_p + β)))    pérdida = Σ f_s · G_haz / Σ G_total

La producción fotovoltaica se multiplica por (1 − pérdida) cuando se usa la zona. Con cielo despejado la estimación es conservadora: con nubes hay menos haz directo y la pérdida real es menor.

La torre proyecta una franja de sombra y el rotor, al girar, tapa en promedio su solidez (alrededor de 6 % del área barrida). Para cada celda del campo solar se suma, a lo largo del año, la radiación directa que tapan los aerogeneradores cercanos, con la sombra del buje a la distancia h_buje/tan α_sol en dirección opuesta al sol (hacia el sur).

El campo solar se llena desde las celdas de mayor recurso (ver «Recurso solar de cada celda»): las que la sombra de los aerogeneradores tapa quedan después. Antes de optimizar se calcula una tabla con la pérdida media del campo solar para cada número de aerogeneradores (hasta 150) y de paneles, y cada simulación multiplica la producción FV por (1 − pérdida). Así el optimizador ve que agregar aerogeneradores sombrea paneles, y que agregar paneles los obliga a usar terreno con sombra cuando se acaba el libre.

Recurso eólico: velocidad media anual a la altura del buje en cada punto, con la serie de viento, su rosa de vientos y el déficit de las estelas de los aerogeneradores instalados (mismo modelo de Jensen de la simulación):

v̄(p) = (1/N) Σ_s V_s · (1 − δ_s(p))    V_s = Σ_t∈s v_buje,t

Recurso solar: radiación anual sobre el suelo según la pendiente y la orientación del relieve (Terrain Tiles), la sombra del relieve cercano (horizonte en 16 direcciones) y la de los aerogeneradores. Se calcula con cielo despejado y se escala por la nubosidad de la serie (capa «en el suelo»; la capa «en los paneles» usa el recurso de cada celda):

cos θ = n̂ · ŝ    H(p) = k_c · Σ [ DNI · máx(0, cos θ) · 1_{sol sobre el horizonte} + G_dif (1 + cos pendiente)/2 ]    k_c = Σ GTI_serie / Σ GTI_despejado

La escala de colores va del mínimo al máximo dentro de la zona. El mapa eólico incluye el relieve con el modelo simplificado de «Viento sobre el relieve».

La zona se divide en celdas (hasta ~3000). Para cada una se calcula qué fracción de la radiación de cielo despejado sobre un panel sin sombras llega de verdad a mesas fijas inclinadas β hacia el norte, con el GCR del diseño. Se descuentan la sombra del relieve (el sol bajo el horizonte de la celda, en 16 direcciones) y la sombra entre filas según la pendiente norte-sur σ: en una ladera al norte la fila de adelante queda más baja y sombrea menos; en una al sur, más.

f_s = máx(0, 1 − sen(α_p + σ) / (GCR · sen(α_p + β)))    F_celda = Σ [G_haz · (1 − f_s) · 1_{sobre el horizonte} + G_dif] / Σ G_total

Ese factor se multiplica por (1 − sombra de los aerogeneradores). El campo solar se llena desde las celdas de mayor factor, en tramos de 0,5 %, y dentro de cada tramo desde el bloque de potencia hacia afuera. La simulación usa el factor medio de las celdas ocupadas, que depende de cuántos paneles y aerogeneradores tenga cada configuración. El relieve se descarga de las Terrain Tiles de AWS al optimizar.

Las mesas mantienen su inclinación respecto de la horizontal, así que una ladera al norte no aumenta la radiación sobre el panel: rinde más porque las filas se sombrean menos. La capa «Recurso solar en el suelo» de la vista 3D muestra la radiación sobre el terreno; la capa «en los paneles», este factor.

En un parque híbrido los paneles pueden ocupar el espacio entre los aerogeneradores, que solo necesitan un círculo libre alrededor de la torre para la fundación, la plataforma de la grúa y el acceso (por defecto, un diámetro de rotor). La restricción de terreno pasa a ser:

n_WT · π (r_libre·D)² + n_PV · A_panel ≤ A_zona    n_WT ≤ posiciones de la grilla

Sin terreno compartido, cada aerogenerador reserva su celda s_xD × s_yD completa. Comparar ambas opciones muestra cuánto terreno se gana y cuánta energía solar se pierde por sombra.

n_WT · s_x s_y D² + n_PV · A_panel ≤ A_zona    (con terreno compartido, s_x s_y D² pasa a π (r_libre·D)²)

Si no se cumple, la configuración se trata como no factible, igual que una que no cumple la confiabilidad.

Al marcar «Que el optimizador elija» en un módulo, la configuración suma una variable entera por módulo: el índice del equipo dentro del catálogo (0 = el elegido en la página). El vector pasa de 8 a 16 valores:

x = [ n_WT, n_PV, n_CON, n_ELE, n_HT, n_FC, n_BAT, n_DG, e_WT, e_PV, …, e_DG ]

Antes de optimizar se prepara cada candidato: su serie de potencia (curva, frío, hielo y montaje), sus costos, y en la zona su grilla de aerogeneradores (la separación depende del rotor), sus estelas y relieve, el campo solar y el terreno por unidad. Cada combinación de equipos se simula con sus propios datos, y los límites de cantidades se calculan con el equipo más chico de cada módulo. Así el resultado entrega cuántas unidades y de qué equipo.

Los equipos agregados desde la literatura se leyeron en el texto completo de cada artículo: Kalantari et al. (2020), Amoussou et al. (2023) y Dehouche y Garner (2023). Los costos en euros se convirtieron a 1 EUR = 1,08 USD. Con las series de ejemplo de lat. 45°S, el aerogenerador y el panel quedan fijos.

Ocho cantidades enteras: aerogeneradores, paneles, conversores, electrolizadores, tanques, celdas, baterías y generadores diésel. Cada una tiene un mínimo y un máximo; los módulos que no forman parte de la arquitectura quedan en cero.

Una configuración es factible si cumple la confiabilidad y cabe en la zona. Al comparar dos configuraciones: una factible gana a una no factible; entre factibles gana la de menor objetivo; entre no factibles gana la que menos viola las restricciones. Los tres métodos de la tesis usan, en cambio, una penalización fija (LCOE = 10⁶).

Monte Carlo: muestras al azar. Algoritmo genético: selección por torneo, cruce y mutación. Híbrido CS-HS-SA: búsqueda caótica, armónica y recocido simulado. SHADE: evolución diferencial que adapta sus parámetros. PSO, GWO, WOA y EO: enjambres inspirados en la naturaleza. Todos terminan con la mejor configuración factible encontrada.

Una configuración domina a otra si no es peor en ningún objetivo y es mejor en al menos uno. El frente de Pareto reúne las configuraciones no dominadas; lo buscan NSGA-II y MOPSO. La solución de compromiso es la más cercana al punto ideal, con cada objetivo normalizado entre su mínimo y su máximo.