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ESTUDIO TÉCNICO DE OPERACIÓN PARA GENERADOR EÓLICO DE 1,5 kW MODULAR, COMO FUENTE DE ENERGÍA PARA EQUIPO DE OBTENCIÓN DE AGUA POR CONDENSACIÓN DEL AIRE AUTORES ELBER RUGE BEJARANO JOHNNIER GARCIA CARRANZA ESCUELA TECNOLÓGICA INSTITÚTO TÉCNICO CENTRAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA PROYECTO DE GRADO BOGOTA 2017
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ESTUDIO TÉCNICO DE OPERACIÓN PARA GENERADOR EÓLICO DE 1,5 kW
MODULAR, COMO FUENTE DE ENERGÍA PARA EQUIPO DE OBTENCIÓN DE AGUA
POR CONDENSACIÓN DEL AIRE
AUTORES
ELBER RUGE BEJARANO
JOHNNIER GARCIA CARRANZA
ESCUELA TECNOLÓGICA INSTITÚTO TÉCNICO CENTRAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA
PROYECTO DE GRADO
BOGOTA
2017
ii
ESTUDIO TÉCNICO DE OPERACIÓN PARA GENERADOR EÓLICO DE 1,5 kW
MODULAR, COMO FUENTE DE ENERGÍA PARA EQUIPO DE OBTENCIÓN DE AGUA
POR CONDENSACIÓN DEL AIRE
AUTORES
ELBER RUGE BEJARANO
JOHNNIER GARCIA CARRANZA
PROYECTO PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA
DIRECTOR: Prof. LUIS EDUARDO CANO
ESCUELA TECNOLÓGICA INSTITÚTO TÉCNICO CENTRAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA
PROYECTO DE GRADO
BOGOTA
2017
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GLOSARIO
Corriente Alterna:
Corriente electrica variable en la que las cargas electricas cambian de sentido del movimiento
de manera paeriodica. Recuperado de:
https://ddtorres.webs.ull.es/Docencia/Intalaciones/Electrifica/Tema%202.htm
Eólico:
Que está producido o accionado por el viento. recuperado de:
http://es.thefreedictionary.com/e%C3%B3lica
Generador:
Un generador es una máquina eléctrica rotativa que transforma energía mecánica en energía
eléctrica. Lo consigue gracias a la interacción de los dos elementos principales que lo
componen la parte móvil llamada rotor, y la parte estática que se denomina estator..
recuperado de:
http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/v.-
funcionamento-basico-de-generadores
helices:
Elemento giratorio formado por varias palas equidistantes dispuestas radialmente al eje de
propulsión, accionado por un motor. Al girar, crea un cambio en la presión y la velocidad del
fluido, incrementando su capacidad de movimiento.
recuperado de http://es.thefreedictionary.com/h%C3%A9lice
Pala:
Tambien llamada aspa, es cada uno de los brazos del armazon, en los molinos de viento.
recuperado de http://es.thefreedictionary.com/aspa
iv
SIGLAS
IDEAM: Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales
ZNI: Zonas No Interconectadas
EPM: Empresas Públicas de Medellín
URE: Uso Racional de Energía
GEA: Grupo Interdisciplinario de Estudios Ambientales
GTZ: Agencia de Desarrollo Alemana
CIURE: Comisión Intersectorial para el Uso Racional y Eficiente de la Energía y Fuentes No
Convencionales de Energía
Cp: Coeficiente de potencia del viento
Pw: Potencia util disponible
Pw max: Potencia maxima estraida al viento
ɳ 𝒘: Rendimiento de las helices
ɳ 𝒆: Rendimiento del alternador
ɳ 𝒇: Rendimiento de la bateria y conexiones electricas
λo: Velocidad especifica determinada
µo: velocidad de las puntas de las hélices
PE: Potencia entregada por el aerogenerador:
RPM: Revoluciones por minuto
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NOTA DE ACEPTACIÓN
PRESIDENTE DEL JURADO
JURADO
JURADO
Bogotá, Septiembre 4 de 2017
vi
DEDICATORIAS
Dedico este proyecto de grado a mis padres Ambrosio Y Herlinda por su comprensión y
apoyo incondicional, a mi hermana Bigi quien me alentó y ayudo a superar cada obstáculo que se
presentó a lo largo de mi carrera, a mis hermanos, cuñadas y sobrinos que creyeron en ver este
logro cumplido.
Elber Ruge
El presente proyecto de grado va dedicado a mi mama Cecilia quien gracias a sus
enseñanzas y ejemplo me forjo el carácter y la iniciativa para pensar que en la vida no hay nada
imposible, a mi papa Carlos que me guio para ser un hombre de bien, a mi esposa Marcela y mis
hijos Karol y Daniel quienes fueron mis escuderos incansables y el motor constante de mi esfuerzo,
a mi jefe Franky por su apoyo incondicional, a mis compañeros y amigos por ser bastones en varias
etapas del camino, a mis hermanos y familiares por sus ilimitados buenos deseos.
Johnnier García
vii
AGRADECIMIENTOS
Agradecer infinitamente a Dios por darme las facultades físicas y mentales para hacer
posible el culminar esta etapa en mi vida.
De manera muy especial a nuestro director de proyecto ING. Luis Eduardo Cano por su apoyo,
disposición, acompañamiento y ayuda en la ejecución de este trabajo.
Agradezco a las directivas de la Escuela Tecnológica Instituto Técnico Central, que nos facilitaron
los recursos necesarios para realizar la toma de información, a cada uno de los docentes que
participaron en mi crecimiento profesional y personal. Y mucha gratitud a mis compañeros que
estuvieron presentes de una u otra forma en este proceso.
Elber Ruge
Primero a Dios por la vida y salud, al profesor ING Luis Eduardo Cano asesor del proyecto,
a la Escuela Tecnológica ITC y los docentes por su labor tan importante e incesante por la
enseñanza, a todas las personas que directa e indirectamente participaron y fueron fundamentales
para el desarrollo del mismo, en especial a aquellos que dijeron que era muy difícil hacerlo, gracias
a ellos lo hice con mayor motivación.
Johnnier García
viii
Resumen
El objetivo principal de este proyecto de grado es realizar un estudio técnico de
funcionamiento a un aerogenerador modular tripala de 1.5 kW adquirido por la Escuela
Tecnológica Instituto Técnico Central para suplir las necesidades eléctricas de un equipo de
obtención de agua por condensación del aire, para ser instalado en la zona del cabo de la vela en
el departamento de la Guajira. En el desarrollo del proyecto se llevó a cabo tres fases que se
enuncian a continuación; Primera fase: Se inició con la investigación de los antecedentes, avances
tecnológicos y análisis registrados hasta la actualidad para equipos de generación eléctrica de estas
características. Segunda fase: Se determinaron los cálculos teóricos para identificar los parámetros
de funcionamiento de acuerdo a las condiciones atmosféricas y energía eólica registradas en la
región de instalación final que es el Cabo de la Vela en el departamento de la Guajira, los datos
fueron extraídos del atlas interactivo de vientos del IDEAM para el año 2015; Tercera fase: Se
llevaron a cabo dos pruebas técnicas en laboratorio que fueron el funcionamiento del equipo en
vacío y el funcionamiento con carga conectada, que permitieron establecer los rangos de
generación a distintas velocidades, niveles de tensión eléctrica y la curva de potencia.
A lo largo de este documento se contextualizan los análisis en cada una de las tres fases
realizadas donde se determinó si es posible la incorporación del aerogenerador como fuente de
energía para el equipo de obtención de agua por condensación del aire en el Cabo de la Vela
(Guajira).
Palabras claves: energía eólica, aerogenerador modular tripala, viento, fuente de energía.
ix
Abstract
The main objective of this degree project is to carry out a technical study of a 1.5-kW tripolar
modular wind turbine acquired by the Escuela Tecnologica Instituto Tecnico Central, to supply
the electrical needs of a water condensation equipment to be installed in the zone of the cape of
the candle in the department of the Guajira. In the development of the project, three phases were
carried out;
First phase: It began with the investigation of the antecedents, technological advances and analyzes
registered until the present time for equipment of electrical generation of these characteristics.
Second stage: Theoretical calculations were determined to identify the operating parameters
according to the atmospheric conditions and wind energy recorded in the region of final installation
that is the Cabo de la Vela in the department of La Guajira, the data were extracted from the atlas
IDEAM Wind Interactive for 2015; Third phase: Two technical tests were carried out in the
laboratory, which were the operation of the equipment in vacuum and the operation with connected
load that allowed to establish the generation ranges at different speeds, voltage levels and power
curve.
Throughout this document, the analyzes are contextualized in each of the three phases where it
was determined whether it is possible to incorporate the wind turbine as an energy source for the
equipment for obtaining water by condensation of the air in the Cabo de la Vela ( Guajira).
Keywords: wind power, modular tripolar wind turbine, wind, power source.
x
Tabla de contenido
Introducción .................................................................................................................................... 1
1. Planteamiento del problema .................................................................................................... 3
1.1. Definición del problema ................................................................................................... 3
2. Justificación ............................................................................................................................. 4
3. Objetivos .................................................................................................................................. 5
3.1. Objetivo general ............................................................................................................... 5
3.2. Objetivos específicos........................................................................................................ 5
4. Alcances y limitaciones del proyecto ......................................................................................... 6
5. Marcos de referencia ............................................................................................................... 7
5.1. Estado del arte ...................................................................................................................... 7
5.2. Marco teórico ..................................................................................................................... 12
5.2.1 Evolución tecnológica del aerogenerador..................................................................... 13
5.2.2 La velocidad del viento................................................................................................. 17
5.2.3. Componentes de un aerogenerador.............................................................................. 19
6. Diseño metodológico ............................................................................................................. 21
7. Esquema temático .................................................................................................................. 22
7.1. Normatividad para el uso de energía alternativa en Colombia ...................................... 22
7.2. Identificación del aerogenerador .................................................................................... 24
7.2.1. Reconocimiento físico del aerogenerador. .................................................................. 24
xi
7.3. Condiciones de funcionamiento del aerogenerador ....................................................... 28
7.3.1. Cálculo de velocidad del viento a la altura del generador. .......................................... 31
7.3.2. Determinación del Coeficiente de potencia Cp del viento. ......................................... 34
7.3.3. Límite de Betz. ............................................................................................................ 37
7.4. Cálculo de velocidad específica del aerogenerador o (TSR) ......................................... 39
7.5. Rendimiento del aerogenerador. .................................................................................... 41
7.6. Energia producida por el aerogenerador de acuerdo a las condiciones meteorologicas
del Cabo de la Vela en el departamento de La Guajira ............................................................. 45
7.6.1. La distribución de WEIBULL. .................................................................................... 46
7.7. Curva caracteristica de potencia. .................................................................................... 52
7.8. Pruebas y mediciones ..................................................................................................... 53
7.8.1. Montaje ................................................................................................................... 53
7.8.2. Prueba de vacío. ...................................................................................................... 57
7.8.2. Pruebas con carga. ....................................................................................................... 62
7.8.3. Análisis del funcionamiento en el equipo condensador de agua. ........................... 67
8. Recursos disponibles para el desarrollo del estudio .............................................................. 72
9. Presupuesto ............................................................................................................................ 73
10. Conclusiones ...................................................................................................................... 75
11. Recomendaciones .............................................................................................................. 78
12. Fuentes de financiación........................................................................................................... 79
13. Bibliografía ........................................................................................................................ 80
xii
Lista de tablas
Tabla 1. Valores del exponente Hellmann de acuerdo a la rugosidad del terreno ........................ 33
Tabla 2. Potencial eólico Vs velocidad del viento ........................................................................ 36
Tabla 3. Valores de rendimientos típicos de componentes de una instalación eólica .................. 44
Tabla 4. Valores obtenidos en la prueba en vacío ........................................................................ 59
Tabla 5. Velocidad en RPM Vs Tensión en DC (corriente continua), con carga (dos baterías de
12V con capacidad 680W conectadas en serie). ........................................................................... 64
Tabla 6. Tensión en DC Vs corriente con carga. ......................................................................... 66
xiii
Lista de figuras
Figura 1. Potencial de Energía Eólica Instalada en el Mundo ....................................................... 7
Figura 2. Capacidad Instalada por Tecnología .............................................................................. 8
Figura 3. Porcentaje de Participación de Generación Eléctrica en Colombia. .............................. 9
Figura 4. Parque Eólico Jepirachi. ............................................................................................... 11
Figura 5. Ubicación Jepirachi ...................................................................................................... 11
Figura 6. Turbina Eólica de Brush en Cleveland (12 kW, 17 metros) ......................................... 14
Figura 7. Aerogenerador La Cour ................................................................................................ 15
Figura 8. Aerogeneradores posteriores a la segunda guerra ........................................................ 15
Figura 9. Aerogenerador Gedser .................................................................................................. 16
Figura 10. Generadores Eólicos Modernos .................................................................................. 17
Figura 11. Escala de la Fuerza del Viento ................................................................................... 18
Figura 12. Componentes de una Turbina ..................................................................................... 20
Figura 13. Generador de Imanes Permanentes ............................................................................ 25
Figura 14. Sistema de Sujeción Palas .......................................................................................... 26
Figura 15. Palas de 1.5m .............................................................................................................. 26
Figura 16. Secciones de Mástil .................................................................................................... 27
Figura 17. Colector ...................................................................................................................... 27
Figura 18. Rectificador de corriente alterna (AC) a corriente continua (DC) ............................. 28
Figura 19. Mapa Densidad del Aire 2015 .................................................................................... 29
Figura 20. Mapa Velocidad del Viento 2015 ............................................................................... 30
Figura 21. Regiones Adecuadas para Instalación de Aerogeneradores. ...................................... 31
xiv
Figura 22. Variacion de la Velocidad del Viento en Función de la Altura Sobre Diferentes
Terrenos. ....................................................................................................................................... 32
Figura 23. Potencia de un Caudal de Aire ................................................................................... 34
Figura 24. Coeficiente de Potencia Vs Velocidad del Viento ..................................................... 37
Figura 25. Modelo de Betz........................................................................................................... 37
Figura 26. Velocidad en las Puntas de las Hélices ....................................................................... 40
Figura 27. Coeficientes de Potencia vs Velocidad Especifica de Algunos Típicos Rotores
Eólicos........................................................................................................................................... 42
Figura 28. Turbulencia de la Masa de Aire Detrás del Rotor Eólico ........................................... 43
Figura 29. Influencia del Factor k en la Forma de la Distribución de Weibull. .......................... 47
Figura 30. Parámetros de Escala c de la Distribución Weibull para la Velocidad del Viento..... 49
Figura 31. Parámetros de Forma k de la Distribución Weibull Para la Velocidad del Viento .... 49
Figura 32. Valores de relaciones de interés en aplicaciones de energía eólica en función del
parámetro k para una distribución de WEIBULL ......................................................................... 51
Figura 33. Montaje de Pruebas en Laboratorio ............................................................................ 53
Figura 34. Montaje y Conexión de potencia del Motor .............................................................. 54
Figura 35. Acople en Estrella de Poliuretano .............................................................................. 54
Figura 36. Tablero de Pulsadores................................................................................................. 55
Figura 37. Contactor .................................................................................................................... 55
Figura 38. Variador con la Frecuencia Mínima de Prueba .......................................................... 56
Figura 39. Variador con la Frecuencia Máxima de Prueba ......................................................... 56
Figura 40. Rectificador ................................................................................................................ 57
Figura 41. Mediciones de Tension en Corriente Alterna con Pinza Amperimetrica Unit ........... 58
xv
Figura 42. Mediciones de Tension en Corriente Alterna con Multimetro Digital Fluke ............. 58
Figura 43. Toma de RPM con Tacometro Digital ...................................................................... 59
Figura 44. Rectificación de onda completa ................................................................................. 61
Figura 45. Baterías para prueba de carga ..................................................................................... 62
Figura 46. Medición de Corriente DC ......................................................................................... 63
Figura 47. Equipo de Obtención de Agua a Partir de la Condensación del Aire ......................... 68
xvi
Lista de gráficas
Gráfica 1. Distribución Weibull para la Zona de Estudio ............................................................. 50
Gráfica 2. Curva caracteristica de potencia de generador eólico .................................................. 52
Gráfica 3. Relación entre rpm y Tensión generada en AC ........................................................... 60
Gráfica 4. Relación entre rpm y Tensión generada en DC ........................................................... 61
Gráfica 5. Relación entre rpm y Tensión generada en DC con carga. .......................................... 65
Gráfica 6. Variación Corriente Generada en DC. ......................................................................... 67
1
Introducción
Colombia es un país que históricamente ha sido dependiente de las fuentes hídricas e
hidrocarburos para satisfacer sus demandas de energía eléctrica, de acuerdo con la Unidad de
Planeación Minero Energética (UPME 2015). Evidencia que la generación en Colombia se
reparten entre el 70% hidráulica, 28% en hidrocarburos y apenas el 0,12% aproximadamente la
generación eólica, con la única planta de generación eólica de 19,5 MW de propiedad de la EPM
en JEPIRACHÍ, ubicada en la Guajira.
No obstante en el transcurso en el año 2016 se ha evidenciado un déficit de generación de
energía debido a los innegables problemas medioambientales, como el Fenómeno del Niño, que
tuvieron a puntos de un nuevo racionamiento eléctrico al país, sumando a esto la gran cantidad del
territorio nacional que no posee suministro eléctrico, las denominadas Zonas No Interconectadas
(ZNI); llamadas así por no tener accesibilidad a las redes del sistema de interconexión eléctrica ni
redes de distribución de energía. En consecuencia, en los últimos años ha tomado fuerza la
incorporación de energías alternativas, enfocándose en las fuentes renovables, es así como el
gobierno nacional ha emitido y promulgado leyes que promueven el Uso Eficiente y Racional de
la Energía, que propician y propenden por el desarrollo, implementación y aplicación de Fuentes
Alternas de Energía y establece incentivos para su utilización.
La energía eólica en Colombia presenta un gran potencial de crecimiento, debido a los
bajos costos en la instalación de su infraestructura comparada con otras, adicional a este factor
existen diversas zonas en el país que por sus características geográficas y climáticas brindan las
condiciones necesarias para el funcionamiento de este tipo de tecnología. En el departamento de
la Guajira de acuerdo a los estudio de vientos realizado por la Unidad de Planeación Minero
2
Energética UPME desde el año 1996 hasta la actualidad se cuenta con un alto potencial para la
implementación de sistemas de generación de energía eléctrica por medio de aerogeneradores.
La Escuela Tecnológica Instituto Técnico Central mediante su grupo de investigación GEA
se encuentra en el desarrollo de un proyecto, el cual busca incorporar un sistema de generación
eólico que supla las necesidades eléctricas de un equipo de obtención de agua por condensación
del aire, en la región del Cabo de Vela del departamento de la Guajira.
El presente proyecto tiene como objeto realizar el estudio y pruebas en laboratorio que
validen si es óptimo el funcionamiento del aerogenerador modular adquirido por la ETITC para
aplicación de su grupo de investigación GEA. Las evaluaciones al equipo consistieron en la
realización de un análisis teórico calculado con variables atmosféricas reales del sitio de ubicación
final, en la región del Cabo de la Vela (Guajira) y un análisis físico efectuado en el laboratorio
de motores y máquinas eléctricas de la Escuela Tecnológica Instituto Técnico Central, consistente
en pruebas de funcionamiento en vacío y con carga para poder determinar la eficiencia, la curva
de potencia y establecer la capacidad de suministro eléctrico del generador.
3
1. Planteamiento del problema
1.1. Definición del problema
Según la Superintendencia de Servicios Públicos (Superservicios 2015) el área rural del
departamento de la Guajira no cuenta con un sistema de suministro eléctrico interconectado,
debido a la precaria actividad industrial y comercial que allí se presenta sin ignorar los altos niveles
de pérdidas por insuficiencias en redes y en esquemas de comercialización, además, de deficientes
sistemas de medición sin olvidar que la mayoría de la población habitante de este lugar es indígena
vulnerable con muy bajos recursos y con altas limitaciones económicas para acceder a las
necesidades más básicas. Por consiguiente no existe una infraestructura que garantice el suministro
de energía eléctrica necesaria para el funcionamiento de un equipo de obtención de agua por
condensación del aire y es necesario acudir a un sistema alternativo de obtención de energía
eléctrica, que sea consecuente con las condiciones geográficas del lugar y que garantice un
suministro mínimo de 1 kWh para el óptimo funcionamiento del equipo condensador y por ende
poder aportar para mejorar la calidad de vida de las personas que habitan en esta zona.
4
2. Justificación
Las limitaciones de generación de energía eléctrica en las zonas rurales del departamento
de La Guajira son bastante altas, la posibilidad de usar un sistema de condensación de agua que
requiere suministro de energía eléctrica para su funcionamiento genera la necesidad de buscar una
fuente alternativa, eficiente y segura, por tal razón la Escuela Tecnológica Instituto Técnico
Central adquirió un dispositivo modular de generación eólica para garantizar el suministro
eléctrico a dicho equipo de condensación , este aerogenerador requiere que su funcionamiento sea
óptimo en cuanto a confiabilidad y eficiencia, funcionalidades que debe evaluar el grupo de
investigación mediante pruebas de caracterización en vacío, ya que las condiciones ambientales
de la zona son propicias para este tipo de tecnología.
5
3. Objetivos
3.1. Objetivo general
Desarrollar un estudio técnico de operación para el generador eólico modular de 1,5 kW
como fuente de energía para el equipo de obtención de agua por condensación del aire que se
instalará en el Cabo de la Vela en departamento de la Guajira; bajo las condiciones geográficas y
climáticas de esa zona.
3.2. Objetivos específicos
Identificar la funcionalidad y el estado actual del aerogenerador.
Realizar cálculos teóricos de funcionamiento del aerogenerador evaluado bajo las
condiciones atmosféricas presentes en el Cabo de la Vela (Guajira).
Efectuar pruebas en laboratorio de vacío y con carga, estableciendo los parámetros reales
de trabajo.
Evaluar el funcionamiento del equipo en laboratorio, efectuando pruebas de carga, vacío,
eficiencia y potencia.
Determinar por medio de la investigación si le aerogenerador cumple con requerimientos
de suministro eléctrico para el funcionamiento del equipo condensador en el sitio de
instalación final, el Cabo de la Vela en departamento de la Guajira.
6
4. Alcances y limitaciones del proyecto
El desarrollo del proyecto constó de la realización de un estudio de operación técnica en
un aerogenerador modular de 1.5 kW para suplir los requerimientos de energía eléctrica para el
equipo de obtención de agua por condensación del aire para el departamento de la Guajira en la
región del Cabo de la Vela.
Se realiza el análisis de variables atmosféricas presentes en la región por medio de datos
tomados por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia
“IDEAM”, conjuntamente se efectúa el estudio de las condiciones técnicas del generador
determinando las fallas presentes y las condiciones de trabajo mediante pruebas de funcionamiento
en vacío y con carga realizadas en laboratorio simulando diferentes rangos de velocidad en el eje
del generador.
En las limitaciones presentes en el proyecto es importante tener en cuenta que el estudio está
condicionado de acuerdo a los recursos económicos asignados por el grupo de investigación GEA
de la ETITC los cuales son imperiosos para realizar pruebas técnicas, traslado de equipos y
desplazamientos a los sitios de pruebas y permisos.
Para la realización del estudio no se pudo contar con la ficha de especificaciones técnicas de
fabricación propias del generador eólico, debido a que la empresa que lo suministra no las posee
y para el cálculo de algunas constantes se realizó con la ficha técnica de un equipo de condiciones
similares.
7
5. Marcos de referencia
5.1. Estado del arte
Uso de la energía eólica en Colombia y el mundo. El ser humano en búsqueda de nuevas
tecnologías y el uso racional de los recursos naturales, hace que se fortalezca la incorporación de
energías renovables, pero aún se encuentran muy limitadas en muchos países. En la actualidad es
casi imposible vivir sin energía debido a que la gran mayoría de actividades diarias dependen de
este recurso. Las naciones industrializadas se comprometen con el medio ambiente y trazan metas
para sustituir el uso de combustible fósil para la obtención de energía.
A continuación se observa el impacto que ha tenido en el mundo la implementación de energía
eólica:
Figura 1. Potencial de Energía Eólica Instalada en el Mundo
Fuente: Extraído de http://www.energiaestrategica.com/wp-content/uploads/2014/09/2.jpg
8
La fuente de energía renovable eólica se constituye en un pilar importante en la energía
limpia en Colombia. El Gobierno Nacional en consideración de lograr un compromiso y desarrollo
social que permita conservar el medio ambiente crea la Ley 697 de 2001, que contempla el Uso
Racional de Energía (URE) como un asunto de interés público y de conveniencia nacional para
abastecer de energía continuo y estable. Esta ley en su artículo N. 7 establece los estímulos y
sanciones que dieran lugar en el ejercicio de esta actividad y se destacar la iniciativa del Gobierno
Nacional a la incentiva a los grupos de investigación por medio de Colciencias según lo establecido
en la Ley 29 de 1990 y el Decreto 393 de 1991.
Figura 2. Capacidad Instalada por Tecnología
Fuente: Extraído de http://www.wwindea.org/the-world-sets-new-wind-installations-record-637-gw-new-
capacity-in-2014
9
Figura 3. Porcentaje de Participación de Generación Eléctrica en Colombia.
Fuente: Extraído de http://negociosypetroleo.com/es/wp-content/uploads/2016/07/Dibujo-12.jpg
Como se puede evidenciar en la figura 3, el potencial eólico aún se encuentra en estado
primitivo, con una participación mínima en generación de energía en Colombia. (UPME, 2015)
Los primeros estudios fueron realizados en 1997 por el ingeniero Álvaro Pinilla Sepúlveda al
realizar un mapa de vientos en una parte del territorio. La entidad encargada de recopilar y
procesar esta información fue el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales
(IDEAM), dando como resultado del estudio que la zona más adecuada para la generación eólica
en el país es la región Atlántica, donde los vientos aumentan hacia la Guajira. (AEEolica, 2009)
En el 2006 el mapa eólico presenta 16 lugares de Colombia donde los vientos son
constantes y con velocidad superior a 5m/s durante todo el año: Galerazamba en el departamento
del Bolívar, Gachaneca en Boyacá y la isla de San Andrés en el mar Caribe colombiano. 3 lugares
donde existen velocidades entre 4 y 5 m/s: La Legiosa en el Huila, Isla de Providencia en el Mar
Caribe y Riohacha en La Guajira. Los restantes poseen condiciones adecuadas solo en diferentes
épocas y/u horas del año como son: Villacarmen en Boyacá, Obonuco en Nariño, Cúcuta y Ábrego
10
en Norte de Santander, Urrao en Antioquia, Soledad en Atlántico, Santa Marta en Magdalena,
Bucaramanga en Santander, Anchique en Tolima y Bogotá en Cundinamarca.
Otro factor importante que determina la calidad de generación fue la densidad de energía a
que establece la cantidad que se puede generar en unidad de área, se establece que la región donde
existe menor variación de densidad es la Guajira con 2.197 y 2.744 W/m2, alcanzando aun valores
entre 2.744 y 3.375 W/m2.
La empresa colombiana Empresas Públicas de Medellín (EPM) estudia la posibilidad de
crear un parque eólico con una capacidad de 200-400 MW de capacidad, para esta iniciativa la
Agencia de Desarrollo Alemana GTZ realiza los estudios de viabilidad.
Como resultados de estos estudios se determina que la región de la Guajira cumple con las
características necesarias para la implementación de un parque eólico, en abril de 2004 se pone en
funcionamiento el parque Eólico Jepirachi el cual está conformado por 15 aerogeneradores
Nordex N60/ 250 que tienen una capacidad de producción de 1.3 MW y juntos un total de 19.5
MW, distribuidos en un terreno de 1.2 Km2. Cuenta con una subestación eléctrica que transforma
y estabiliza la energía para ser transmitida mediante líneas de alta tensión conectadas a la línea
Cuestecitas – Puerto Bolívar.
Toda la energía generada por Jepirachi llega por estas líneas de transmisión a la subestación
ubicada en el municipio de Albania y desde esta subestación se realiza la distribución al país por
medio del sistema interconectado nacional según lo establece la legislación colombiana,
(AEEolica, 2009).
11
Figura 4. Parque Eólico Jepirachi.
Fuente: Extraído de http://www.unperiodico.unal.edu.co/en/dper/article/energia-eolica-vale-la-pena-para-
colombia-1.html
El parque eólico Jepirachi se encuentra ubicado éntrelas rancherías de Arutkajui y
Kasiwolin cerca al cabo de la vela y puerto bolívar y pertenece al resguardo indígena “Wayuu”
Figura 5. Ubicación Jepirachi
Fuente: Extraído de
https://www.epm.com.co/site/documentos/mediosdecomunicacion/publicacionesimpresas/jepirachi/LibroJe
pirachienespanol.pdf pág. 13.
12
Jepirachi se convierte en el primer proyecto colombiano en ser aprobado por las Naciones
Unidas en el proceso de mejoramiento del cambio climático, a su vez se constituye como un
modelo adecuado para la incorporación de comunidades indígenas en el desarrollo tecnológico del
país. (EPM, 2015)
En los últimos años Colombia ha continuado con su compromiso de desarrollo de energía
renovable y construye el parque eólico Wayuu ubicado entre el cabo de la vela y puerto Bolívar
con una capacidad de 20MW, se establece la instalación al estar concluido de 15 a 30 torres de
aproximadamente 60 metros de altura y con aspas de 20 a 30 metros.
La capacidad es la máxima permitida por la normatividad colombiana es de 20MW para
las centrales de generación que quieran hacer parte de la bolsa nacional energética, que atienden
el sistema interconectado. (EPM, 2015)
5.2. Marco teórico
La energía eólica es el aprovechamiento de la energía cinética que se toma de la circulación
de corrientes de aire, estas corrientes se generan por el calentamiento no uniforme de la superficie
de la tierra por efectos solares, la tierra recibe 1,74X10^14 kW de potencia del sol, del cual son
convertidos en vientos entre el 1% y 2%, al calentarse la superficie terrestre las masas de aire se
vuelven más ligeras y en consecuencia se expanden y se elevan, por tanto el aire más frio y pesado
que proviene de los mares y océanos se desplaza para ocupar el lugar dejado por el aire caliente.
(Ramirez Alvarado, Coto Rojas, & Muñoz Vargas, 2014)
13
En las últimas décadas se ha optimizado el aprovechamiento de la energía eólica
empleándolo en diferentes medios y actividades que minimizan el esfuerzo humano, dentro de las
fuentes de energía renovable es una de las más utilizadas y por consiguiente ha alcanzado un alto
desarrollo técnico. En la actualidad el uso más importante y beneficioso en el que se emplea esta
energía es en la consecución de electricidad por medio de aerogeneradores, los cuales son
acoplados a un sistema de hélices unidas a un eje en común que transforma la energía cinética del
viento en energía mecánica o motriz, No obstante la explotación de los beneficios que da el aire
no es nueva, este es un recurso que el hombre ha utilizado desde la antigüedad. Las primeras
evidencias de la utilización del viento datan del año 3000 A.C donde utilizaban barcos de vela para
trasladarse en el rio Nilo, además, en el siglo XVII A.C. en el reinado de Hammurabi en babilonia
se utilizaban molinos de viento para bombear agua e irrigar cultivos, hacia el año 1000 de nuestra
era empiezan a aparecer en el medio oriente los primeros molinos de viento con ensambles
mecánicos más especializados usados para moler granos, en el año de 1400 el papa Celestino III
se adjudica la propiedad del viento y promulgaba que se podía hacer uso de molinos de viento pero
solo pagando impuesto.
En 1854 Halladay desarrolla un molino de viento ligero, barato que se constituye como uno
de los símbolos de las granjas americanas. En 1888 Brush construye la que se cree que es la primera
turbina eólica utilizada para generación eléctrica. (Curso de Física Ambiental (UCLM, 2012)
5.2.1 Evolución tecnológica del aerogenerador. En 1888 Brush creo la que hasta ahora
se cree que fue la primera turbina eólica de funcionamiento automático para generación eléctrica
(aerogenerador). Entre sus componentes había un rotor de 17 m de diámetro y 144 alabes
fabricados en madera de cedro. A pesar del gran tamaño de la turbina, el generador solamente
proporcionaba 12 kW de potencia, debido a que las turbinas eólicas de giro lento del tipo
14
americano tienen una eficiencia media baja (Poul la Cour más tarde descubrió que las turbinas
eólicas de giro rápido con pocas palas de rotor son más eficientes para la generación de electricidad
que las de giro lento).La turbina de Brush funcionó durante 20 años actuando como cargador de
baterías. (Curso de Física Ambiental (UCLM, 2012).
Figura 6. Turbina Eólica de Brush en Cleveland (12 kW, 17 metros)
Fuente: Extraído de http://wikidwelling.wikia.com/wiki/Wind_turbine
“Poul La Cour fue uno de los pioneros de la aerodinámica moderna, es considerado el padre
precursor de las turbinas eólicas generadoras de electricidad, fabricó su propio túnel de viento para
sus ensayos y experimentos, muchas empresas en su época adquirieron turbinas de su creación
para autogeneración eléctrica estas median aproximadamente 20 metros y entregaban 35 kW.”
(Curso de Física Ambiental (UCLM, 2012).
15
Figura 7. Aerogenerador La Cour
Fuente: Extraído de http://projecte-hermes.upc.edu/Optatives/A%20-%20Wind%20turbines%20design /
Pla%20 Antic/Teoría/Topic%201%20- %20Historia%20dels%20Aerogeneradors.pdf
Durante la época de la segunda guerra mundial la compañía danesa F.L. SMIDTH
incorpora al mercado aerogeneradores bipala que generan CC. Y tripala al cual le incorporaron
generadores CA. (Curso de Física Ambiental (UCLM, 2012).
Figura 8. Aerogeneradores posteriores a la segunda guerra
Fuente: Extraído de http://josepcentrals.weebly.com/eograveliques.html
16
Según (Curso de Física Ambiental (UCLM, 2012).Posterior a la segunda guerra el
ingeniero J.JUUL trabajando para la empresa de Ingeniería Eléctrica Danesa SEAS implementa
un aerogenerador innovador llamado Gedser de 200 kilowatts y 24 m de altura, la turbina contaba
con frenos aerodinámicos en caso de exceso de velocidad, orientación electromecánica a
barlovento y un sistema de regulación en caso de pérdida aerodinámica y con una eficiencia alta
que alcanzo más de diez años sin mantenimiento.
Figura 9. Aerogenerador Gedser
Fuente: Extraído de http://energiaeolik.blogspot.com.co/
En los años 70 gran cantidad de países de Europa y los Estados Unidos tornan sus miradas
con seriedad a la fabricación de aerogeneradores debido a la crisis del petróleo que afectaba el
costo de la energía, hasta la fecha se han implementado turbinas más especializadas y con menos
perdidas que las anteriores, disminuyendo costos en el kW y siendo incluida en el listado de
energías limpias y renovables. No solo los países desarrollados están incursionando en la
17
construcción de este tipo de generadores, en todo el mundo se han llevado programas para el
montaje de aerogeneradores. (Curso de Física Ambiental (UCLM, 2012)
Figura 10. Generadores Eólicos Modernos
Fuente: Extraído de https://tecnoblogsanmartin.wordpress.com/tag/aerogenerador/
5.2.2 La velocidad del viento. Según (Curso de Física Ambiental (UCLM, 2012) El
contenido de energía cinética que posee el viento depende de la velocidad que este alcance, a la
altura del suelo es baja pero acrecienta a medida que se gana altura, cuanto más accidentada sea la
superficie del terreno más lenta va a ser la velocidad del viento debido a esto en las cúspides de
las montañas la fuerza es mucho mayor, no obstante el viento sopla más fuerte en el mar que en la
tierra.
El anemómetro es el instrumento que mide la velocidad del viento y este está formado por
un molinete de tres brazos con un ángulo de separación de 120 grados entre si anclados a un eje
18
vertical, al girar los brazos por la acción del viento estos accionan un indicador mostrando la
velocidad en función del número de revoluciones del equipo.
La velocidad del viento se mide en nudos y por la escala de BEAUFORT. Esta es una escala
numérica empleada en meteorología que representa la intensidad a la que circula este elemento,
fue ideada por el almirante Beaufort en el siglo XIX
Figura 11. Escala de la Fuerza del Viento
Fuente: Extraído de http://www.taringa.net/comunidades/nauticat/3621778/Clasificacion-del-viento-segun-
su-intensidad.html
19
5.2.3. Componentes de un aerogenerador. Mediante la caracterización física se
identifican los componentes principales de un aerogenerador de eje horizontal y se describen a
continuación:
Torre: Soporta la góndola y el rotor. Tiene un altura de entre 40 a 60 metros, ya que la
velocidad del viento aumenta a medida que se aleja del nivel del suelo, a lo largo de ella hay una
escalera para acceder a la góndola.
Sistema de orientación: Está activado por el controlador electrónico, vigila la dirección
del viento utilizando la veleta y su velocidad con un anemómetro.
Controlador electrónico: Es un ordenador que controla continuamente las condiciones
del aerogenerador y del mecanismo de orientación. En caso de cualquier anomalía detiene el
aerogenerador y avisa al ordenador del operario de mantenimiento de la turbina.
Góndola: Contiene los componentes clave del aerogenerador, el multiplicador y el
generador (MarcadorDePosición1) Palas del rotor: Capturan la energía del viento y la transmiten
hacia el rotor. Cada pala mide entre 25 a 35 metros de longitud y su diseño es muy parecido al del
ala de un avión, construido de material resistente y ligero.
Rotor: El rotor es donde la energía cinética del viento se convierte en energía rotativa, está
acoplado al eje de baja velocidad del generador. En un aerogenerador moderno de 1 MW el rotor
gira muy lento, a unas 19 a 30 revoluciones por minuto (r.p.m.), está dotado de un freno
aerodinámico que detiene el rotor cuando la velocidad del viento puede ser peligrosa para el
equipo.
Freno: Está equipado con un freno de disco mecánico de emergencia, que se utiliza en caso
de fallo del freno aerodinámico, o durante las labores de mantenimiento de la turbina.
20
Multiplicador: Permite que el generador gire a una velocidad más elevada que la de la turbina
(normalmente entre 750 y 1500 rpm), para que su tamaño sea reducido (está alojado en la góndola).
Generador eléctrico: En los aerogeneradores modernos la potencia máxima suele estar
entre 800 y 1.500 kW. (Plataforma e-ducativa Aragonesa, 2016).
Figura 12. Componentes de una Turbina
Fuente: Extraído de http://e-ducativa.catedu.es/44700165/aula/archivos/repositorio/1000/1088/html/21
componentesdeun _aerogenerador.html
21
6. Diseño metodológico
El objetivo principal de la elaboración de esta investigación fue desarrollar un estudio de
funcionamiento técnico a un aerogenerador modular de 1,5 kW como fuente de energía para un
equipo de obtención de agua por condensación del aire; para determinar este estudio se establecen
las siguientes tres fases:
a- fase preparatoria de la investigación: consta de realizar un análisis bibliográfico y estudio
documental para la compilación de los registros actualmente disponibles sobre la fabricación,
pruebas técnicas e implementación de aerogeneradores, además de indagar la normatividad y los
antecedentes en Colombia sobre fuentes de energía alternativa.
b- fase de levantamiento o recolección de la información de las pruebas de vacío y con
carga realizadas al equipo en el laboratorio de motores eléctricos de la Escuela Tecnológica
Instituto Técnico Central en condiciones controladas, donde se definen los procesos de toma de
datos y organización de la información de acuerdo con las variables de tensión, corriente y potencia
arrojados por el aerogenerador.
c- tabulación y procesamiento de la información. Se realiza el análisis de los datos obtenidos,
haciendo una confrontación de la información para saber las condiciones de funcionamiento del
equipo en diferentes velocidades, determinando la viabilidad del equipo en el lugar de instalación
final.
22
7. Esquema temático
Mediante el esquema temático se evidencio el conjunto de procesos y las actividades que
llevaron a cabo para el desarrollo del proyecto, iniciando con las implicaciones legales presentes
en la normatividad colombiana acerca de la implementación de tipos de generación alternativa de
energía, continuando con los análisis teóricos evaluados en las condiciones presentes en la zona
del Cabo de la Vela (Guajira) y la realización de pruebas de vacío y con carga en laboratorio para
conocer las características de funcionamiento del equipo y determinar si cumple como fuente de
energía para el equipo de obtención de agua por condensación del aire.
7.1. Normatividad para el uso de energía alternativa en Colombia
El Ministerio de Minas y Energía en la Resolución N. 18-0919 de junio de 2010 la cual adopta
un plan para desarrollar un programa de Uso Racional de la Energía y demás formas de energías
no convencionales, establece que todo programa y acciones que busque el cumplimiento de los
niveles mínimos de eficiencia energética, sin perjudicar el medio ambiente y los recursos naturales
renovables tendrán un incentivo nacional e internacional existente en la materia. Los incentivos
nacionales que puede optar ante el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo territorial
quienes realicen proyectos, tendrán beneficios tributarios de acuerdo a los Artículos N. 158-2, 207-
2 424-5 numeral 4º y 428 junto a los Decretos reglamentarios 3172 de 2003 y 2532 del 2001.
(MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA, 2010)
23
El Decreto 3683 de 2003, establece en el Capítulo I, Articulo N.13 los estímulos para la
investigación y la educación de fuentes alternativas de generación eléctrica. Colciencias a través
de los programas Nacionales del Sistema Nacional de Ciencia y Tecnología, desarrollara acciones
y estrategias en conjunto con otras entidades para crear líneas de investigación y desarrollo
tecnológico en el uso racional de energía o en la creación de fuentes no convencionales de energía,
el Artículo N.14. Permite adquirir estímulos para la educación por medio de préstamos del
ICETEX a estudiantes de carreras o especializaciones relacionadas con el uso racional de energía
y/o fuentes de energía no convencionales.
El capítulo II del Decreto 3683 de 2003, hace mención a los reconocimientos que puede otorgar
a las entidades o personas naturales que se destaquen el uso racional de la energía y en la creación
de fuentes no convencionales de energía, dando como mención honorifica la orden al mérito URE
y se realiza la condecoración mediante Decreto ejecutivo. Las categorías que aplican para esta
condecoración son la de industria y comercio, investigación y enseñanza especializada. Los
requisitos para obtener esta distinción, Orden al mérito URE son:
Destacarse en la aplicación de programas URE.
Haber realizado una investigación sobre el uso racional de energía URE o en fuentes de
energía no convencionales, manifestando por escrito que es el autor o si es en grupo el
nombre de la institución la cual debe estar registrada ante Colciencias.
Contar con programas de educación formal, de pueden ser desde primaria, secundaria,
pregrado, posgrado y a nivel de maestría o especialización que enseñe o divulgue el uso
racional de la energía o las fuentes de energía no convencional.
Procedimiento para el otorgamiento del título honorifico de programas URE estipulados por la
Presidencia de la Republica de Colombia se enuncian a continuación:
24
Inscribirse ante la UPME, especificando la categoría en la que va a participar y anexando
los documentos que demuestren el cumplimiento de los requisitos antes establecido en el
presente decreto.
La UPME realiza la evaluación de los documentos de soporte dados por el aspirante con el
apoyo y revisión de Colciencias y la comisión intersectorial CIURE.
En el mes de junio de cada año se enviaran los resultados al Ministerio de Minas y Energía
que a su vez realiza la solicitud ante la Presidencia de la República para el otorgamiento
de la mención honorifica.
El Ministerio de Minas y Energía hará un gran despliegue en medios de comunicación más
importantes del país. (PRESIDENCIA DE LA REPUBLICA, 2003).
7.2. Identificación del aerogenerador
El aerogenerador fue fabricado por la empresa colombiana ENERGITECNICA, una compañía
especializada en el desarrollo de proyectos para el aprovechamiento de las energías renovables y
tecnologías de bajo impacto ambiental. Ubicada en Bogotá en el barrio Ricaurte.
7.2.1. Reconocimiento físico del aerogenerador. Se realiza una inspección física del
generador eólico adquirido por la Escuela Tecnológica Instituto Técnico Central, identificando que
está compuesto por las siguientes partes:
• Generador de imanes permanentes de 1.5 kW (figura 13)
• Sistema de acople entre eje del generador y la corona de soporte de palas
(figura 14)
25
• Corona de palas (figura 14)
• Palas de 1.5 m de longitud y 0.30 m de anchas en acero inoxidable (figura 15)
• 4 secciones de Mástil de 2 m c/u (figura 16)
• Colector para evitar estrangulamiento del cable al movimiento en 360º
sujeción. (figura 17)
• Rectificador convierte la señal de la corriente alterna que crea el generador a
corriente directa. (figura 18)
Figura 13. Generador de Imanes Permanentes
Fuente: Autores año 2016
26
Figura 14. Sistema de Sujeción Palas
Fuente: Autores año 2016
Figura 15. Palas de 1.5m
Fuente: Autores año 2016
27
Figura 16. Secciones de Mástil
Fuente: Autores año 2016
Figura 17. Colector
Fuente: Autores año 2016
28
Figura 18. Rectificador de corriente alterna (AC) a corriente continua (DC)
Fuente: Autores año 2016
7.3. Condiciones de funcionamiento del aerogenerador
Para identificar las condiciones de funcionamiento del generador se realiza una evaluación bajo
dos actividades:
Elaboración de análisis teóricos de funcionabilidad del generador bajo condiciones
atmosféricas registradas por el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios
Ambientales (IDEAM), de la región donde se va a realizar la instalación final, el Cabo de
la Vela en departamento de la Guajira.
Pruebas en laboratorio de funcionamiento del equipo con condiciones controladas de
Velocidad en el eje del rotor, determinando las variables de Tensión, Corriente y Potencia
entregadas por el generador.
29
El parámetro de densidad del viento es de gran importancia en el análisis del
funcionamiento del equipo y se define como la masa por unidad de volumen de los gases
atmosféricos, este comportamiento está determinado por la humedad, temperatura, presión y
altura, ya que a menor altura la densidad es mayor. Como puede evidenciarse en el mapa
colombiano de densidad del aire (figura 19) para la zona del Cabo de la Vela (Guajira) sitio de
ubicación final del generador, este parámetro es de 1,20 kg/m3.
Figura 19. Mapa Densidad del Aire 2015
Fuente: Extraída de http://www.upme.gov.co/Atlas_Viento.htm
30
Figura 20. Mapa Velocidad del Viento 2015
Fuente: Extraída de http://www.upme.gov.co/Atlas_Viento.htm
31
La velocidad del viento de máxima potencia indica en qué regiones fluye con más energía
cinética el aire y este a la vez muestra los sitios propicios para el aprovechamiento de este
potencial. En la (figura 21) se observa en el mapa que el sitio designado para la instalación del
generador El Cabo de la Vela es adecuado ya que fluyen vientos entre 9m/s y 10m/s. Velocidad
promedio del viento en Colombia a 10 m de altura. (IDEAM 2015).
Figura 21. Regiones Adecuadas para Instalación de Aerogeneradores.
Fuente: extraído de http://www.upme.gov.co/Atlas_Viento.htm
7.3.1. Cálculo de velocidad del viento a la altura del generador. El cálculo de velocidad
del viento a diferentes alturas se efectua por medio de la ley exponencial de Hellmann que es una
ecuación de tipo estadistico que relaciona la velocidad del viento que se quiere conocer a
determinada altura, con los datos medidos de la velocidad del viento a una altura especifica,
elevados estos valores al exponente de Hellmann definido como (α) correspondiente a la rugosidad
del terreno, (Fernández Díez, 2000).
32
V(h)=Vo(h/ho)^∝ Ecuación 1
En donde:
Vh = velocidad del viento a evaluar
Vo = velocidad del viento a la altura definida
h = altura que se quiere evaluar la velocidad
ho = altura de referencia.
α = coeficiente de Hellmann.
En la (figura 22) se indican las variaciones de la velocidad del viento con la altura según la
ley exponencial de Hellmann, indicando el valor para las zonas costeras como es el caso del sitio
de ubicación del aerogenerador objeto de estudio El Cabo de la Vela (Guajira).
Figura 22. Variacion de la Velocidad del Viento en Función de la Altura Sobre
Diferentes Terrenos.
Fuente: extraído de http://data.torre-solar.es/thesis/2000_Pedro_Fernandez_Diez-energia_eolica-135p.pdf
33
En la (tabla 1) se indican los valores del exponente Hellmann que cambian con la
rugosidad del terreno, estos valores son importantes pára determinar el dato aproximado de la
velocidad del viento a los 8 metros de altura de ubicación del rotor eolico en estudio.
Tabla 1. Valores del exponente Hellmann de acuerdo a la rugosidad del terreno
RUGOSIDAD DEL TERRENO α
Lugares llanos con hierva o hielo 0,08 – 0,12
Lugares llanos (mar o costa) 0,14
Terrenos poco accidentados 0,13 – 0,16
Zonas rusticas (poblados pequeños) 0,2
Terrenos accidentados o bosques 0,2 – 0,26
Terrenos muy accidentados y ciudades 0,25 – 0,4
Fuente: extraído de http://data.torre-solar.es/thesis/2000_Pedro_Fernandez_Diez-energia_eolica-135p.pdf
De acuerdo a la (ecuación 1) se calculó la velocidad del viento a una altura de 8 metros
(altura del rotor), relacionando la altura a la cual se tomaron las mediciones en el mapa colombiano
10m (figura 21) en la zona del Cabo de la Vela en el departamento de la Guajira (sitio de instalación
del equipo), encontrando los vientos a una velocidad entre 9 y 10m/s del cual se establece el
promedio como referencia 9,5m/s.
Teniendo: Vo = 9, 5 m/s
ho = 10mts
α = 0,14
𝑉(ℎ) = 9,5𝑚/𝑠 (8
10 𝑚/𝑠)
0,14
= 9,207𝑚/𝑠
34
De acuerdo con la (ecuación 1) Se determina la velocidad del viento a la altura del rotor (8
metros) como 9,207 m/s en el Cabo de la Vela, departamento de la Guajira.
7.3.2. Determinación del Coeficiente de potencia Cp del viento. Para determinar el
coeficiente de potencia del viento que ataca la turbina objeto de estudio se requiere identificar la
energía cinética que posee el aire que circula a través del área en el que hacen barrido las palas del
generador.
La energía cinética que posee un cuerpo en movimiento es proporcional a su masa, es así que la
potencia que proporciona el viento depende de la densidad del aire por unidad de volumen. (Curso
de Física Ambiental (UCLM, 2012).
Potencia = trabajo / tiempo = Eĸ / tiempo = 1
2 𝑚𝑣2/𝑡 Ecuación 2
Figura 23. Potencia de un Caudal de Aire
Fuente: https://thales.cica.es/rd/Recursos/rd99/ed99-0226-01/capitulo4a.html
35
Ahora bien, el volumen 𝑣 = 𝐴 ∗ 𝑑 Ecuación 3
Donde. A = área
d = distancia
Ahora se obtiene que la masa de aire que atraviesa el área A en un tiempo t es igual
𝑚 = 𝜌𝐴𝑑 Y 𝑑 = 𝑣𝑡 Ecuación 4
Donde. d = distancia
v = velocidad del viento
ρ = densidad del aire.
El cual se tiene que:
Potencia = 1
2𝑣2(𝜌𝐴𝑑)/𝑡 =
1
2𝑣2 (𝜌𝐴𝑣𝑡)/𝑡 =
𝟏
𝟐𝝆𝑨𝒗𝟑 Ecuación 5
De acuerdo con la ecuación 5 la potencia eólica depende de la densidad del aire por la
velocidad del viento al cubo y esta ecuación se usa para analizar la potencia entregada por el viento
en las hélices del aerogenerador respecto a su área de barrido.
Las palas del aerogenerador objeto de estudio, al rotar forman un área circular con un
diámetro de 3 metros, con lo cual se usa en el cálculo del área de barrido por las palas:
𝐴 =𝜋𝐷2
4 Ecuación 6
36
Con la ecuación 6 se realiza el cálculo del área de barrido de las palas del generador.
𝐴 =𝜋(3)2
4 = 𝟕, 𝟎𝟔𝟖𝒎𝟐
Teniendo el área de barrido se procede a calcular la potencia transmitida por el viento en las palas
de acuerdo a la (ecuación 5), el valor de la densidad p= (1,20 kg/𝑚3) es tomado del mapa
colombiano en el sitio indicado de instalación del generador, para este caso la de la zona de la
Guajira y la velocidad del viento se toma el valor mínimo para producir movimiento 2m/s.
𝐶𝑝 =1
2𝑝𝐴𝑣3
C𝑝 =1
21,20𝑘𝑔
𝑚3 ∗ 7,068𝑚2 ∗ (2𝑚
𝑠)
3
= 33,926 𝑊
La ecuación 5 indica la potencia en Watts entregada por el viento a una velocidad de 2 m/s
en un área de 7,068〖 m〗^2. Se genera la Tabla 2 de información y la figura 24 para determinar
el coeficiente de potencia eólico en la zona a distintas velocidades del viento partiendo desde 2m/s
que es el valor mínimo suficiente para producir movimiento en el equipo.
Tabla 2. Potencial eólico Vs velocidad del viento
Fuente: Diseño Autores Año 2016
Nota. Potencial eólico calculado a partir de la ecuación 5, para distintas velocidades del viento.
v
(m/s) 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Cp(W) 33,926 114,501 271,411 530,1 916,012 1454,594 2171,289 3091,5432 4240,8
37
Figura 24. Coeficiente de Potencia Vs Velocidad del Viento
Fuente: diseño Autores año 2016.
7.3.3. Límite de Betz. Para entender la fórmula del Límite de Betz se debe suponer que el
rotor eólico es ideal, que no tiene perdidas y este funciona propulsado por un viento de velocidad
constante, de acuerdo al principio de empuje aerodinámico, las hélices captan parte de la energía
del aire convirtiéndola en desplazamiento y por tanto la velocidad del viento detrás del rotor será
menor que la corriente del frente (Franquesa, 2009).
Siendo: V2 < V´< V1 como se puede ver en la gráfica 25.
Figura 25. Modelo de Betz
Fuente: http://data.torre-solar.es/thesis/2000_Pedro_Fernandez_Diez-energia_eolica-135p.pdf
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0 1000 2000 3000 4000 5000
VEL
OC
IDA
D D
EL V
IEN
TO m
/s
COEFICIENTE DE POTENCIA W
38
Bajo estas condiciones Betz despeja la velocidad útil de que es la media de las
velocidades antes y después.
𝑽′ = (𝑽𝟏+𝑽𝟐)
𝟐 Ecuación 7
Es decir que la potencia del viento cedida al motor se calcula con la siguiente ecuación.
𝑃 𝑢𝑡𝑖𝑙 = 1
2𝜌𝐴 (
𝑣1+𝑥𝑣1
2) (𝑣12 − 𝑥2𝑣12) Ecuación 8
𝑃 𝑢𝑡𝑖𝑙 = 1
4𝜌𝐴𝑣13(1 + 𝑥)(1 − 𝑥2)
Ahora realizando 𝑑𝑝 𝑢𝑡𝑖𝑙
𝑑𝑥 Ecuación 9
Se obtiene (1 − 𝑥)(1 − 3𝑥) = 0
Que deja 𝑥 =1
3 => 𝑉2 =
1
3𝑉1
Sustituyendo V2 en la ecuación resulta:
𝑷 𝒖𝒕𝒊𝒍 = (𝟏𝟔
𝟐𝟕)
𝟏
𝟐𝝆𝑨𝑽𝟏𝟑
De acuerdo con la ecuación 5 un generador eólico solo podría tomar el (16/27) de la energía
proporcionada por el viento en condiciones ideales. (Franquesa, 2009).
Conforme al límite de Betz, el máximo rendimiento o potencia útil que puede ser extraído
al viento en la zona del Cabo de la Vela del departamento de la Guajira a una altura de 8 metros,
un área de barrido de las palas de 7,068 m^2 y en condiciones ideales está determinado en la
sustitución de los valores en la ecuación 5
39
𝑃 𝑢𝑡𝑖𝑙 = (16
27)
1
21,20 𝑘𝑔/𝑚3 ∗ 7,068 𝑚2 ∗ (9,207 𝑚/𝑠)3
𝑷 𝒖𝒕𝒊𝒍 = 𝟏𝟗𝟔𝟏, 𝟑𝟔 𝑾
Según (Franquesa, 2009), para establecer cuál es la máxima potencia específica o potencia
por unidad de superficie divide la potencia útil obtenida sobre el área de barrido como se muestra
en la sustitución de las variables ecuación 5.
𝑃 𝑚𝑎𝑥 =1961,36 𝑊
7,068 𝑚2
𝑷 𝒎𝒂𝒙 = 𝟐𝟕𝟕, 𝟓 𝑾/𝒎𝟐
7.4. Cálculo de velocidad específica del aerogenerador o (TSR)
La velocidad especifica o TSR (TIP-SPEED-RATIO), es un término que sustituye al número de
revoluciones por minuto del rotor; sirve para analizar el rendimiento de las diferentes máquinas
eólicas y se le suele denominar velocidad específica, figura 26.
El TSR indica que el contorno o punta exterior de la pala circula a una velocidad TSR veces mayor
que la velocidad del viento y es la relación entre la velocidad periférica de la pala, del punto más
exterior sobre la misma a partir del eje de rotación, y la velocidad v del viento, (Fernández Díez,
2000), y esta definido por la ecuación 19
𝜆𝑜 =µo
𝑣 Ecuación 10
µo, es la velocidad de las puntas de las hélices
40
v, es la velocidad del viento delante del rotor
Figura 26. Velocidad en las Puntas de las Hélices
Fuente: www.amics21.com/laveritat/introduccion_teoria_turbinas_eolicas.pdf
Para calcular la velocidad de las puntas de las helices se realizo de acuerdo a las leyes de
la mecanica, multiplicando la velocidad angular por el radio respecto al eje de giro,
(Franquesa, 2009)
µ𝑜 = 2𝜋∗𝑅
60𝑛 (
m
s) Ecuación 11
siendo n la velocidad de giro del rotor en rpm y R el radio
ahora remplazando en la ecuación 10 y sabiendo que R=D/2 se obtiene:
𝜆𝑜 =𝜋 ∗ 𝐷 ∗ 𝑛
60𝑣
De acuerdo a la ecuación 10, se cálculo la velocidad especifica del aerogenerador en estudio
utilizando como referencia los datos de la ficha tecnica de un generador eólico de similares
41
condiciones, en el que la velocidad de giro n es 320 rpm, la velocidad del viento v es 9m/s y el
diametro del rotor D es 3m ya que no se posee una ficha tecnica caracteristica del equipo en estudio.
𝜆𝑜 =𝜋 ∗ 3𝑚 ∗ 320𝑟𝑝𝑚
60 ∗ 9𝑚/𝑠= 5,6
Ahora bien la velocidad que se desarrollaria en la punta de las helices es
µo = λo * v Ecuación 12 (Franquesa, 2009)
µo = 5,6 * 9 m/s = 50,4 m/s = 181,44 km/h
La ecuación 12 muestra la velocidad promedio a la que deden ir las puntas de las helices,
un aumento en los regimenes de viento podrian causar daños mecanicos o rupturas, por esto es
necesario contar con frenos o variadores automaticos del angulo de inclinacion de las palas.
7.5. Rendimiento del aerogenerador.
Teniendo el valor de la TSR hallado en la ecuación 12, se conoce el coheficiente de
potencia Cp del generador el cual indica la eficiencia con la que el equipo convierte la energia
extraida del viento en energia electrica y cuyo valor aproximado es (0,42 ó 42%) como lo muestra
la figura 27, ya que las helices de un aerogenerador desarrollan su maxima potencia bajo una
velocidad especifica determinada (λo) para la que fueron diseñadas, cualquier cambio en esta se
vera reflejada en el rendimiento del equipo (η), por tanto este rendimiento ya no puede ser
considerado como una constante, sino que dependera de la velocidad especifica del rotor, al igual
que la potencia entregada por este, por lo que la potencia del mismo también será una función de
la velocidad específica. (Franquesa, 2009)
42
Figura 27. Coeficientes de Potencia vs Velocidad Especifica de Algunos Típicos Rotores
Eólicos
Fuente: https://www.linkedin.com/pulse/le-turbine-eoliche-il-vento-la-legge-di-betz-e-i-venditori-fina
Como cualquier máquina el rotor eólico tiene perdidas las cuales se pueden constituir en
eléctricas (por la composición física de los componentes de los bobinados y núcleos metálicos,
que no son conductores ideales y ofrecen resistencia al paso de corriente), perdidas mecánicas
(todos los contactos que puedan causar fricción como los rodamientos) y perdidas aerodinámicas
pueden ser producidas por la forma y posición de las hélices y por turbulencias detrás de los cantos
de fuga de las aspas que forman torbellinos principalmente en las puntas que giran a gran velocidad
y la energía que producen estos vientos reducen la potencia del rotor y a medida que este aumenta
su par de giro la magnitud de los torbellinos aumenta reduciendo la energía cinética del flujo de
aire frontal (Franquesa, 2009).
43
Como se relaciona en la figura 29. Detrás del rotor en movimiento, el aire no es laminar,
sino en forma de espiral en torno al eje de rotación.
Figura 28. Turbulencia de la Masa de Aire Detrás del Rotor Eólico
Fuente: www.amics21.com/laveritat/introduccion_teoria_turbinas_eolicas.pdf
En consecuencia estas perdidas conducen a que el limite de Betz (59,26%) no se alcance,
así las condiciones de construcción del equipo sean ideales y las del sitio de instalación sean lo
más optimas posibles.
En el estudio de la energia eólica es más usual utilizar el termino coeficiente de potencia
del rotor Cp que rendimiento, pero para calcular el coeficiente de potencia del aerogenerador se
debe tener en cuenta el conjunto de componentes que hacen parte del equipo como son cojinetes,
cables, baterias, engranajes, etc, los cuales poseen un factor de perdidas que se deben tener en
cuenta en el cálculo final del rendimiento de cualquier equipo.
44
Teniendo en cuenta que los rendimientos de los distintos elementos del aerogenerador sean
ɳ1, ɳ2, ɳ3, … ɳn. el rendimineto total se calcula con el producto de los rendimientos de los
componentes de la instalacion de acuerdo a la ecuación 13, (Franquesa, 2009).
ɳ = ɳ1 * ɳ2 * ɳ3 * … ɳn Ecuación 13
En la tabla 3 se muestran algunos rendimientos tipicos de componentes de una instalacion
eólica.
Tabla 3. Valores de rendimientos típicos de componentes de una instalación eólica
Descripción Valor %
Rendimiento de Betz 59,3%
Rendimiento del multiplicador 98%
Rendimiento de la hélice 85%
Rendimiento del alternador 95%
Rendimiento del transformador 98%
Fuente: extraído de http://data.torre-solar.es/thesis/2000_Pedro_Fernandez_Diez-energia_eolica-135p.pdf
Se realizó el cálculo del rendimiento de los componentes del aerogenerador objeto de
estudio tomando los valores tipicos de rendimiento de la tabla 3.
ɳ ℎ = 85% (rendimiento de las helices)
ɳ 𝑎 = 95% (rendimiento del alternador)
ɳ 𝑓 = 95% (rendimiento de la bateria y conexiones electricas).
ɳ = 0,85 ∗ 0,95 ∗ 0,95 = 𝟎, 𝟕𝟔𝟕 ó 𝟕𝟔, 𝟕%
45
La potencia electrica total entregada por la instalacion esta dada por la ecuación 14.
𝑃 𝑒𝑙𝑒𝑐 = 𝑛 Cp 1
2 p A v3 Ecuación 14 (Franquesa, 2009).
𝑃 𝑒𝑙𝑒𝑐 = 0,767 ∗ 0,42 ∗ 1
2 1,20 𝑘𝑔/𝑚3 ∗ 7,068 𝑚2 ∗ (9,207 𝑚/𝑠)3
𝑷 𝒆𝒍𝒆𝒄 = 𝟏𝟎𝟔𝟔, 𝟐 𝐖
De acuerdo a la ecuación 14 el generador eólico objeto de estudio entrega una potencia
eléctrica de 1066,2 W teniendo en cuenta el coeficiente de potencia y las perdidas por la suma de
rendimientos.
7.6. Energia producida por el aerogenerador de acuerdo a las condiciones
meteorologicas del Cabo de la Vela en el departamento de La Guajira
Es importante establecer cuanta energía eléctrica produce el aerogenerador en determinado
tiempo, para definir la capacidad de suministro que posee y si ésta es la necesaria requerida para
darle un abastecimiento eléctrico constante al equipo de condensación que debe ir conectado a
este.
Para conocer la cantidad de energía producida en un estimado de tiempo es importante
establecer las estadísticas y características de viento de la zona de ubicación, debido a que los
equipos que están trabajando como isla es decir no conectados a la red eléctrica, la suficiencia del
sistema de almacenamiento de energía eléctrica va a estar ligada a la duración y frecuencias de las
fases de viento este tenga la capacidad de generar movimiento a las hélices para hacerlo
46
productivo. Determinar las características de los vientos de la zona ayuda a prever los dispositivos
de anclaje y seguridad del aerogenerador ya que la aparición de vientos huracanados influye sobre
la construcción de sistema, (Villarubia, 2012).
Es conveniente establecer un modelo de las frecuencias de las velocidades del viento que
se realice y describa por una función matemática para establecerlo de forma estadística. Hay varias
funciones que se pueden utilizar para describir la frecuencia de la distribución de velocidades del
viento, en este caso específico se va trabajar con la función de distribución de WEIBULL.
7.6.1. La distribución de WEIBULL. En 1951 el ingeniero y matemático sueco Waloddi
Weibull desarrolla detalladamente la función de distribución la cual toma su nombre, esta función
analítica está definida por dos parámetros valores positivos y mayores que cero llamados factor de
forma (k), se trata un parámetro adimensional y el factor de escala (c) es el parámetro de escala,
cuyas dimensiones dependerán de las variables establecidas en cada proceso el valor del parámetro
es indicador de la velocidad promedio del lugar, (Villarubia, 2012).
La ecuación 15 está definida del siguiente modo:
𝑓(𝑣) = (𝑘
𝑐) (
𝑣
𝑐)
𝑘−1
∗ 𝑒−(𝑣
𝑐)
𝑘
Ecuación 15
En la figura 29 se simboliza la distribución para un valor fijo del parámetro de escala c, en este
caso c = 2, y el parámetro de forma k se representa con diferentes valores. En ella se evidencia la
diferencia en la forma que toma la distribución en los distintos casos. En exclusivo, para valores
de k superiores a 3.6 se aproxima a la distribución gaussiana, además, un parámetro de k próximo
a1 corresponde a un régimen de viento extremadamente cambiante, cuando se establece en el rango
47
de 2 el régimen de viento presenta cambios mínimos y al cambiar los rangos por valores por encima
de 3 se analizan vientos más regulares. (Villarubia, 2012).
Figura 29. Influencia del Factor k en la Forma de la Distribución de Weibull.
Fuente: www.amics21.com/laveritat/introduccion_teoria_turbinas_eolicas.pdf
Para la zona objeto de estudio, el Cabo de la Vela en el departamento de la Guajira, los
valores de los parametros de forma (k) y de escala (c) son tomados de la pagina (IDEAM) Instituto
de Hidrologia Metereologia y Estudios Ambientales, de acuerdo al atlas de viento de Colombia el
cual estudia el comportamiento del potencial eólico en el territorio nacional y sirve como insumo
de primera aproximacion para localizar lugares propicios para el aprovechamiento de dicha
energia.
De acuerdo con el IDEAM en busqueda que Atlas de Viento cumpla con objetivos tales
como: Caracterización del viento en Colombia, aplicación con fines energéticos, análisis de diseño
48
estructural, calidad del aire, aplicaciones aeronáuticas y pronóstico de tiempo, se diseñaron las
siguientes fases del proceso:
a) Preparación de los datos: en donde se verifican, validan y capturan los datos de viento
de estaciones convencionales y automáticas.
b) Modelación: para lo que se tuvo en cuenta el modelo WRF, (Weather Research and
Forecasting) que es un sistema de predicción numérica de la mesoescala de próxima generación,
diseñado tanto para la investigación atmosférica como para las necesidades operacionales de
predicción. Cuenta con dos núcleos dinámicos, un sistema de asimilación de datos y una
arquitectura de software que facilita la computación paralela y la extensibilidad del sistema,
(Ecured, 2014). Con condiciones iniciales del Reanálisis CFSR,( Climate Forecast System
Reanalysis) que es un producto de reanálisis de tercera generación. Se trata de un sistema global,
de alta resolución, acoplado atmósfera-océano-superficie terrestre-hielo marino diseñado para
proporcionar la mejor estimación del estado de estos dominios acoplados durante este período a
una resolución espacial de 20 km para la última década; permitiendo caracterización regional y
nacional del viento, inclusive en lugares donde no se cuenta con datos medidos por sensores,
(Climate Data Guide, 2012).
49
Figura 30. Parámetros de Escala c de la Distribución Weibull para la Velocidad del
Viento
Fuente: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasVientos.html.
Como se evidencia en la figura 30 mapa de potencial eólico para la zona de la alta Guajira
el parametro de escala (c) de la distribucion de Weibull para la velocidad del viento anual se
encuentra entre 9 y 10 m/s para efectos de los cálculos se tomara el valor medio 9,5 m/s.
Figura 31. Parámetros de Forma k de la Distribución Weibull Para la Velocidad del
Viento
Fuente: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasVientos.html
50
Como se observa en la (figura 31) el mapa de potencial eólico para la zona de la alta Guajira
el parametro de forma (k) de la distribucion de Weibull para la velocidad del viento anual esta
entre 4 y 4,25 para efectos de los cálculos se tomara el valor 4.
Teniendo los parametros de escala y forma se procede a calcular la distribucion de Weibull de
acuerdo a la ecuación 15.
𝑓(𝑣) = (4
9,5) (
𝑣
9,5)
4−1
∗ 𝑒−(
𝑣
9,5)
4
Gráfica 1. Distribución Weibull para la Zona de Estudio
Fuente: autores año 2017
En la gráfica 1 se puede observar, que el área que está a la izquierda de la línea roja
posicionada en el rango de 9,5m/s corresponde a la velocidad media de distribución e indica que
51
la mitad del tiempo soplaran vientos menores a 9,5m/s y la otra mitad del tiempo soplaran vientos
mayores y estas velocidades serán esporádicas.
Figura 32. Valores de relaciones de interés en aplicaciones de energía eólica en función
del parámetro k para una distribución de WEIBULL
Fuente: (Villarubia, 2012).
En la figura 32, se relacionan los valores para aplicaciones de energía eólica en función del
parámetro k para una distribución de WEIBULL, de esta tabla se toman los valores para k=4 y se
hallar la función Γ gama de acuerdo con la ecuación 16, (Villarubia, 2012).
Γ = (𝑣)
𝑐
(1+1
𝑘)
Ecuación 16
Γ = 0,906
(1 +14)
= 0,724
52
Cálculo de la velocidad media anual (Villarubia, 2012).
(v) = 0,906*c
(v) = 0,906*9,5m/s = 8,607 m/s.
Desviación estándar (Villarubia, 2012).
δ = 0,281*(v) Ecuación 17
δ = 0,281*8,607 m/s = 2,41 m/s.
7.7.Curva caracteristica de potencia.
La curva característica de potencia de un generador eólico es una gráfica que muestra la
potencia eléctrica disponible en el equipo a diferentes velocidades del viento en condiciones de
instalación ideales, la figura 33 muestra la curva característica.
Gráfica 2. Curva caracteristica de potencia de generador eólico
Fuente: Autores año 2017.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
PO
TEN
CIA
VELOCIDAD DEL VIENTO
CURVA DE POTENCIA
53
7.8. Pruebas y mediciones
Para determinar las características constructivas y condiciones eléctricas del generador se
realizaron dos pruebas; en vacío para obtener los valores de tensión en el estator a circuito abierto
al excitar el rotor haciéndolo girar a su velocidad nominal y con corriente de campo igual a cero,
y la segunda prueba es con carga determinando las potencia real entregada por el generador al
incorporar una carga igual a la demandada por el equipo condensador de agua.
Figura 33. Montaje de Pruebas en Laboratorio
Fuente: Autores año 2017
7.8.1. Montaje. El montaje se estable utilizando los bancos de pruebas del laboratorio
de motores eléctricos de la Escuela Tecnológica Instituto Técnico Central (figura 33) bajo la
supervisión de los docentes Ingeniero Wladimir Páez y el Ingeniero Luis Eduardo Cano y se
establecieron los pasos descritos a continuación:
54
El montaje inicia con el ajuste y alineación del acople entre motor de 1 HP y generador de
manes permanentes (figura 34) que “constan de dos manzanas de “mandíbulas” curvas que
encajan con una “estrella” de poliuretano de por medio, (figura 35). Esta geometría le sirve
para admitir buen alineamiento angular entre los ejes acoplados y también transmitir con
suavidad mayor torsión.” (intermec, 2013).
Figura 34. Montaje y Conexión de potencia del Motor
Fuente: Autores año 2017
Figura 35. Acople en Estrella de Poliuretano
Fuente: Autores año 2017
55
El sistema de control del motor se establece para hacer la apertura y cierre del circuito
mediante el uso de un tablero de pulsadores y un contactor Telemecanique de 32A a 220V
proporcionado por la ETITC, (Figuras 36-37).
Figura 36. Tablero de Pulsadores
Fuente: Autores año 2017
Figura 37. Contactor
Fuente: Autores año 2017
56
Para controlar la velocidad del motor Siemens se utilizó un variador marca Softronics en
cual permite modificar la frecuencia de operación de 4.9 a 60 Hz siendo 60 la frecuencia
de trabajo nominal del equipo (figuras 38-39).
Figura 38. Variador con la Frecuencia Mínima de Prueba
Fuente: Autores año 2017
Figura 39. Variador con la Frecuencia Máxima de Prueba
Fuente: Autores año 2017
57
La tensión de salida del generador se da en corriente alterna y esto hace que sea necesario
realizar la conexión a un rectificador de onda que permite tomar las mediciones en corriente
continua, (Figura 40).
Figura 40. Rectificador
Fuente: Autores año 2017
7.8.2. Prueba de vacío. La prueba consiste en simular la velocidad del viento acoplando
al generador un motor trifásico de 1 Hp marca Siemens en conexión estrella, controlado por un
variador de velocidad marca Softronic. La variación en la velocidad suministrada por el motor se
establece por solicitud del grupo de investigación GEA el cual adelantan otras pruebas con equipos
complementarios del generador y requieren de tener intervalos exactos que permiten tabular de
forma clara la información, estos iniciaron en 125 RPM con intervalos de 250 RPM llegando a las
1750 RPM siendo la velocidad máxima de operación del generador. Obteniendo las curvas
características de comportamiento entre tensión y RPM, (Figura 36).
58
7.8.1.2. Recopilación de datos (tensión AC y DC, RPM y frecuencia). Las mediciones se
obtuvieron teniendo en cuenta cada uno de los parámetros. Para tensión en corriente alterna se usó
una pinza volti-amperimetrica marca UNI-T (Figura40). Para la toma de tensión en corriente
continua un voltímetro digital marca FLUKE (Figura 41). En las mediciones de las revoluciones
por minuto (RPM) se utiliza un tacómetro laser marca Digitaker, (figura 42).
Figura 41. Mediciones de Tension en Corriente Alterna con Pinza Amperimetrica Unit
Fuente: Autores año 2017
Figura 42. Mediciones de Tension en Corriente Alterna con Multimetro Digital Fluke
Fuente: Autores año 2017
59
Figura 43. Toma de RPM con Tacometro Digital
Fuente: Autores año 2017
Los parámetros de velocidad fueron seleccionados de acuerdo con las condiciones dadas
para efectuar la prueba y se registran para cada una de las velocidades establecidas en RPM y se
encuentran descritos en la tabla 4.
Tabla 4. Valores obtenidos en la prueba en vacío
Velocidad del viento en m/s Rpm VDC VAC
3,5 125 19,9 15,2
7 250 41,9 30,8
14,02 500 82,9 60
21,03 750 122 90,7
28,05 1000 163,9 121,2
35,06 1250 202,2 149,4
42,07 1500 241,9 177,5
49,08 1750 286,4 206
Nota: el resultado de los registros en vacio muestra el aumento de la tensión a medida que se incrementa las
revoluciones, y que aproximadamente cada 8 Hz se llega a los parametros de velocidad registrados.
60
Mediante la prueba en vacío del generador es posible determinar la tensión generada
internamente para cualquier corriente de campo del generador, las características de
funcionamiento del mismo y conocer el comportamiento. En la gráfica 3 se observa como la
tensión en AC tiende a aumentar a medida que se incrementa la velocidad de forma lineal, el
incrementar la velocidad a un nivel superior a la nominal ocasiona que se produzca mayores
corrientes en el campo magnético y la tensión decaiga en su tendencia. Según (Martinez
Marroquin, 2003) este fenómeno se debe a la reluctancia en la armadura de la máquina es miles
de veces más pequeña que la del entrehierro así que al principio de que casi toda fuerza
magnetomotriz se establece sobre el entrehierro dando como resultado un aumento en el flujo en
forma lineal, cuando el hierro se satura su reluctancia aumenta d forma dramática y el flujo
aumenta con mayor lentitud.
Gráfica 3. Relación entre rpm y Tensión generada en AC
Fuente: Autores año 2017.
15,230,8
60
90,7
121,2
149,4
177,5
206
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
0 250 500 750 1000 1250 1500 1750
Ten
sio
n e
n V
olt
ios
RPM
Tensión Generada en AC
61
Gráfica 4. Relación entre rpm y Tensión generada en DC
Fuente: Autores 2017
El comportamiento de la tensión DC en la gráfica 4 es de la misma forma que la tensión en
AC de la gráfica 3, solo que presenta un incrementó en la tensión DC debido a la rectificación de
la onda donde cuatro diodos comunes de uso general convierten una señal con partes positivas y
negativas en una señal únicamente positiva. Se establece el valor de tensión pico positivo (figura
44).
Figura 44. Rectificación de onda completa
Fuente: http://hyperphysics.phy-astr.gsu.edu/hbasees/Electronic/rectbr.html
19,941,9
82,9
122
163,9
202,2
241,9
286,4
0255075
100125150175200225250275300
0 250 500 750 1000 1250 1500 1750
Ten
sió
n e
n v
olt
ios
RPM
Tensión Generada en DC
62
7.8.2. Pruebas con carga. Para la realización de estas pruebas se utilizó los mismos
componentes y montaje de la prueba en vacío solo que se incorporó al sistema dos baterías de 12V,
60 AH en serie figura 45. Debido a que la tensión de referencia en un inversor de 1.5 kW descrita
en las especificaciones técnicas de equipos de estas características.
Características de la baterías con la cuales se realizan la pruebas de laboratorio.
Voltaje 12V DC
Capacidad nominal 60A.H.
Capacidad de arranque 550 AMP
Potencia 680 W
Figura 45. Baterías para prueba de carga
Fuente: Autores 2017
63
7.8.2.1. Recopilación de datos. Las mediciones se obtuvieron teniendo en cuenta cada uno
de los parámetros a evaluar como es tensión DC, RPM, y corriente. Para la toma de las datos se
utilizaron los mismos instrumentos de medición que la prueba de vacío y se adiciona para el
registro de corriente un multímetro digital marca Protek (figura 46).
Figura 46. Medición de Corriente DC
Fuente: Autores 2017
El comportaminto del generador al adicionarle carga es de crear unas fuerzas que lo frenan,
“estas son el rozamiento del sistema eólico con el aire y el rozamiento de las partes móviles del
rotor (rodamientos), cumpliéndose que el momento de frenado Mf es proporcional a la velocidad
angular”, (Navas, 2008).
Como se observa en la tabla 5, el la tension va aumentando de forma gradual con respecto
a la velocidad angular hasta que llega a la tension de referencia de la carga que ene te caso es de
24V y tiende a estabiliarse.
64
Tabla 5. Velocidad en RPM Vs Tensión en DC (corriente continua), con carga (dos
baterías de 12V con capacidad 680W conectadas en serie).
Velocidad del viento en m/s Rpm VDC
0 0 0
0,561 20 2,8
2,103 75 10,6
3,5 125 21,66
4,33 154,7 23,2
4,86 173,6 25,8
5,7 203,4 26,3
6,89 245,7 26,4
7,56 269,8 26,5
8,12 289,7 26,7
8,34 297,4 26,9
Nota: los datos recopilados en la prueba establecen que los valores de tensión van aumentando
gradualmente hasta llegar al valor de tensión de referencia 24V en las baterías.
La gráfica 5 muestra el comportamiento de la tensión frente a la incorporación de dos
baterías conectadas en serie al sistema de generación. Y se establece que la tensión generada está
condicionada por el voltaje de carga de las baterías el cual oscila entre 25V y 27V. Para llegar a
estos niveles de tensión se hace indispensable tener velocidades del viento superiores a los 4,86
m/s
65
Gráfica 5. Relación entre rpm y Tensión generada en DC con carga.
Fuente: Autores 2017.
La tabla 6 estable la relación de corriente y voltaje en DC donde se puede observar que al
incrementar la frecuencia, la velocidad angular no aumenta.
Este comportamiento se debe a que a la corriente inducida constituye el criterio de Lenz:
“la corriente inducida en una bobina es tal que se opone a la variación de flujo magnético exterior”.
Esta variación de flujo magnético se debe al movimiento de los imanes por delante de las bobinas.
Una vez que se generan corrientes inducidas en las bobinas del generador, aparece una fuerza entre
éstas y los imanes, o entre éstas y las corrientes equivalentes de imanación de los imanes. Estas
fuerzas son justamente las fuerzas de Ampère entre corrientes eléctricas o sobre corrientes
eléctricas situadas en el interior de campos magnéticos, (Navas, 2008).
0
2,8
10,6
21,6623,2
25,8 26,3 26,4 26,5 26,726,9
0
5
10
15
20
25
30
0 50 100 150 200 250 300 350
Ten
sió
n e
n V
olt
ios
DC
RPM
TENSION GENERADA
66
Tabla 6. Tensión en DC Vs corriente con carga.
RPM simuladas en laboratorio
VDC I carga
125 21,66 0
154,7 23,2 0,3
173,6 25,8 0,64
203,4 26,3 0,94
245,7 26,4 1,04
269,8 26,5 2,63
289,7 26,7 3,64
297,4 26,9 3,99
Nota: en la gráfica se observa que al incrementar la velocidad no se aumenta de manera significativa la
tensión, pero si aumenta la corriente en la carga.
Al analizar la gráfica 6 se establece que la corriente suministrada en el generador se
obtiene a partir de la ley de Ohm:
𝐼𝑔 = ε−εb
𝑅𝑡 Ecuación 18
Donde εb es la tensión de la batería, y RT es la resistencia total del circuito formada por la
suma de la resistencia interna del generador, la de los cables y la de la batería. La ε es la fuerza
electromotriz del generador. (Navas, 2008). De acuerdo con la ecuación 18 y tomando como
referencia una velocidad de 203.4 RPM se establece que para una corriente de 2,63A, la que
tensión entregada por el generador menos la nominal de las baterías, da como resultado una
resistencia en el sistema de 0.95 Ω
𝑅𝑡 = 26.5 − 24
2.63
𝑅𝑡 = 0.95 Ω
67
Para determinar el comportamiento de la curva en la gráfica 6 se tuvo en cuenta la
capacidad nominal de la batería y el cálculo en el tiempo en que puede suministrar carga al equipo
de condensación.
Gráfica 6. Variación Corriente Generada en DC.
Fuente: Autores 2017.
El comportamiento de la corriente mostrada en la gráfica 6 establece que el valor de
generado depende directamente de la fuerza suministrada por el motor, que al elevar la frecuencia
la fuerza aumenta y de igual modo el generador entrega más corriente.
7.8.3. Análisis del funcionamiento en el equipo condensador de agua. Las baterías
que deben alimentar eléctricamente el equipo de condensación, deben ser de tener una capacidad
mínima de 1000W, debido a que es la potencia demandada por este, en las pruebas de
funcionamiento realizadas en laboratorio al rotor eólico se utilizan dos baterías de 600W con una
capacidad de 60 AH conectadas en serie y que entreguen 24 VDC para simular lo más aproximado
00,30,64
0,941,04
2,63
3,64
3,99
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
0 5 10 15 20 25 30
Co
rrie
nte
en
Am
pe
rio
s
VDC
Potencia Generada
68
a la instalación final ya que esta incluye un inversor que funciona en el rango IN 24VDC – OUT
110VAC, en la batería viene impresa una sigla C/10, el cual indica que para mantener las
propiedades y prolongar la vida útil de esta se recomienda conectar una carga que consuma un
máximo de 10Amp, en el caso puntual con estas características se tiene en el montaje una
capacidad de suministro de 20Amp y el condensador consume 8,3Amp no produce esfuerzos en
las baterías.
Se determina que el tiempo de funcionamiento o tiempo que permanece encendido el
equipo condensador es de 24 horas, para extraer la mayor cantidad de agua del ambiente, por tanto
la demanda de energía (ED) del equipo condensador es:
𝑬𝑫 = 𝟏𝟎𝟎𝟎𝑾 ∗ 𝟐𝟒𝑯 = 𝟐𝟒𝑲𝑾/𝑯 Ecuación 19
Figura 47. Equipo de Obtención de Agua a Partir de la Condensación del Aire
Fuente: Autores año 2016
69
7.8.4. Características eléctricas de funcionamiento de equipo de obtención de agua por
condensación del aire Figura 47.
Voltaje nominal de funcionamiento 120V AC
Potencia de consumo 1000 W
Corriente nominal de consumo 8,3 AMP
Corriente de arranque del equipo 58,3 AMP
En la ecuación 20 (tdm) se determina el tiempo de descarga máximo de las 2 baterías
conectadas en serie supliendo el consumo de corriente del equipo condensador, el cual es de 8,3
Amp, ahora bien en la descarga de baterías se debe considerar una profundidad de descarga del
50% que refiere al tope máximo de descarga para evitar su rápido deterioro o el daño de esta
(Franquesa, 2009).
Teniendo que:
IMAH = corriente de la batería en Amperios hora.
IC = corriente consumida
𝒕𝒅𝒎 =𝑰𝑴𝑨𝑯
𝑰𝑪∗ 𝟎, 𝟓 Ecuación 20
𝒕𝒅𝒎 =𝟏𝟐𝟎𝑨. 𝑯
𝟖, 𝟑𝑨∗ 𝟎, 𝟓 = 𝟕, 𝟐𝟑𝑯
Esto indica que el tiempo de descarga máximo (tdm) será 7,23 horas
Respecto con las corrientes de arranque del equipo condensador, las baterías de suministro
eléctrico tiene una capacidad nominal para arranques de 550 Amp y la demanda del equipo de
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condensación es de 58,3 Amp, no tendría inconvenientes con los picos de corriente cuando inicie
el funcionamiento la condensadora.
Teniendo en cuenta los cálculos realizados al aerogenerador con las condiciones de
funcionamiento del sitio de instalación final el Cabo de la Vela en el departamento de la Guajira y
las perdidas propias de la instalación la potencia media eléctrica entregada es: (ecuación 20).
𝟏𝟎𝟔𝟔, 𝟐𝑾
En análisis realizados en laboratorio al generador eólico entrega una corriente nominal de
4,37Amp con una velocidad nominal de viento ideal simulada continúa de 9m/s equivalente a 320
RPM en el eje del rotor. Ahora bien, al conectar las baterías al sistema de generación con la
intensidad nominal de carga descrita 4,37 Amp se obtiene un tiempo de carga para estas (tcb)
(Ecuación 21)
Teniendo que:
IMAH = corriente de la batería en Amperios hora.
ISA = corriente de suministro o carga en Amperios.
𝒕𝒄𝒃 =𝑰𝑴𝑨 𝑯
𝑰𝑺 𝑨 Ecuación 21
𝒕𝒅𝒃 =𝟔𝟎 𝑨 𝑯
𝟒, 𝟑𝟕 𝑨= 𝟏𝟑, 𝟕 𝑯
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Lo anterior indica que con la intensidad eléctrica de suministro que se posee actualmente en el
generador eólico este tardaría 13,7 horas en dejar totalmente cargada las baterías, en concordancia
con el funcionamiento conjunto de equipo generador – baterías – condensador, a medida que el
condensador demanda corriente de la batería esta se está cargando con una intensidad menor en
una proporción del 53%, ocasionando que en aproximadamente 13 horas la batería quede sin carga
y esto se ve reflejado en el funcionamiento del equipo de condensación, puesto que no puede
garantizar una autonomía de suministro eléctrico las 24 horas que demanda.
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8. Recursos disponibles para el desarrollo del estudio
Para el buen desarrollo de este proyecto se utilizaron recursos humanos, técnicos, institucionales,
y materiales que se describen a continuación:
* Recursos humanos:
Integrantes del grupo realizador del proyecto de grado.
Elber Ruge Bejarano.
Johnnier Garcia Carranza.
* Asesor técnico.
ING. LUIS EDUARDO CANO CARVAJAL.
* Recursos institucionales:
Biblioteca Hno. Hildeberto juan ETITC.
Talleres y laboratorios de motores eléctrico ETITC.
* Recursos materiales.
Mobiliarios (sillas, mesas, etc.), impresoras, equipos de cómputo, equipos técnicos para pruebas
a aerogenerador e instrumentos de medición.
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9. Presupuesto
Para la ejecución del proyecto se estimó un presupuesto basado en cada una de las actividades
realizadas descritas a continuación.
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34 I PLANIFICACION DE RECURSOS hora $ 15.000 34 $ 510.000
RECURSO TECNOLOGICO Y FISICO
35 II PROGRAMA SOFTWARE SIMULADOR UND $ 250.000 1 $ 250.000
36 II USO DE INTERNET hora $ 15.000 65 $ 975.000
37 II EQUIPOS DE COMPUTO hora $ 15.000 150 $ 2.250.000
38 II ASESORIAS hora $ 15.000 30 $ 450.000
39 II CONSULTAS TECNICAS hora $ 15.000 8 $ 120.000
40 II IMPRESORA hora $ 15.000 15 $ 225.000
42 II ADMINISTRACION DE RECURSOS hora $ 15.000 40 $ 600.000
GASTOS
43 DE PAPELERIA UND $ 150.000 1 $ 150.000
44 DE TRANSPORTES UND $ 450.000 1 $ 450.000
45 CAFETERIA UND $ 200.000 1 $ 200.000
46 RENTA, SERVICIOS PUBLICOS, TELEFONO UND $ 750.000 1 $ 750.000
47 SUBTOTAL ADMINISTRATIVO $ 6.930.000
48 SUBTOTAL REGIONALES $ 22.930.000
49 IMPREVISTOS 12% $ 831.600
50 DESPERDICIO 4% $ 277.200
51 IMPUESTOS 2% $ 138.600
52 UTILIDAD 6% $ 415.800
SUBTOTAL NETO $ 24.593.200
53 MARGEN DE RENTABILIDAD 30% $ 7.377.960
54 PRECIO COMERCIAL $ 31.971.160
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10. Conclusiones
De acuerdo a las inspecciones físicas, reconocimientos visuales y pruebas de
laboratorio realizadas al generador eólico, se establece que el equipo se encuentra en buen
estado y no presenta golpes o fisuras en la carcasa, el eje se encuentra alineado y presenta
movimiento normal conforme a la puesta en marcha, los rodamientos funcionan con
normalidad, no presenta piezas flojas ni tornillos sueltos, se evidencian desgastes mínimos en
la capa superficial de pintura y en general no muestra limitaciones físicas ni constructivas que
le impidan el funcionamiento de forma continua.
Referente a los estudios teóricos realizados al equipo se establece: que la velocidad del
viento a la altura de ubicación del rotor eólico (8 metros) es de 9,207 m/s ( ecuación 1), el área
de barrido de las palas es 7,068 m2 ( ecuación 6), la potencia máxima por unidad de superficie
determinada es de 277,5 W/m2, el TSR (Tip Speed Ratio) calculado (ecuación 10) este valor
indica que en el contorno de las palas circula a una velocidad es de 5,6 TSR veces mayor que
la velocidad del viento, el rendimiento del conjunto de componentes del aerogenerador
(hélices, componentes mecánicos y eléctricos ) es del 𝟕𝟔, 𝟕% , el coeficiente de potencia del
equipo en las condiciones atmosféricas del Cabo de la Vela (Guajira) es de 0,42, este valor
indica la eficiencia con la que el equipo convierte la energía del viento en electricidad,
finalmente se determina la potencia eléctrica total entregada por el generador eólico conforme
a las condiciones climáticas de la zona de ubicación, la cual es de 1066,2 W.
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Mediante las pruebas de laboratorio se establecen los parámetros o rangos de trabajo
del equipo, los cuales muestran la velocidad del viento de conexión que es el menor valor para
generar corriente eléctrica en el rotor y registra a partir de 3 m/s, luego de romper el punto de
equilibrio el generador adquiere su velocidad nominal de funcionamiento que esta entre 11 y
12 m/s, la velocidad de corte se establece a partir de 24m/s y es cuando el viento alcanza una
potencia demasiado alta y peligrosa para el rotor que puede ocasionar daños severos o
accidentes y el equipo se desconecta para su protección, en la gráfica 2 la curva de potencia
del generador se identifican los valores.
En las pruebas en vacío se determina que el funcionamiento del equipo es lineal y el
aumento de la tensión es directamente proporcional con la velocidad angular suministrada al
eje del rotor y este no ofrece resistencia al aumento de la velocidad (gráfica 3), al seguir
aumentando la velocidad el equipo llega al límite de velocidad de corte y se desconecta.
En las pruebas con carga se evidencia que el equipo no aumenta la velocidad en el eje
del rotor eólico de forma significativa como en las pruebas en vacío, debido a la existencia de
una fuerza de frenado que está compuesta por el rozamiento mecánico y por la corriente
inducida entre el generador y los imanes propios efectuando oposición proporcional a la
velocidad angular imprimida (gráfica 5), en esta prueba se observa que en condiciones ideales
de velocidad del viento el equipo funciona de manera eficiente y constante y alcanza la
velocidad nominal de generación entre 11 y 12 m/s.
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Al realizar la pruebas en laboratorio con carga y al confrontar los cálculos evaluados con las
condiciones geográficas y/o meteorológicas de la región de instalación final (el Cabo de la Vela)
y relacionando los tiempos de carga y descarga en las baterías se tiene que la autonomía de
suministro eléctrico para el equipo condensador equivale a 13 horas continuas, dejando las baterías
en el límite de descarga y obligando a desconectar la carga eléctrica, esto ocurre debido a que el
suministro de carga de la batería es menor al que exige la carga conectada y para que el
condensador pueda funcionar de forma continua el generador eólico debe suministrar una corriente
igual o superior a la del consumo, lo anterior indica que en las condiciones actuales de
funcionamiento del aerogenerador es insuficiente la energía producida para poder tener en
funcionamiento las 24 horas que requiere el equipo de obtención de agua por condensación del
aire para extraer el máximo beneficio hídrico al ambiente, y por tanto se considera que en las
condiciones actuales no es probable utilizar el aerogenerador eólico de 1,5 kW modular como
fuente de energía para este equipo.
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11. Recomendaciones
Se recomienda el cambio del generador eólico en estudio a un equipo de generación
que produzca el doble de potencia, ya que la capacidad máxima que puede entregar
actualmente en condiciones ideales no brinda el soporte eléctrico continuo que requiere el
equipo de obtención de agua por condensación del aire, debido a las pérdidas originadas por el
funcionamiento propio de la máquina y las constantes meteorológicas del Cabo de la Vela
(Guajira) sitio de instalación final. El rotor eólico puede entregar más potencia eléctrica
realizándose en él algunas modificaciones que mejorarían su funcionamiento entre estas
pueden ser incrementar la longitud de sus hélices para así lograr una mayor área de barrido y
aprovechar mejor el potencial eólico bajo un mismo viento, se puede replantear una altura
mayor a los 8 metros actuales de instalación para ampliar la capacidad de entrega de potencia,
puesto que la velocidad del viento se eleva al cubo en función de la altura y esto aumentaría la
energía cinética que le entrega el viento, también se puede analizar conectar un equipo
multiplicador de las revoluciones y alcanzar la máxima potencia de trabajo sin requerir que los
vientos sean de una alta intensidad energética, sin embargo, realizando estas modificaciones
no alcanzaría la potencia requerida debido a su capacidad máxima de generación y además,
exige estudios detallados y precisos de modificación de las características del equipo que
harían parte de otro proyecto de investigación.
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12. Fuentes de financiación
Los recursos monetarios empleados en la elaboración del anteproyecto y la fase de
investigación bibliográfica del proyecto definitivo fueron asumidos por los estudiantes
realizadores. Los recursos que demanda el proyecto de investigación en su fase de recopilación de
información, desplazamientos, traslado de equipos y gastos complementarios se asumieron por el
grupo de investigación GEA de la ETITC quienes junto a los estudiantes realizadores del proyecto
son los directos interesados en el buen desarrollo de la investigación.
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13. Bibliografía
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