Diseño, Manufactura y Caracterización Experimental de Aspas y Controlador de Carga Resistiva para una Turbina de Viento Bergey BWC XLI-Edición Única

Monterrey, Nuevo León a

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY

PRESENTE.-Por medio de la presente hago constar que soy autor y titular de la obra denominada

, en los sucesivo LA OBRA, en virtud de lo cual autorizo a el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (EL INSTITUTO) para que efectúe la divulgación, publicación, comunicación pública, distribución, distribución pública y reproducción, así como la digitalización de la misma, con fines académicos o propios al objeto de EL INSTITUTO, dentro del círculo de la comunidad del Tecnológico de Monterrey.

El Instituto se compromete a respetar en todo momento mi autoría y a otorgarme el crédito correspondiente en todas las actividades mencionadas anteriormente de la obra.

De la misma manera, manifiesto que el contenido académico, literario, la edición y en general cualquier parte de LA OBRA son de mi entera responsabilidad, por lo que deslindo a EL INSTITUTO por cualquier violación a los derechos de autor y/o propiedad intelectual y/o cualquier responsabilidad relacionada con la OBRA que cometa el suscrito frente a terceros.

Nombre y Firma AUTOR (A)

Diseño, Manufactura y Caracterización Experimental de Aspas y

Controlador de Carga Resistiva para una Turbina de Viento

Bergey BWC XLI-Edición Única

Title Diseño, Manufactura y Caracterización Experimental de Aspas y Controlador de Carga Resistiva para una Turbina de Viento Bergey BWC XLI-Edición Única

Authors Jorge Elizondo Martínez

Affiliation Campus Monterrey

Issue Date 2007-12-01

Item type Tesis

Rights Open Access

Downloaded 19-Jan-2017 08:59:33

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE

MONTERREY

CAMPUS MONTERREY

DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA

DISEÑO, MANUFACTURA Y CARACTERIZACIÓN EXPERIMENTAL DE ASPAS Y CONTROLADOR DE CARGA RESISTIVA PARA UNA TURBINA DE VIENTO

BERGEY BWC XLI

TESIS

PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENER EL GRADO ACADÉMICO DE:

MAESTRO EN CIENCIAS

ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA

POR:

JORGE ELIZONDO MARTÍNEZ

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY

CAMPUS MONTERREY

DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERIA

Los miembros del comité de tesis recomendamos que el presente proyecto de tesis presentado por el Ing. Jorge Elizondo Martínez sea aceptado como requisito parcial para obtener el grado académico de:

MAESTRO EN CIENCIAS

ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA

Comité de tesis:

_________________________________

Dr. Oliver Probst Oleszewski

Asesor

__________________________________

Dr. Ciro Rodríguez González

Sinodal

__________________________________

Dr. Osvaldo Miguel Micheloud Vernacht

Sinodal

Aprobado:

_________________________________

Dr. Francisco Román Angel Bello Acosta

Director del Programa de Graduados en Ingeniería

ii

AGRADECIMIENTOS

Quisiera agradecer a…

Mi asesor, el Dr. Oliver Probst por brindarme la oportunidad de formar parte del grupo de

energía eólica y guiar esta investigación por más de dos años.

Mis sinodales, el Dr. Ciro Rodríguez y el Dr. Osvaldo Micheloud por sus oportunos

comentarios y recomendaciones para el buen desarrollo de este trabajo.

Mi compañero y amigo Jaime Martínez por ser una de las personas clave para mi

desarrollo profesional.

Mis padres, Jorge y Elia, y a mi hermana Andrea por su inagotable apoyo e interés en los

proyectos que emprendo.

Mis compañeros y amigos, Humberto Ibarra, Diego Cárdenas, Ángel Valerio, Alfredo

Morales y Arturo Guardiola que me ayudaron de diferentes formas para poder realizar

este proyecto.

Mi novia Andrea por su gran entusiasmo y su apoyo incondicional.

Mis amigos que siempre están conmigo en los buenos y en los malos momentos.

iii

RESUMEN

A partir de una caracterización experimental del generador incluido en la turbina de

viento Bergey BWC XL.1 se diseñó un aspa utilizando el perfil FX 63-137 con cuerda,

ángulo de paso y grosor variable. Posterior al diseño, se construyeron tres aspas mediante

un proceso de laminado de fibra de vidrio a partir de un molde fabricado en una máquina

de control numérico en el Centro de Innovación en Diseño y Tecnología.

Por otra parte, a partir de las predicciones de un modelo que implementa las

ecuaciones de teoría de momento de elemento de pala (BEM, “Blade-Element

Momentum”) se diseñó un controlador que varía en forma activa la carga resistiva en las

terminales de la turbina en función de la velocidad del viento. Con el controlador

diseñado es posible modificar la forma en que la carga varía en función del viento, por lo

que se programó para implementar un frenado por “Stall” activo en diferentes

configuraciones. Este componente se construyó en forma manual en el Laboratorio de

Energía Eólica.

Una vez construidos las aspas y el controlador, la turbina de viento se instaló en

el campo agrícola del ITESM ubicado en Hualahuises, Nuevo León. Antes de la

instalación, algunos componentes como el sistema de plegado automático de la turbina se

rediseñaron para ajustarse a las nuevas aspas. En la instalación se colocaron anemómetros

para medir la velocidad de viento, así como un transductor de frecuencia y de potencia

para medir el desempeño de la turbina. Se realizó una caracterización experimental de la

aerodinámica de las aspas para diferentes regímenes de operación encontrando un

desempeño aproximadamente 20% menor al predicho por el modelo BEM debido a

problemas con la manufactura del perfil. Igualmente se caracterizó el desempeño del

controlador permitiendo observar el frenado por “Stall” activo en un rango corto de

iv

LISTA DE CONTENIDO

Introducción ………. 1

Objetivos ……… 2

I. Planteamiento 1.1 Descripción general del proceso de diseño ……….… 3

1.2 Conceptos generales del sistema eólico eléctrico …………... 4

1.3 Diseño ………. 7

1.4 Experiencia en el ITESM ……… 12

II. Caracterización electromecánica 2.1 Objetivos particulares ……….. 14

2.2 Descripción del subsistema eléctrico ………... 14

2.3 Descripción del experimento ………... 16

2.4 Modelación matemática ………... 18

2.5 Resultados del experimento ………. 19

2.6 Conclusiones de la caracterización ……….. 24

III. Diseño de aspas 3.1 Planteamiento y objetivo particular ………. 27

3.2 Diseño ……….. 28

3.3 Conclusiones del diseño del aspa ……… 51

IV. Diseño de controlador de carga resistiva 4.1 Planteamiento y objetivo particular ………. 52

4.2 Integración del modelo electromecánico y aerodinámico …… 52

4.3 Diseño ………... 59

v V. Pruebas de campo

5.1 Objetivos particulares ……… 64

5.2 Fabricación de aspas ……….. 64

5.3 Fabricación de controlador ……… 67

5.4 Adecuación de componentes del sistema eólico ……… 68

5.5 Equipo de medición ………... 70

5.6 Instalación del sistema ………... 71

5.7 Descripción de las pruebas ……… 74

5.8 Resultados y análisis ………. 75

5.9 Conclusiones de las pruebas ……….. 83

VI. Conclusiones generales 6.1 Relación entre objetivos y resultados……….. 84

6.2 Aportaciones ………... 84

6.3 Áreas de oportunidad ……….. 85

Apéndices A1. Código de MATLAB del modelo electromecánico ……….. 88

A2. Código de MATLAB del algoritmo genético ………...… 90

A3. Imágenes en CAD a detalle de los esfuerzos en la raíz del aspa …….. 94

vi

LISTA DE SIMBOLOS

CO2: Dióxido de carbono.

CP; Coeficiente de potencia.

λ: Velocidad típica de operación

Ω: Velocidad rotacional en radianes por segundo n: Velocidad rotacional en revoluciones por minuto.

Ef: Voltaje inducido por el generador en una fase.

Ia: Corriente de armadura.

Iad Corriente de eje directo.

Iaq: Corriente de polo de cuadratura.

Vt: Voltaje en terminales

Ra: Resistencia de armadura

RL: Resistencia en terminales de corriente directa

Xsd: Impedancia de eje directo

Xsq: Impedancia de eje de cuadratura.

VD: Voltaje de diodo.

KV: Función de transferencia del voltaje.

KI: Función de transferencia de la corriente.

Rlinea: Resistencia de la línea de transmisión.

R: Longitud del aspa

A: Área barrida por el rotor.

U∞: Velocidad de viento libre

c: cuerda

: Ángulo de paso.

: Grosor del perfil α: Ángulo de ataque

CL: Coeficiente de levantamiento

CD: Coeficiente de arrastre

ρ: Densidad

vii

LISTA DE FIGURAS

I. Planteamiento

Figura 1.1 Diferencia entre diseño y análisis.

Figura 1.2 Procedimiento de diseño.

Figura 1.3 Componentes del sistema eólico.

Figura 1.4 Componentes de la turbina de viento.

Figura 1.5 Curva demostrativa de CP(λ)

Figura 1.6 Ejemplo de la relación entre la potencia y la velocidad rotacional.

Figura 1.7 Comparativo de diferentes sistemas de regulación de potencia

II. Caracterizción electromecánica

Figura 2.1 Pérdidas al transformar la energía en el sistema eólico.

Figura 2.2 Configuración utilizada en las pruebas electromecánicas.

Figura 2.3 Estructura para la medición de las pérdidas misceláneas.

Figura 2.4 Circuito abierto voltaje entre lineas y velocidad rotacional.

Figura 2.5 Voltaje en terminales y corriente de fase

Figura 2.6 Corriente de linea en función de la carga.

Figura 2.7 Voltaje entre lineas en función de la carga.

Figura 2.8 Pérdidas misceláneas.

Figura 2.9 Función de transferencia del voltaje.

Figura 2.10 Función de transferencia de la corriente.

Figura 2.11 Potencia mecánica calculada a partir de la ecuación 2.11

Figura 2.12 Comparativo de potencia mecánica y potencia en baterías.

III. Diseño de aspas

Figura 3.1 Definición de términos para teoría BEM

Figura 3.2 Definición de términos para teoría BEM

Figura 3.3 Cl/Cd en función de alfa, promedio de diferentes números de Reynolds

Figura 3.4 Cl en función de alfa, promedio de diferentes números de Reynolds

Figura 3.5 Sensibilidad a la rugosidad perfil E387

viii

Figura 3.7 Sensibilidad a la rugosidad perfil S822

Figura 3.8 Sensibilidad a la rugosidad perfil SD2030

Figura 3.9 Perfil FX 63137

Figura 3.10 Curva genérica de CP(λ)

Figura 3.11 Evolución de CP máximo y función a optimizar.

Figura 3.12 CP(λ) optimizada usando Re 200,000 Figura 3.13 Potencia mecánica que extraen las aspas.

Figura 3.14 Cuerda en función del radio

Figura 3.16 Angulo de paso en función del radio

Figura 3.15 Grosor en función del radio

Figura 3.16 Perfil SH3045

Figura 3.17 Perfil seccional de la raíz.

Figura 3.18 Vista inferior de la raíz en CAD

Figura 3.19 Vista superior de la raíz en CAD

Figura 3.20 Punta tipo espada.

Figura 3.21 Punta tipo cuchilla.

Figura 3.22 Imagen en CAD del aspa completa.

Figura 3.23 Rotor del aerogenerador Bergey BWC XL.1 en CAD

Figura 3.24 Imagen del montaje de aspas en CAD

Figura 3.25 Malla del aspa para análisis de elemento finito.

Figura 3.26. Desmplazamiento en centímetros

Figura 3.27 Estrés en MPa

Figura 3.28 Deformación o “Strain”

IV. Diseño de controlador de carga resistiva

Figura 4.1 Resultados del modelo

Figura 4.2 Resultados del modelo electromecánico

Figura 4.3 Integración del modelo aerodinámico y electromecánico.

Figura 4.4 Operación con 7Ω

Figura 4.5 Operación con 1Ω

Figura 4.6 CP y CBAT en función de λ

ix

Figura 4.8 Comparación de curvas de potencia.

Figura 4.9 Modelo aerodinámico y electromecánico con resistencia baja.

Figura 4.10 Curva de potencia optimizada y por “Stall” activo.

Figura 4.11 Controlador propuesto para futuros desarrollos.

Figura 4.12 Voltaje en baterías para maximizar la potencia e implementar frenado.

Figura 4.13 Diseño conceptual del generador

Figura 4.14 Esquemático del sistema de control

Figura 4.15 Esquemático de la conexión de resistencias.

V. Pruebas de campo

Figura 5.1 Imagen en CAD de una mitad del molde.

Figura 5.2 Fotografía del proceso de maquinado en la etapa de acabado.

Figura 5.3 Fotografía del aspa fabricada

Figura 5.4 Fotografía de detalle del controlador

Figura 5.5 Fotografías de las resistencias utilizadas.

Figura 5.6 Fotografía de veleta rediseñada.

Figura 5.7 Conexiones en corriente alterna

Figura 5.8 Conexiones de la turbina con instrumentación para voltaje constante

Figura 5.9 Conexiones de la turbina para resistencia constante

Figura 5.10 Fotografía del sistema instalado

Figura 5.11 Resultados 24 Volts

Figura 5.12 Resultados 12 Volts

Figura 5.13 Resultados 12 Volts + 1Ω

Figura 5.14 Resultados 2Ω

Figura 5.15 Datos CP(Ω) experimentales

Figura 5.16 Cambio de Cl/Cd para perfil modificado

x

LISTA DE TABLAS

III. Diseño de aspas

Tabla 3.1 Cl/Cd máximo para diferentes perfiles

Tabla 3.2 Rango de alfas de Cl máximo para diferentes perfiles

Tabla 3.3 Porcentaje de descenso de Cl al entrar en régimen de “Stall”

Tabla 3.4 Disminución de Cl/Cd por disminución en número de Reynolds

Tabla 3.5 Disminución de Cl/Cd por la rugosidad del perfil.

Tabla 3.6 Máximo ruido para diferentes perfiles

Tabla 3.7 Resultados de la evaluación

Tabla 3.8 Calificación promedio de cada perfil.

Tabla 3.9 Probabilidad de reproducción de los individuos en algoritmo genético.

Tabla 3.10 Cotas para variables en la raíz

Tabla 3.11 Cotas para variables en la punta

Tabla 3.12 Geometría optimizada del aspa

Tabla 3.13 Fuerza y momento flexionante sobre el aspa en vientos extremos

Tabla 3.14 Propiedades mecánicas de la resina poliéster reforzada.

IV. Diseño de controlador de carga resistiva

Tabla 4.1 Aumento en captura de energía al implementar controlador.

Tabla 4.2 Aumento en captura de energía al implementar “Stall” activo.

Tabla 4.3 Relación entre velocidad de viento y voltaje de salida del transductor.

INTRODUCCIÓN

En México, existen cerca de 600,000 viviendas sin acceso a energía eléctrica [1], la

mayoría de ellas en zonas rurales. Colocar líneas de transmisión para satisfacer estas

necesidades tendría un costo bastante alto, tomando en cuenta que cada kilómetro de

cableado en baja tensión colocado tiene un costo de alrededor de $150,000 pesos (de

2007) [2, 3]. En el escenario mundial la situación es aún peor, ya que se estiman más de

1,800 millones de personas sin acceso a la electricidad y una necesidad de cerca de $200

mil millones de dólares en inversión para lograr que estos tengan al menos los servicios

básicos de iluminación [3].

Además de estos problemas, la escasez de los combustibles fósiles y la alta

demanda han elevado sus precios, por lo que se ha puesto presión sobre los precios de la

energía eléctrica [4]. Aunado a ello, la generación de electricidad mediante tecnologías

tradicionales basadas en combustibles fósiles comienza a tener un impacto importante en

el medio ambiente, ya que por cada kilo-watt hora (kWh) que se genera, se emiten a la

atmósfera cerca de 612.35* gramos de CO2[5]. Esto implica que un hogar con un consumo

de 7 kWh/día emite a la atmósfera cerca de 1.7 toneladas de CO2 cada año.

Parte de la solución para los problemas anteriores se encuentra en las energías

renovables utilizadas en su esquema de generación distribuida [3]. Las turbinas de viento a

pequeña escala, ya sea por sí solas o junto a paneles fotovoltaicos, ofrecen una alternativa

para llevar electricidad a comunidades aisladas [6] con las ventajas adicionales de evitar

emisiones a la atmósfera y tener un costo independiente de los hidrocarburos.

A pesar de la innegable necesidad de esta tecnología, la energía eólica a pequeña

escala aún se encuentra en desarrollo [3]. Existe una gran cantidad de investigaciones [6,7, 8,9]

que buscan contribuir con nuevas ideas para obtener turbinas que tengan un mínimo

de mantenimiento, un bajo costo y una alta producción energética. La presente tesis se

involucra en este contexto, buscando aumentar la captura energética de una turbina de

viento pequeña incorporando nuevas particularidades en su funcionamiento.

*

OBJETIVOS

El objetivo principal de la presente tesis es el desarrollo de un sistema eólico eléctrico

que maximice la potencia que se extrae del viento en un rango predefinido de

velocidades. No obstante, cumplir este objetivo implica un trabajo importante ya que, a

pesar de utilizar componentes de un sistema eólico comercial como punto de partida, para

lograrlo se deberán diseñar las aspas y un controlador de carga, así como rediseñar

algunos otros componentes.

El desarrollo no se espera que se concluya en un plano teórico, por lo que otro de

los objetivos consiste en la prueba en campo de los principios de funcionamiento que se

describen y que buscan maximizar la potencia producida, en particular:

o Operar con la máxima eficiencia del sistema en cualquier velocidad de viento.

o Implementar un sistema de frenado por “Stall” activo para vientos altos.

Con esta experimentación en campo se espera extraer lecciones de importancia sobre las

complicaciones que existen al convertir un diseño en realidad, lo que permita evitar

I. PLANTEAMIENTO

1.1 Descripción general del proceso de diseño

La gran mayoría de los aparatos que se utilizan en la vida cotidiana son resultado

de un esfuerzo multidisciplinario que a partir de ideas y conceptos, logró concretizar un

producto útil y funcional. Este proceso se denomina diseño de ingeniería [10].

En la presente tesis se utiliza este proceso para el desarrollo de algunos

componentes de un sistema eólico eléctrico. Más adelante se explicarán los objetivos,

pero como punto de partida es conveniente aclarar algunos conceptos básicos del diseño

de ingeniería. La primera generalización sobre el diseño se resume en el siguiente

diagrama [10]:

Figura 1.1

Diferencia entre diseño y análisis

Como se observa, un diseño consiste en determinar la forma (i.e. las características como

materiales, tamaño, etc.) que permitan obtener un resultado o funcionamiento

preestablecido como meta. Un análisis, por otra parte, busca predecir el funcionamiento a

partir de la forma. Ambos conceptos están relacionados y como se evidenciará a lo largo

de la tesis, los dos serán utilizados para lograr los objetivos.

Existe una gran variedad de modelos y procedimientos recomendados para

realizar diseños en ingeniería dependiendo del área a la que se enfoque el producto, el

nivel de detalle en las etapas, y los objetivos [11]. El procedimiento estándar elegido para

el presente desarrollo, se compone por las etapas mostradas a continuación [12]:

Figura 1.2 Procedimiento de diseño Planteamiento

de la necesidad

Diseño conceptual

Diseño preliminar

Diseño detallado

Diseño final Funcionalidad

Diseño

Forma

Existen esquemas similares con diferencias como dividir el diseño preliminar en un

diseño de configuración y un diseño paramétrico para simplificar el rediseño [11]; lo

anterior sería muy útil para el desarrollo de un sistema eólico comercial, que no

representa un objetivo en esta tesis.

Cualquiera que sea el procedimiento, siempre el punto de partida de un diseño es

el planteamiento de los objetivos, es decir, establecer claramente qué resultado se desea

obtener. Para llevar a cabo esta etapa, es importante conocer detalladamente el producto o

sistema a diseñar con el fin de comprender la relación que existe entre los diferentes

componentes.

Después del planteamiento de los objetivos, se comienza la etapa de diseño

conceptual donde generalmente se definen los objetivos particulares para cada uno de los

componentes a diseñar, y se determinan los principios teóricos que provocarán el

funcionamiento [11]. A partir de esto, se plantean una serie de posibles soluciones al

problema que se desea resolver.

Habiendo estudiado las soluciones generales durante el diseño conceptual, la idea

más prometedora se desarrolla durante la etapa de diseño preliminar. En ella, se agregan

todos los componentes, se determinan dimensiones específicas, y se asignan materiales

adecuados, entre otras actividades [12]. Generalmente se crean una serie de posibles

configuraciones detalladas que deben ser analizadas y evaluadas para seleccionar la

mejor.

Tras el análisis y la evaluación, la mejor alternativa se desarrolla en la etapa de

diseño detallado en la que se realizan procedimientos para la manufactura, ensamble o

instalación, según sea el caso [12].

1.2 Conceptos generales del sistema eólico eléctrico

Antes de comenzar el diseño del sistema eólico eléctrico, es importante identificar

sus componentes principales. Esto es indispensable ya que existe una estrecha relación

entre ellos y no es posible realizar el diseño de alguno sin tomar en cuenta la influencia

1.2.1 Anatomía del sistema

Para efectos de claridad en el desarrollo del diseño, es importante distinguir la

diferencia entre un aerogenerador y el sistema eólico. A continuación se define cada uno

de ellos como se utilizan durante la presente tesis:

• Aerogenerador† pequeño: Es un producto cuyo objetivo es la transformación eficiente y controlada de la energía cinética del viento en energía eléctrica para potencias

menores a 50 kW. En el presente caso, la turbina cuenta con cinco componentes: las

aspas, el generador, el rectificador, el sistema de plegado y el acoplamiento a la torre.

• Sistema eólico eléctrico: Es un sistema que busca suministrar una cuota preestablecida de energía eléctrica a un usuario en la forma que la necesita. Para ello,

se requiere de una secuencia de procesos que involucran a productos y ensambles.

El sistema eólico eléctrico a desarrollar tiene seis componentes como se muestra en el

siguiente esquema:

Figura 1.3

Componentes del sistema eólico

Tres de los componentes son productos independientes que se utilizan porque sus

funciones son útiles tanto en este sistema eólico como en otros: el inversor, el

aerogenerador y las baterías. Por otra parte, la torre y el controlador de carga son

ensambles diseñados específicamente para el sistema eólico eléctrico a desarrollar,

mientras que la línea de transmisión es un parte estándar.

Como se había mencionado, la turbina de viento que se usa, tiene cinco

componentes que se muestran en el siguiente esquema:

†

Se utilizarán los términos “Turbina de viento” y “Aerogenerador” de forma indistinta. Sistema

Eólico-eléctrico

Turbina de viento

Inversor Controlador Baterías de carga

Figura 1.4

Componentes de la turbina de viento

No se pretendió diseñar cada uno de los elementos que conforman al sistema

eólico. Por ello, no se entrará en detalle de la composición del inversor, las baterías y la

torre. Un generador comercial se analiza en el capitulo II, sirviendo como unto de partida

del desarrollo. Las aspas se diseñan en el capitulo III, y el controlador de carga en el

capítulo IV. Por otra parte, en el capitulo V se describe brevemente la manufactura de los

elementos diseñados, el ajuste de los demás componentes, la instalación y la

caracterización experimental.

1.2.2 Descripción del funcionamiento

El funcionamiento del sistema eólico eléctrico desarrollado consiste en

transformar la energía cinética del aire en energía eléctrica a voltaje constante. Para

lograrlo, la energía debió pasar por una serie de transformaciones en donde cada uno de

los componentes juega un papel indispensable:

1. En lo alto de una torre, las aspas del aerogenerador transforman la energía cinética

del viento en energía rotacional provocando el giro del rotor de un generador.

2. El rotor al moverse induce una corriente eléctrica en las bobinas de un estator,

cuyo valor depende de la velocidad rotacional que a su vez es función de la

velocidad del viento, el diseño del aspa y la carga conectada, entre otros

parámetros. La interconexión de las bobinas típicamente genera corriente eléctrica

trifásica (por razones de eficiencia energética).

3. La corriente trifásica pasa a un rectificador de seis pulsos (onda completa) que la

transforma en corriente directa.

Turbina de viento

Generador Aspas Sistema de plegado

4. La potencia en corriente directa se transmite por la línea de transmisión hasta un

controlador de carga, donde puede modificarse y ajustarse el punto de operación.

5. Tras pasar por el controlador, la energía se almacena en un banco de baterías. Si la

energía se requiere en corriente alterna, puede conectarse un inversor.

1.3 Diseño

1.3.1 Planteamiento del objetivo

Como se había mencionado, el punto de partida en un diseño consiste en plantear

en forma precisa lo que se desea lograr. En términos generales, el objetivo del presente

diseño es el siguiente:

• Desarrollar un sistema eólico eléctrico que dentro de un rango de velocidades viento, se maximice la captura de energía.

No existe un consenso generalizado sobre el procedimiento adecuado para optimizar la

captura de energía de un sistema eólico, sobretodo en regimenes de vientos bajos, a pesar

de que existen estudios recientes donde se discute este tema [6,7, 8,9].

En el presente desarrollo se propuso agregar dos características al sistema para

lograr el objetivo general.

1. El sistema opera con la máxima eficiencia posible para todas las velocidades de

viento dentro de un rango predefinido.

2. El control de la potencia para vientos altos se realiza mediante un mecanismo

denominado “Stall” activo que permite alargar el rango de operación del

aerogenerador y retrasar la entrada del sistema de plegado.

Existen también otras características que debe cumplir el diseño y que constituyen

1. El sistema debe ser seguro, es decir, no debe representar peligro de daño para

ninguna persona o construcción cercana.

2. El sistema debe funcionar un periodo de un año sin requerir mantenimiento.

A continuación se explica brevemente cada uno de los objetivos anteriores, así como su

relación con el aumento en la captura de energía.

1. El sistema opera con la máxima eficiencia para todas las velocidades de viento.

Para cada geometría de aspa existe una relación entre el coeficiente de potencia

(CP) y la velocidad típica (λ)‡. La relación entre estas dos variables suele seguir la forma que se muestra en la figura 1.5.

Figura 1.5 [13]

Curva demostrativa de Cp(λ)

A partir de la relación entre CP y λ, se puede construir la gráfica de la potencia disponible en el viento en función de la velocidad rotacional del rotor y la

velocidad del viento. La figura 1.6 es un ejemplo demostrativo de esta relación.

‡

Figura 1.6

Ejemplo demostrativo de la relación entre la potencia y la velocidad rotacional

Como puede observarse, para cada velocidad de viento existe una velocidad

rotacional específica que maximiza la potencia que el sistema extrae. Como la

velocidad rotacional depende de la carga conectada en terminales, es posible

implementar un controlador que obligue a la turbina a operar en el punto de máxima

eficiencia. En el capitulo IV estos conceptos se explican a detalle.

2. El control de la potencia se realiza mediante “Stall” activo.

El control de la potencia para vientos fuera del rango de operación de la turbina

puede realizarse de las siguientes formas [14, 15, 16]:

• “Pitch”: Se utiliza principalmente en turbinas de gran escala, aunque algunas pequeñas la utilizan en forma pasiva§. La idea consiste en modificar la inclinación

del aspa para disminuir el ángulo de ataque y por lo tanto la potencia que se extrae

del viento.

• Plegado o “Furling”: Este sistema utilizado frecuentemente en turbinas

pequeñas** consiste en desalinear el rotor de la dirección del viento para proteger

al sistema contra vientos altos.

§

Por ejemplo, se usa en el aerogenerador Jacobs de 20 kW en paralelo con un sistema de plegado [17]. **

• “Stall”

o Pasivo: Se utiliza en turbinas de gran escala con velocidad rotacional fija,

de tal forma que al aumentar el viento, existe desprendimiento de flujo en

el aspa.

o Activo: De reciente aplicación en turbinas pequeñas†† [7], mediante carga

se modifica el punto de operación de la turbina para obligarla a operar en

régimen de desprendimiento de flujo. En turbinas grandes, este sistema se

ha utilizado mediante un “Pitch” invertido‡‡, en donde la inclinación del

aspa aumenta el ángulo de ataque y se provoca el desprendimiento de

flujo.

Los diferentes sistemas de control provocan un desempeño muy diferente de las

turbinas de viento. La gráfica 1.3 analiza los tres primeros sistemas§§ en turbinas

diferentes con la potencia normalizada y con aproximadamente el mismo rango de

velocidades de viento de operación:

Figura 1.7

Comparativo de diferentes sistemas de regulación de potencia

Aunque se trata de un comparativo que incorpora información de turbinas con

tamaños muy diferentes, sirve para observar que el frenado por “Pitch” extrae más

††

Entre otros, lo utiliza el aerogenerador SkyStream 3.7 de SouthWest Windpower de 1.8 kW. [20] ‡‡

Este sistema se usa en la turbina Vestas V 82 de 1.65 MW [21]

§§ _{Se muestra la curva de potencia según el fabricante de las turbinas: Nordex N60 (Pitch)} [22]_{. Micon M750 (“Stall”}

energía ya que aprovecha más eficientemente la potencia existente en vientos más

altos del rango normal de operación. En turbinas pequeñas, implementando el control

mediante “Stall” activo, puede emularse esta curva de potencia ya que para

velocidades de viento altas (donde se activaría el sistema de plegado), un control

electrónico puede mantener a la turbina operando de forma limitada, obligando a las

aspas a entrar a régimen de desprendimiento de flujo.

1.3.2 Procedimiento de diseño

Debido a que solamente se diseñan algunos componentes de la turbina de viento,

se utilizaron elementos de una turbina Bergey BWC XL.1 para completar el sistema. A

continuación se hace una breve descripción de cada uno:

• Generador y rectificador: Se utilizó el generador que compone a la turbina de viento Bergey BWC XL.1 de 1 kW. Se trata de un generador de flujo radial que genera

corriente alterna en tres fases. Así mismo, la turbina cuenta con un rectificador de seis

pulsos. El capítulo II presenta una caracterización electromecánica de estos dos

componentes.

• Aspas: Las aspas se ajustan para permitir un arranque rápido, que permitan un alto coeficiente de potencia y que presenten un descenso rápido del coeficiente de

levantamiento en régimen de “stall”. En el capítulo III se detallan los objetivos y el

procedimiento de diseño del componente, mientras que en el capitulo V se describe el

proceso de manufactura.

• Sistema de plegado: Se utiliza el conjunto de partes que componen el plegado del aerogenerador Bergey BWC XL.1, no obstante se ajusta modificando el peso de la

veleta. En el capítulo V se detallan las modificaciones realizadas a este componente.

• Acoplamiento a torre: El aerogenerador Bergey BWC XL.1 incorpora anillos deslizantes que permiten acoplar los cables del generador a la línea de transmisión sin

provocar torsión en estos. Este componente se debió modificar para que fuera posible

El diseño, la manufactura y la caracterización experimental se ha dividido en cuatro

etapas que conforman cada uno de los siguientes capítulos:

• Etapa I: Se caracteriza electromecánicamente al generador para conocer la potencia mecánica que demanda para distintos regímenes de operación.

• Etapa II: Se diseñan las aspas para optimizar sus características aerodinámicas, mecánicas, etc.

• Etapa III: Se diseña el controlador de carga resistiva que permite operar con la máxima eficiencia e implementa el frenado por “Stall” activo.

• Etapa IV: Se construyen las aspas, el controlador, y se rediseñan los componentes que requieran una modificación. Finalmente los diferentes componentes del

sistema eólico se instalan y se prueban en campo durante dos meses y medio.

1.4 Experiencia en el ITESM

El presente desarrollo constituye la integración de un conjunto de esfuerzos

realizados con anterioridad por profesores y alumnos del ITESM en el Grupo de Energía

Eólica, el Centro de Innovación en Diseño y Tecnología, y el Centro de Estudios de

Energía. El conocimiento creado en tesis anteriores facilitó herramientas para el

desarrollo de los objetivos planteados. Entre las herramientas más importantes con las

que se cuenta son:

• Modelo matemático basado en la teoría BEM (“Blade-Element Momentum Theory”), en donde se predice el desempeño de una turbina de viento partiendo

exclusivamente de la geometría del aspa y las características electromecánicas del

generador. El modelo fue inicialmente desarrollado por el M.C. Jaime Martínez

en el 2004. [14,24]

• Modelo matemático empírico de un generador sincrónico que permite conocer el desempeño de este componente a partir de parámetros fijos. El modelo fue

• Modelo matemático de la dinámica del sistema de plegado para una turbina pequeña, desarrollado en el grupo de energía eólica del ITESM en 2006.

• Procedimiento detallado para la caracterización experimental en campo de una turbina de viento, así como manuales para la instalación de transductores,

levantamiento de torre, filtrado de información, etc. El procedimiento fue

realizado en el 2005 por el Ing. Alfredo Morales. [26, 27]

• Se cuenta también con las herramientas necesarias para la caracterización electromecánica de un generador, como un motor acoplado a un “Drive” y equipo

de medición, prestado por el Centro de Estudios de Energía.

• Se cuenta con programas especializados para el diseño computarizado como son el NX 4.0, así como herramientas para manufactura como una máquina de control

numérico Southwest y el programa WorkNC. Todos ellos fueron prestados por el

II. CARACTERIZACIÓN ELECTROMECÁNICA

2.1 Objetivos particulares

La primera etapa en el diseño del sistema eólico eléctrico consiste en determinar

las características electromecánicas del generador. Para el presente propósito, lo anterior

se puede definir en dos objetivos particulares:

1. Encontrar la relación funcional entre la velocidad rotacional, la carga resistiva y la

potencia mecánica que requiere el generador para funcionar a un determinado

punto de operación.

2. Calcular las pérdidas de energía que ocurren al transformar la potencia mecánica

en potencia eléctrica de corriente directa que llega a las baterías.

La relación entre la potencia mecánica, la velocidad rotacional y la carga resistiva

permite realizar el diseño de aspas con geometría optimizada, así como un algoritmo que

permita implementar un frenado mediante “Stall” activo.

Por otra parte, el conocimiento de las pérdidas en los diferentes procesos de

transformación de energía, permite diseñar un controlador adecuado para lograr que la

turbina trabaje en el punto de operación óptimo a cualquier velocidad de viento.

2.2 Descripción del subsistema eléctrico

Anteriormente se había descrito al aerogenerador como un producto compuesto

por cinco partes, dos de las cuales conforman lo que se denominará en la presente tesis el

subsistema eléctrico: el generador y el rectificador.

Estos dos elementos, junto a la línea de transmisión convierten la energía

rotacional de las aspas en energía eléctrica en corriente directa y la conducen hasta las

baterías. No obstante, al hacer esto, se incurre en una serie de pérdidas como se muestra

Figura 2.1

Pérdidas al transformar la energía en el sistema eólico

No se entrara en detalles de las diferentes pérdidas, pero se explican brevemente a

continuación:

• Pérdidas rotacionales: Se pierde energía debido a la fricción presente en los dos baleros cónicos que sostienen la flecha del rotor y en mover el aire dentro del

propio generador.

• Pérdidas en el núcleo: La fluctuación del campo magnético debido al giro de los imanes de Neodimio en el rotor, genera corrientes parásitas (o corrientes Eddy) y

la variación de la inducción en función del tiempo produce lazos de histéresis del

material ferromagnético, que se traducen en pérdidas de energía.

• Pérdidas en el cobre: Se deben a la resistencia eléctrica en las bobinas del estator y el cable antes de llegar al rectificador.

• Pérdidas en los diodos: Es la energía que se pierde cuando la corriente fluye por los diodos que componen al rectificador de seis pulsos.

• Pérdidas en la línea: Se debe a la resistencia óhmica de la línea de transmisión desde la salida del rectificador hasta la entrada de las baterías.

Las pruebas que se describen a continuación se utilizaron para desarrollar un modelo

matemático que permite calcular estas pérdidas en forma paramétrica. Energía

cinética rotacional

Energía eléctrica

DC Energía

eléctrica AC

Pérdidas rotacionales

Pérdidas en diodos Pérdidas de

núcleo

Pérdidas de cobre

2.3

Descripción del experimento

El experimento consistió en acoplar al generador de la turbina de viento Bergey

BWC XL.1 a un motor de inducción de 5 HP (modelo WEG 184TZ) controlado mediante

un “Drive” ABB de frecuencia variable (modelo ACS601-0009-2), ambos

proporcionados por el Centro de Estudios de Energía. El motor y “drive” permitieron

controlar la velocidad rotacional a la que gira el generador.

Las terminales del generador se conectaron a un rectificador de seis pulsos, y la

salida de éste se conectó a una resistencia mediante dos cables con longitud de 1.5 metros

y de calibre AWG #6. El siguiente esquema muestra la configuración utilizada para la

realización de las pruebas:

Figura 2.2

Configuración utilizada para las pruebas electromecánicas

De la misma forma, el generador se montó sobre la estructura que permitió medir el par

requerido para moverlo, de donde se pudo calcular la potencia mecánica.

Figura 2.3

Como carga se utilizaron combinaciones en serie y/o paralelo de focos incandescentes de

12 Volts y 50 Watts. Los focos no representan una carga resistiva constante, ya que su

resistividad tiene dependencia del voltaje de entrada en sus terminales y de su

temperatura. No obstante, utilizar focos, permitió probar al generador en una gran

variedad de puntos de operación. Durante las pruebas, se conectaron las siguientes

configuraciones:

• Circuito abierto • 12 focos en serie • 8 focos en serie • 4 focos en serie • 2 focos en serie

• 2 focos en serie, dos veces en paralelo • 2 focos en serie, tres veces en paralelo • 2 focos en serie, cuatro veces en paralelo • Corto circuito

Además, cada una de las configuraciones se probó para una velocidad rotacional de 200,

300, 400, 500 y 600 RPM. Para cada punto de operación se midieron las siguientes

variables:

• Par requerido para mover al generador colocando pesos sobre la barra mostrada en la Figura 2.3.

• Corriente eléctrica de una fase. • Voltaje línea a línea.

• Corriente eléctrica a través de la carga. • Voltaje en la carga.

• Frecuencia eléctrica.

Para la medición de las variables se utilizaron dos pinzas de corriente, un Fluke Power

2.4 Modelación matemática

2.4.1 Generador

En estudios anteriores se han modelado empíricamente generadores eléctricos de

imanes permanentes [25] con resultados muy satisfactorios utilizando el modelo

generalmente conocido como dq0. Las ecuaciones de este modelo para una carga

estrictamente resistiva son las siguientes:

kn

E_f = (Ecuación 2.1)

sd sq L a sq L a f aq ad a X X R R X R R E I I I + + + + = + = ₂ 2 2 2 2 ) ( ) ( (Ecuación 2.2) a L

t R I

V = (Ecuación 2.3)

Donde:

a

I : Corriente de armadura [A]

ad

I : Corriente de polo directo [A]

aq

I : Corriente de polo de cuadratura [A]

t

V : Voltaje en terminales [V]

f

E : Voltaje inducido por el generador en una fase [V]

n: Velocidad rotacional [rpm]

a

R : Resistencia de armadura [Ω]

L

R : Carga resistiva en las terminales de corriente directa [Ω]

sd

sd L

X =ω : Impedancia del polo directo [Ω]

sq

sq L

X =ω : Impedancia del polo de cuadratura [Ω]

Solamente dos de los parámetros requeridos en la modelación son libres: la carga

resistiva en las terminales (RL) y la velocidad rotacional (n). La resistencia de armadura,

las inductancias de polo directo y de cuadratura, así como el factor “k” son parámetros

2.4.2 Rectificador

Como se había mencionado, se utilizó un rectificador de seis pulsos. El voltaje en

cada uno de los diodos aumenta proporcionalmente a la corriente que fluye a través de él,

por lo que se puede escribir:

OD a

D m I V

V = ⋅ + (Ecuación 2.4)

Donde VD es el voltaje en el diodo, Ia es la corriente de fase, y VOD es el voltaje de diodo

con muy poca corriente (típicamente 1 mA). Esta aproximación ha entregado resultados

aceptables en modelos anteriores [24,25] por lo que se utiliza en la presente tesis.

Como por cada fase la corriente debe pasar por dos diodos, las pérdidas

relacionadas a este componente se pueden escribir como:

a D

diodo V I

P =2⋅ ⋅ (Ecuación 2.5)

A partir de esto, se pueden calcular dos funciones de transferencia entre el voltaje y la

corriente, antes y después de rectificar. Las funciones se definen de la siguiente forma:

t D DC V V V V

K = +2⋅ (Ecuación 2.6)

a DC I

I I

K = (Ecuación 2.7)

2.4.3 Línea de transmisión

La línea de transmisión se modeló como una resistencia constante que es

proporcional a la longitud e inversamente proporcional a su área transversal (es decir,

depende del calibre). Una vez conociendo la resistencia eléctrica del cable, las pérdidas

en este componente se calculan mediante la ecuación:

2

a linea

cable R I

P = ⋅ (Ecuación 2.8)

2.5 Resultados del experimento

2.5.1 Circuito abierto

Tras realizar la medición del voltaje inducido en las terminales sin carga para

Figura 2.4

Relación entre voltaje entre líneas y velocidad rotacional en circuito abierto

La ecuación de la línea recta que modela la relación es la siguiente:

n

V Volts_rpm

LL =(0.0706 )⋅

Este es el voltaje entre líneas, por lo que la relación entre el voltaje línea-neutro y la

velocidad rotacional se obtiene al dividir entre raíz de tres:

n

E Volts_rpm

f =(0.0408 )⋅

Por lo tanto, el parámetro “k” que relaciona el voltaje inducido con la velocidad

rotacional es _0.0408Volts_rpm

2.5.2 Potencia eléctrica en corriente alterna

Los resultados de la experimentación arrojaron un buen ajuste del modelo

matemático utilizando los siguientes parámetros: =

a

R 0.1664 Ω

=

sd

L 8.6 mH

= sq

L 6.3 mH

Estos valores se obtuvieron minimizando el error χ2 definido como la diferencia cuadrada entre voltaje medido y el voltaje del modelo más la diferencia cuadrada entre la corriente

La siguiente gráfica muestra la estrecha relación existente entre los valores

medidos del voltaje y la corriente (cuadrados grises) respecto a lo esperado por el modelo

del generador explicado en la sección 2.4.1 (línea continua):

Figura 2.5

Relación entre voltaje en terminales y corriente de fase.

Así mismo, la corriente y el voltaje mostraron una dependencia lineal respecto a la

conductancia en las terminales (1/RL). En las figuras 2.6 y 2.7, se muestran los resultados:

Figura 2.6 Figura 2.7

2.5.3 Potencia mecánica

La potencia mecánica requerida para mover al generador en cualquier punto de

operación se calculó mediante la potencia eléctrica en corriente alterna más dos pérdidas

que se mencionaron anteriormente: las pérdidas rotacionales y las pérdidas de núcleo.

Para simplificar, ambos términos se modelan de forma conjunta integrando un solo

componente denominado pérdidas misceláneas.

Tomando como base modelaciones electromecánicas realizadas [25], se propone el

siguiente ajuste para las pérdidas misceláneas:

L misc

R n n c P

2 / 3

0⎟⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛

= (Ecuación 2.9)

Donde c y n0 son parámetros a ajustar para minimizar el error entre las mediciones y el

modelo. Los mejores resultados se obtuvieron utilizando los siguientes valores:

c = 145.99 Ω⋅Watts

n0 = 400 rpm

Aunque los resultados no son tan precisos debido a incertidumbres en las mediciones de

torca, en la figura 2.8 puede observarse que el modelo (línea continua) predice en forma

adecuada el comportamiento de las mediciones (cuadros).

Figura 2.8

2.5.4 Potencia eléctrica en corriente directa

Si bien la relación existente entre la potencia mecánica y la potencia eléctrica es

importante, no debe olvidarse que en este sistema eólico, la energía se almacena en

baterías y por ende la potencia realmente útil se entrega en corriente directa.

Para encontrar la potencia en corriente directa se debe determinar la dependencia

del voltaje en un diodo respecto a la corriente. El rectificador del aerogenerador Bergey

BEC XL.1 se ha estudiado en ocasiones anteriores [24] encontrando que el voltaje del

diodo equivale a:

(

)

= _a

D I

V

Utilizando la ecuación anterior, se puede determinar de forma experimental las

funciones de transferencia KI y KV definidas en el punto 2.4.2. Las siguientes gráficas

muestran el valor de KI y KV medido en la caracterización (cuadros) y el valor constante

que mejor se ajusta (línea continua):

Figura 2.9 Figura 2.10

Función de transferencia del voltaje Función de transferencia de corriente

Se observa que tanto la función de transferencia del voltaje como de la corriente son

independientes de la carga y la velocidad rotacional. Las constantes que mejor aproximan

son:

3503 . 1

2425 . 1 = =

V I

K K

Con estos valores se puede calcular la potencia en corriente directa a la salida del

rectificador. Para encontrar la potencia útil que llega al controlador de carga resistiva se

debe descontar las pérdidas en el cable eléctrico. En el sistema de prueba (ver capítulo

cobre tiene una resistividad aproximada de 2×10−8 m⋅Ω a 25°C, así que, asumiendo temperatura constante, la resistencia del cable es:

(

)

₍

( )(

)

₎

2.6 Conclusiones de la caracterización

2.6.1 Potencia mecánica

Tras las pruebas realizadas para la caracterización electromecánica, se puede

escribir una ecuación general que calcule la potencia mecánica requerida para mover al

generador de la turbina Bergey BWC XL.1 en función de dos parámetros: la velocidad

rotacional y la carga resistiva en terminales.

[

]

sq linea L a L mec R R n n c X X R R R X R R R n k R P + ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + + + + + + + ⋅ ⋅ ⋅ = 2 / 3 0 2 2 2 2 2 ) ( ) ( ) (

3 (Ecuación 2.11)

Con:

rpm Volts

k =0.0408

=

a

R 0.1666 Ω

= sq

L 8.6 mH

= sq

L 6.3 mH

c = 145.99 Ω⋅Watts

n0 = 400 rpm

=

linea

R 0.18 Ω

RL es la resistencia en las terminales de corriente directa después de la línea de

transmisión. La figura 2.11 muestra la relación entre la potencia mecánica y la velocidad

Figura 2.11

Potencia mecánica calculada a partir de la ecuación 2.11

Puede observarse que para aumentar la velocidad rotacional de la turbina se requiere de

mayor potencia en flecha mientras más pequeña sea la resistencia en las terminales.

2.6.2 Potencia eléctrica en baterías

Para calcular la potencia que llega a baterías (Pbat), se cuenta con una ecuación

que es solamente función de la corriente de fase y el voltaje en terminales:

(

)(

) (

)

bat K I K V V R K I

P = 3 ⋅ ⋅ −2 − ⋅ ⋅ (Ecuación 2.12)

Con:

=

linea

R 0.18 Ω

=

I

K 1.2425

=

V

K 1.3503

Ia y Vt : Definidos en las ecuaciones 2.2 y 2.3 respectivamente.

La siguiente gráfica muestra la relación existente entre la potencia mecánica y la potencia

Figura 2.12

Comparativo de potencia mecánica y potencia en baterías para resistencia de 1Ω

En la figura 2.12 puede observarse como la potencia que llega a las baterías es

mucho menor a la potencia que las aspas extraen del viento. Esto implica que la

eficiencia global del sistema es menor que la eficiencia aerodinámica, como se analizará

a detalle en el capitulo IV. Más aún, si se utiliza un inversor, la energía almacenada en

baterías aún debe convertirse a corriente alterna, por lo que el rendimiento será aún más

bajo. Esto constituye una importante área de oportunidad para el desarrollo de mejores

sistemas eólicos que permitan reducir estas pérdidas.

Las ecuaciones 2.11 y 2.12 se escribieron en un código de MATLAB que calcula

el desempeño electromecánico del generador con diferentes resistencias en terminales.

Igualmente con una modificación, el código puede calcular las características

electromecánicas para configuraciones de voltaje constante en terminales. El código se

presenta en el anexo A1, y se utiliza en los capítulos IV y V donde se realiza el

III. DISEÑO DE ASPAS

3.1 Planteamiento y objetivo particular

Una vez conociendo la potencia en flecha requerida por el generador para

cualquier punto de operación, se continúa con el diseño de las aspas. Éstas componen al

subsistema aerodinámico que se encarga de extraer del viento la potencia mecánica

requerida por el generador eléctrico.

Para lograr el objetivo planteado en el capitulo I, las aspas deben de tener las

siguientes características:

a) El tamaño adecuado para operar en el rango predefinido de velocidades de viento

que es en este caso es entre 3 m/s y 10 m/s.

b) Una buena eficiencia aerodinámica (i.e. un CP alto) a la velocidad típica

determinada en el diseño conceptual.

c) Un buen desempeño (i.e. que CP no disminuya significativamente) a bajo número

de Reynolds y en condiciones de intemperismo.

d) Un descenso rápido de la eficiencia aerodinámica al entrar en la zona de

desprendimiento de flujo.

El primero objetivo particular para este componente permite dimensionar el aspa en

forma adecuada, mientras que el segundo permite maximizar la generación de energía al

aumentar la eficiencia aerodinámica. El tercer objetivo es importante, ya que las turbinas

pequeñas funcionan con números de Reynolds bajos (en el orden de 200,000), por lo que

deben evitarse fenómenos como burbujas laminares que afecten el desempeño.

Por otra parte, la caída rápida en el coeficiente de potencia permite que al

implementar el “Stall” activo, la resistencia que se coloca en terminales sea un poco

mayor a la que sería si el coeficiente disminuyera más lentamente. Como consecuencia,

se alarga el rango de velocidades de viento en que puede implementarse este frenado.

Para comprender este punto a detalle es necesario referirse al capitulo IV donde se

3.2 Diseño

3.2.1 Definiciones

El procedimiento de diseño utilizado fue desarrollado en el Grupo de Energía

Eólica. Como herramienta de evaluación del desempeño de la turbina se utiliza un código

que implementa las ecuaciones de la teoría de momento de elemento de pala (BEM,

“Blade Element Momentum Theory”) [24].

Antes de iniciar el diseño, es conveniente conocer a detalle la teoría BEM y estar

familiarizado con la dependencia del desempeño de la turbina respecto a algunos

parámetros del aspa como el perfil, la cuerda, etc. En la presente tesis no se realizará una

explicación de ésta teoría y se recomienda una lectura previa [13, 14] para comprenderla.

Debido a que en las siguientes secciones se utilizará nomenclatura de la teoría

BEM, a continuación se incluye una lista de los términos más importantes a utilizar, una

breve descripción y su símbolo:

Figura 3.1[13] Figura 3.2

• Longitud del aspa (R): Es la distancia entre el eje de giro del rotor y la punta del aspa. • Área (A): Es el área barrida por las aspas: 2

R A=π

• Velocidad efectiva del viento (W): Es la velocidad del viento que incide sobre el perfil, tomando en cuenta tanto la componente por la velocidad del viento libre como

el viento inducido por el giro de las aspas.

• Velocidad de viento libre (U∞): La velocidad del viento antes de sentir la influencia

del aerogenerador.

• Ángulo de paso ( ):Es el ángulo entre el plano de giro del rotor, respecto a la línea de cuerda. (Ver figura 3.1)

• Ángulo de ataque (α): Es el ángulo entre la velocidad efectiva del viento (W) y la línea de cuerda. (Ver figura 3.1)

• Cuerda (c): Es la distancia entre el borde de ataque y el borde de salida del perfil. La línea de cuerda es una línea recta que conecta estos dos puntos (Ver figura 3.2)

• Grosor del perfil ( ): Es la razón entre el grosor máximo del perfil y la cuerda (Ver figura 3.2), expresado en porcentaje.

• Velocidad típica (λ): Es la razón entre la velocidad de la punta del aspa y la velocidad

de viento libre, es decir,

∞ Ω = U R λ .

• Coeficiente de levantamiento (CL): Se define como:

d W F C L L 2 2 1ρ

= , donde FL es la

fuerza de levantamiento (i.e. perpendicular al movimiento del fluido), y “d” es una

dimensión característica del perfil que depende del problema a resolver.

• Coeficiente de arrastre (CD): El coeficiente de arrastre se define como:

d W F C D D 2 2 1ρ = ,

donde FD es la fuerza de arrastre (i.e. en dirección al movimiento del fluido).

• Coeficiente de potencia (CP): Es la razón entre la potencia mecánica extraída por el

aerogenerador, y la potencia disponible en el viento.

A U

P

C_{P 3}

2 1

∞ =

ρ

• Densidad del aire (ρ): Para un sitio estándar tiene un valor de 1.225 kg/m3 o bien, puede calcularse dependiente de la temperatura y presión de un lugar específico.

3.2.2 Diseño conceptual: Parámetros generales.

Antes de realizar la optimización del aspa se deben de determinar tres parámetros

fundamentales: • Longitud

• Perfil aerodinámico

• Velocidad típica de máxima eficiencia

El valor que adquieren estos parámetros debe ir acorde a los objetivos planteados en la

3.2.2.1 Longitud

Para determinar la longitud del aspa, se utiliza una expresión equivalente a la

definición del coeficiente de potencia, pero que toma en cuenta la potencia eléctrica en

corriente alterna: η ρ π 3 2 1 ) ( _∞ = U P R ac

Donde Pac es la potencia en corriente alterna (i.e. antes de rectificar), y η es la eficiencia del generador eléctrico, es decir, la razón entre la potencia eléctrica que produce y la

potencia disponible en el viento.

En trabajos anteriores [19] y como se verá en el capitulo IV, la eficiencia η tiene un valor de aproximadamente 0.4 para un aspa con un CP de 0.46. Además, el generador

Bergey BWC XL.1 especifica un máximo de 1200 Watts de potencia eléctrica [18] que en

nuestro caso debe ocurrir cuando el viento es de 10 m/s, por lo tanto:

) 4 . 0 ( ) 10 )( 225 . 1 ( ) ( 1200 3 2 1 3 _s m m kg W R π

= = 1.24 metros

Las aspas podrían tener una longitud de 1.24 metros, exactamente el mismo tamaño que

las aspas originales de la turbina Bergey BWC XL.1 [18]. No obstante como se planea

implementar un frenado por “Stall” activo, se prefiere trabajar con aspas de 1.2 metros

para proteger al sistema contra las altas corrientes que se generan. Es precisamente este

valor de 1.2 metros el que permite implementar el “Stall” activo entre 10 m/s y 12 m/s

manteniendo a la turbina en el límite de operación segura (trabajando con una corriente

de 60 Amperes, como se explica en el capitulo IV).

3.2.2.2 Perfil aerodinámico

No existe un procedimiento único para seleccionar el perfil ideal en alguna

aplicación. Sin embargo, los perfiles aerodinámicos cuentan con características peculiares

que pueden auxiliar la elección del más adecuado.

Las características a considerar como prioritarias en la selección del perfil están

estrechamente relacionadas con las propiedades que se desean del aspa. Suele

aeroacústicas y dinámicas es lo más conveniente [28]. Sin embargo, esto implica tomar en

cuenta una gran variedad de parámetros que lo convierten en un proceso complejo. Por

ello, típicamente se definen una serie de restricciones que limitan los parámetros en la

elección del perfil [29]. En el presente caso, se utilizan dos restricciones:

• Se hizo una pre-selección de perfiles para evaluar solamente a cuatro de los más recomendados a utilizarse en turbinas pequeñas [30]: E387, FX 63137, S822 y

SD 2030.

• Se utilizó solamente un perfil aerodinámico a lo largo de toda el aspa, aunque se permitió la variación del grosor.

Una vez definidas las restricciones, para elegir el perfil definitivo se compararon siete

propiedades. A continuación se justifica el uso de cada una de ella, y se evalúa para los

cuatro diferentes perfiles. Cabe señalar que en la evaluación se utiliza información

aerodinámica de los perfiles procedente de investigaciones en túnel de viento [30, 31].

i. Nivel de dificultad en la manufactura

Para evaluar esta propiedad se tomó en cuenta la experiencia que se tiene en el

proceso de laminado de fibra de vidrio con resina poliéster a partir de un molde

maquinado en fresadora de control numérico. La característica que más complica

la manufactura del perfil es un borde de salida muy delgado.

Las siguientes imágenes muestran como el borde de salida de los perfiles

FX63137 y E837 es más delgado que en los perfiles S822 y SD2030:

E387:

FX 63137:

S822:

SD 2030:

ii. Valor máximo de Cl/Cd

Se busca un valor alto de Cl/Cd ya que esto implica que el CP de la turbina

Para evaluarlo, la curva Cl/Cd en función de α se promedió para diferentes números de Reynolds (105, 2x105, 3.5x105 y 5x105), y se calculó su valor más alto. Para cada perfil, se obtuvieron los siguientes valores:

Tabla 3.1

Cl/Cd máximo para diferentes perfiles

Perfil E387 FX 63137 S822 SD2030

Cl/Cd máximo _{77.84 80.95 63.52 73.13}

La siguiente figura muestra las cuatro curvas Cl/Cd en función de α:

Figura 3.3

Cl/Cd en función de alfa, promedio de diferentes Re.

iii. Variación de Cl al llegar a su máximo valor.

Cuando Cl alcanza su máximo valor, es importante que lo mantenga por un rango

de ángulos de ataque. Esto simplifica la implementación de un controlador de

carga resistiva, ya que el CP óptimo es menos sensible a la carga.

Para evaluar esta propiedad, se promedió para la curva Cl(α) para diferentes números de Reynolds y se cuantificó la cantidad de valores de α en que el Cl_max se mantenía sin bajar a menos del 90%. Los resultados son los siguientes:

Tabla 3.2

Rango de alfas de Cl máximo para diferentes perfiles

Perfil E387 FX 63137 S822 SD2030

La siguiente gráfica muestra la curva Cl(α) promediada para cada perfil*:

Figura 3.4

Cl en función de α, promedió de número de Reynolds

iv. Variación de Cl al entrar en el régimen de desprendimiento de flujo.

A pesar de que se desea estabilidad en el Clmax, para la implementación del

“Stall” activo, es importante que Cl tenga un descenso rápido al entrar en el

régimen de desprendimiento de flujo, i.e. después de αstall. Esto permite alargar el rango de velocidades de viento en que se puede implementar el “Stall” activo sin

poner en riesgo al sistema eléctrico, ya que el frenado se logra colocando

resistencias más grandes en terminales lo que limita la corriente (ver capitulo IV).

Para comparar los perfiles, se calculó el descenso del coeficiente de

levantamiento (en porcentaje de Cl_max), 3° después de αstall, utilizando la gráfica 3.2. Los resultados son los siguientes:

Tabla 3.3

Porcentaje de descenso de Cl al entrar en régimen de “Stall”

Perfil E387 FX 63137 S822 SD2030

% de descenso _{25.5% 21.2% 26.1% 24.1%}

*

v. Sensibilidad de los coeficientes aerodinámicos al número de Reynolds.

Como se había mencionado, las turbinas pequeñas operan a números de Reynolds

bajos, sobretodo cuando la velocidad del viento es baja. Por ello, es importante,

que el perfil mantenga sus características aerodinámicas (i.e. el coeficiente de

levantamiento y arrastre) a valores de números de Reynolds entre 100,000 y

500,000.

Tomando en cuenta las diferentes curvas promediadas para la construcción

de la gráfica 3.1, se calculó el incremento de Cd y la disminución de Cl máximos

(para un rango α entre -6° y 20°) al disminuir el número de Reynolds desde 500,000 hasta 100,000. La variación fue la siguiente:

Tabla 3.4

Reducción de Cl/Cd por disminución en número de Reynolds

Perfil E387 FX 63137 S822 SD2030

% disminución Cl/Cd _{50.3% 48.75% 42.59% 45.65%}

vi. Sensibilidad de los coeficientes aerodinámicos a la rugosidad en la superficie.

La turbina de viento se instala en la intemperie y, por lo tanto, después de unas

semanas de operación se espera que su superficie se encuentre sucia por polvo,

insectos, etc. No obstante, el desempeño debe mantenerse durante períodos de

tiempo más largos, por lo que la sensibilidad perfil a la rugosidad en la superficie

debe ser mínima.

De la gráfica de Cl/Cd contra α para el perfil con rugosidad y sin rugosidad, puede calcularse el la disminución del valor máximo. A continuación

se expresa este valor en porcentaje:

Tabla 3.5

Disminución de Cl/Cd por rugosidad en perfil

Las gráficas para cada perfil se muestran a continuación, donde la línea continua

es la curva Cl/Cd del perfil limpio y la línea discontinua es del perfil con

rugosidad:

Perfil E387 FX 63137 S822 SD2030

E387

Figura 3.5

FX 63 137:

Figura 3.6

S822:

Figura 3.7

SD 2030:

Figura 3.8

vii.Nivel de ruido a diferentes α.

Debe de minimizarse el ruido producido por la turbina. Aunque este fenómeno es

causado en parte por la punta del aspa, el perfil aerodinámico tiene cierta

influencia al provocar vórtices en el borde de salida.

Tomando los resultados de un estudio aeroacústica, se encuentra que cada

perfil tiene el siguiente valor de ruido máximo:

Tabla 3.6

Ruido máximo generador por cada perfil

Perfil E387 FX 63137 S822 SD2030

dBA máximo _N/A*

64 dBA 68 dBA 74 dBA

*