MEDICION DE RENDIMIENTO DE UNA TURBINA AXIAL PEQUEÑA …
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I MEDICION DE RENDIMIENTO DE UNA TURBINA AXIAL PEQUEÑA PARA SU IMPLEMENTACIÓN EN UN PICO-GENERADOR HIDROELÉCTRICO SERGIO ALEJANDRO MUÑOZ BARRIOS UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA BOGOTÁ D.C. 2010
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I
MEDICION DE RENDIMIENTO DE UNA TURBINA AXIAL PEQUEÑA PARA SU
IMPLEMENTACIÓN EN UN PICO-GENERADOR HIDROELÉCTRICO
SERGIO ALEJANDRO MUÑOZ BARRIOS
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA
BOGOTÁ D.C.
2010
II
MEDICION DE RENDIMIENTO DE UNA TURBINA AXIAL PEQUEÑA PARA SU
IMPLEMENTACIÓN EN UN PICO-GENERADOR HIDROELÉCTRICO
SERGIO ALEJANDRO MUÑOZ BARRIOS
Proyecto de grado para optar al título de Ingeniero Mecánico
Asesor
ÁLVARO ENRIQUE PINILLA SEPÚLVEDA
Ph.D., M.Sc., Ing. Mecánico, Profesor Titular, Universidad de los Andes
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA
BOGOTÁ D.C.
2010
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AGRADECIMIENTOS
A Álvaro Enrique Pinilla Sepúlveda, asesor del proyecto, por sus enseñanzas, motivación y
por depositar su confianza en mí para realizar este proyecto.
A Andrés Plata, ingeniero mecánico, que con su conocimiento del proyecto y su
experiencia colaboró durante todas las etapas del proyecto haciendo que este fuese posible.
A Maria Fernanda Tafur, ingeniera mecánica, ya que sin ella no hubiera sido posible la
construcción del generador de imanes permanentes.
Al personal de los laboratorios de Ingeniería Mecánica de la Universidad de los Andes por
su asesoría y colaboración en todos los procesos de manufactura.
A todas las personas que brindaron su colaboración haciendo posible la culminación de
este proyecto.
iv
RESUMEN
Este proyecto buscaba hallar las curvas de rendimiento a una turbina axial pequeña que
será implementada en un pico-generador hidroeléctrico.
La turbina axial tubular fue diseñada por Yerlin Andres Plata en su trabajo “Diseño y
Desarrollo de una Turbina Axial Para su Aplicación en una Unidad Portátil de Pico-
Generación Hidroeléctrica”. Esta turbina cuenta con un rotor de 100 mm de diámetro cuatro
aspas con el perfil E387.
En una primera aproximación realizada por Plata esta turbina tenía una eficiencia del 71%.
En proyecto se encontró que debido a que los protocolos de medición y que la instrumentación no
era la más adecuada esta información era errónea. Por ende este proyecto se basó en la correcta
instrumentación del banco de pruebas utilizado por Plata en su proyecto para generar
confiabilidad en los resultados.
Los resultados arrojaron que el mejor rango de operación de la turbina es entre los 1000
rpm y los 1500 rpm. En este rango la turbina genera entre 30 W y 40 W de potencia para cabezas
que van desde los 0.7 m a los 0.9 m donde se logra la máxima eficiencia que está alrededor de 35%
y no de 71% como se pensaba.
Con toda la información obtenida del rendimiento de la turbina se logró construir un mapa
adimensional de la turbina que sirve para la predicción del comportamiento de la turbina para
diferentes puntos de operación además de poder prever el rendimiento de una turbina con
similitud geométrica.
Una vez caracterizada la turbina se procedió a la construcción del generador. Para esto se
escogió un generador de imanes permanentes desarrollado en el departamento de ingeniería
mecánica de la universidad. Este generador queda completamente listo para su caracterización e
implementación una vez se construya un banco apropiado para esto.
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Tabla de Contenidos 1. Introducción ................................................................................................................................ 1
1.1 Antecedentes ...................................................................................................................... 2
1.2 Alcance ................................................................................................................................ 5
1.3 Objetivos ............................................................................................................................. 5
2. Mejoras al Banco de Pruebas ...................................................................................................... 6
2.1 Descripción Banco de Pruebas .................................................................................................. 6
2.2 Orientación de la Turbina .......................................................................................................... 7
2.3 Medición de Momento ............................................................................................................. 8
2.4 Medición de Presión .................................................................................................................. 9
3. Caracterización de la Turbina .................................................................................................... 14
3.1 Protocolo de Mediciones ........................................................................................................ 14
3.2 Resultados ............................................................................................................................... 15
3.2.1 Momento Par ................................................................................................................... 16
3.2.2 Potencia Mecánica ........................................................................................................... 17
3.2.3 Eficiencia........................................................................................................................... 18
3.3 Rendimiento Adimensional ..................................................................................................... 20
4. Descripción General del Generador .......................................................................................... 23
4.1 Descripción del Rotor .............................................................................................................. 23
4.2 Descripción del Estator............................................................................................................ 24
5. Conclusiones y Recomendaciones ................................................................................................ 26
6. Bibliografía .................................................................................................................................... 28
vi
Lista de Figuras
FIGURA 1. GENERADOR AXIAL ZD1.8-0.3DCT4-Z ........................................................................................ 2
FIGURA 2. BANCO DE PRUEBAS ADAPTADO POR PLATA PARA LA CARACTERIZACIÓN DE LA TURBINA.[PLATA2010] ... 4
FIGURA 3. TURBINA AXIAL DE CUATRO ASPAS Y 100 MM DISEÑADA POR YERLIN ANDRÉS PLATA. .......................... 4
FIGURA 4. ESTADO DEL BANCO DE PRUEBAS A NOVIEMBRE DE 2010.. .............................................................. 7
FIGURA 5. CAMBIO EN LA ORIENTACIÓN DE LA TURBINA. ................................................................................ 8
FIGURA 6. ESQUEMA DE LAS FUERZAS EN EL FRENO PRONY. ............................................................................ 8
FIGURA 7. VISTA DEL FRENO PRONY CONSTRUIDO Y DEL DINAMÓMETRO OHAUS 8008-MN.. ............................ 9
FIGURA 8. CARACTERÍSTICAS OPERATIVAS DEL TRANSDUCTOR MPX V5010DP ............................................... 11
FIGURA 9. CIRCUITO IMPLEMENTADO PARA LA REDUCCIÓN DEL RUIDO Y TRANSDUCTOR DE PRESIÓN ................... 11
FIGURA 10. MONTAJE REALIZADO PARA LA CALIBRACIÓN DEL TRANSDUCTOR DE PRESIÓN. ................................. 12
FIGURA 11. CALIBRACION DEL TRANSDUCTOR. ............................................................................................ 12
FIGURA 12. UBICACIÓN DE LA TURBINA Y PUNTOS DE MEDICIÓN DE CABEZA. ................................................... 13
FIGURA 13. MEDIO CUERPO DE RANKINE UTILIZADO PARA DISEÑAR EL EMPENAJE DE LA TURBINA. [WHITE,2004] 15
FIGURA 14. EMPENAJE CONECTADO AL EJE Y LA TURBINA. ............................................................................ 15
FIGURA 15. GRAFICA DE CABEZA CONTRA CAUDAL. ..................................................................................... 16
FIGURA 16. GRAFICA DE MOMENTO PAR A DIFERENTES CABEZAS Y VELOCIDADES ANGULARES. ............................ 17
FIGURA 17. POTENCIA GENERADA POR LA TURBINA EN FUNCIÓN DE LA VELOCIDAD ANGULAR. ............................ 18
FIGURA 18. GRAFICA DE LA EFICIENCIA EN FUNCIÓN DE LA VELOCIDAD ANGULAR Y LA CABEZA DE LA TURBINA. ...... 20
FIGURA 19. GRAFICA DE RENDIMIENTO ADIMENSIONAL. .............................................................................. 21
FIGURA 20. ROTOR DEL GENERADOR DE IMANES PERMANENTES. ................................................................... 24
FIGURA 21. ESTATOR DEL GENERADOR DE IMANES PERMANENTES.. ............................................................... 25
FIGURA 22.IMAGEN DE GENERADOR DE IMÁGENES PERMANENTES 20-400 COMPLETAMENTE FINALIZADO. ........ 25
1
1. Introducción
Colombia, es reconocida mundialmente debido a sus recursos hídricos. Esta
riqueza es utilizada en el país, entre muchas otras cosas, para la producción de
hidroelectricidad. Esta fuente entrega aproximadamente el 20% de la energía eléctrica en
el mundo pero en Colombia tenemos una cifra más impactante ya que en el país, el 67%
de nuestra energía proviene de recursos hídricos (Mejía, 2009). Aunque Colombia tiene
una gran capacidad de generación instalada, la cobertura de ésta deja mucho que desear
en especial en el área rural.
El Departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Los Andes viene
desarrollando un proyecto que busca la solución de este problema a pequeña escala. La
idea, es la realización de un pico-generador hidroeléctrico que se puede utilizar en áreas
rurales o alejadas de la civilización. Esta energía podría ser utilizada para la carga de
baterías como medio de almacenamiento para posterior uso o el uso de dispositivos
electrónicos de bajo consumo de energía en las zonas donde la red de distribución
Colombiana no llega actualmente.
Los trabajos más recientes desarrollados por el Departamento en el tema son los
proyectos de Maria Fernanda Tafur en el 2009 con su trabajo “Diseño y Desarrollo de una
Turbina Axial Para su Aplicación en una Unidad Portátil de Pico-Generación
Hidroeléctrica”[6] y el trabajo de Yerlin Andrés Plata en el 2010 titulado “Diseño,
Desarrollo y Pruebas de una Turbina Axial Tubular para la Aplicación en una Unidad de
Pico-Generación Hidroeléctrica”[5].
Dado que estos son los trabajos más recientes en el tema y buscaban el mismo
objetivo que este proyecto, se considera a éste como una continuación de ellos. Debido a
esto se comienza por solucionar los inconvenientes que se presentaron en los proyectos
anteriores y por seguir las recomendaciones que hicieron sus autores. También se utiliza el
banco de pruebas construido por Tafur (Tafur,2010) y que fue adaptado por Plata en su
proyecto(Plata, 2010).
2
1.1 Antecedentes
En el mercado existen pico-generador hidroeléctricos que sirven como referencia para
este trabajo. Lo primero que se encuentra es mini generador axial desarrollado por la empresa
Dali Lida Practical Technology Research Institute. Esta es una empresa china dedicada a la
manufactura de equipo hidroeléctrico con capacidad de micro generación. El equipo más
pequeño hecho por la empresa es el que más se acerca al modelo que se busca implementar
en este proyecto.
Figura 1. Generador axial ZD1.8-0.3DCT4-Z desarrollado por la empresa Dali Lida Practical Technology Research Institute que genera 300 W de potencia eléctrica (Energy)
Éste es el ZD1.8-0.3DCT4-Z el cual genera una potencia de 300 W. Este cuenta con turbina
tipo propela diseñado para trabajar a una cabeza de 1.8 m y a 40 L/s dando de esta manera
una eficiencia total del 42% operando a 1500 rpm. El ZD1.8-0.3DCT4-Z tiene un peso total de
29 kg y cuenta con un generador de los mismos 300 W con una salida de 230 V y 1.3 A a una
frecuencia de 50 Hz dado que está diseñada para el mercado europeo en el cual tiene un
precio de alrededor de unos 400 euros sin incluir impuestos. (Energy)
3
En esta misma categoría de generadores encontramos a la más pequeña de la empresa
PowerPal. Esta es una empresa canadiense también dedicada a proveer energía hidroeléctrica
en escala micro. De su familia de productos de baja cabeza se encuentra la MHG-200LH la cual
entrega una potencia de 200 W con un caudal de 35 L/s y una cabeza de 1.5 m (PowerPal). Del
generador MHG-200LH se sabe adicionalmente que la turbina sin carga gira a 1500 rpm y el
peso total del generador es de 16 kg es decir 13 kg más liviano que El ZD1.8. Estos son
requerimientos un poco menos exigentes que los de la ZD1.8-0.3DCT4-Z. Acerca de la turbina
utilizada por la PowerPal no se encuentra información a pesar de que esté más posicionado en
el mercado que el generador chino mencionado anteriormente. Visualmente los dos
generadores son muy parecidos siendo la principal diferencia que el PowerPal no cuenta con
un controlador de cargar como lo muestra la imagen del generador ZD1.8 que se muestra en la
Figura 1. El generador PowerPal tiene un precio de aproximadamente unos 900 USD siendo
más costoso que el ZD1.8. Se espera que con este proyecto el pico-generador tenga un precio
menor y así poder ser utilizado en países con situación similar a la de Colombia.
En cuanto al proyecto específico el más reciente realizado en La Universidad de Los Andes
está el trabajo “Diseño, Desarrollo y Pruebas de una Turbina Axial Tubular para la Aplicación
en una Unidad de Pico-Generación Hidroeléctrica”. Este trabajo era el más reciente por lo cual
sirvió de punto de partida para el desarrollo de este proyecto y va a servir como punto de
referencia. Yerlin Andres Plata, ejecutor de este trabajo utilizó un perfil E387 para diseñar una
turbina de flujo axial de 4 aspas y 100 mm de diámetro. Según los parámetros de diseño el
generador debería trabajar con una cabeza de presión de 0.7 m un caudal de 11 L/s que junto
a un generador se esperaba que entregara un máximo de 30 W de potencia eléctrica.
El principal inconveniente que encontró Plata (Plata, 2010), fue realizar mediciones
confiables. Para comenzar, las mediciones de presión las realizó con manómetros de una
escala inadecuada para la correcta caracterización de la turbina dado que no había
disponibilidad en Colombia de manómetros de vacío de escala pequeña. Adicionalmente, tuvo
que realizar un estimativo gráfico del momento par dada la rotación de la estela. Debido a la
pobre instrumentación del banco de pruebas la turbina no pudo ser correctamente
caracterizada.
4
Figura 2. Banco de pruebas adaptado por Plata para la caracterización de la turbina.[Plata2010]
Las pruebas realizadas por Plata (Plata,2010) con los métodos descritos anteriormente no
fueron los más adecuados. En la conclusión de su proyecto la turbina generaba 45 W a
aproximadamente 1700 rpm con un caudal de 12.9 L/s y una cabeza de 0.5 m. Siguiendo esa
información la turbina estaría con una eficiencia de 71.2% muy cerca a la de diseño que estaba
alrededor del 89%.
Figura 3. Turbina axial de cuatro aspas y 100 mm diseñada por Yerlin Andrés Plata con perfil
E387 y realizada en bronce.
5
1.2 Alcance
En este proyecto se cuenta con el banco de pruebas diseñado por Tafur para su proyecto
(Tafur, 2010). Este banco de pruebas fue adaptado por Plata (Plata, 2010) debido a que
anteriormente no alcanzaba los caudales deseados además de cambiar el montaje original de
la turbina.
Debido a esto, el proyecto comienza con un debido análisis del banco de pruebas. Se
realiza una revisión exhaustiva del banco de pruebas y de los protocolos de mediciones. Una
vez todo esto es analizo se decidió el alcance de este proyecto. El Proyecto se limitara a la
correcta adaptación e instrumentación del banco de pruebas para la caracterización de la
turbina diseñada por Plata (Plata, 2010) o de turbinas axiales en general.
Finalmente, terminada la adaptación se procedió a la caracterización de la turbina y
posteriormente la construcción del generador de imanes permanentes. El ensamble de estos
al igual que la caracterización del generador no hacen parte de este proyecto.
1.3 Objetivos
El objetivo general de este proyecto es avanzar en la implementación un pico-generador
hidroeléctrico con el fin de extraer energía eléctrica y caracterizar su funcionamiento. Para
poder cumplir con el objetivo general se debe primero satisfacer unos objetivos específicos.
Para comenzar se debe validar la información del trabajo “Diseño, Desarrollo y Pruebas de
una Turbina Axial Tubular para la Aplicación en una Unidad de Pico-Generación Hidroeléctrica”
realizado por Plata. A este objetivo le antecede la puesta a punto del banco de pruebas con
una correcta instrumentación para poder disminuir la incertidumbre en las mediciones.
Finalmente, se caracterizará la turbina axial tubular para conocer su rendimiento antes de
proceder a instalar el generador de imanes permanentes que también se construye como
objetivo de este proyecto.
6
2. Mejoras al Banco de Pruebas
2.1 Descripción Banco de Pruebas
.
Como se podrá apreciar el banco de pruebas es una pieza clave de este proyecto. Para
comenzar, el banco de pruebas cuenta con una bomba centrifuga que es la encargada de
simular las condiciones, como lo son el caudal y la cabeza, donde finalmente la turbina
funcionará. Esta es una bomba marca Pedrollo modelo HF20A, es trifásica y tiene un consumo
de 4 kW. Adicionalmente el banco cuenta con una estructura, conexiones hidráulicas y un
tanque de almacenamiento que hace a la vez de tanque de descarga de la turbina y de esta
manera recircular el agua.
A este tanque, se le añadió un refuerzo en toda su parte superior como se puede apreciar
en la Figura 4. Esto debido a que el tanque se fue deformando con el transcurrir del tiempo
debido a la cantidad de agua que almacenaba y ya su integridad se estaba viendo amenazada.
Con el fin de poder almacenar el agua por largos periodos de tiempo sin afectar la seguridad
del banco de pruebas y el laboratorio sin mencionar que no se quiere incurrir en desperdicio
innecesario de agua se hizo este refuerzo.
El banco de pruebas sufrió varias modificaciones a lo largo de proyectos anteriores y de
este proyecto pero su estado actual se puede apreciar a continuación.
7
Figura 4. Estado del banco de pruebas a Noviembre de 2010. Se puede apreciar el refuerzo de
madera, el cambio de orientación de la turbina y el freno prony construido.
2.2 Orientación de la Turbina
En el proyecto desarrollado por Plata al igual que al inicio de éste se contaba con la turbina
después del codo con buje, construido por Plata. Al estar ubicada después del codo, y
teniendo en cuenta el tamaño del buje que se encuentra dentro, el flujo no llegaba
completamente desarrollado a la turbina y con pérdidas debido a lo mencionado
anteriormente al igual que la poca distancia que había entre el codo y la turbina.
Debido a esto, se cambió la orientación de la turbina. Actualmente se encuentra antes del
codo y recibe el fluido de frente antes de que el fluido atraviese cualquier otro componente
que pueda afectar su perfil de velocidades como lo son el codo, el buje y hasta el eje mismo de
la turbina. De esta manera quedó ubicada en un punto donde el fluido se mueve de manera
más uniforme, que es el trayecto de tubería más largo.
8
Figura 5. Cambio en la orientación de la turbina.
2.3 Medición de Momento Par Torsional
Como lo mencioné anteriormente, el método utilizado anteriormente era a través de una
aproximación gráfica que se realizaba analizando la rotación de la estela. Este método puede
ser de gran ayuda si se tienen las herramientas adecuadas para realizarlo pero ese no era el
caso.
De esta manera se procedió a la construcción de un freno Prony. Este es un freno de
construcción sencilla pero que puede entregar información muy buena y confiable. Este es un
freno dinamométrico que cuenta con un brazo, una correa de bajo coeficiente de rozamiento
y unos dinamómetros. El brazo en este caso es dado por una polea que se fija al eje de salida
de la turbina que es donde se desea medir el momento. La correa está unida a los
dinamómetros que estos a su vez pueden variar su posición y de esta manera variar la carga
que se le aplica al eje de salida. La potencia generada por la turbina es disipada a través del
freno en forma de calor por lo que es necesario que la correa mantenga sus propiedades con
la temperatura y que se esté muy pendiente de su mantenimiento o reemplazo. A
continuación se presenta un esquema de las fuerzas presentes en el freno.
Figura 6. Esquema de las fuerzas en el freno Prony.
9
A partir de la Figura 6 se puede sacar la ecuación para calcular el momento como se
presenta a continuación.
∑ ( )
Para medir las fuerzas se utilizan unos dinamómetros OHAUS de referencia 8008-MN.
Estos dinamómetros tienen una capacidad de 50 N y una escala de 1 N. Este dinamómetro
está construido en ABS y tiene una cara metálica ajustable que sirve para la correcta
calibración de éste. La escala de 1 N no es la más apropiada para la caracterización de la
turbina pero fue el dinamómetro más confiable que se encontró en el mercado Colombiano
con la capacidad deseada.
Figura 7. Vista del freno Prony construido y del dinamómetro OHAUS 8008-MN. Una vista más
general puede ser apreciada en la Figura 4.
2.4 Medición de Cabeza
Los manómetros si son los adecuados pueden ser de gran confiabilidad en la toma de
mediciones. Debido a que una de las recomendaciones de Plata en su proyecto (Plata,2010)
fue el cambio de los manómetros para medir la presión diferencial ya que estos tenían escalas
muy grandes y en unidades no apropiadas para la caracterización. Adicionalmente estos eran
10
manómetros de caratula o Bourdon secos; esto no es apropiado para pruebas dinámicas
donde el fluido puede cambiar su presión muy rápidamente y los manómetros no tenían un
medio para disipar la energía como lo hacen los que están llenos de glicerina y esto creaba
incertidumbre adicional.
Para cumplir con las recomendaciones, se mantuvieron conversaciones con distribuidores
nacionales de manómetros pero ninguna tenía unos adecuados para entrega inmediata y su
importación podría llegar a demorar hasta dos meses frenando el proyecto, por lo cual se optó
por un transductor de presión diferencial eléctrico. Para su selección se tuvo en cuenta las
cabezas de trabajo y el fluido de trabajo para que éste no se viera afectado por el agua o que
se saliera de su escala generándonos incertidumbre adicional. Debido a esto se escogieron dos
transductores, el primero es el Motorola con referencia MPX V5010DP que mide hasta 10 kPa
y el segundo es el Motorola MPX2100DP que mide hasta 100 kPa. Para este proyecto solo se
utilizó el MPX V5010DP que nos deja medir diferencias hasta de 1 m y es de más fácil
instrumentación que el MPX2100DP que se dejará para caracterizar la turbina bajo presiones
más altas. En la Figura 8 se muestra las características del transductor MPX V5010DP donde se
puede apreciar que tiene un muy buen tiempo de respuesta de 1 ms y una muy buena
precisión qué es lo que se estaba buscando.
Adicionalmente este transductor se instala en un circuito para la reducción de ruido en la
señal de salida. Este circuito es uno de los recomendados por Motorola para la reducción de
ruido y adquirir señales análogas adecuadas a la salida. El plano del circuito puede ser
apreciado en la hoja de especificaciones del transductor mientras que su montaje puede ser
apreciado en la Figura 9.
11
Figura 8. Características operativas del transductor MPX V5010DP utilizado para la
caracterización de la turbina.
Figura 9. Circuito implementado para la reducción del ruido y transductor de presión MPX
V5010DP.
Una vez implementado el circuito y eh instalado el transductor se procedió a la calibración
de éste. Para confirmar la información entregada por el proveedor se construyó un
manómetro en U que junto a una tarjeta de adquisición y una fuente de 5 V se realizaron
mediciones a diferentes cabezas y se tomaba el voltaje de salida para de esta forma tener la
curva del transductor.
12
Figura 10. Montaje realizado para la calibración del transductor de presión.
Figura 11. Curva creada para el transductor a partir de medir el voltaje en diferentes puntos
y compararlos con el manómetro en U.
De la Figura 11 a través de una regresión lineal se puede sacar la ecuación para calcular la
cabeza de presión.
[ ]
( )
Ya con el transductor calibrado se escogieron dos puntos para hacer la medición de
cabeza. Idealmente estas mediciones deberían hacerse antes y después de la turbina pero debido
13
a que el flujo no es estable en puntos muy cercanos a ella los datos no eran reproducibles.
Adicionalmente, debido a que el codo estaba muy cercano a la turbina en ese punto se decidió
tomar la segunda presión en la zona de descarga del montaje como se muestra a continuación.
Figura 12. Ubicación de la turbina y puntos de medición de cabeza.
En la Figura 12 se puede apreciar que la presión 2 se toma en la zona de descarga del
montaje. Este punto está 150 mm por debajo de la turbina y ubicada después del codo haciendo
que se presenten pérdidas en el fluido por lo que ésta no es la presión real a la que se encuentra
la turbina pero sirve como una buena aproximación.
P1
P2
Ubicación de la turbina
14
3. Caracterización de la Turbina
3.1 Protocolo de Mediciones
Para poder medir la velocidad angular se utiliza un tacómetro digital. El tacómetro genera
muy poca incertidumbre y es muy confiable en el momento de reproducir los datos.
Adicionalmente cuenta con una resolución de 0.01 rpm siendo de gran uso para la
caracterización. Para que el tacómetro pueda obtener la velocidad angular es necesario
agregar una cinta reflectiva al eje.
De esta manera, cada vez que se va hacer mediciones de momento par se debe acercar el
tacómetro de manera perpendicular al eje y apuntarlo directamente hacia donde se encuentra
la cinta reflectiva. Éste debe dejar por unos 15 segundos para que el tacómetro adquiera un
buen número de datos y utilizar el promedio de velocidad arrojado por él.
Para calcular el momento par se utiliza el freno Prony descrito en el numeral 2.3. La
medición directa que uno obtiene son las fuerzas de dinamómetros y el radio de la polea que
se puede medir con un nonio el cual tiene una muy buena escala. Ya con esta información se
puede calcular el momento par con la ecuación anteriormente descrita.
Para la medición de cabeza se utiliza el transductor de presión MPXV5010DP mencionado
en el numeral 2.4, que está conectado a dos mangueras de 6 mm de diámetro externo. Una
está conectada a la tubería de PVC antes de la turbina y la otra manguera está conectada
después de la turbina y después del sistema codo-buje. De esta manera, se logra medir la
cabeza que actúa sobre la turbina y que en este caso según las especificaciones del fabricante
el error máximo en la cabeza seria del 3% lo que terminaría significando unos 3 cm en el punto
de mayor cabeza.
La información arrojada por el transductor, es adquirida a través de una tarjeta de
adquisición. Posteriormente, mediante LabJack donde se obtiene datos a una tasa 1 kHz y se
aplican filtros de ruido adicionales se grafica la cabeza de presión para poder conocerla casi
que en tiempo real. Esto es muy útil ya que la turbina se desea caracterizar a cabeza
constante.
15
3.2 Resultados
Los resultados que se muestran en este proyecto son después de implementar un
empenaje a la turbina. Esto, con el fin de mejorar el rendimiento de la turbina y así mejorar su
eficiencia. En la Figura 13 se puede observar el medio cuerpo de Rankine que es el encargado
de direccionar el flujo hacia los alabes y de esta manera el flujo no se impulse hacia el cubo de
la turbina. Este medio cuerpo tiene líneas de flujo constantes y la teoría indica que no hay
desprendimiento en la capa limite haciéndolo ideal para que no haya recirculación antes de
llegar a los alabes de la turbina.
Figura 13. Este es el medio cuerpo de Rankine utilizado para diseñar el empenaje de la
turbina. [White,2004]
Una vez con los parámetros para mayor agilidad en el proyecto se procedió a comprar un
spinner de aeromodelo que se acercara a las características del diseño. A continuación se
pueden observar el estado final de la turbina con el empenaje.
Figura 14. (Izquierda) Empenaje conectado al eje y la turbina. (Derecha) Turbina con
empenaje dentro del tubo en la dirección de ataque del fluido.
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Al tener definidos todos los protocolos de medición y realizadas las modificaciones
pertinentes al banco y a la turbina se procedió a caracterizarla. La primera gráfica que se
muestra es la de cabeza caudal para que se aprecie el rango de operación de la turbina y
del banco de pruebas.
Figura 15. Grafica de cabeza contra caudal donde se aprecia el momento donde la
turbina tiene su máxima velocidad angular (momento 0) y su mínima velocidad angular.
3.2.1 Momento Par Torsional
A continuación en la Figura 16 se puede apreciar el momento par obtenido a
diferentes cabezas. A diferencia del proyecto de Plata (Plata,2010) donde se caracterizó a
caudal constante, en este se caracteriza a cabeza constante. Esto debido a que se espera
que en las condiciones de operación real del sistema pico-generador lo que se mantenga
constante es la cabeza y el caudal del río o quebrada podrá variar significativamente.
En la Figura 16 se puede apreciar como aumenta el momento par a medida que se
aumenta la cabeza. El momento máximo para todas las cabezas se encuentra entre unas
250 rpm y 1000 rpm siendo el máximo total para 0.9 m que esta alrededor de 0.35 Nm.
Esto se aleja del punto de diseño de la turbina que era de 0.6 Nm a 1000 rpm. El
comportamiento a cabezas mayores no se pudo estudiar debido a que el transductor de
presión abandonaba su comportamiento lineal por encima de esta zona.
0.60
0.65
0.70
0.75
0.80
0.85
0.90
0.95
11 12 13 14 15 16
Cab
eza
(m
)
Caudal (L/s)
Cabeza Vs Caudal
Frenada (Ω=0)
Libre sin carga(T=0)
17
Figura 16. Grafica de momento par a diferentes cabezas y velocidades angulares. Las
líneas presentadas son de tendencia y en ningún momento representan el comportamiento real de la turbina en especial entre 250 rpm y 1000 rpm
Para finalizar el análisis del momento par vale la pena aclarar porque no se tienen
datos entre las 250 rpm y 1000 rpm. Esto se debe a que el coeficiente de arrastre del perfil
E387 entra en pérdida a ese número de Reynolds.
3.2.2 Potencia Mecánica
Una vez calculado el momento par y generadas las curvas mostradas en la Figura
16 se puede calcular la potencia al eje. Esta potencia se calculó a través de la siguiente
ecuación:
[ ] ( [ ]) (
) ( [ ])
Donde es la velocidad angular y es el momento par. Una vez calculada la
potencia se procedió a realizar la Figura 17 donde se muestra la potencia generada en
función de la velocidad.
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.45
0 500 1000 1500 2000 2500
M (
Nm
)
n (rpm)
Momento Par
h=0.9m
h=0.8m
h=0.7m
18
Figura 17. Potencia generada por la turbina en función de la velocidad angular. Se
aprecia el punto de diseño a 1000 rpm y 60W de potencia y como las curvas de rendimiento real lo acercan más a 40W y 1250 rpm.
Dada a la relación proporcional entre el momento par y la potencia se ve que a
mayor cabeza se obtienen mayores potencias. Se aprecia que la potencia máxima es de
unos 40W pero esta vez a unas 1250 rpm para 0.9 m de cabeza. Esta potencia es medida
en el eje después de las pérdidas por fricción que se presentan en el retenedor y en los
rodamientos. Estas pérdidas por lo general se consideran despreciables, pero dado que
ésta es una turbina para baja potencia se consideran considerables y aunque no se
cuantificaron se espera que el retenedor que está evitando las fugas de agua entre el eje y
el buje esté disipando gran parte de la energía producida.
3.2.3 Eficiencia
La eficiencia es parámetro importante de la turbina ya que con esta
sabemos que tanta energía de la que le está entrando está siendo aprovechada por ella. La
eficiencia en este caso sería:
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 500 1000 1500 2000
P (
W)
n (rpm)
Potencia generada
h=0.9m
h=0.8m
h=0.7m
19
Donde es la densidad del fluido, la gravedad, la cabeza y es el caudal. Toda
esta información se tiene ya que se conocen las propiedades del fluido y el caudal está
dado por la frecuencia de excitación de la bomba centrifuga y ha sido calibrado
previamente para este montaje dado que no se tiene un flujometro adecuado para hacer
mediciones en tiempo real.
La variación del caudal es el único método para mantener la cabeza constante y
para la variación del caudal se debe variar la frecuencia de excitación a la bomba. Esto
anteriormente se hacía a través de un potenciómetro pero este método no era adecuado
ya que la frecuencia podía llegar a oscilar hasta 1 Hz después de fijada la frecuencia.
Actualmente, se controla con un computador que está conectado al variador de frecuencia
y se maneja mediante el software PowerSuite. De esta manera, se puede variar la
frecuencia desde el mismo computador donde se adquieren los datos de presión y ya la
frecuencia no oscila. Con la calibración se encontró que el caudal puede ser calculado a
partir de la siguiente ecuación con solo 1% de error.
[ ⁄ ] (
) [ ]
Con toda esta información ya se puede calcular la eficiencia. En la Figura 18 se
puede apreciar que la eficiencia máxima se da entre las 1000 rpm y las 1500 rpm. En este
rango de velocidades la eficiencia está entre 30% y 37% para todas las cabezas. Estas
curvas siguen alejadas del punto de diseño que se encuentra en 1000 rpm y 80% de
eficiencia pero como se comentó antes el comportamiento de esta turbina no se puede
predecir teóricamente con certeza debido a su tamaño.
20
Figura 18. Grafica de la eficiencia en función de la velocidad angular y la cabeza de la
turbina. Se puede apreciar el punto de diseño en 80% y 1000 rpm.
3.3 Rendimiento Adimensional
Una vez caracterizada la turbina y que se obtuvo información como el momento par,
velocidad angular y potencia se procedió a sacar la curva de rendimiento adimensional. Esta curva
será de gran ayuda para predecir el comportamiento de una turbina con características
geométricas similares además de predecir su rendimiento sea cual sea su condición de operación.
Para esto se procedió a hacer un análisis dimensional y a utilizar el teorema Pi de
Buckingham de donde salen tres conocidos coeficientes de rendimiento adimensional
especialmente para bombas pero que aplica a las turbo-máquinas en general [White,2004].
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
0 500 1000 1500 2000
η
n (rpm)
Eficiencia
h=0.9m
h=0.8m
h=0.7m
21
Pero estos números no son de gran utilidad para este proyecto. Esto debido a que todos
estos números están en función de la velocidad angular y en este proyecto la velocidad angular es
una variable dependiente. Por esta razón los números adimensionales son modificados
algebraicamente para crear tres coeficientes nuevos que reemplazarán a los mencionados
anteriormente y que sean función de la cabeza. Estos números son los que se presentan a
continuación y los utilizados para la Figura 19.
√
√
Figura 19. Grafica de rendimiento adimensional.
Se sabe que estos números son adicionalmente función del número de Reynolds y de la
rugosidad de la tubería. Generalmente, por simplicidad se asume que estos tienen un efecto
constante por lo que se dice que el coeficiente de caudal y momento son función exclusiva del
coeficiente de cabeza. Solo para aclaración esto es una simplificación que se asume para este
proyecto ya que para bombas y turbinas se dice que todo es función exclusiva del coeficiente de
0
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035
0.04
0.045
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
Mo
me
nto
Ad
ime
nsi
on
al
Efic
ien
cia
y C
aud
al A
dim
en
sio
nal
Cabeza Adimensional
Rendimiento Adimensional
Eficiencia Caudal Adimensional Momento Adimensional
22
caudal y del coeficiente de potencia respectivamente. Otro parámetro que se puede considerar
función del coeficiente de cabeza es la eficiencia que ya de por si es adimensional.
Como se puede apreciar en la Figura 19 se graficó los coeficientes de momento, caudal y
eficiencia como una función exclusiva del coeficiente de cabeza o en otras palabras de la cabeza
adimensional.
Cabe aclarar que esta figura es la más importante de este proyecto. Debido a que con esta
figura se puede predecir el rendimiento de cualquier turbina con similitud geométrica a la
caracterizada en este proyecto. De igual manera serviría para estimar respuesta de la turbina ante
distintos puntos de operación. Adicionalmente con la ayuda de las reglas de similitud se puede
predecir el funcionamiento de una turbina con un diámetro distinto a la caracterizada o a una
velocidad distinta siempre y cuando las características geométricas se mantengan y estén
operando en el mismo punto adimensional de la Figura 19. Como información a continuación se
pueden ver las reglas de similitud para turbo-maquinas.
(
)
√( )
( )
√( )
De esta manera se puede predecir el efecto del cambio de diámetro y cabeza en el caudal,
el momento y la velocidad angular de la turbina.
23
4. Descripción General del Generador
Una vez caracterizada la turbina axial se procedió a la construcción de un generador de
imanes permanentes y de esta manera ir completando el pico-generador hidroeléctrico. El
generador escogido es el que se viene desarrollando en otro proyecto del departamento de
ingeniería mecánica de la Universidad de Los Andes. El generador es conocido como GIP 20-
400, debido a que es un generador de imanes permanentes que debería proveer 20 W a 400
rpm. Tiene 12 polos, 36 ranuras y está construido con una carcasa hermética de PVC haciendo
que éste sea ideal para nuestro objetivo que es crear un sistema portátil de bajo costo.
Adicionalmente puede tolerar ambientes de 90% de humedad y se estima que tiene una vida
útil de entre tres y cinco años.
Adicionalmente a la descripción general que se presenta a continuación, el generador
cuenta con un sistema de escobillas. Este sistema es para que el generador se pueda conectar
al eje de la turbina y la carcasa que en este generador hace de rotor se pueda mantener
estática y hacer más fácil su fijación a la turbina en un futuro.
El generador también cuenta con un sistema de rectificación. Este sistema es el encargado
de coger la corriente generada por cada fase del generador y convertirlas en una sola fase. De
esta forma se logra que el generador pase de ser de corriente alterna a corriente continua
que es lo más común para las aplicaciones en la que se piensa que estará el sistema de pico-
generación.
4.1 Descripción del Rotor
Los componentes principales del rotor son de PVC de alta presión y todos estos para
tubería de 4”. Adicionalmente el rotor lleva distintos accesorios mecánicos que no se
especificaran además de llevar 12 imanes de neodimio grado 45 con medidas 46 mm x 21 mm
x 10 mm. Estos imanes son fijados al PVC para formar el rotor con un adhesivo epóxico de dos
componentes y de grado industrial. Este adhesivo es el Hysol E-20HP de la empresa LOCTITE.
Este pegante es reconocido en la industria por su alta resistencia al despegado y a esfuerzos
cortantes especialmente entre superficies metálicas y plásticas haciéndolo perfecto para esta
24
aplicación. Adicionalmente el adhesivo una vez curado es resistente a gran cantidad de
químicos y solventes además de servir de aislante eléctrico. Para finalizar, el rotor lleva un eje
de ¾” construido en aluminio.
Figura 20. (Izquierda) En esta imagen se puede apreciar los doce imanes pegados en el Niple
de PVC. (Derecha) Se puede apreciar la imagen del rotor completamente terminado.
4.2 Descripción del Estator
Los componentes principales del estator son su núcleo de ferrosilicio y cable de cobre
calibre 28. El núcleo está compuesto de muchas láminas de ferrosilicio de grano orientado,
material muy particular debido a que es altamente resistente a la excitación magnética
sirviendo de aislante térmico debido a su bajo cambio de temperatura durante la operación.
De esta manera los componentes del generador duran más además de evitar pérdidas por
calor lo cual es bastante deseable debido a que la carcasa del generador es de PVC el cual es
un polímero termoplástico. Adicionalmente, este material ayuda a que el campo magnético
solo se induzca corriente en el cable de cobre.
Una vez completado el núcleo, se procedió al embobinado. Una vez terminado el núcleo,
éste se aisló con papel prespan y se realizó un bobinado en el que se tejieron 6 bobinas
independientes que luego se conectaron en estrella. Posteriormente con el fin de evitar cortos
y desgaste se recubre todo el estator con barniz dieléctrico Renania.
25
Figura 21. Imagen de estator durante la aplicación del recubrimiento dieléctrico donde se
puede apreciar el embobinado y el núcleo de ferrosilicio.
Figura 22.Imagen de generador de imágenes permanentes 20-400 completamente finalizado.
26
5. Conclusiones y Recomendaciones
La turbina pudo ser caracterizada exitosamente en lo que se espera que vaya a ser su
rango de operación. Con esta caracterización se vio claramente el rendimiento real de la turbina y
que éste no era como decía el proyecto “Diseño y Desarrollo de una Turbina Axial Para su
Aplicación en una Unidad Portátil de Pico-Generación Hidroeléctrica”.
El mejor punto de operación de la turbina está entre los 1000 rpm y los 1500 rpm. En este
punto de operación se debe intentar poner a funcionar el sistema pico-generador ya que éste es el
punto de mayor eficiencia y por ende la eficiencia del pico-generador no se verá comprometida
por la turbina en este rango de velocidades.
Actualmente la turbina está generando entre 30 W y 40 W de potencia al eje en ese rango
de velocidades. Esto es relativamente bajo pero dadas las bajas condiciones de caudal y de cabeza
a las que opera esta turbina son razonables. Este rendimiento puede mejorar una vez se tomen las
presiones en los puntos adecuados ya que se estima que la cabeza medida en este proyecto puede
ser entre 50 mm y 150 mm más alta que la cabeza real que afecta la turbina.
En cuanto a recomendaciones, el banco debe seguir siendo instrumentado para poder
hacer mejores caracterizaciones. Para comenzar, se debe instalar un flujometro al banco de
pruebas. De esta manera se pueden tener datos en tiempo real y con mayor precisión que los
obtenidos en este proyecto. También queda por implementar el transductor MPX2100DP para
caracterizar a unas condiciones de presión más altas y ver si el comportamiento observado se
sigue manteniendo y si éste concuerda con las gráficas de rendimiento adimensional que se
obtuvieron. Una vez se vaya a implementar el nuevo transductor también es recomendable
alargar el eje para que la turbina se aleje más del codo y poder hacer mediciones justo antes y
después de la turbina.
Queda pendiente en este proyecto la adquisición de tubería PVC transparente para poder
ver lo que está ocurriendo dentro de la tubería con la turbina y el fluido. De esta manera ver se
puede llegar a ver cuáles son los motivos de que el rendimiento se aleje del punto de diseño y
corregirlos.
El proyecto debe continuar con la caracterización del generador. Una vez se conozca el
rendimiento de éste se puede saber si la turbina actual sirve para unirlo al generador y hacer una
27
predicción del conjunto. De esta manera se podrán detectar problemas en el montaje que puedan
afectar el rendimiento general del pico-generador hidroeléctrico. En caso de que la turbina actual
no funcione se podrá predecir el comportamiento de una nueva turbina con características
similares con las curvas adimensionales que se obtuvieron en este proyecto con la ayuda de las
leyes de similitud.
28
6. Bibliografía
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micro-hydro-power: http://micro-hydro-power.com/Micro-Hydro-Power-
Propeller-Turbine-Arial-ZD1.8-0.3DCT4-Z.htm
2. Mejía, A. D. (2009). RENDICIÓN DE CUENTAS UPME 2008-2009. Bogotá D.C.,
Colombia: Unidad de Planeacion Minero Energetica.
3. Manual de Manufactura, Ensamble y Puesta en Operación del generador GIP 20-
400, Bogotá D.C., Colombia, 2010.
4. PowerPal. (s.f.). PowerPal. Recuperado el 22 de Agos de 2010, de
http://www.powerpal.com/lowhead.html
5. PLATA, A. Y, “Diseño y Desarrollo de una Turbina Axial Para su Aplicación en una
Unidad Portátil de Pico-Generación Hidroeléctrica”. Proyecto de grado.
Departamento de Ingeniería Mecánica, Universidad de los Andes, Bogotá D.C.,
Colombia, 2010.
6. TAFUR, M. F, Diseño y desarrollo de una turbina axial para su aplicación en una
unidad portátil de pico-generación hidroeléctrica. Proyecto de grado.
Departamento de Ingeniería Mecánica, Universidad de los Andes, Bogotá D.C.,
Colombia, 2010.
7. TUNARROSA, D. F. Desarrollo de un Generador de Imanes Permanentes para la
Aplicación en Unidades Portátiles para el Suministro de Energía. Proyecto de
maestría. Departamento de Ingeniaría Mecánica, Universidad de los Andes, Bogotá
D.C., Colombia, 2009.
8. WHITE, F. Fluid Mechanics. Ed. Mc Graw Hill, 5ta ed., 2004
