Cuarto Congreso Nacional – Tercer Congreso Iberoamericano Hidrógeno y Fuentes Sustentables de Energía – HYFUSEN 2011

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DISEÑO DE UNA TURBINA EÓLICA DE BAJA POTENCIA ADECU ADA A LA AGRESIVIDAD DEL CLIMA PATAGÓNICO

Ahrtz G.D.(1) , Fernandez R.D.(1) y Munnemann A. .(1) (1) Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, Ruta Prov. N°1 s/n, Ciudad Universitaria Km4, (CP 9000), Comodoro Rivadavia, Argentina gerahrtz@gmail.com RESUMEN El presente trabajo describe el diseño de una turbina eólica de aproximadamente 3 KW, destinada a la generación aislada en poblaciones rurales dispersas, cuya característica principal sea la robustez mecánica frente a la agresividad del clima patagónico. Frente a ésta premisa, se buscó obtener una elevada confiabilidad y posibilidad de una rápida reparación, con herramientas de uso común. Como objetivo adicional se busca fomentar el desarrollo de empresas locales en la fabricación de aerogeneradores, para lo cual se priorizó la simplicidad de diseño y se eligieron materiales y componentes accesibles en el mercado local o nacional. Palabras Claves: Generación eólica, baja potencia, Patagonia, HYFUSEN 2011 1. INTRODUCCIÓN 1.1 Antecedentes La existencia de fuertes vientos en la Patagonia ha motivado desde los primeros asentamientos colonizadores, intentos de utilización de máquinas eólicas de pequeña potencia, tanto inicialmente para bombeo de agua como posteriormente para generación de energía eléctrica de pequeña escala, con el objeto de cubrir necesidades básicas de iluminación y comunicaciones. Las experiencias con molinos tipo multipala americano para la extracción de agua han sido en general satisfactorios, a pesar de que en muchos lugares ven reducida su vida útil por las exigencias de la región; por otro lado, la mayoría de los modelos comerciales de generación eléctrica instalados en las estancias Patagónicas han tenido una vida útil muy inferior a la informada por los fabricantes, ya que los mismos no fueron diseñados para estás condiciones. Los vientos Patagónicos tienen características muy agresivas que someten a elevados esfuerzos estructurales a las turbinas. En éste sentido, es importante considerar no solo las elevadas velocidades medias de viento observadas, las que van desde menos de 6 hasta más de 12 m/s en ciertos lugares, sino también la variabilidad del viento (rafagosidad) [1, 2].

1.2 Objetivo del proyecto Basados en los antecedentes enumerados, se pretende diseñar un aerogenerador de baja potencia, de aproximadamente 3 KW, apto para funcionar en las condiciones rigurosas descriptas en 1.1 1.3 Estrategia de diseño global Con los máximos valores de régimen de viento observados para la Patagonia Argentina, se fijarán las condiciones límite de diseño. Estas condiciones y las características deseadas se utilizarán para decidir el tipo de turbina. A continuación se llevara a cabo el diseño de la turbina, atendiendo al requerimiento de potencia y a las características del generador eléctrico que se prevé utilizar. 2. DESARROLLO TEÓRICO 2.1 Potencia del viento Una turbina eólica convierte la energía cinética del viento en energía mecánica disponible en su eje. Un aerogenerador es una turbina eólica, conectada a un generador eléctrico que convierte la energía mecánica en energía eléctrica. La energía cinética EC presente en un volumen de fluido de densidad δ y superficie A, que se mueve a velocidad v, es:

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⇒×××=××= 2

212

21 vVolvmEc δ

221 vlAEc ××××= δ (2.1)

La potencia P involucrada, será entonces dicha energía divida por el tiempo t :

321

221

vAPt

vlAP ×××=⇒

××××= δδ (2.2)

De toda ésta energía, solo será posible extraer una parte, ya que si le quitáramos toda esa energía cinética al aire, detrás de la turbina éste estaría quieto. El límite de extracción teórico máximo fue calculado por Betz, quien dedujo que la energía teórica máxima extraíble es igual al 59.3% de la total. Por lo tanto, las turbinas reales podrán extraer una energía inferior a la planteada por Betz; el cociente entre la potencia extraída y la potencia total del fluido, se denomina coeficiente de potencia Cp, el cual será, siempre inferior a 0,593 [3,5,6]. 2.2 Demandas específicas de la Patagonia Las características del viento a las que estará sometida la turbina ya han sido comentadas, pero existen otros factores importantes a tener en cuenta. Uno de ellos es el aislamiento geográfico de los posibles lugares de instalación de la

máquina, considerando al poblador rural como destinatario de la misma [4] .

Este aspecto convierte en prioritarias las características de Confiabilidad y Facilidad de reparación, frente a otras como el precio por Kw de potencia instalada, ya que el precio final de la energía no solo dependerá de éste último, sino también de la vida útil y del coeficiente de utilización (tiempo en el cual la máquina está operativa sobre el tiempo total de vida).

2.3 Diseño de la turbina 2.3.1 Elección del tipo de turbina Las turbinas eólicas se clasifican en dos grandes grupos, las de eje horizontal ó HAWTs por sus siglas en inglés, y las de eje vertical ó VAWTs (Figura 1), cuyas características principales [3,5,8] pueden resumirse en la tabla I.

Figura 1. Distintos ejemplos de turbinas HAWT’s (izquierda) y VAWT’s (derecha)

Características HAWT rápidas (pocas palas) VAWT ráp idas (Darrieus)

Rendimiento Generalmente alto Algo inferior a las HAWTs

Sistema de orientación Siempre necesario En la mayoría de los casos no nec esita

Ubicación del generador A la altura del eje (difícil acceso para mantenimie nto) Puede estar a nivel del suelo (fácil acceso)

Torre Más alta, y con las masas concentradas en el extremo superior

Generalmente Más corta, y las masas pueden estar má s distribuídas (generador al nivel del suelo, extremo superior puede estar soportando la mitad de las cargas horiz ontales)

Palas De cuerda variable, perfiles asimétricos complejos , con alabeo, empotrada solo en un extremo

De cuerda constante, perfiles simétricos simples, s in alabeo, empotrada en sus extremos o dos puntos cercanos a e llos

Comportamiento ante flujo turbulento

No aptas Soportan mejor los flujos turbulentos

Costo / Kw instalado Menor que los VAWT Mayor que los HAWT

Tabla I. Comparación de las características de los HAWT’s y los VAWT’s.

Del cuadro anterior podemos observar que, para una determinada potencia, si bien las HAWT son más eficientes y necesitan menor cantidad de materiales (menos costosas), las VAWT pueden ser más robustas, soportar mejor las turbulencias, de más fácil acceso para mantenimiento, más simples y de construcción más sencilla. Por todo ello, se elegirá para éste proyecto una configuración de eje vertical Darrieus, tipo “H” o de pala recta por la facilidad de fabricación.

2.3.2 Estrategia de diseño En el diseño de la máquina se seguirán los siguientes pasos: a. Obtener y analizar los datos meteoroló_

gicos para definir las condiciones extremas de funcionamiento y supervivencia.

b. Definir los criterios de diseño para cumplir con los objetivos del proyecto.

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c. Estudio de los parámetros que intervienen en los criterios de diseño.

d. Adoptar valores para algunos de esos parámetros, comparándolos con los valores de máquinas existentes de similares características.

e. Con los parámetros elegidos y las condiciones de funcionamiento definidas, proponer un diseño que cumpla con los objetivos buscados.

2.4 Recurso eólico 2.4.1 Datos El recurso eólico de la Patagonia ha sido tema de estudio del Centro Regional de Energía Eólica (C.R.E.E.) desde su creación en 1985, y en la actualidad tiene disponible información en forma libre y gratuita de los “mapa eólico del Chubut”, “mapa eólico de la Pampa”, “mapa eólico de la costa atlántica del Chubut” y el “Sistema de Información Geográfico-mapa eólico argentino” (SIG-Eólico Argentino) [2]. 2.4.2 Velocidades medias La observación de éstos mapas indican la existencia de muchas zonas con velocidades de viento anuales promedio del orden de los 8 a 10 m/seg a una altura de 10 metros, llegando en algunos lugares hasta 12 m/seg [1, 2]. 2.4.3 Distribución de frecuencia de velocidades de viento Así mismo, los datos mencionados en el punto anterior, están asociados a distribuciones de frecuencia que se pueden aproximar mediante funciones de probabilidad de distribución de Weibull, con valores característicos de factor de escala C entre 7,30 y 11,40, y de factor de forma k entre 1,50 y 2,30. [1, 2]. Como valores de referencia se citan los de algunos lugares de la Patagonia (Tabla II).

2.4.4 Velocidad de diseño Como ya vimos (2.1), la potencia disponible del viento es proporcional al cubo de su velocidad. El diseño de una turbina eólica que tenga una aceptable relación entre la energía captada y el costo, debe realizarse tal que la potencia nominal Pn de la misma corresponda a una velocidad de viento vn cercana a la raíz cúbica de la sumatoria de los productos del cubo de las velocidades por su probabilidad de ocurrencia. Así, considerando una distribución típica de la zona, con k=2, C=9 y vmedia=8m/s, calculando la velocidad nominal de la manera indicada obtenemos vn=13,21m/s. Por lo tanto, fijamos la velocidad de viento nominal de diseño en 13,5m/s. 2.5 Parámetros de diseño

En el proceso de diseño, los parámetros más importantes son: • El radio de la turbina Darrieus, RD • La altura de la turbina Darrieus, HD • El radio de las turbinas Savonius, RS • La altura de las turbinas Savonius,HS • El n° de palas de la turbina Darrieus, ND • El n° de palas de las turbinas Savonius, NS • El perfil aerodinámico de las palas de la

turbina Darrieus • La solidez de la turbina Darrieus, σ • La TSR para el Cp máximo 2.6.1 Diseño de la turbina eólica La TSR o velocidad relativa, se define como:

⇒×==v

R

v

máxtgvelTSR

ω..

602

××××=

v

RnTSR

π (2.3)

Lugar (en cercanías de)

Coord. Factor de escala C

Factor de forma k

Velocidad media [m/s] (a 10m de altura)

Pilcaniyeu (RN) 41°18,5’S_70°38,0’W 8,51 1,55 9,27 Sierra Colorada (RN) 40°33,7’S_68°11,3’W 8,21 1,84 7,63 Trelew (CH) 43°10,3’S_65°11,0’W 8,25 1,80 7,31 Rio Chico (CH) 45°30,0’S_67°35,8’W 10,68 2,19 10,50 Pampa del Castillo (CH) 45°45,0’S_68°00,5’W 9,40 2,21 9,31 Río Mayo (CH) 45°46,0’S_70°59,0’W 8,62 1,97 8,49 Paso del Sapo (CH) 42°36,0’S_69°29,3’W 8,88 1,90 7,91 Cañadón Seco (SCZ) 46°45,0’S_68°08,8’W 8,20 1,95 8,10 Gobernador Gregores (SCZ) 48°30,0’S_70°11,0’W 11,31 1,65 11,22 Pto. Santa Cruz (SCZ) 49°30,0’S_68°20,0’W 9,73 1,88 9,64 Monte Dinero (SCZ) 52°03,0’S_68°59,0’W 9,40 1,92 9,30

Tabla II. Características del viento en distintos lugares de la Patagonia.

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Generalmente, con el objeto de normalizar la característica de un tipo de turbina, se representa, no la potencia en función de la velocidad angular, las cuales dependen del área, radio máx. y velocidad del viento, sino el coeficiente de potencia Cp, en función de la velocidad relativa TSR. De ésta forma, con la curva normalizada, se pueden calcular las curvas de potencia en función de la velocidad angular, para distintas velocidades de viento. De (2.3):

R

vTSRn

××××=

π2

60

(2.4) y

CpvAP ××××= 321 δ (2.5)

2.6.2 Diseño de la turbina Darrieus Para turbinas de características y dimensiones similares, con el mismo perfil trabajando a similares números de Reynold, es posible considerar tener la misma característica Cp vs. TSR como primera aproximación, y de esta manera estimar las curvas de P vs. n mediante las ecuaciones (2.4) y (2.5). En las turbinas Darrieus, el Cp como función de TSR dependen de la solidez σ, tal que con σ bajos (palas de menor cuerda = más débiles) se consiguen valores de Cpmax a TSRs elevadas, mientras que con σ altos (palas de mayor cuerda = más resistentes) se consiguen valores de Cpmax a TSRs menores. Por otro lado, el aumento en el número de palas da como resultado un par motor menos pulsante, pero para conservar el índice σ, se debe bajar la cuerda de la pala, con lo que la misma se debilita [6]. Otro factor a tener en cuenta es el tipo y espesor de perfil aerodinámico. En las turbinas Darrieus se utilizan perfiles simétricos, generalmente NACA ya que las pruebas con perfiles más sofisticados como los de la familia NLF (Natural Laminar Flow) desarrollados por los “Sandia national laboratories” (SNL) (xEj. el perfil SAND0015/47), no han dado resultados muy superiores en cuanto a la maximización del coeficiente de potencia, a los logrados con los anteriores [6]. Los espesores más utilizados varían entre el 12 y el 18% de la cuerda (NACA0012-NACA0018). Con perfiles más finos se obtienen mejores características por su menor arrastre, pero se hacen más débiles las palas.

Comparando datos experimentales obtenidos de distintos prototipos, de potencias similares a la deseada, tanto en los túneles de viento de SNL como en los de la “National Research Council of Canada” (NCR) en los ’80 y ’90, observamos valores de Cpmax de 0,28 a 0,40 para TSRs de 6,6 a 3,8 . Eligiendo un perfil NACA0015, σ = 0,25 y ND=3, por similitud con máquinas como la SANDIA2m (Figura 2), es de esperar un Cpmax = 0,29 a TSR = 4,4 [6]. Como se puede observar en el mismo gráfico, la turbina Darrieus no puede arrancar por sí sola, ya que a bajos valores de TSR (menores a 1.8 aprox.), el Cp es negativo. Por ésta razón, se propone agregar dos turbinas Savonius en los extremos de la turbina Darrieus, para proporcionar la cupla de arranque necesaria en la zona de par negativo de la turbina principal. La elección de dos rotores Savonius en los extremos del rotor Darrieus en lugar de uno solo en medio del mismo, está fundada en la búsqueda de minimizar la perturbación de los primeros sobre el segundo. 2.6.3 Diseño de las turbinas Savonius Las características de los rotores Savonius han sido estudiados en profundidad [6][8], por lo que se sabe que a mayor número de palas, el Cpmax decrece. Ensayos en túnel de viento de rotores Savonius de dos y tres palas [8], han dado los resultado de las Figuras 3 y 4.

Figura 2. Curva de Cp vs. TSR. Con el objeto de reducir el tamaño de éstos rotores, se elige la opción de dos palas, es decir Ns =2, la cual presenta un mayor Cp, pero con un par más variable en función de la posición angular del mismo. Esta desventaja se puede minimizar, colocando los dos rotores desfasados 90° entre sí, otra

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ventaja que es posible gracias a la elección de dos rotores de arranque en lugar de solo uno. De la Figura 4 podemos observar que el Cpmax=0,23 se da a un TSR=0,85. Como la velocidad de giro de los rotores de arranque es igual a la del rotor principal, por estar todos solidarios al mismo eje, entonces de la ecuación (2.3):

⇒××

××=××

××

Darrieus

Darrieus

savonius

savonius

R

vTSR

R

vTSR

ππ 2

60

2

60

Darrieus

Darrieus

savonius

savonius

R

TSR

R

TSR =⇒ (2.6)

Con las curvas características supuestas, tanto para el rotor Darrieus como para los Savonius, y la velocidad de viento nominal de diseño definida en el punto 2.4.4, solo nos queda definir las dimensiones de los mismos.

Figura 3. Cp del Rotor Savonius de dos palas

Figura 4. Cp del Rotor Savonius de tres palas La potencia total de la máquina será:

⇒+= DS PPP

( ) ( )[ ]DDSS CpACpAvP ×+××××= 321 δ (2.7)

donde:

SSS HRA ××= 4 (2.8)

DDD HRA ××= 2 (2.9)

Existirán entonces infinitas combinaciones de dimensiones que den como resultado la potencia nominal deseada para la velocidad de viento de diseño, con curvas de potencia vs. velocidad de formas distintas en función de las relaciones entre las áreas y los radios de las turbinas. Por ésta razón, se elaboró un programa de cálculo en MATLAB [7], que superpone las curvas de potencia de las mismas en función de las dimensiones cargadas para ellas. Con ésta herramienta, se pudo encontrar una relación de dimensiones que cumpla con los objetivos planteados, dando como resultado una curva de potencia sin zonas negativas (como ocurría para el caso de utilizar un rotor Darrieus solo, o si la relación entre Rs y RD no es la correcta) (ver ejemplos en la Figura 5). 2.6.4 Configuración elegida Teniendo en cuenta los datos del generador eléctrico, suministrados por el fabricante local • Generador Sincrónico trifásico, Multipolo

de imanes permanentes, flujo axial. • Pn=3kw, Vfn=48v a 400RPM y RL=2.4Ω y considerando un rendimiento eléctrico del 85%, y un rendimiento aerodinámico inferior al de los modelos utilizados como referencia, debido a posibles diferencias de métodos de fabricación y de calidad de terminación (coef. de ajuste 0,9) se corrigió la potencia necesaria:

KWPP alnonecesaria 92,385,0

1

9,0

1min =××=

Con esta potencia estimada, se probaron distintas configuraciones con el algoritmo creado, y se eligió la siguiente configuración: RS=0,42m; HS=0,75m; RD=1,40m; HD=2,70m; Las curvas de potencia para estas dimensiones y diferentes velocidades de viento, se muestran en la Figura 6. Con RD, ND y σ elegidos, la cuerda es:

mm

ND

RDC

RD

CND117,0

3

4,125,0 =×=×=⇒×= σσ

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Como el perfil elegido NACA0015 tiene un espesor máximo igual al 15% de su cuerda, éste quedará de 1,76cm.

Figura 5. Dos configuraciones con distintas dimensiones, de igual potencia total máxima.

Figura 6. Familia de Curvas de Potencias La fijación de las palas a la estructura de la máquina es la que tradicionalmente se emplea en las turbinas Darrieus tipo “H”, es decir con dos puntos de anclaje ubicados al 30 y al 70% de su longitud respectivamente. (Figura 7) 3. CONCLUSIONES El desarrollo del presente trabajo ha permitido profundizar en los conocimientos y aspectos necesarios para el cálculo y desarrollo de Aerogeneradores. Se obtuvo un diseño preliminar de la máquina cuyas características tratan de cumplir con los desafíos planteados, a partir del cual se ha comenzado a construir un prototipo con el cual evaluar su desempeño en campo y comparar los resultados reales con los estimados en forma teórica. Además, se creó un marco de

cooperación entre la Universidad y la PYME involucrada, que cumple con uno de los aspectos tan deseado y muchas veces criticado desde otros ámbitos, como lo es la vinculación y transferencia desde la Universidad hacia el sector productivo y la sociedad en general.

Figura 7. Topología del rotor de la turbina 4. REFERENCIAS [1] Barros V.; “Atlas del Potencial Eólico del Sur Argentino”, CREE (Centro Regional de Energía Eólica). Centro Nacional Patagónico. Chubut. 1986 [2] Mattio H., Franco A.; “Mapa Eólico del Chubut”.CREE (Centro Regional de Energía Eólica)Chubut. 2001 [3] Freris, L.; “Wind Energy Conversion Systems”, Prentice-Hall internacional. 1990 [4] Franco J., Mattio H., Franco D. *, Ríos M., Soto J., Jones R., Ferrari P., Caffa G.; “Electrificación eólica en poblaciones rurales aisladas del Chubut”; http://www.cyta.com.ar/suplementos/gecon/articulos/articulos_archivos/geo_v6_n1_a3.pdf [5] Burton T., Sharpe D., Jenkins N., Bossanyi E.; “Wind Energy Handbook”;Ed. John Wiley & Sons,Ltd 2001 [6] Paraschivoiu I.; “Wind Turbine Design-With Emphasis on Darrieus Concept”;Polytechnic Int.Press. 2002 [7] MATLAB- “The Mathworks Inc.”- Software con Licencia para uso en la UNPSJB. [8] Blackwell B.F., Sheldahl R.E., Feltz L.V.; “Wind Tunnel Performance Data for Two- and Three-Bucket Savonius Rotors” SAN D76-0131; arxi Livermore, California 94550 for the UnKed States Energy Research and Development Administration under Contract AT(29–1)-789. 1977.

V=1Pn

V=10 m/s

V=8 m/s

V=12 m/s

V=14 m/s

R_Sav = 0.65 m R_Darr = 1.5 m H_Sav = 0.8 m H_Darr = 2.2 m V=14 m/s

Savonius

Darrieus Total

R_Sav = 0.5 m R_Darr = 2 m H_Sav = 0.5 m H_Darr = 1.3 m V=14 m/s

Savonius

Darrieus

Total