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DISEÑO, CONSTRUCCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DE UN EXTRACTOR ACCIONADO POR UN ROTOR EÓLICO DE EJE VERTICAL
Un Proyecto Desarrollado con el fin de obtener el título de:
INGENIERO MECÁNICO
JUAN PABLO MURCIA LEÓN
ESTUDIANTE INGENIERÍA MECÁNICA
Dr. ALVARO PINILLA
PROFESOR DEPARTAMENTO INGENIERIA MECÁNICA
PROFESOR ASESOR
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA
BOGOTÁ, COLOMBIA
ENERO 2007
IM-2006-II-28
ii
IM-2006-II-28
iii
ÍNDICE
1. INTRODUCCIÓN 1
2. DESCRIPCIÓN 4
2.1. PARTES DEL SISTEMA EXTRACTOR EÓLICO 5
2.1.1. Turbina Eólica de Eje Vertical 5
2.1.2. Ventilador 5
2.1.3. Ducto y Sistema de Sujeción 6
3. RELACIÓN CON TRABAJOS PREVIOS 7
4. CONCEPTOS DE DISEÑO 8
4.1. CONSIDERACIONES GENERALES 8
4.1.1. Velocidad no Perturbada del Viento 8
4.1.2. Presión Atmosférica en Bogotá 8
4.1.3. Densidad del Aire en Bogotá 9
4.1.4. Viscosidad Dinámica del Aire 9
4.2. DISEÑO DE LA TURBINA EÓLICA DE EJE VERTICAL 9
4.2.1. Múltiples Tubos Dobles de Corriente 9
4.2.2. Modificación al Método de Múltiples Tubos Dobles de Corriente 11
4.2.3. Consideraciones Diseño Turbina Eólica 12
4.2.3.1. Número de Aspas 12
4.2.3.2. Número de Tubos de Corriente 12
4.2.3.3. Distribución de Radio y Área Frontal 12
4.2.3.4. Velocidad Específica 13
4.2.3.5. Perfil Aerodinámico 13
4.2.4. Diseño Final de la Turbina Eólica 14
4.2.4.1. Configuraciones Posibles de la Turbina 15
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iv
4.3. DISEÑO DEL VENTILADOR EXTRACTOR 16
4.3.1. Consideraciones Diseño del Ventilador 16
4.3.1.1. Diámetro 16
4.3.1.2. Diámetro del cubo 17
4.3.1.3. Velocidad Angular 17
4.3.1.4. Perfil Utilizado 17
4.3.1.5. Caudal 17
4.3.2. Diseño Final Ventilador 19
5. MONTAJE 20
5.1. MONTAJE DE CARACTERIZACIÓN DA LA TURBINA 20
5.1.1. Fotografías del Montaje de Caracterización de la Turbina Eólica 21
5.2. MONTAJE SISTEMA EXTRACTOR COMPLETO 21
5.2.1. Fotografías del Montaje del Sistema Extractor sin el Ventilador 22
6. PROTOCOLO EXPERIMENTAL 24
6.1. PRUEBAS DE CARACTERIZACIÓN DE LA TURBINA 24
6.1.1. Caracterización del Túnel de Viento 26
6.1.1.1. Perfil de Velocidad del Túnel 26
6.1.2. Método Indirecto 27
6.1.2.1. Tacómetro 27
6.1.2.2. Calibración Tacómetro Óptico Análogo 28
6.1.2.3. Medición y Cálculo de Momentos de Inercia 30
6.1.3. Definición de Coeficientes Adimensionales 32
6.1.3.1. Velocidad Específica 32
6.1.3.2. Coeficiente de Torque 32
6.1.3.3. Coeficiente de Potencia o Rendimiento 33
6.1.4. Resultados 33
6.1.4.1. Agrupación por Configuración 34
6.1.4.2. Agrupación por Ángulo 35
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v
6.1.4.3. Resumen Comparativo 37
6.1.4.4. Turbina Eólica de Mejor Rendimiento 40
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 42
8. BIBLIOGRAFÍA 45
9. ANEXOS 47
9.1. DATOS DE MEDICIÓN DE VELOCIDAD DEL TÚNEL DE VIENTO 47
9.2. DATOS MOMENTOS DE INERCIA CALCULADO EN SOLIDEDGE® 47
9.3. DATOS PÉNDULO TRIFILAR 49
9.4. GRÁFICAS DE RENDIMIENTO FALTANTES 49
9.4.1. Agrupadas según Configuración 49
9.4.2. Agrupadas según Ángulo de Calaje 55
9.5. DISEÑO DE PRUEBAS DE CARACTERIZACIÓN DEL VENTILADOR 60
9.5.1. Medición del Caudal en el Ducto 60
9.5.2. Medición del Aumento de Presión Estática 60
9.6. DISEÑO DE PRUEBAS DE CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA 60
9.6.1. Visualización de Flujo 60
9.6.2. Volumen de Control 61
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LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Sistema Extractor Accionado por una Turbina Eólica 4
Figura 2: Partes de un Turboextractor Eólico 4
Figura 3: Turbina Eólica de Eje Vertical 5
Figura 4: Partes del Ventilador 6
Figura 5: Ducto y Sistema Sujeción del Turboextractor 6
Figura 6: Diagrama de los Múltiples Tubos de Corriente. 10
Figura 7: Plano de Corte y Vista de Planta Diseño Final de la Turbina 11
Figura 8: Plano de Corte Turbina Darrieus y Tipos de Rotores Darrieus 11
Figura 9: Distribución de Radio 12
Figura 10: Curvas Aerodinámicas para Placa Curva 15% de Combadura 13
Figura 11: Modelos en SolidEdge® del Álabe y de la Turbina Completa 14
Figura 12: Anillo Inferior 16
Figura 13: Diagrama de Cordier 18
Figura 14: Superposición Diagrama de Cordier y la Aproximación Utilizada 18
Figura 15: Modelo en SolidEdge® del Ventilador 19
Figura 16: Vista Isométrica y de Planta del Montaje de Calibración de la Turbina 20
Figura 17: Vista Derecha y Alzada del Montaje de Calibración de la Turbina 20
Figura 18: Acercamiento Sistema de Medición de Velocidad Angular 21
Figura 19: Vista Isométrica y Lateral del Montaje Sistema Extractor Completo 22
Figura 20: Vista Superior del Montaje Sistema Extractor Completo 22
Figura 21: Comparación Métodos de Medición, Configuración 2 25
Figura 22: Comparación Métodos de Medición, Configuración 4-2 25
Figura 23: Comparación Métodos de Medición, Configuración 8-1 25
Figura 24: Mapeo Túnel de Viento 26
Figura 25: Perfil de Velocidad del Túnel de Viento 27
Figura 26: Diagrama Tacómetro 28
Figura 27: Curva de Calibración Tacómetro 28
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vii
Figura 28: Muestra de Voltaje de Salida en el Tacómetro 29
Figura 29: Muestra de Curva de Velocidad Angular contra Tiempo 29
Figura 30: Muestra de Curva de Aceleración Angular contra Tiempo 30
Figura 31: Muestra de Modelos en SolidEdge® Utilizados para el Cálculo de
Momentos de Inercia 30
Figura 32: Continuación Figura 31 31
Figura 33: Muestra de Curva de Torque contra Velocidad Angular 32
Figura 34: Curvas de Rendimiento Configuración 6 (Todos los Ángulos de Calaje) 34
Figura 35: Curvas de Rendimiento Configuración 16 (Todos los Ángulos de Calaje) 35
Figura 36: Curvas de Rendimiento, Ángulo de Calaje -60° (Todas las configuraciones)
36
Figura 37: Curvas de Rendimiento, Ángulo de Calaje -70° (Todas las configuraciones)
37
Figura 38: CT Vs λ, Resumen Configuraciones de Máximo Rendimiento 38
Figura 39: CP Vs λ, Resumen Configuraciones de Máximo Rendimiento 38
Figura 40: Curva de Coeficiente de Torque en los Puntos de Máximo Rendimiento 39
Figura 41: Curva de Puntos de Máximo Rendimiento 39
Figura 42: Curvas de Rendimiento, Configuración 16 a un Ángulo de Calaje de -70° 40
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viii
LISTA DE IMÁGENES
Imagen 1: Turbina de Eje Vertical para Generación Eléctrica Urbana 3
Imagen 2: Turbinas de Eje Vertical para Aplicaciones de Extracción de Aire 3
Imagen 3: Configuración 2 (1 cada 8) 15
Imagen 4: Configuración 4-1 (1 cada 4) 15
Imagen 5: Configuración 4-2 (2 cada 8) 15
Imagen 6: Configuración 6 (3 cada 8) 15
Imagen 7: Configuración 8-1 (1 cada 2) 15
Imagen 8: Configuración 8-2 (2 cada 4) 15
Imagen 9: Configuración 8-4 (4 cada 8) 15
Imagen 10: Configuración 10 (5 cada 8) 15
Imagen 11: Configuración 12 (6 cada 8) 16
Imagen 12: Configuración 14 (7 cada 8) 16
Imagen 13: Configuración 16 16
Imagen 14: Montaje con Turbina 21
Imagen 15: Montaje de Caracterización de la Turbina Eólica 21
Imagen 16: Montaje Sistema Extractor sin Ventilador 23
Imagen 17: Montaje Sistema Extractor sin Ventilador en Movimiento 23
Imagen 18: Vista Inferior Montaje Sistema Extractor Sin Ventilador 23
Imagen 19: Vista Inferior Montaje Sistema Extractor Sin Ventilador en Movimiento 23
Imagen 20: Péndulo Trifilar 31
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ix
LISTA DE TABLAS
Tabla 1: Diseño Final Turbina 14
Tabla 2: Diseño Final Ventilador 19
Tabla 3: Comparación Cálculo de Momento de Inercia 31
Tabla 4: Medición Velocidad Túnel de Viento 47
Tabla 5: Momentos de Inercia Primera Parte 47
Tabla 6: Momentos de Inercia Segunda Parte 48
Tabla 7: Datos Medición de Periodo Péndulo Trifilar 49
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1
1. INTRODUCCIÓN
Actualmente la mayoría de la energía eléctrica mundial es producida por la combustión
de carburantes fósiles, sin contar con los vehículos de transporte y las fábricas que los
utilizan como principal fuente energética. De tal forma que dicha producción de
recursos eléctricos y energéticos genera enormemente residuos nocivos para el medio
ambiente. Efectos causados por la contaminación, como el calentamiento global y la
destrucción de ecosistemas completos ya han sido probados. Además de la crisis
petrolera mundial en la cuál estamos inversos donde el barril de petróleo ha llegado a
precios históricos por encima de los US$70 por barril.
Es por esto que el desarrollo de tecnologías para el aprovechamiento de los recursos
energéticos renovables hace parte de los principales objetivos mundiales y es el tema de
diversas investigaciones realizadas por organizaciones ambientalistas y distintas
universidades de gran renombre. Recursos energéticos renovables como el hidráulico,
eólico, solar, biomásico, etc. serán en un futuro próximo capaces de suplir las
necesidades energéticas futuras.
En el caso particular de la energía hidráulica, los desarrollos tecnológicos han sido
implementados industrialmente desde los finales del siglo XIX, mientras que en los
casos eólico y solar nos encontramos en un estado de desarrollo industrial con grandes
posibilidades de crecimiento, donde la construcción de plantas con mayores capacidades
de producción energética se están volviendo factibles desde el punto de vista económico
y político.
Dentro del campo de la energía eólica rotores tienen una larga historia de aplicaciones
agrícolas como la molienda de granos, el bombeo de agua y desde comienzos de siglo
XX la producción eléctrica. Aunque los modelos más antiguos de rotores eólicos eran
de eje vertical, han sido los rotores de eje horizontal los más utilizados y los que
actualmente tienen la mayoría de instalaciones, quizás porque fueron los predilectos
desde la edad media en Europa.
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2
Diseños contemporáneos de turbinas eólicas de eje vertical (VAWT por sus siglas en
inglés) han mostrado que poseen características ventajosas interesantes en diversas
aplicaciones, aunque también se han visto sus distintas desventajas. Diseños como el de
Darrieus, cuyo rotor ha mostrado eficiencias muy elevadas, tiene problemas de auto-
arranque (ver Kirke (1998) Ref.[7]), aunque esto no ha impedido que se realicen rotores
tipo Darrieus de gran tamaño, especialmente en Canadá. Avances en el diseño de
VAWT se han producido principalmente mediante aplicaciones de paso variable,
control del ángulo de ataque de las aspas, desarrollo en el área de materiales
compuestos, etc.
Las aplicaciones modernas de turbinas eólicas de eje vertical están cambiando la
concepción general sobre las turbinas eólicas (que deben estar situadas en zonas rurales
o interoceánicas, que producen demasiado ruido para aplicaciones urbanas, etc.). La
principal ventaja que presenta una turbina de eje vertical frente a una de eje horizontal:
no necesitar estar orientadas hacia la dirección del viento, las convierte en el tipo
predilecto para aplicaciones urbanas de pequeña escala, ya que en zonas urbanas el
viento no posee una dirección predilecta.
Dentro de estas aplicaciones urbanas de pequeña escala implementadas comercialmente
se encuentran turbinas para generación eléctrica urbana como Turby® (ver Imagen 1 1)
fabricada en Holanda, y turbinas para accionar sistemas de extracción de aire de recintos
cerrados (ver Imagen 2 2) fabricadas en un gran número de países como: Estados
Unidos, Argentina, Australia y Colombia.
Las turbinas de eje vertical para aplicaciones urbanas presentan diversos problemas
como: la falta de un método de diseño completamente desarrollado, la presencia de
geometrías complejas bajo condiciones cambiantes (i.e. la forma de interacción entre el
viento y un aspa de la turbina depende de su posición), la falta de datos sobre perfiles
aerodinámicos bajo estas condiciones de bajo número de Reynolds, la dificultad y el
costo de fabricación.
1 Imagen tomada de Del f University of Technology en: http://www.tudelft.nl/live/binaries/32943b78-dabd-4087-9cd9-b071f0c96cd3/doc/Outlook052-18-22.pdf 2 Imagen tomada de Industrias GM (Colombia): http://www.igm.galeon.com/productos1437733.html
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3
Imagen 1: Turbina de Eje Vertical para Generación Eléct rica Urbana
Fotografí a tomada por Den Hang en La Haya, Países Bajos
Imagen 2: Turbinas de Eje Vertical para Aplicaciones de Extracción de Aire
Fotografí a publicitaria de Industrias GM tomada en Medellín, Colombia
Los objetivos de este proyecto son: en primer lugar diseñar un sistema extractor
accionado por un rotor eólico de eje vertical mediante la modificación e implantación de
un método simplificado de diseño, en segundo lugar la construcción del sistema
extractor diseñado utilizando métodos modernos de manufactura y por último la
caracterización de dicho sistema de extracción.
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4
2. DESCRIPCIÓN
Un sistema de ventilación tiene como función circular el aire de un volumen confinado
y está conformado por un sistema de introducción y un sistema de extracción de aire. La
extracción puede llevarse a cabo mediante dispositivos que generan flujos de aire o de
forma natural aprovechando las corrientes de aire que se producen debido a diferencias
de presión y de temperatura entre el interior del volumen y el ambiente externo o
mediante una mezcla de corriente natural e inducida. En la Figura 1 3 se puede observar
un diagrama esquemático de un sistema de extracción eólico.
Figura 1: Sistema Extractor Accionado por una Turbina Eólica
Un turboextractor eólico es un sistema de extracción mixto cuyo dispositivo es un
ventilador o bomba axial accionado por turbina eólica de eje vertical (ver Figura 2). El
ventilador y la turbina están conectados mediante el eje principal.
Figura 2: Partes de un Turboextractor Eólico
3 Imagen tomada de Industrias GM (Colombia): http://www.industriasgm.galeon.com/productos1238919.html.
Turbina Eólica
Ventilador
Ducto
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5
2.1. PARTES DEL SISTEMA EXTRACTOR EÓLICO
2.1.1. Turbina Eólica de Eje Vertical
Es el componente principal del sistema ya que provee la energía para el funcionamiento
del ventilador. Esta turbina eólica de eje vertical posee las siguientes características: es
de flujo cruzado y de doble paso ya que el fluido atraviesa la turbina entrando en
contacto con los álabes a la entrada y a la salida; es abierta de admisión parcial debido a
que no posee un cajón direccionador para que el fluido entre por toda la periferia con
una dirección determinada como sucede en turbinas hidráulicas radiales, tampoco un
cajón como el de las turbinas Banki-Mitchell. Las cuales poseen una geometría muy
similar a la de un turboextractor aunque debido al cajón direccionador su diseño es
completamente diferente. Las distintas partes de la turbina se pueden apreciar en la
Figura 3.
Figura 3: Turbina Eólica de Eje Vertical
2.1.2. Ventilador
Es una máquina aerodinámica que tiene como función el aumento de la presión del aire,
lo que realiza mediante la entrega de energía al fluido, por lo cual se utiliza en
aplicaciones de aumento de caudal, extracción, evasión de pérdidas en ductos, etc. El
ventilador es una máquina de cajón o cerrada ya que posee un ducto que restringe el
flujo tangencial. Las partes del ventilador se pueden observar en la Figura 4.
Disco Superior
Álabe
Anillo Inferior
Eje
Elementos Sujeción
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6
Figura 4: Partes del Ventilador
2.1.3. Ducto y Sistema de Sujeción
Como se mencionó en la sección 2.1.2 el ventilador es una máquina aerodinámica de
tipo cerrado, es decir con ducto. En la Figura 5 se puede observar tanto el ducto como el
sistema de sujeción del turboextractor.
Figura 5: Ducto y Sistema Sujeción del Turboextractor
Cubo
Aspa
Eje
Ducto
Sistema Sujeción
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7
3. RELACIÓN CON TRABAJOS PREVIOS
Hasta la fecha y según la información recogida son pocos los estudios sobre
turboextractores eólicos publicados y en ninguno de estos estudios se ha publicado
métodos de diseño. El trabajo de caracterización de un turboextractor eólico realizado
por Morales (2003) Ref.[17], fue un primer enfoque de evaluación y análisis de la
capacidad de un turboextractor comercial y sigue la línea de investigaciones acerca de la
caracterización de turbinas tipo Banki-Mitchell como la realizada por Martín (1973)
Ref.[14].
Uno de los objetivos del proyecto fue realizar una investigación bibliográfica sobre el
diseño de turbinas eólicas de eje vertical. De esta investigación se encontraron estudios
acerca del desempeño de estas turbinas, dentro de los que se destacan las tesis
doctorales de Pawsey (2002) Ref.[21], en la Universidad de New South Wales,
Australia y Kirke (1998) Ref.[8], en la Universidad de Griffith, Australia.
Pawsey en su tesis explica, modifica y desarrolla dos modelos distintos de diseño de
turbinas de eje vertical: un modelo basado en la teoría de Momentum y un modelo
basado en la teoría de Vórtice Libre.
Kirke en su tesis desarrolla un modelo de diseño de turbinas de eje vertical en el caso
general y en el caso específico de las turbinas con paso variable, Kirke caracteriza
también perfiles aerodinámicos para este tipo de aplicaciones a diferentes números de
Reynolds.
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8
4. CONCEPTOS DE DISEÑO
El diseño del sistema de extracción eólico se dividió en tres partes: el diseño de la
turbina eólica de eje vertical, el diseño de la estructura, del ducto y del sistema de
sujeción y el diseño del ventilador. La primera parte del diseño resulta ser la más
interesante y el foco central de esta tesis, ya que la turbina eólica de eje vertical es la
parte fundamental del sistema de extracción y el posterior diseño de las partes faltantes
depende en su totalidad de los resultados obtenidos del rendimiento de la turbina.
4.1. CONSIDERACIONES GENERALES
4.1.1. Velocidad no Perturbada del Viento
Durante el diseño se utilizó una velocidad de viento de 5 m/s, velocidad considerada
dentro del rango de brisa débil por el IDEAM (2006) Ref.[1] y una velocidad razonable
para el diseño de una turbina eólica que será ubicada en lo alto de diferentes
construcciones dentro de una zona urbana.
4.1.2. Presión Atmosférica en Bogotá
Para el cálculo de la presión atmosférica en Bogotá se utilizó el modelo atmosférico de
la troposfera descrito en (i), que considera la variación de la temperatura como una
función lineal con la altura y donde los valores para las constantes son conocidos y se
observan en (ii). Se tomó una temperatura de 20° C como temperatura de referencia.
(i) BR
g
TzB
PP ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
00 1 4
(ii)
mzKT
KsmRmKB
260015.293
)/(287/00650.0
0
22
=
=⋅=
=
5
De tal forma el valor para la presión atmosférica en Bogotá es de 74162 Pa.
4 Ref.[27] página 72 5 Ref.[27] página 72
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9
4.1.3. Densidad del Aire en Bogotá
Modelando el comportamiento del aire como un gas ideal, ver (iii), se puede obtener un
valor teórico para la densidad del aire en Bogotá:
(iii) 3
0
/8815.0 mkgTRP
==ρ . 6
4.1.4. Viscosidad Dinámica del Aire
La viscosidad del aire a 20° C es de 25 /108.1 msN−× . 7
4.2. DISEÑO DE LA TURBINA EÓLICA DE EJE VERTICAL
El diseño de la turbina se realizó utilizando un modelo teórico de momentum para
turbinas eólicas de eje vertical basado en el Método de Múltiples Tubos Dobles de
Corriente planteado por Paraschivoiu (1981) y explicado detalladamente por Pawsey
(2002) Ref.[21]. La modificación realizada consiste en tener en cuenta las desviaciones
de los tubos de corriente, estas modificaciones se explican posteriormente.
4.2.1. Múltiples Tubos Dobles de Corriente
El método de Múltiples Tubos Dobles de Corriente permite diseñar turbinas eólicas de
eje vertical, es en especial utilizado para el diseño de turbinas tipo Darrieus. Éste
método es un modelo teórico que permite encontrar la geometría y predecir el
comportamiento de la turbina solucionando el sistema de ecuaciones encontrado al
igualar la fuerzas resultantes en cada elemento aspa calculadas según el cambio de
momentum del flujo y según los datos aerodinámicos del perfil utilizado.
El método consiste en analizar la turbina en un corte horizontal con radio conocido, en
donde se divide la circunferencia con el radio específico en un número par para así
obtener los tubos de corriente independientes (ver Figura 6).
6 Ref.[27] página 19 7 Ref.[27] página 810
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10
El método se denomina de tubos dobles de corriente debido a que cada tubo se separa en
dos, de tal forma que la velocidad de salida del tubo aguas arriba es igual a la velocidad
de entrada al tubo aguas abajo.
8
Figura 6: Diagrama de los Múltiples Tubos de Corriente.
En cada tubo de corriente se tienen en cuenta los factores de inducción axial y
transversal, que representan la disminución de la rapidez del fluido al acercarse al
elemento aspa y el aumento de la componente transversal de la velocidad del fluido
justo después del contacto con el aspa. El modelo utilizó un factor de inducción
transversal en lugar de uno tangencial debido a que la componente tangencial del
movimiento del elemento aspa no es normal a la componente axial a lo largo de toda la
trayectoria, por lo que se simplifican los cálculos.
Una vez considerados los factores de inducción se puede plantear las ecuaciones de la
velocidad relativa, la fuerza axial y la fuerza transversal experimentadas por cada
elemento aspa. Y conociendo la velocidad relativa que siente el aspa y la posición de la
misma se puede determinar las fuerzas aerodinámicas expresadas en componentes axial
y transversal.
Para encontrar el ángulo de calaje y la cuerda del aspa se debe solucionar de forma
iterativa el sistema de ecuaciones generado al igualar las fuerzas según la teoría de
momentum con las fuerzas aerodinámicas.
8 Ref.[21] página 89
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11
4.2.2. Modificación al Método de Múltiples Tubos Dobles de Corriente
El Método de Múltiples Tubos Dobles no genera una solución adecuada para el diseño
de una turbina eólica de tamaño reducido, ya que esta debe tener una solidez superior a
la solidez promedio de una turbina tipo Darrieus (ver Figura 7 y Figura 8) lo que
representa factores de inducción transversales altos. Estas dificultades hacen imposible
la utilización de tubos de corriente rectos.
La modificación realizada al Método de Múltiples Tubos Dobles consiste en utilizar
tubos de corriente que se curvan después del contacto con el elemento aspa.
Figura 7: Plano de Corte y Vista de Planta Diseño Final de la Turbina
Figura 8: Plano de Corte Turbina Darrieus y Tipos de Rotores Darrieus 9
9 Ref.[13] página 12 y 13
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12
4.2.3. Consideraciones Diseño Turbina Eólica
Las diferentes consideraciones fueron el resultado de múltiples corridas del algoritmo
iterativo de diseño, de tal forma que las distribuciones de cuerda y de ángulo de calaje
encontradas generaran una geometría no autointersecante.
4.2.3.1. Número de Aspas
El número de aspas escogido fue de 16, número que permitió obtener 11 diferentes
configuraciones de turbinas con varios números de aspas.
4.2.3.2. Número de Tubos de Corriente
El número de tubos dobles de corriente escogidos fue de 16, es decir 32 tubos de
corrientes simples, esto debido a que al tener 32 tubos de corrientes solo fue necesario
aplicar el método de diseño en dos posiciones distintas para obtener una predicción del
rendimiento de la turbina.
4.2.3.3. Distribución de Radio y Área Frontal
La distribución de radio definida fue una curva parabólica que tuviera un valor en la
base de 100 mm, un valor máximo de 150 mm y un valor en la cima de 70 mm (ver
Figura 9).
Radio Vs Altura
01020304050607080
90100110120130140150
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150r (mm )
z (m
m)
Figura 9: Distribución de Radio
El Área frontal de la turbina se puede encontrar al integrar la función de distribución de
radio. De donde se obtiene un área de 241084.3 mm× .
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13
4.2.3.4. Velocidad Específica
La velocidad específica es un número adimensional que relaciona la velocidad del punto
de máxima posición radial de la turbina con la velocidad no perturbada del viento, en la
sección 6.1.3 se retoma esta definición. En el diseño se consideró un velocidad
específica de 1.02, lo que representa una velocidad angular de diseño de 325 RPM.
4.2.3.5. Perfil Aerodinámico
Considerando la velocidad relativa máxima de 12 m/s, y una cuerda máxima (antes del
diseño) de 100 mm se obtiene un número de Reynolds de 4109.5 × , por lo cual se
escogió un perfil de placa curva con máxima combadura de 15% de la cuerda. Las
curvas aerodinámicas de este perfil obtenidas de Schmitz (1942) Ref.[24], presentan
información para un Reynolds de 5104× , para valores de ángulo de ataque entre -25° y
205° y a una relación de aspecto de 5.
El método de diseño requiere las curvas aerodinámicas para ángulos de ataque entre 0 °
y 360 ° y para una relación de aspecto infinita. Se realizaron las correcciones de aspecto
de radio y se extrapolaron las curvas utilizando una función sinusoidal de una serie
truncada de potencias del ángulo de ataque para predecir los valores de los coeficientes
de arrastre y sustentación desconocidos (ver Figura 10).
Placa Curva (Combadura 15%)
-2.0
-1.5
-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
-40 10 60 110 160 210 260 310 360
Alpha (°)
Cd,
Cl
Cl Cd Cl Ex t. Cd Ex t.
Figura 10: Curvas Aerodinámicas para Placa Curva 15% de Combadura
Los valores de las constantes de las funciones de extrapolación fueron determinados
minimizando los cuadrados del error de forma numérica utilizando una hoja de cálculo
de Excel®.
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14
4.2.4. Diseño Final de la Turbina Eólica
El método de diseño fue resuelto de forma numérica utilizando una hoja de cálculo en el
programa Excel®, de donde se obtuvo una distribución de cuerda y una distribución de
ángulo de calaje presentada en la Tabla 1. Una vez obtenida la geometría del álabe se
diseñaron las piezas de sujeción de la turbina. Estas piezas fueron diseñadas de tal
forma que fuera posible el ensamble de las diferentes configuraciones de la turbina y
que fuera posible a la vez realizar pruebas para cada configuración con ángulos de
calaje entre 0° y -100°. Posteriormente se realizó un modelo digital 3D de la turbina en
el programa SolidEdge®, ver Figura 11. z (cm) r ( cm) β (°) c (cm)0.00 10.00 -13.99 3.931.00 11.40 -14.95 4.482.00 12.57 -14.08 4.943.00 13.51 -14.09 5.314.00 14.23 -14.10 5.595.00 14.71 -14.36 5.786.00 14.97 -14.36 5.887.00 15.00 -14.36 5.898.00 14.80 -14.36 5.819.00 14.37 -14.37 5.64
10.00 13.71 -14.38 5.3911.00 12.83 -14.37 5.0412.00 11.71 -14.38 4.6013.00 10.37 -14.34 4.0714.00 8.80 -14.31 3.4615.00 7.00 -14.26 2.75
Tabla 1: Diseño Final Turbina
Figura 11: Modelos en SolidEdge® del Álabe y de la Turbina Completa
Los álabes de la turbina fueron fabricados en ABS por la máquina de prototipo rápido
del Laboratorio de Ingeniería Mecánica de la Universidad de los Andes. La tapa y el
anillo inferior fueron maquinados a partir de láminas de aluminio de 1/8’ de espesor.
IM-2006-II-28
15
4.2.4.1. Configuraciones Posibles de la Turbina
La geometría general del diseño permite obtener turbinas distintas al cambiar la
configuración de los alabes, las once configuraciones que fueron estudiadas en este
proyecto se pueden apreciar en las siguientes imágenes:
Imagen 3: Configuración 2 (1 cada 8)
Imagen 4: Configuración 4-1 (1 cada 4)
Imagen 5: Configuración 4-2 (2 cada 8)
Imagen 6: Configuración 6 (3 cada 8)
Imagen 7: Configuración 8-1 (1 cada 2)
Imagen 8: Configuración 8-2 (2 cada 4)
Imagen 9: Configuración 8-4 (4 cada 8)
Imagen 10: Configuración 10 (5 cada 8)
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16
Imagen 11: Configuración 12 (6 cada 8)
Imagen 12: Configuración 14 (7 cada 8)
Imagen 13: Configuración 16
4.3. DISEÑO DEL VENTILADOR EXTRACTOR
El diseño del ventilador se realizó utilizando el Análisis Simplificado de Diseño de
Ventilador ó Bomba Axial10.
4.3.1. Consideraciones Diseño del Ventilador
4.3.1.1. Diámetro
La geometría de la turbina (radio interior del anillo inferior) impuso un diámetro de
ducto de 150 mm (ver Figura 12).
Figura 12: Anillo Inferior
10 Ref.[23]
Anillo Inferior
IM-2006-II-28
17
Se determinó que debido a posibles imperfecciones en la construcción del ducto, el
espacio entre el ducto y la punta del ventilador debía ser de 5 mm, lo que impuso un
diámetro de rotor de 140 mm.
4.3.1.2. Diámetro del cubo
Se especificó un diámetro de cubo de 40 mm con el fin de dar espacio al diseño del
mecanismo de sujeción de las aspas que permitirá realizar pruebas a diferentes ángulos
de calaje (ver Figura 15).
4.3.1.3. Velocidad Angular
Utilizando el punto de máxima eficiencia de la configuración 16 a -70° de ángulo de
calaje, configuración con mayor eficiencia máxima ver sección 7.2.4, se obtiene la
velocidad angular de diseño del ventilador 219 RPM.
4.3.1.4. Perfil Utilizado
El perfil aerodinámico utilizado en el diseño del ventilador fue el Schmitz 417a
(Göttingen 417a) ya que es un perfil de placa curva que posee buen rendimiento a bajo
número de Reynolds (para más información ver Meyer (2005) Ref.[16]). La geometría y
las curvas aerodinámicas fueron obtenidas de Schmitz (1942) Ref.[24].
4.3.1.5. Caudal
El caudal escogido para el diseño fue de 0.016 sm /3 , lo que genera una velocidad en el
plano del rotor de 1.2 m/s.
El punto de operación del ventilador representado en el diagrama de Cordier se puede
observar en la Figura 13, donde se comprueba que el punto de diseño está en el rango de
las bombas axiales (NQ entre 0.6 y 3). El concepto de aproximar el diagrama de Cordier
con dos funciones lineales en la escala logarítmica, es decir dos funciones potenciales,
se puede encontrar en Wright (1999)11 y Logan (1993)12. Esta aproximación se utilizó
en el proceso de caracterización de parámetros de diseño del ventilador que fueron
realizados en una hoja de cálculo en Excel® (ver Figura 14).
11 Ref.[29] 12 Ref.[9]
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18
Diagrama de Cordie r
0.10
1.00
10.00
0.10 1.00 10.00
Ds
NQ
Figura 13: Diagrama de Cordier
Ds
13
Figura 14: Superposición Diagrama de Cordier y la Aproximación Utilizada
13 Ref.[23].
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19
4.3.2. Diseño Final Ventilador
El diseño final del ventilador se puede observar en la Tabla 2, donde se muestra la
distribución de cuerda y de ángulo de calaje. Una vez obtenida la geometría de cada
aspa se diseñó el cubo y los mecanismos de sujeción. El diseño final del ventilador se
modeló en el programa SolidEdge® (ver Figura 15). La fabricación del ventilador se
realizará en la máquina de prototipo rápido de la Universidad de los Andes.
r (m) c (m) β (°) r (m) c (m) β (°)0.020 0.04 0 75.8 0.052 0.025 49.4
0.024 0.03 6 71.3 0.054 0.024 48.50.028 0.03 4 67.8 0.056 0.024 47.6
0.031 0.03 2 65.0 0.057 0.023 46.80.033 0.03 1 62.5 0.059 0.023 46.00.036 0.03 0 60.4 0.060 0.022 45.3
0.038 0.02 9 58.5 0.062 0.022 44.60.041 0.02 8 56.9 0.063 0.022 43.90.043 0.02 7 55.3 0.065 0.021 43.3
0.045 0.02 7 54.0 0.066 0.021 42.70.047 0.02 6 52.7 0.067 0.021 42.10.049 0.02 6 51.5 0.069 0.021 41.5
0.051 0.02 5 50.4 0.070 0.020 41.0 Tabla 2: Diseño Final Ventilador
Figura 15: Modelo en SolidEdge® del Ventilador
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20
5. MONTAJE
Se realizaron dos montajes durantes el proyecto, el primero tiene como fin caracterizar
la turbina, el segundo permite caracterizar el sistema de extracción eólico completo.
5.1. MONTAJE DE CARACTERIZACIÓN DA LA TURBINA
Para la caracterización de la turbina se realizó un montaje que permitiera hacer las
mediciones directas (ver sección 6.1) y el montaje del sensor óptico utilizado para
obtener los datos indirectamente (ver sección 6.1.2). A continuación en la Figura 16 y la
Figura 17 se presentan las vistas del montaje con la configuración 16 y ángulo de calaje
de -70°.
Figura 16: Vista Isométrica y de Planta del Montaje de Calibración de la Turbina
Figura 17: Vista Derecha y Alzada del Montaje de Calibración de la Turbina
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21
En las vistas anteriores del montaje se puede observar el sensor óptico y el disco
utilizado para la medición de la velocidad angular, a continuación en la Figura 18 se
muestra un acercamiento a este sistema de medición dentro del montaje (ver sección
6.1.2.1).
Figura 18: Acercamiento Sistema de Medición de Velocidad Angular
5.1.1. Fotografías del Montaje de Caracterización de la Turbina Eólica
A continuación se presentan fotografías del montaje utilizado:
Imagen 14: Montaje con Turbina
en Movimiento
Imagen 15: Montaje de Caracteri zación de la
Turbina Eólica
5.2. MONTAJE SISTEMA EXTRACTOR COMPLETO
Para la caracterización del sistema extractor completo se realizó un montaje que incluye
todas las partes mencionadas en la sección 2.1. Este montaje permite la realización de
pruebas de funcionamiento (ver Sección 9.5) y permite la visualización del flujo ya que
se utilizaron materiales transparentes para la fabricación del ducto (ver Sección 9.5).
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22
A continuación en la Figura 19 y la Figura 20 se presentan las vistas del montaje con la
configuración 16 y ángulo de calaje de -70°.
Figura 19: Vista Isométrica y Lateral del Montaje Sistema Extractor Completo
Figura 20: Vista Superior del Montaje Sistema Extractor Completo
5.2.1. Fotografías del Montaje del Sistema Extractor sin el Ventilador
A continuación se presentan fotografías del montaje del sistema de extracción sin el
ventilador:
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23
Imagen 16: Montaje Sistema Extractor
sin Ventilador
Imagen 17: Montaje Sistema Extractor
sin Ventilador en Movimiento
Imagen 18: Vista Inferior Montaje Sistema Extractor Sin Ventilador
Imagen 19: Vista Inferior Montaje
Sistema Extractor Sin Ventilador en Movimiento
IM-2006-II-28
24
6. PROTOCOLO EXPERIMENTAL
El sistema extractor se puede dividir en dos subsistemas: la turbina eólica de eje vertical
y el sistema Ventilador-Ducto. La caracterización de cada subsistema de forma
independiente es importante para poder analizar el rendimiento del sistema completo y
para poder ejecutar acciones de optimización con mayor facilidad. A demás, teniendo en
cuenta la necesidad que existe de conocer el punto de funcionamiento del ventilador de
antemano hace que el protocolo experimental tenga un orden general establecido: en
primer lugar la caracterización de la turbina, en segundo la caracterización del
ventilador y por último pruebas de rendimiento del sistema completo.
Tanto las pruebas de caracterización del ventilador como las de caracterización del
sistema no fueron realizadas dentro de este proyecto pero se incluye una breve
descripción del procedimiento que se debe seguir en las secciones 9.5 y 9.6.
6.1. PRUEBAS DE CARACTERIZACIÓN DE LA TURBINA
Las pruebas de caracterización de la turbina tienen como objetivo encontrar las curvas
adimensionales de operación de cada una de las configuraciones a diferentes ángulos de
ataque. Para encontrar estas curvas es necesario obtener las curvas de Momento-par
contra Velocidad Angular, y de Potencia contra Velocidad Angular (que se obtiene a
partir de la curva de Momento-par contra Velocidad Angular), además de conocer la
velocidad y las propiedades físicas del viento.
Para obtener las curvas de Momento-par contra Velocidad Angular se utilizó en
principio un método directo utilizando un estroboscopio y un dinamómetro, pero se
descartó como método debido a la falta de precisión del dinamómetro como se puede
apreciar en la Figura 21, Figura 22 y Figura 23, en donde se observa que el
dinamómetro no permite realizar mediciones confiables ya que en la mayoría de casos
los Momentos-par de arranque están por debajo del los 50 N.mm. Hay que aclarar que
utilizando el método directo solo se pueden realizar dos mediciones por cada curva ya
que sólo se puede medir el momento-par de arranque y la velocidad angular de
desboque, lo que implica imponer un modelo de primer orden al sistema.
IM-2006-II-28
25
Torque Vs Velocidad AngularConfiguración 2, -70°
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0 20 40 60 80 100 120 140
Ome ga (RPM)
T (N
.mm
)
Método Indirecto Método Directo
Figura 21: Comparación Métodos de Medición, Configuración 2
Torque Vs Velocidad AngularConfiguraci ón 4-2, -40°
0
5
1 0
1 5
2 0
2 5
3 0
0 20 40 6 0 8 0 10 0 120 140 160 180 200
Om e ga (RPM )
T (
N.m
m)
Mé todo Indire cto Método Dir ecto
Figura 22: Comparación Métodos de Medición, Configuración 4-2
Torque Vs Velocidad AngularConfiguraci ón 8-1, -60°
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 50 100 150 200 250 300 3 50 400
Ome ga ( RPM)
T (N
.mm
)
Método Indirecto Método Direc to
Figura 23: Comparación Métodos de Medición, Configuración 8-1
IM-2006-II-28
26
De tal forma los datos definitivos fueron obtenidos mediante un método indirecto donde
se requiere medir la velocidad angular en pequeños intervalos de tiempo, este método es
descrito en la sección 6.1.2.
Todas las pruebas se realizaron en el túnel de viento de diámetro de 300 mm disponible
en el laboratorio de la Universidad de los Andes a una frecuencia de 60 Hz.
6.1.1. Caracterización del Túnel de Viento
Se realizaron mediciones de rapidez de viento siguiendo el mapeo descrito en la Figura
24, estas mediciones se realizaron utilizando un Tubo de Pitot. Las posiciones de mapeo
1 a 8 están ubicadas a una posición radial de 100 mm y están repartidas simétricamente.
Figura 24: Mapeo Túnel de Viento
6.1.1.1. Perfil de Velocidad del Túnel
En la Figura 25 se puede observar el perfil de velocidad del túnel a 60 Hz, interpolado
utilizando una función polinomial de la posición radial, del coseno y del seno de la
posición angular. La velocidad promedio del viento es 7.67 m/s, una velocidad superior
a la velocidad de diseño (5 m/s), esta diferencia es debida a que el túnel de viento fue
calibrado en primera instancia utilizando un anemómetro de hilo caliente digital de
donde se obtuvo medidas de la velocidad muy por debajo a las obtenidas con el tubo de
Pitot. En la literatura se reconoce al tubo de Pitot como el método más preciso para
mediciones de flujo por lo que se descartaron las medidas realizadas con el anemómetro
digital.
1 2
3
4 5
8
9 7
6
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27
-0.15-0.1
-0.050
0.050.1
0.15
-0.15
-0.1
-0.05
0
0.05
0.1
0.15
02
46
810
12
V (m/s)
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Figura 25: Perfil de Velocidad del Túnel de Viento
6.1.2. Método Indirecto
El método de caracterización de turbina utilizado consiste en realizar una prueba de
arranque de la turbina, de donde se puede calcular las curvas características de cada
configuración.
Para realizar la medición de Velocidad Angular se construyó un tacómetro óptico
análogo que da como salida un voltaje proporcional a la velocidad angular.
6.1.2.1. Tacómetro
En la Figura 26 se puede observar un esquema del tacómetro implementado14. Los
componentes más importantes son: el sensor óptico (optoacoplador) de herradura que
emite un pulso de voltaje cada vez que la señal óptica que emite es bloqueada por las
franjas oscuras de un disco transparente acoplado al eje de giro. Y un conversor de
frecuencia a voltaje: LM 2907.
14 Diseño del Tacómetro: http://miarroba.com/foros/ver.php?foroid=21954&temaid=136931.
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28
Figura 26: Diagrama Tacómetro
La calibración del tacómetro se realizó midiendo con un estroboscopio la velocidad de
desboque de la turbina en la configuración 16 con un ángulo de calaje de -20°. Se varió
la frecuencia del túnel de viento para obtener diferentes velocidades de desboque.
6.1.2.2. Calibración Tacómetro Óptico Análogo
Velocidad Angular Vs Voltaje Tacómetro
0
50
100
150
200
250
300
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80
V (V)
ω (R
PM
)
Figura 27: Curva de Calibración Tacómetro
En la Figura 27 se aprecia la linealidad del tacómetro. Un aspecto muy importante para
rescatar es el hecho que el tacómetro no representa carga alguna para la turbina, es decir
que realiza mediciones sin perturbar el sistema.
IM-2006-II-28
29
Una vez calibrado el tacómetro se conectó a una tarjeta de adquisición de datos que
permite realizar mediciones de voltaje en intervalos de una centésima de segundo. Los
datos obtenidos son ajustados a una modelo de segundo orden por el método de
mínimos cuadrados (ver Figura 28).
Los datos obtenidos brindan la oportunidad de hacer un análisis frecuencial que
permitirá detectar la influencia de las condiciones oscilantes sobre los álabes. Este tipo
de análisis está fuera del alcance de este proyecto.
Voltaje Vs tiempo
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0 5 10 15 20 25
t (s)
V (V
)
Figura 28: Muestra de Voltaje de Salida en el Tacómetro
Conociendo la ecuación del voltaje y la relación del tacómetro se puede encontrar la
función de la velocidad angular con respecto al tiempo (ver Figura 29).
Velocidad Angular Vs Tiempo
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 5 10 15 20 25 30
t (s)
ω (R
PM)
Figura 29: Muestra de Curva de Velocidad Angular contra Tiempo
IM-2006-II-28
30
A partir de la ecuación de velocidad anular se deriva la función de aceleración angular
contra el tiempo (ver Figura 30).
Acele ración Angular Vs Tiempo
0
1
2
3
4
5
6
0 5 10 15 20 25 30
t (s)
α (r
ad/s
^2)
Figura 30: Muestra de Curva de Aceleración Angular contra Tiempo
Para calcular el Momento-par disponible en el eje se calcula el vector de inercia de la
configuración de turbina al ángulo de calaje y se utiliza la ecuación de la sumatoria de
Momentos. Debido a la simetría de la turbina el eje de giro es paralelo a uno de los ejes
principales por lo que se puede calcular el Momento-par disponible haciendo el
producto de la aceleración angular con el momento de inercia sobre dicho eje.
6.1.2.3. Medición y Cálculo de Momentos de Inercia
Se utilizaron modelos en SolidEdge® para calcular los momentos de inercia debido al
gran número de turbinas a estudiar, 99 en total (11 configuraciones a 9 ángulos de
calaje) (ver Figura 31y Figura 32)(ver sección 9 para ver las inercias resultantes).
Figura 31: Muestra de Modelos en SolidEdge® Utilizados para el Cálculo de Momentos de Inercia
IM-2006-II-28
31
Figura 32: Continuación Figura 31
Se realizaron pruebas basadas en el método del péndulo trifilar de medición de inercia
para 3 configuraciones escogidas aleatoriamente (ver Imagen 20) con el fin de realizar
una comparación con la inercias calculadas utilizando SolidEdge®.
La prueba del péndulo trifilar relaciona el peso, las distancias radiales de sujeción de las
cuerdas del péndulo (en la turbina y en la base de sostén), la longitud de la cuerda y el
periodo de oscilación con el momento de inercia del cuerpo con respecto al eje de
rotación15. Este método tiene el inconveniente de ser no lineal por lo que se decidió
utilizar la inercias calculadas con el programa SolidEdge® (ver Imagen 20).
Imagen 20: Péndulo Trifilar
I (kg m^2) I (kg m^2)
Configuración Ángulo ° SolidEdge m (kg) r (m) l (m) τ.prom (s) Péndulo Porcentaje Error4 (1) 50 3.65E-03 0.58 0.15 0.3 59.44 3.85E-03 5.45
16 80 6.48E-03 0.86 0.15 0.3 63.07 6.41E-03 1.066 80 3.84E-03 0.63 0.15 0.3 59.59 4.18E-03 8.79
Tabla 3: Comparación Cálculo de Momento de Inercia
15 Ref.[13].
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32
Una vez calculada la inercia se calcula la función de Momento-par con respecto al
tiempo se puede obtener la grafica de Momento-par contra Velocidad Angular (ver
Figura 33).
Momento-Par Vs Velocidad Agular
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
ω (RPM)
T (N
.mm
)
Figura 33: Muestra de Curva de Torque contra Velocidad Angular
6.1.3. Definición de Coeficientes Adimensionales
Para poder cuantificar el rendimiento de turbinas eólicas es necesario conocer las curvas
adimensionales de operación. Los coeficientes adimensionales relacionados a estas
curvas son: Velocidad Específica (λ), Coeficiente de Torque (CT) y el Coeficiente de
Potencia o de Rendimiento (CP).
6.1.3.1. Velocidad Específica
La velocidad específica relaciona la velocidad del punto de máxima posición radial con
la velocidad no perturbada del viento.
(iv) ∞
=v
Rϖλ
6.1.3.2. Coeficiente de Torque
El coeficiente de torque relaciona el momento-par disponible con la energía cinética por
unidad de volumen del viento ( 2
21
∞vρ ) por el área frontal de la turbina por el radio de
la turbina.
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33
(v) RAv
TcT
2
21
∞
=ρ
6.1.3.3. Coeficiente de Potencia o Rendimiento
El coeficiente de Rendimiento relaciona la potencia extraída con la potencia disponible
en el viento sin perturbar que es menor que la potencia real del viento que atraviesa la
turbina.
(vi) Av
PcP
3
21
∞
=ρ
Estos coeficientes adimensionales están relacionados entre sí, ya que la potencia
extraída es igual al producto entre el Momento-par y la velocidad angular de giro, de tal
forma la relación que se encuentra es:
(vii) TP Cc λ=
Las curvas de rendimiento son entonces: Coeficiente de Torque contra Velocidad
Específica y Coeficiente de Potencia o de Rendimiento contra Velocidad Específica.
6.1.4. Resultados
Desde un punto de vista global el desarrollo de los diferentes diseños fue adecuado por
lo que se logró realizar un protocolo experimental extenso que permite analizar la gran
mayoría de las variables involucradas.
La parte experimental de este proyecto esta compuesta por cerca de 140 pruebas sin
contar los cálculos asistidos por computador que permitieron disminuir
considerablemente el número de pruebas.
Los resultados de la caracterización de la turbina fueron agrupados en dos categorías
diferentes: por configuraciones y por ángulos de ataque. A continuación se presentas los
resultados más significativos (ver sección 9 para resultados faltantes), las gráficas tienen
las mismas escalas de ejes para poder compararlos visualmente.
La Figura 34 es una muestra de la forma que tienen las curvas de rendimiento. La
linealidad que muestra la curva CT contra λ muestra que a pesar de haber utilizado un
IM-2006-II-28
34
modelo de segundo orden para aproximar el sistema, éste continúa comportándose
como un sistema de primer orden.
CT Vs λConfigurac ión: 6
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90λ
CT
-10-20-30-40-50-60-70-80-90
CP Vs λConfiguración: 6
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0.18
0.20
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90λ
CP
-10-20-30-40-50-60-70-80-90
Figura 34: Curvas de Rendimiento Configuración 6 (Todos los Ángulos de Calaje)
6.1.4.1. Agrupación por Configuración
La agrupación de curvas según su configuración permite ver el efecto que tiene sobre el
rendimiento de una turbina de este tipo el hecho de operarla a un ángulo de calaje
diferente al óptimo (ver Figura 35). Se observa como operar la turbina 20° fuera del
punto de máximo rendimiento (-70°) genera coeficientes de rendimiento hasta un 20%
menores, esta disminución se vuelve crítica si el ángulo de calaje se ubica a una
diferencia de 40° donde el coeficiente de rendimiento es cerca del 50% menor.
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35
CT Vs λC onfiguración: 16
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90λ
CT
-10-20-30-40-50-60-70-80-90
CP Vs λConfiguración: 16
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0.18
0.20
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90λ
CP
-10-20-30-40-50-60-70-80-90
Figura 35: Curvas de Rendimiento Configuración 16 (Todos los Ángulos de Calaje)
6.1.4.2. Agrupación por Ángulo
La agrupación de curvas según el ángulo de calaje permite ver el efecto que tiene el
número y la disposición de los álabes sobre el rendimiento. En la Figura 36 se aprecia
como al aumentar el número de álabes en general implica un aumento en el
rendimiento. Esto se debe a que la turbina funciona a números de Reynolds bajos
(menores que 5101× ) y a bajas velocidades específicas (menores que 2) donde se
requiere una mayor solidez para poder dar un buen rendimiento. Esto no sucede en el
caso de turbinas eólicas que operan a altos números de Reynolds y velocidades
IM-2006-II-28
36
específicas, donde el número de aspas no afecta el rendimiento por lo que este tipo de
turbinas (tanto verticales como horizontales) tienen típicamente 2 o 3 aspas.
CT Vs λÁ ngulo de Ca laje: -60°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0. 1 0.2 0.3 0. 4 0.5 0.6 0. 7 0.8 0.9
λ
CT
C o nf igu r ac ió n 2
C o nf igu r ac ió n 4- 1
C o nf igu r ac ió n 4- 2
C o nf igu r ac ió n 6
C o nf igu r ac ió n 8- 1
C o nf igu r ac ió n 8- 2
C o nf igu r ac ió n 8- 4
C o nf igu r ac ió n 10
C o nf igu r ac ió n 12
C o nf igu r ac ió n 14
C o nf igu r ac ió n 16
CP Vs λÁ ngulo de Ca laje: -60°
0
0. 02
0. 04
0. 06
0. 08
0 .1
0. 12
0. 14
0. 16
0. 18
0 .2
0 0. 1 0 . 2 0. 3 0. 4 0 . 5 0. 6 0. 7 0. 8 0. 9
λ
CP
C o nf igu r ac ió n 2
C o nf igu r ac ió n 4- 1
C o nf igu r ac ió n 4- 2
C o nf igu r ac ió n 6
C o nf igu r ac ió n 8- 1
C o nf igu r ac ió n 8- 2
C o nf igu r ac ió n 8- 4
C o nf igu r ac ió n 10
C o nf igu r ac ió n 12
C o nf igu r ac ió n 14
C o nf igu r ac ió n 16
Figura 36: Curvas de Rendimiento, Ángulo de Calaje -60° (Todas las configuraciones)
Detectar el efecto de la disposición de las aspas es mucho más complicado, ya que solo
se cuenta con dos grupos de configuraciones con el mismo número de aspas:
configuraciones de 4 aspas y de 8 aspas. A pesar de eso las configuraciones con una
distribución regular (4-1 y 8-1, ver de la Imagen 3 a la Imagen 13) presentan mejores
rendimientos que aquellas con álabes y espacios agrupados (4-2, 8-2 y 8-4). Esto se
puede apreciar en la Figura 37.
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37
CT Vs λÁ ngulo de Ca laje: -70°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0. 1 0.2 0.3 0. 4 0.5 0.6 0. 7 0.8 0.9
λ
CT
C o nf igu r ac ió n 2
C o nf igu r ac ió n 4- 1
C o nf igu r ac ió n 4- 2
C o nf igu r ac ió n 6
C o nf igu r ac ió n 8- 1
C o nf igu r ac ió n 8- 2
C o nf igu r ac ió n 8- 4
C o nf igu r ac ió n 10
C o nf igu r ac ió n 12
C o nf igu r ac ió n 14
C o nf igu r ac ió n 16
CP Vs λÁ ngulo de Ca laje: -70°
0
0. 02
0. 04
0. 06
0. 08
0 .1
0. 12
0. 14
0. 16
0. 18
0 .2
0 0. 1 0 . 2 0. 3 0. 4 0 . 5 0. 6 0. 7 0. 8 0. 9
λ
CP
C o nf igu r ac ió n 2
C o nf igu r ac ió n 4- 1
C o nf igu r ac ió n 4- 2
C o nf igu r ac ió n 6
C o nf igu r ac ió n 8- 1
C o nf igu r ac ió n 8- 2
C o nf igu r ac ió n 8- 4
C o nf igu r ac ió n 10
C o nf igu r ac ió n 12
C o nf igu r ac ió n 14
C o nf igu r ac ió n 16
Figura 37: Curvas de Rendimiento, Ángulo de Calaje -70° (Todas las configuraciones)
6.1.4.3. Resumen Comparativo
Para comparar las turbinas se presentan las Figura 38 y Figura 39, que muestran las
curvas de rendimiento máximo para cada configuración. Estas figuras representan las
curvas de operación recomendables para cada turbina y permite escoger la turbina de
mayor rendimiento para el sistema extractor.
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38
CT Vs λ
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
0.00 0.1 0 0 .20 0.30 0.4 0 0. 50 0.60 0.7 0 0. 80 0.90
λ
CT
C o nf ig ur ac ió n 2 (- 5 0°)
C o nf ig ur ac ió n 4- 1 ( -9 0 °)
C o nf ig ur ac ió n 4- 2 ( -8 0 °)
C o nf ig ur ac ió n 6 (- 9 0°)
C o nf ig ur ac ió n 8- 1 ( -9 0 °)
C o nf ig ur ac ió n 8- 2 ( -8 0 °)
C o nf ig ur ac ió n 8- 4 ( -9 0 °)
C o nf ig ur ac ió n 10 ( - 90 °)
C o nf ig ur ac ió n 12 ( - 80 °)
C o nf ig ur ac ió n 14 ( - 60 °)
C o nf ig ur ac ió n 16 ( - 70 °)
Figura 38: CT Vs λ, Resumen Configuraciones de Máximo Rendimiento
CP Vs λ
0. 00
0. 02
0. 04
0. 06
0. 08
0. 10
0. 12
0. 14
0. 16
0. 18
0. 20
0 .0 0 0 .1 0 0 .2 0 0. 30 0. 40 0. 50 0 . 60 0 .7 0 0 .8 0 0 .9 0
λ
CP
Co nf ig ur a ció n 2 ( -5 0 °)
Co nf ig ur a ció n 4 -1 ( -9 0 °)
Co nf ig ur a ció n 4 -2 ( -8 0 °)
Co nf ig ur a ció n 6 ( -9 0 °)
Co nf ig ur a ció n 8 -1 ( -9 0 °)
Co nf ig ur a ció n 8 -2 ( -8 0 °)
Co nf ig ur a ció n 8 -4 ( -9 0 °)
Co nf ig ur a ció n 1 0 (- 9 0°)
Co nf ig ur a ció n 1 2 (- 8 0°)
Co nf ig ur a ció n 1 4 (- 6 0°)
Co nf ig ur a ció n 1 6 (- 7 0°)
Figura 39: CP Vs λ, Resumen Configuraciones de Máximo Rendimiento
Analizar el comportamiento del coeficiente de torque y del coeficiente de potencia en el
punto de máximo rendimiento puede ser de mucha utilidad para comprender el fondo de
la adimensionalización. La Figura 40 representa la curva que se forma al graficar los
puntos de coeficiente de torque en el punto de máximo rendimiento de todas las
configuraciones, la curva que aproxima el comportamiento es el producto entre una
constante (a1) por la velocidad específica al cuadrado.
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39
CT Vs λ
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.00 0.10 0. 20 0. 30 0. 40 0 .50 0 .60
λ
CT
Figura 40: Curva de Coefici ente de Torque en los Puntos de Máximo Rendimiento
Si reemplazamos las definiciones de λ y CT en la ecuación de la gráfica que se encontró
se obtiene una expresión similar a la del dividendo de la definición del coeficiente de
torque:
(viii) ( ) RARaT 21 2
1ϖρ=
De forma similar la Figura 41 representa la curva que se forma al graficar los puntos de
coeficiente de potencia máxima de todas las configuraciones, la curva que aproxima el
comportamiento es el producto entre una constante (a2) por la velocidad específica al
cubo.
CP Máximo V s λ
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60
λ
CP
Figura 41: Curva de Puntos de Máximo Rendimiento
Y De la misma forma al reemplazar las definiciones de λ y CP en la ecuación de la
gráfica que se encontró se obtiene una expresión muy similar a la de la potencia
disponible en el viento sin perturbar:
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40
(ix) ( ) ARaP 32 2
1ϖρ=
6.1.4.4. Turbina Eólica de Mejor Rendimiento
La turbina con mejor rendimiento desarrollada en este proyecto es la configuración 16 a
un ángulo de calaje de -70°. A continuación se presentan las curvas de rendimiento
individuales para esta turbina:
CT Vs λ
0 .00
0 .10
0 .20
0 .30
0 .40
0 .50
0 .60
0 .70
0 .80
0 .90
0.0 0 .1 0 .2 0.3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CT
C P Vs λ
0 .000
0 .020
0 .040
0 .060
0 .080
0 .100
0 .120
0 .140
0 .160
0 .180
0 .200
0.0 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0 .5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CP
Figura 42: Curvas de Rendimiento, Configuración 16 a un Ángulo de Calaje de -70°
El punto de diseño del ventilador es el punto de máximo rendimiento, ya que en este
punto se está extrayendo la mayor cantidad de potencia del aire y será transmitida una
mayor potencia al ventilador. Este punto tiene las siguientes condiciones:
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41
• Velocidad Específica: 0.45
• Coeficiente de Torque: 0.41 • Coeficiente de Potencia: 0.1838
• Velocidad Angular: 219.27 RPM
• Torque: 61.07 N.mm • Potencia Máxima: 1.4 W
La diferencia en el valor de ángulo de calaje óptimo (de aprox. -20° a -70°) es atribuido
a la velocidad del viento utilizada en las pruebas, a las aproximaciones hechas durante
el proceso de diseño y en especial a solucionar de forma iterativa el sistema de
ecuaciones no lineal con más de 32 incógnitas del método de diseño, donde múltiples
respuestas son posibles.
Un aspecto importante a reconocer en la Figura 42 es el valor máximo del coeficiente de
torque de 0.817, valor muy cercano al límite teórico de máximo coeficiente de torque
para turbinas de flujo cruzado ( 866.02/3 ≈ ). Esto muestra el buen rendimiento
mostrado por la turbina.
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42
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En cuanto el método de diseño se concluye que:
• Se modificó e implementó un método de diseño para turbinas eólicas de eje
vertical a bajo número de Reynolds.
• Utilizando dicho método se diseñó una turbina eólica con un desempeño por
encima de lo esperado, obteniendo un coeficiente de torque cercano al límite
teórico.
• No se comprobó la exactitud del método de diseño implementado ya que las
pruebas a las que fue sometida la turbina no reprodujeron las condiciones de
diseño. El diseño final debe ser sometido a nuevas pruebas bajo las condiciones
exactas de diseño para poder concluir sobre el método.
• Se plantea la posibilidad de una implementación en código computacional que
permita al usuario tener control sobre las diferentes posibles respuestas que
puede ofrecer el método.
• El método de diseño no considera variables que pueden afectar
considerablemente el resultado como: el efecto de combadura virtual que se
genera debido a que el ángulo de ataque varía de forma continua en la
trayectoria circular del perfil y el efecto cascada que se produce de la
interacción de múltiples perfiles con el mismo recorrido.
En cuanto al protocolo experimental se concluye que:
• La deducción de la curva de Momento-par contra Velocidad Angular a partir de
una medición periódica de la velocidad angular permite obtener información
significativa sobre el comportamiento de una turbina eólica.
• La realización de múltiples pruebas de medición periódica de velocidad angular
bajo diferentes torques de frenado permitirían obtener información más precisa
sobre le verdadero comportamiento de una Turbina.
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43
En cuanto a los resultados de la caracterización de la turbina se concluye que:
• Se caracterizaron todas las configuraciones posibles de la turbina a diferentes
ángulos de calaje que permitieron generar hipótesis sobre la influencia de la
geometría de cada configuración en el desempeño de la turbina.
• Variaciones en el ángulo de calaje generan variaciones considerables en el
coeficiente de rendimiento en especial en configuraciones con mayor número de
álabes.
• Un aumento del número de álabes en una turbina eólica que funciona a números
de Reynolds bajos mejora el rendimiento. Esto no sucede en el caso de turbinas
eólicas que operan a altos números de Reynolds donde el número de aspas no
afecta el rendimiento obtenido.
• Las configuraciones con una distribución regular presentan mejores
rendimientos que aquellas con álabes y espacios agrupados.
• Se obtuvieron datos que mediante un análisis frecuencial pueden permitir
estudiar con mayor profundidad los efectos de la distribución geométrica en el
desempeño final de la turbina.
• A pesar de haber utilizado un modelo de segundo orden para modelar el
comportamiento de la turbina y para derivar las curvas características de la
turbina, los resultados obtenidos se asemejan a los de un sistema de primer
orden.
• A pesar de haber superado las expectativas del desempeño de la turbina de eje
vertical a bajo número de Reynolds, el rendimiento encontrado es muy lejano al
rendimiento de turbinas de alta velocidad (de eje horizontal ó vertical).
• Analizar el comportamiento del coeficiente de torque y del coeficiente de
potencia en el punto de máximo rendimiento permite comprender el fondo de la
adimensionalización.
En cuanto al diseño, construcción y caracterización del ventilador:
• Se diseñó un ventilador que cumple con las condiciones impuestas por la turbina
óptima. Diseño que permite variar el ángulo de calaje, lo que brinda la
posibilidad de realizar un proceso de maximización del rendimiento del
ventilador en función de dicho ángulo.
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44
• El proceso de optimización del ventilador consiste en realizar mediciones de
caudal, de diferencia de presión y de potencia a diferentes ángulos de calaje para
determinar el ángulo óptimo del ventilador.
• Debido a fallas técnicas sufridas por la máquina de prototipo rápido de la
Universidad de los Andes a finales del segundo semestre del 2006 no se pudo
realizar la construcción del ventilador.
• Se plantea la posibilidad de realizar el diseño aerodinámico de un sistema de
sujeción conformado por direccionadores que permitan mejorar el rendimiento
del sistema extractor completo. Estos direccionadores deben permitir la
variación del ángulo de calaje para poder realizar un proceso de optimización del
sistema de sujeción.
En cuanto la caracterización del sistema extractor completo:
• El estudio de visualización de flujo del sistema extractor completo debe ser
realizado para poder describir las líneas de corriente que sigue el fluido a lo
largo del sistema y en especial dentro de la turbina.
• Se plantea la posibilidad de realizar un análisis del rendimiento del sistema
extractor completo. Esto consiste en realizar pruebas de extracción en un
volumen de control con temperatura interna controlada a diferentes velocidades
de viento de donde se obtendrá la curva de operación del sistema extractor. A
partir de la realización de pruebas a diferentes temperaturas internas se podrá
analizar la influencia del flujo natural en el movimiento del sistema extractor.
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45
8. BIBLIOGRAFÍA
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IM-2006-II-28
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IM-2006-II-28
47
9. ANEXOS
9.1. Datos de Medición de Velocidad del Túnel de Viento
Mapeo P (in H2O) v (m/s)1 0.325 8.412 0.330 8.583 0.280 6.734 0.275 6.515 0.290 7.146 0.300 7.527 0.305 7.718 0.330 8.589 0.305 7.71
Tabla 4: Medición Velocidad Túnel de Viento
9.2. Datos Momentos de Inercia Calculado en SolidEdge®
Conf. Ángulo I (kg m 2̂)*1000 Conf. Ángulo I (kg m̂ 2)*100 02 10 3 .0 0 16 10 7.822 20 2 .9 8 16 20 7.832 30 2 .9 6 16 30 7.802 40 2 .9 2 16 40 7.652 50 2 .8 8 16 50 7.522 60 2 .8 3 16 60 7.292 70 2 .7 4 16 70 6.892 80 2 .6 8 16 80 6.482 90 2 .6 2 16 90 6.04
4 (1) 10 3 .7 5 12 10 6.174 (1) 20 3 .7 4 12 20 6.174 (1) 30 3 .7 2 12 30 6.154 (1) 40 3 .7 1 12 40 6.084 (1) 50 3 .6 5 12 50 6.014 (1) 60 3 .5 9 12 60 5.934 (1) 70 3 .4 4 12 70 5.734 (1) 80 3 .3 4 12 80 5.424 (1) 90 3 .2 3 12 90 5.09
8 (1) 10 5 .2 5 14 10 6.978 (1) 20 5 .2 4 14 20 6.978 (1) 30 5 .1 8 14 30 6.958 (1) 40 5 .0 6 14 40 6.848 (1) 50 4 .9 4 14 50 6.748 (1) 60 4 .7 8 14 60 6.628 (1) 70 4 .5 7 14 70 6.318 (1) 80 4 .3 7 14 80 5.958 (1) 90 4 .1 4 14 90 5.56
Tabla 5: Momentos de Inercia Primera Parte
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48
Conf. Ángulo I (kg m 2̂)*1000 Conf. Ángulo I (kg m̂ 2)*100 010 10 5 .4 7 4 (2) 10 3.7410 20 5 .4 7 4 (2) 20 3.7510 30 5 .4 6 4 (2) 30 3.7310 40 5 .4 1 4 (2) 40 3.6610 50 5 .3 8 4 (2) 50 3.5910 60 5 .3 3 4 (2) 60 3.5110 70 5 .1 5 4 (2) 70 3.4110 80 4 .8 9 4 (2) 80 3.3110 90 4 .6 2 4 (2) 90 3.20
8 (4) 10 4 .9 0 8 (2) 10 5.238 (4) 20 4 .9 0 8 (2) 20 5.248 (4) 30 4 .9 0 8 (2) 30 5.218 (4) 40 4 .8 8 8 (2) 40 5.068 (4) 50 4 .8 6 8 (2) 50 4.938 (4) 60 4 .7 7 8 (2) 60 4.778 (4) 70 4 .5 7 8 (2) 70 4.578 (4) 80 4 .3 7 8 (2) 80 4.378 (4) 90 4 .1 4 8 (2) 90 4.14
6 10 4 .4 86 20 4 .4 86 30 4 .4 76 40 4 .3 66 50 4 .2 66 60 4 .1 46 70 3 .9 96 80 3 .8 46 90 3 .6 7
Tabla 6: Momentos de Inercia Segunda Parte
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49
9.3. Datos Péndulo Trifilar
Configuración t 10 osci laciones(s) τ (s)4 (1) 622.93 62.293
553.81 55.381585.52 58.552567.11 56.711612.52 61.252597.21 59.721573.28 57.328610.00 61.000626.19 62.619
Configuración t 10 osci laciones(s) τ (s)16 649.70 64.970
620.74 62.074671.74 67.174665.08 66.508635.50 63.550607.43 60.743609.02 60.902683.32 68.332659.94 65.994
Configuración t 10 osci laciones(s) τ (s)6 556.46 55.646
587.66 58.766590.19 59.019603.52 60.352597.91 59.791573.43 57.343602.11 60.211624.83 62.483600.23 60.023
Tabla 7: Datos Medición de Periodo Péndulo Trifilar
9.4. Gráficas de Rendimiento Faltantes
9.4.1. Agrupadas según Configuración
CT Vs λConfig uración: 2
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
IM-2006-II-28
50
CP Vs λConfig uración: 2
0.0 0
0.0 2
0.0 4
0.0 6
0.0 8
0.1 0
0.1 2
0.1 4
0.1 6
0.1 8
0.2 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CT Vs λ
Co nfiguración: 4-1
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CP Vs λ
Configuración: 4-1
0.0 0
0.0 2
0.0 4
0.0 6
0.0 8
0.1 0
0.1 2
0.1 4
0.1 6
0.1 8
0.2 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
IM-2006-II-28
51
CT Vs λConfiguración: 4-2
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CP Vs λ
Configuración: 4-2
0.0 0
0.0 2
0.0 4
0.0 6
0.0 8
0.1 0
0.1 2
0.1 4
0.1 6
0.1 8
0.2 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CT Vs λ
Configuración: 8-1
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
IM-2006-II-28
52
CP Vs λConfiguración: 8-1
0.0 0
0.0 2
0.0 4
0.0 6
0.0 8
0.1 0
0.1 2
0.1 4
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0.1 8
0.2 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CT Vs λConfiguración: 8-2
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CP Vs λ
Configuración: 8-2
0.0 0
0.0 2
0.0 4
0.0 6
0.0 8
0.1 0
0.1 2
0.1 4
0.1 6
0.1 8
0.2 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
IM-2006-II-28
53
CT Vs λConfiguración: 8-4
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
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λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CP Vs λ
Configuración: 8-4
0.0 0
0.0 2
0.0 4
0.0 6
0.0 8
0.1 0
0.1 2
0.1 4
0.1 6
0.1 8
0.2 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CT Vs λConfiguración: 10
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
IM-2006-II-28
54
CP Vs λConfiguración: 10
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
0.16
0.18
0.20
0.0 0 0.10 0. 20 0.30 0 .40 0.5 0 0 .60 0.7 0 0.80 0. 90
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CT Vs λ
Configuración: 12
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CP Vs λ
Configuración: 12
0.0 0
0.0 2
0.0 4
0.0 6
0.0 8
0.1 0
0.1 2
0.1 4
0.1 6
0.1 8
0.2 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
IM-2006-II-28
55
CT Vs λConfiguración: 14
0.0 0
0.1 0
0.2 0
0.3 0
0.4 0
0.5 0
0.6 0
0.7 0
0.8 0
0.9 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CT
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
CP Vs λ
Configuración: 14
0.0 0
0.0 2
0.0 4
0.0 6
0.0 8
0.1 0
0.1 2
0.1 4
0.1 6
0.1 8
0.2 0
0. 00 0.1 0 0.20 0 .30 0. 40 0.5 0 0.6 0 0 .70 0. 80 0.9 0
λ
CP
-1 0-2 0-3 0-4 0-5 0-6 0-7 0-8 0-9 0
9.4.2. Agrupadas según Ángulo de Calaje
CT Vs λÁngulo de Calaje: -10°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CT
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
IM-2006-II-28
56
CP Vs λÁngulo de Calaje: -10°
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0 .8 0. 9λ
CP
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
CT Vs λ
Ángulo de Calaje: -20°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CT
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
CP Vs λ
Ángulo de Calaje: -20°
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0 .8 0. 9λ
CP
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
IM-2006-II-28
57
CT Vs λÁngulo de Calaje: -30°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CT
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
CP Vs λ
Ángulo de Calaje: -30°
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0 .8 0. 9λ
CP
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
CT Vs λ
Ángulo de Calaje: -40°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CT
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
IM-2006-II-28
58
CP Vs λÁngulo de Calaje: -40°
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0 .8 0. 9λ
CP
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
CT Vs λ
Ángulo de Calaje: -50°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CT
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
CP Vs λ
Ángulo de Calaje: -50°
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0 .8 0. 9λ
CP
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
IM-2006-II-28
59
CT Vs λÁngulo de Calaje: -80°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CT
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
CP Vs λ
Ángulo de Calaje: -80°
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0 .8 0. 9λ
CP
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
CT Vs λ
Ángulo de Calaje: -90°
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
λ
CT
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
IM-2006-II-28
60
CP Vs λÁngulo de Calaje: -90°
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.2
0 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0 .8 0. 9λ
CP
Co nfig ura ción 2Co nfig ura ción 4-1Co nfig ura ción 4-2Co nfig ura ción 6Co nfig ura ción 8-1Co nfig ura ción 8-2Co nfig ura ción 8-4Co nfig ura ción 10Co nfig ura ción 12Co nfig ura ción 14Co nfig ura ción 16
9.5. DISEÑO DE PRUEBAS DE CARACTERIZACIÓN DEL VENTILADOR
9.5.1. Medición del Caudal en el Ducto
La medición del caudal se debe realizar utilizando un tubo de Pitot o algún otro
instrumento capaz de medir diferencias de presión considerablemente pequeñas (del
orden de los Pa). Las mediciones de flujo deben realizarse siguiendo un mapa similar al
realizado en la sección 6.1.1 y se debe realizar a diferentes secciones del ducto para
encontrar un perfil de pérdidas longitudinales.
9.5.2. Medición del Aumento de Presión Estática
Se debe utilizar un tubo de Pitot o un manómetro que permita realizar mediciones de
diferencia de presión estática justo antes y justo después del ventilador. El fluido del
manómetro debe ser de baja densidad para poder realizar las mediciones del aumento de
presión, ya que este se encuentra en el orden de los Pa.
9.6. DISEÑO DE PRUEBAS DE CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA
9.6.1. Visualización de Flujo
Utilizando la técnica del cable de humo (Smoke-wire) descrita por Batill-Mueller (1980)
se puede realizar una prueba de visualización de flujo a través de todo el sistema
extractor. Esta prueba resulta ser muy significativa ya que las líneas de corriente que
sigue el fluido dentro de la turbina son completamente desconocidas.
IM-2006-II-28
61
9.6.2. Volumen de Control
Para la caracterización del sistema extractor completo se debe construir un volumen de
control con temperatura interna controlada. El volumen de control debe tener un área de
entrada de aire donde se realizarán mediciones del caudal entrante y debe tener
instalado el turboextractor en la parte superior. Se deben realizar pruebas a diferentes
velocidades de viento y a diferentes temperaturas internas con el fin de cuantificar el
número de extracciones capas de realizar el sistema completo y para determinar la
contribución del flujo natural (debido a diferencias de temperaturas) en el sistema
extractor completo.
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