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

iii 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

v 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-newcapacity-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-paracolombia-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-segunsu-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, 2072 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

α

RUGOSIDAD DEL TERRENO 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 0,14 8 𝑉(ℎ) = 9,5𝑚/𝑠 ( ) = 9,207𝑚/𝑠 10 𝑚/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). 1

Potencia = trabajo / tiempo = Eĸ / tiempo = 2 𝑚𝑣 2 /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

𝑣 2 (𝜌𝐴𝑑)/𝑡 = 2

1

𝑣 2 (𝜌𝐴𝑣𝑡)/𝑡 = 2

𝟏 𝟐

𝝆𝑨𝒗𝟑

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=

𝜋𝐷 2 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. 1

𝐶𝑝 = 2 𝑝𝐴𝑣 3

C𝑝 =

1 1,20𝑘𝑔 2 𝑚3

2𝑚 3

∗ 7,068𝑚2 ∗ (

𝑠

) = 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 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

Fuente: Diseño Autores Año 2016 Nota. Potencial eólico calculado a partir de la ecuación 5, para distintas velocidades del viento.

VELOCIDAD DEL VIENTO m/s

37 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

COEFICIENTE DE POTENCIA W

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

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 2

𝑣1+𝑥𝑣1

𝜌𝐴 (

𝑃 𝑢𝑡𝑖𝑙 =

2

1 4

) (𝑣12 − 𝑥 2 𝑣12 ) Ecuación 8

𝜌𝐴𝑣13 (1 + 𝑥)(1 − 𝑥 2 )

𝑑𝑝 𝑢𝑡𝑖𝑙

Ahora realizando

𝑑𝑥

(1 − 𝑥)(1 − 3𝑥) = 0

Se obtiene

Que deja

Ecuación 9

1

𝑥=3

=>

1

𝑉2 = 3 𝑉1

Sustituyendo V2 en la ecuación resulta: 𝟏𝟔 𝟏

𝑷 𝒖𝒕𝒊𝒍 = (𝟐𝟕) 𝟐 𝝆𝑨𝑽𝟏𝟑 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 16 1

𝑃 𝑢𝑡𝑖𝑙 = (27) 2 1,20 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 60

m

𝑛 ( 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 = 5,6 60 ∗ 9𝑚/𝑠

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 Rendimiento de Betz

Valor % 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

𝑃 𝑒𝑙𝑒𝑐 = 0,767 ∗ 0,42 ∗

1 2 1 2

p A v 3 Ecuación 14 (Franquesa, 2009). 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: 𝑘

𝑣 𝑘−1

𝑓(𝑣) = ( 𝑐 ) (𝑐 )

𝑣 𝑘

∗ 𝑒 −(𝑐) 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. 4

𝑣

𝑓(𝑣) = (9,5) (9,5)

4−1

∗𝑒

−(

𝑣 4 ) 9,5

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=

Γ=

(𝑣) 𝑐 1 (1+ ) 𝑘

Ecuación 16

0,906 = 0,724 1 (1 + 4)

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

POTENCIA

instalación ideales, la figura 33 muestra la curva característica.

CURVA DE POTENCIA

1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

VELOCIDAD DEL VIENTO

Gráfica 2. Curva caracteristica de potencia de generador eólico Fuente: Autores año 2017.

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.

Tensión Generada en AC 225

206

200

177,5

Tension en Voltios

175

149,4

150

121,2

125 90,7

100 60

75 50

30,8 15,2

25 0 0

250

500

750

1000

1250

RPM

Gráfica 3. Relación entre rpm y Tensión generada en AC Fuente: Autores año 2017.

1500

1750

61

Tensión en voltios

Tensión Generada en DC 300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0

286,4 241,9

202,2 163,9 122 82,9 19,9 0

41,9

250

500

750

1000

1250

1500

1750

RPM

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

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

TENSION GENERADA

Tensión en Voltios DC

30

25,8

25

21,66

26,3

26,9 26,4 26,5 26,7

23,2

20 15 10,6 10 2,8

5 0 0 0

50

100

150

200

250

300

350

RPM

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).

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.

Potencia Generada 3,99 3,64

Corriente en Amperios

4 3,5 3

2,63

2,5 2 1,5

1,04 0,94 0,64 0,3

1 0,5

0

0 0

5

10

15

20

25

30

VDC 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

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 =

𝒕𝒅𝒎 =

𝑰𝑴𝑨𝑯 𝑰𝑪

∗ 𝟎, 𝟓 Ecuación 20

𝟏𝟐𝟎𝑨. 𝑯 ∗ 𝟎, 𝟓 = 𝟕, 𝟐𝟑𝑯 𝟖, 𝟑𝑨

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

70 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 =

𝒕𝒅𝒃 =

𝑰𝑴𝑨 𝑯 𝑰𝑺 𝑨

Ecuación 21

𝟔𝟎 𝑨 𝑯 = 𝟏𝟑, 𝟕 𝑯 𝟒, 𝟑𝟕 𝑨

71 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.

72 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.

73 9. Presupuesto Para la ejecución del proyecto se estimó un presupuesto basado en cada una de las actividades realizadas descritas a continuación.

74 34

I

PLANIFICACION DE RECURSOS

35

II

hora

$ 15.000

34

$ 510.000

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

RECURSO TECNOLOGICO Y FISICO

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

48

SUBTOTAL REGIONALES

49

IMPREVISTOS

12%

$ 831.600

50

DESPERDICIO

4%

$ 277.200

51

IMPUESTOS

2%

$ 138.600

52

UTILIDAD

6%

$ 415.800

$ 6.930.000 $ 22.930.000

SUBTOTAL NETO 53

MARGEN DE RENTABILIDAD

54

PRECIO COMERCIAL

$ 24.593.200 30%

$ 7.377.960 $ 31.971.160

75 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.

76 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.

77 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.

78 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.

79 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.

80 13. Bibliografía

AEEolica. (2009). La energía eólica en Colombia: 40 megavatios instalados y un gran potencial desaprovechado. Reve. Alvarez. (2009). Maquina Sincronica. En Alvarez , Maquina Sincronica (págs. 218-219). Buenos Aires. Climate Data Guide. (2012). Obtenido de https://climatedataguide.ucar.edu Curso de Física Ambiental (UCLM, G. G.-9. (Febrero de 2012). Energía Eólica. Obtenido de previa.uclm.es: https://previa.uclm.es/profesorado/ajbarbero/faa/eeolica_febrero2012_g9 DEMO E-DUCATIVA CATEDU. (16 de Junio de 2016). Obtenido de DEMO E-DUCATIVA CATEDU: http://educativa.catedu.es/44700165/aula/archivos/repositorio/1000/1088/html/21_compo nentes_de_un_aerogenerador.html Ecured. (2014). modelo WRF. Obtenido de https://www.ecured.cu/Modelo_WRF EPM. (2015). Energía Parque Eólico Jepírachi. Obtenido de http://www.epm.com.co. Fernández Díez, P. (2000). ENERGÍA EÓLICA. Obtenido de data.torre-solar.es: http://data.torresolar.es/thesis/2000_Pedro_Fernandez_Diez-energia_eolica-135p.pdf intermec. (2013). Intermec. Obtenido de https://www.intermec.com.co/acoples.php Martinez Marroquin, M. E. (Octubre de 2003). Guia para la Determinacion de Limites de Operacion, Curva de Capacidad,Pruebas y Manteniemiento Predictivo de Generadores Sincronicos . Guatemala.

81 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. (2 de Junio de 2010). compilacionnormativa. Obtenido de http://servicios.minminas.gov.co: http://servicios.minminas.gov.co/compilacionnormativa/docs/resolucion_minminas_1809 19_2010.htm Navas. (2008). FUNCIONAMIENTO FÍSICO DE UN. Obtenido de http://www.uv.es/~navasqui/aero/Funfisaero.pdf Plataforma e-ducativa Aragonesa. (2016). DEMO E-DUCATIVA CATEDU. Obtenido de http://educativa.catedu.es/44700165/aula/archivos/repositorio/1000/1088/html/21_componentes _de_un_aerogenerador.html PRESIDENCIA DE LA REPUBLICA. (9 de Diciembre de 2003). alcaldia bogota. Obtenido de http://www.alcaldiabogota.gov.co: http://www.alcaldiabogota.gov.co/sisjur/normas/Norma1.jsp?i=11032 Ramirez Alvarado, S., Coto Rojas, E., & Muñoz Vargas, K. (2014). eie.ucr.ac.cr. Obtenido de http://eie.ucr.ac.cr/uploads/file/proylic/pl2014/pl0812t UPME. (2015). Normatividad/Resolucion_4_1430. Obtenido de http://www.upme.gov.co/SeccionDemanda/Normatividad/Resolucion_4_1430.