diseÑo, construcciÓn y caracterizaciÓn de un …

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

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ii

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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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vi

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


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 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)







IM-2006-II-28

16



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]

IM-2006-II-28

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].

IM-2006-II-28

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

IM-2006-II-28

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

IM-2006-II-28

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).

IM-2006-II-28

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:

IM-2006-II-28

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

IM-2006-II-28

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.

IM-2006-II-28

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].

IM-2006-II-28

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.

IM-2006-II-28

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.

IM-2006-II-28

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


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










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













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.

IM-2006-II-28

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












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













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.

IM-2006-II-28

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°)




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.

IM-2006-II-28

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:

IM-2006-II-28

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:

IM-2006-II-28

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.

IM-2006-II-28

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.

IM-2006-II-28

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.

IM-2006-II-28

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.

IM-2006-II-28

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

IM-2006-II-28

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

IM-2006-II-28

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

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


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


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: 8-4

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


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


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


CP Vs λ


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


IM-2006-II-28

57


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


CP Vs λ


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


CT Vs λ


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


IM-2006-II-28

58


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


CT Vs λ


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


CP Vs λ


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


IM-2006-II-28

59


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


CP Vs λ


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


CT Vs λ


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


IM-2006-II-28

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. 9λ

CP


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.

diseÑo, construcciÓn y caracterizaciÓn de un …

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