DISEÑO DE UNA TURBINA EÓLICA DE BAJA POTENCIA

Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano
Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011
10-005
DISEÑO DE UNA TURBINA EÓLICA DE BAJA POTENCIA ADECUADA A LA
AGRESIVIDAD DEL CLIMA PATAGÓNICO
Ahrtz G.D.(1) , Fernandez R.D.(1) y Munnemann A. .(1)
(1)
Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, Ruta Prov. N°1 s/n, Ciudad Universitaria
Km4, (CP 9000), Comodoro Rivadavia, Argentina
[email protected]
RESUMEN
El presente trabajo describe el diseño de una turbina eólica de aproximadamente 3 KW, destinada a la
generación aislada en poblaciones rurales dispersas, cuya característica principal sea la robustez
mecánica frente a la agresividad del clima patagónico. Frente a ésta premisa, se buscó obtener una
elevada confiabilidad y posibilidad de una rápida reparación, con herramientas de uso común. Como
objetivo adicional se busca fomentar el desarrollo de empresas locales en la fabricación de
aerogeneradores, para lo cual se priorizó la simplicidad de diseño y se eligieron materiales y
componentes accesibles en el mercado local o nacional.
Palabras Claves: Generación eólica, baja potencia, Patagonia, HYFUSEN 2011
1. INTRODUCCIÓN
1.2 Objetivo del proyecto
1.1 Antecedentes
Basados en los antecedentes enumerados, se
pretende diseñar un aerogenerador de baja
potencia, de aproximadamente 3 KW, apto para
funcionar en las condiciones rigurosas descriptas
en 1.1
La existencia de fuertes vientos en la Patagonia
ha motivado desde los primeros asentamientos
colonizadores, intentos de utilización de
máquinas eólicas de pequeña potencia, tanto
inicialmente para bombeo de agua como
posteriormente para generación de energía
eléctrica de pequeña escala, con el objeto de
cubrir necesidades básicas de iluminación y
comunicaciones.
Las experiencias con molinos tipo multipala
americano para la extracción de agua han sido en
general satisfactorios, a pesar de que en muchos
lugares ven reducida su vida útil por las
exigencias de la región; por otro lado, la mayoría
de los modelos comerciales de generación
eléctrica instalados en las estancias Patagónicas
han tenido una vida útil muy inferior a la
informada por los fabricantes, ya que los mismos
no fueron diseñados para estás condiciones. Los
vientos Patagónicos tienen características muy
agresivas que someten a elevados esfuerzos
estructurales a las turbinas. En éste sentido, es
importante considerar no solo las elevadas
velocidades medias de viento observadas, las que
van desde menos de 6 hasta más de 12 m/s en
ciertos lugares, sino también la variabilidad del
viento (rafagosidad) [1, 2].
1.3 Estrategia de diseño global
Con los máximos valores de régimen de viento
observados para la Patagonia Argentina, se
fijarán las condiciones límite de diseño. Estas
condiciones y las características deseadas se
utilizarán para decidir el tipo de turbina. A
continuación se llevara a cabo el diseño de la
turbina, atendiendo al requerimiento de potencia
y a las características del generador eléctrico que
se prevé utilizar.
2. DESARROLLO TEÓRICO
2.1 Potencia del viento
Una turbina eólica convierte la energía cinética
del viento en energía mecánica disponible en su
eje. Un aerogenerador es una turbina eólica,
conectada a un generador eléctrico que convierte
la energía mecánica en energía eléctrica.
La energía cinética EC presente en un volumen
de fluido de densidad δ y superficie A, que se
mueve a velocidad v, es:
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máquina, considerando al poblador rural como
destinatario de la misma [4] .
Ec = 12 × m × v 2 = 12 × δ ×Vol × v 2 ⇒
Ec = 12 × δ × A × l × v 2
(2.1)
La potencia P involucrada, será entonces dicha
energía divida por el tiempo t :
P =
1
2
× δ × A × l × v2
⇒ P =
t
1
2
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× δ × A × v 3 (2.2)
De toda ésta energía, solo será posible extraer
una parte, ya que si le quitáramos toda esa
energía cinética al aire, detrás de la turbina éste
estaría quieto. El límite de extracción teórico
máximo fue calculado por Betz, quien dedujo
que la energía teórica máxima extraíble es igual
al 59.3% de la total.
Por lo tanto, las turbinas reales podrán extraer
una energía inferior a la planteada por Betz; el
cociente entre la potencia extraída y la potencia
total del fluido, se denomina coeficiente de
potencia Cp, el cual será, siempre inferior a
0,593 [3,5,6].
Este aspecto convierte en prioritarias las
características de Confiabilidad y Facilidad de
reparación, frente a otras como el precio por Kw
de potencia instalada, ya que el precio final de la
energía no solo dependerá de éste último, sino
también de la vida útil y del coeficiente de
utilización (tiempo en el cual la máquina está
operativa sobre el tiempo total de vida).
2.3 Diseño de la turbina
2.3.1 Elección del tipo de turbina
Las turbinas eólicas se clasifican en dos grandes
grupos, las de eje horizontal ó HAWTs por sus
siglas en inglés, y las de eje vertical ó VAWTs
(Figura 1), cuyas características principales
[3,5,8] pueden resumirse en la tabla I.
2.2 Demandas específicas de la Patagonia
Las características del viento a las que estará
sometida la turbina ya han sido comentadas, pero
existen otros factores importantes a tener en
cuenta. Uno de ellos es el aislamiento geográfico
de los posibles lugares de instalación de la
Figura 1. Distintos ejemplos de turbinas
HAWT’s (izquierda) y VAWT’s (derecha)
Características
HAWT rápidas (pocas palas)
VAWT rápidas (Darrieus)
Rendimiento
Generalmente alto
Algo inferior a las HAWTs
Sistema de orientación
Siempre necesario
En la mayoría de los casos no necesita
Ubicación del generador
A la altura del eje (difícil acceso para mantenimiento)
Puede estar a nivel del suelo (fácil acceso)
Torre
Más alta, y con las masas concentradas en el
extremo superior
Generalmente Más corta, y las masas pueden estar más
distribuídas (generador al nivel del suelo, extremo superior
puede estar soportando la mitad de las cargas horizontales)
Palas
De cuerda variable, perfiles asimétricos complejos,
con alabeo, empotrada solo en un extremo
De cuerda constante, perfiles simétricos simples, sin alabeo,
empotrada en sus extremos o dos puntos cercanos a ellos
Comportamiento ante
flujo turbulento
No aptas
Soportan mejor los flujos turbulentos
Costo / Kw instalado
Menor que los VAWT
Mayor que los HAWT
Tabla I. Comparación de las características de los HAWT’s y los VAWT’s.
Del cuadro anterior podemos observar que,
para una determinada potencia, si bien las
HAWT son más eficientes y necesitan menor
cantidad de materiales (menos costosas), las
VAWT pueden ser más robustas, soportar
mejor las turbulencias, de más fácil acceso
para mantenimiento, más simples y de
construcción más sencilla. Por todo ello, se
elegirá para éste proyecto una configuración de
eje vertical Darrieus, tipo “H” o de pala recta
por la facilidad de fabricación.
2.3.2 Estrategia de diseño
En el diseño de la máquina se seguirán los
siguientes pasos:
a. Obtener y analizar los datos meteoroló_
gicos para definir las condiciones extremas
de funcionamiento y supervivencia.
b. Definir los criterios de diseño para cumplir
con los objetivos del proyecto.
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c. Estudio de los parámetros que intervienen
en los criterios de diseño.
d. Adoptar valores para algunos de esos
parámetros, comparándolos con los valores
de máquinas existentes de similares
características.
e. Con los parámetros elegidos y las
condiciones de funcionamiento definidas,
proponer un diseño que cumpla con los
objetivos buscados.
2.4 Recurso eólico
2.4.1 Datos
El recurso eólico de la Patagonia ha sido tema
de estudio del Centro Regional de Energía
Eólica (C.R.E.E.) desde su creación en 1985, y
en la actualidad tiene disponible información
en forma libre y gratuita de los “mapa eólico
del Chubut”, “mapa eólico de la Pampa”,
“mapa eólico de la costa atlántica del Chubut”
y el “Sistema de Información Geográfico-mapa
eólico argentino” (SIG-Eólico Argentino) [2].
2.4.2 Velocidades medias
La observación de éstos mapas indican la
existencia de muchas zonas con velocidades de
viento anuales promedio del orden de los 8 a
10 m/seg a una altura de 10 metros, llegando
en algunos lugares hasta 12 m/seg [1, 2].
2.4.3 Distribución de
velocidades de viento
frecuencia
de
Así mismo, los datos mencionados en el punto
anterior, están asociados a distribuciones de
frecuencia que se pueden aproximar mediante
funciones de probabilidad de distribución de
Weibull, con valores característicos de factor
de escala C entre 7,30 y 11,40, y de factor de
forma k entre 1,50 y 2,30. [1, 2].
Como valores de referencia se citan los de
algunos lugares de la Patagonia (Tabla II).
Lugar
(en cercanías de)
Pilcaniyeu (RN)
Sierra Colorada (RN)
Trelew (CH)
Rio Chico (CH)
Pampa del Castillo (CH)
Río Mayo (CH)
Paso del Sapo (CH)
Cañadón Seco (SCZ)
Gobernador Gregores (SCZ)
Pto. Santa Cruz (SCZ)
Monte Dinero (SCZ)
Coord.
41°18,5’S_70°38,0’W
40°33,7’S_68°11,3’W
43°10,3’S_65°11,0’W
45°30,0’S_67°35,8’W
45°45,0’S_68°00,5’W
45°46,0’S_70°59,0’W
42°36,0’S_69°29,3’W
46°45,0’S_68°08,8’W
48°30,0’S_70°11,0’W
49°30,0’S_68°20,0’W
52°03,0’S_68°59,0’W
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2.4.4 Velocidad de diseño
Como ya vimos (2.1), la potencia disponible
del viento es proporcional al cubo de su
velocidad.
El diseño de una turbina eólica que tenga una
aceptable relación entre la energía captada y el
costo, debe realizarse tal que la potencia
nominal Pn de la misma corresponda a una
velocidad de viento vn cercana a la raíz cúbica
de la sumatoria de los productos del cubo de
las velocidades por su probabilidad de
ocurrencia.
Así, considerando una distribución típica de la
zona, con k=2, C=9 y vmedia=8m/s, calculando
la velocidad nominal de la manera indicada
obtenemos vn=13,21m/s.
Por lo tanto, fijamos la velocidad de viento
nominal de diseño en 13,5m/s.
2.5 Parámetros de diseño
En el proceso de diseño, los parámetros más
importantes son:
• El radio de la turbina Darrieus, RD
• La altura de la turbina Darrieus, HD
• El radio de las turbinas Savonius, RS
• La altura de las turbinas Savonius,HS
• El n° de palas de la turbina Darrieus, ND
• El n° de palas de las turbinas Savonius, NS
• El perfil aerodinámico de las palas de la
turbina Darrieus
• La solidez de la turbina Darrieus, σ
• La TSR para el Cp máximo
2.6.1 Diseño de la turbina eólica
La TSR o velocidad relativa, se define como:
TSR =
vel .tg . máx
ω×R
=
⇒
v
v
TSR =
2 × π × n × R (2.3)
v × 60
Factor de escala
C
8,51
8,21
8,25
10,68
9,40
8,62
8,88
8,20
11,31
9,73
Factor de forma
k
1,55
1,84
1,80
2,19
2,21
1,97
1,90
1,95
1,65
1,88
Velocidad media [m/s] (a
10m de altura)
9,27
7,63
7,31
10,50
9,31
8,49
7,91
8,10
11,22
9,64
9,40
1,92
9,30
Tabla II. Características del viento en distintos lugares de la Patagonia.
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Generalmente, con el objeto de normalizar la
característica de un tipo de turbina, se
representa, no la potencia en función de la
velocidad angular, las cuales dependen del
área, radio máx. y velocidad del viento, sino el
coeficiente de potencia Cp, en función de la
velocidad relativa TSR. De ésta forma, con la
curva normalizada, se pueden calcular las
curvas de potencia en función de la velocidad
angular, para distintas velocidades de viento.
De (2.3):
n=
TSR × v × 60
2 ×π × R
(2.4)
y
P = 12 × δ × A × v 3 × Cp
(2.5)
2.6.2 Diseño de la turbina Darrieus
Para turbinas de características y dimensiones
similares, con el mismo perfil trabajando a
similares números de Reynold, es posible
considerar tener la misma característica Cp vs.
TSR como primera aproximación, y de esta
manera estimar las curvas de P vs. n mediante
las ecuaciones (2.4) y (2.5).
En las turbinas Darrieus, el Cp como función
de TSR dependen de la solidez σ, tal que con σ
bajos (palas de menor cuerda = más débiles) se
consiguen valores de Cpmax a TSRs elevadas,
mientras que con σ altos (palas de mayor
cuerda = más resistentes) se consiguen valores
de Cpmax a TSRs menores.
Por otro lado, el aumento en el número de
palas da como resultado un par motor menos
pulsante, pero para conservar el índice σ, se
debe bajar la cuerda de la pala, con lo que la
misma se debilita [6].
Otro factor a tener en cuenta es el tipo y
espesor de perfil aerodinámico. En las turbinas
Darrieus se utilizan perfiles simétricos,
generalmente NACA ya que las pruebas con
perfiles más sofisticados como los de la familia
NLF (Natural Laminar Flow) desarrollados por
los “Sandia national laboratories” (SNL) (xEj.
el perfil SAND0015/47), no han dado
resultados muy superiores en cuanto a la
maximización del coeficiente de potencia, a los
logrados con los anteriores [6].
Los espesores más utilizados varían entre el 12
y el 18% de la cuerda (NACA0012NACA0018). Con perfiles más finos se
obtienen mejores características por su menor
arrastre, pero se hacen más débiles las palas.
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Comparando datos experimentales obtenidos
de distintos prototipos, de potencias similares a
la deseada, tanto en los túneles de viento de
SNL como en los de la “National Research
Council of Canada” (NCR) en los ’80 y ’90,
observamos valores de Cpmax de 0,28 a 0,40
para TSRs de 6,6 a 3,8 .
Eligiendo un perfil NACA0015, σ = 0,25 y
ND=3, por similitud con máquinas como la
SANDIA2m (Figura 2), es de esperar un Cpmax
= 0,29 a TSR = 4,4 [6].
Como se puede observar en el mismo gráfico,
la turbina Darrieus no puede arrancar por sí
sola, ya que a bajos valores de TSR (menores a
1.8 aprox.), el Cp es negativo. Por ésta razón,
se propone agregar dos turbinas Savonius en
los extremos de la turbina Darrieus, para
proporcionar la cupla de arranque necesaria en
la zona de par negativo de la turbina principal.
La elección de dos rotores Savonius en los
extremos del rotor Darrieus en lugar de uno
solo en medio del mismo, está fundada en la
búsqueda de minimizar la perturbación de los
primeros sobre el segundo.
2.6.3 Diseño de las turbinas Savonius
Las características de los rotores Savonius han
sido estudiados en profundidad [6][8], por lo
que se sabe que a mayor número de palas, el
Cpmax decrece. Ensayos en túnel de viento de
rotores Savonius de dos y tres palas [8], han
dado los resultado de las Figuras 3 y 4.
Figura 2. Curva de Cp vs. TSR.
Con el objeto de reducir el tamaño de éstos
rotores, se elige la opción de dos palas, es decir
Ns =2, la cual presenta un mayor Cp, pero con
un par más variable en función de la posición
angular del mismo.
Esta desventaja se puede minimizar, colocando
los dos rotores desfasados 90° entre sí, otra
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ventaja que es posible gracias a la elección de
dos rotores de arranque en lugar de solo uno.
De la Figura 4 podemos observar que el
Cpmax=0,23 se da a un TSR=0,85.
Como la velocidad de giro de los rotores de
arranque es igual a la del rotor principal, por
estar todos solidarios al mismo eje, entonces de
la ecuación (2.3):
TSR savonius × v × 60 TSR Darrieus × v × 60
=
⇒
2 × π × R savonius
2 × π × R Darrieus
⇒
TSR savonius
TSR Darrieus
=
R savonius
R Darrieus
(2.6)
Con las curvas características supuestas, tanto
para el rotor Darrieus como para los Savonius,
y la velocidad de viento nominal de diseño
definida en el punto 2.4.4, solo nos queda
definir las dimensiones de los mismos.
donde:
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AS = 4 × R S × H S
(2.8)
AD = 2 × R D × H D (2.9)
Existirán entonces infinitas combinaciones de
dimensiones que den como resultado la
potencia nominal deseada para la velocidad de
viento de diseño, con curvas de potencia vs.
velocidad de formas distintas en función de las
relaciones entre las áreas y los radios de las
turbinas. Por ésta razón, se elaboró un
programa de cálculo en MATLAB [7], que
superpone las curvas de potencia de las
mismas en función de las dimensiones
cargadas para ellas.
Con ésta herramienta, se pudo encontrar una
relación de dimensiones que cumpla con los
objetivos planteados, dando como resultado
una curva de potencia sin zonas negativas
(como ocurría para el caso de utilizar un rotor
Darrieus solo, o si la relación entre Rs y RD no
es la correcta) (ver ejemplos en la Figura 5).
2.6.4 Configuración elegida
Figura 3. Cp del Rotor Savonius de dos palas
Teniendo en cuenta los datos del generador
eléctrico, suministrados por el fabricante local
• Generador Sincrónico trifásico, Multipolo
de imanes permanentes, flujo axial.
• Pn=3kw, Vfn=48v a 400RPM y RL=2.4Ω
y considerando un rendimiento eléctrico del
85%, y un rendimiento aerodinámico inferior
al de los modelos utilizados como referencia,
debido a posibles diferencias de métodos de
fabricación y de calidad de terminación (coef.
de ajuste 0,9) se corrigió la potencia necesaria:
Pnecesaria = Pno minal ×
1
1
×
= 3,92KW
0,9 0,85
Con esta potencia estimada, se probaron
distintas configuraciones con el algoritmo
creado, y se eligió la siguiente configuración:
RS=0,42m; HS=0,75m;
RD=1,40m; HD=2,70m;
Las curvas de potencia para estas dimensiones
y diferentes velocidades de viento, se muestran
en la Figura 6.
Figura 4. Cp del Rotor Savonius de tres palas
Con RD, ND y σ elegidos, la cuerda es:
La potencia total de la máquina será:
σ=
P = PS + PD ⇒
P = × δ × v × [( AS × CpS ) + ( AD × CpD )] (2.7)
1
2
3
ND × C
σ × RD 0,25 × 1,4m
⇒C =
=
= 0,117m
RD
ND
3
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Como el perfil elegido NACA0015 tiene un
espesor máximo igual al 15% de su cuerda,
éste quedará de 1,76cm.
R_Sav = 0.65 m
R_Darr = 1.5 m
H_Sav = 0.8 m
H_Darr = 2.2 m
V=14 m/s
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cooperación entre la Universidad y la PYME
involucrada, que cumple con uno de los
aspectos tan deseado y muchas veces criticado
desde otros ámbitos, como lo es la vinculación
y transferencia desde la Universidad hacia el
sector productivo y la sociedad en general.
Total
Darrieus
Savonius
R_Sav = 0.5 m
R_Darr = 2 m
H_Sav = 0.5 m
H_Darr = 1.3 m
V=14 m/s
Total
Darrieus
Savonius
Figura 5. Dos configuraciones con distintas
dimensiones, de igual potencia total máxima.
Figura 7. Topología del rotor de la turbina
4. REFERENCIAS
Pn
V=14 m/s
V=1
V=12 m/s
V=10 m/s
V=8 m/s
Figura 6. Familia de Curvas de Potencias
La fijación de las palas a la estructura de la
máquina es la que tradicionalmente se emplea
en las turbinas Darrieus tipo “H”, es decir con
dos puntos de anclaje ubicados al 30 y al 70%
de su longitud respectivamente. (Figura 7)
3. CONCLUSIONES
El desarrollo del presente trabajo ha permitido
profundizar en los conocimientos y aspectos
necesarios para el cálculo y desarrollo de
Aerogeneradores.
Se obtuvo un diseño preliminar de la máquina
cuyas características tratan de cumplir con los
desafíos planteados, a partir del cual se ha
comenzado a construir un prototipo con el cual
evaluar su desempeño en campo y comparar
los resultados reales con los estimados en
forma teórica. Además, se creó un marco de
[1] Barros V.; “Atlas del Potencial Eólico del
Sur Argentino”, CREE (Centro Regional de
Energía Eólica). Centro Nacional Patagónico.
Chubut. 1986
[2] Mattio H., Franco A.; “Mapa Eólico del
Chubut”.CREE (Centro Regional de Energía
Eólica)Chubut. 2001
[3] Freris, L.; “Wind Energy Conversion
Systems”, Prentice-Hall internacional. 1990
[4] Franco J., Mattio H., Franco D. *, Ríos M.,
Soto J., Jones R., Ferrari P., Caffa G.;
“Electrificación eólica en poblaciones rurales
aisladas del Chubut”;
http://www.cyta.com.ar/suplementos/gecon/art
iculos/articulos_archivos/geo_v6_n1_a3.pdf
[5] Burton T., Sharpe D., Jenkins N., Bossanyi
E.; “Wind Energy Handbook”;Ed. John Wiley
& Sons,Ltd 2001
[6] Paraschivoiu I.; “Wind Turbine DesignWith
Emphasis
on
Darrieus
Concept”;Polytechnic Int.Press. 2002
[7] MATLAB- “The Mathworks Inc.”Software con Licencia para uso en la UNPSJB.
[8] Blackwell B.F., Sheldahl R.E., Feltz L.V.;
“Wind Tunnel Performance Data for Two- and
Three-Bucket Savonius Rotors” SAN D760131; arxi Livermore, California 94550 for the
UnKed States Energy Research and
Development Administration under Contract
AT(29–1)-789. 1977.