DISEÑO DE UNA PICOCENTRAL HIDROELÉCTRICA (PCH) …repository.udistrital.edu.co/bitstream/11349/5150/... · 6.2 SEMEJANZA. 135 6.3 MODELACIÓN. 136 6.3.1 Similitud geométrica. 136

DISEÑO DE UNA PICOCENTRAL HIDROELÉCTRICA (PCH) IMPULSADA POR

LA POTENCIA HIDRÁULICA DEL RÍO SAN JUAN EN LA VEREDA SALAO (MEDIO SAN JUAN, CHOCÓ, COLOMBIA).

Autores CHRISTIAN JAIR MARTÍNEZ URRUTIA.

20121375211 YEIRSON MOSQUERA IBARGÜEN.

20122375211

Proyecto de grado para optar por el título de Ingenieros Mecánicos.

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS. FACULTAD TECNOLÓGICA.

INGENIERÍA MECÁNICA. BOGOTÁ DC.

2017

2

DISEÑO DE UNA PICOCENTRAL HIDROELÉCTRICA (PCH) IMPULSADA POR

LA POTENCIA HIDRÁULICA DEL RÍO SAN JUAN EN LA VEREDA SALAO (MEDIO SAN JUAN, CHOCÓ, COLOMBIA).

Autores CHRISTIAN JAIR MARTÍNEZ URRUTIA.

20121375211 YEIRSON MOSQUERA IBARGÜEN.

20122375211

Proyecto de grado para optar por el título de Ingenieros Mecánicos.

Tutor CAMILO ANDRÉS ARIAS HENAO. Doctorado en Ingeniería Energética.

Adscrito al Semillero de Energías Alternativas de la Universidad Distrital Francisco José de

Caldas (SEA-UD).

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS. FACULTAD TECNOLÓGICA.

INGENIERÍA MECÁNICA. BOGOTÁ DC.

2017

3

DEDICATORIAS.

A DIOS por ser la razón para levantarme todos los días.

A mi padre Wilson, a mi madre Ruby, a mis hermanos Wilmar y Jhorley, y a mi sobrina Ashley, por apoyarme e impulsarme a seguir adelante por el buen

camino, sin importar las dificultades.

Al resto de mis familiares y amigos, quienes directa o indirectamente me favorecieron en el proceso de conseguir mi título profesional y en la formación

como persona.

4

DEDICATORIAS.

A mi padre Ricardo Marín Mosquera Agualimpia, a mis hermanas Hirlanny y Enisa Mosquera Ibargüen. Gracias.

5

AGRADECIMIENTOS.

A la Universidad Distrital Francisco José de Caldas, en especial a la Facultad Tecnológica, y al Proyecto Curricular de Tecnología e Ingeniería Mecánica, por

brindarnos los conocimientos para hacernos profesionales, por darnos la oportunidad caer y levantarnos hasta lograr nuestras metas, y por enseñarnos que

las buenas oportunidades deben ser para todas las personas sin distinción .

A nuestro tutor Camilo Arias por guiarnos hasta la terminación exitosa de nuestro proyecto de grado.

Al profesor Germán López por focalizar nuestra idea inicial, y por acercarnos a las fuentes que nos permitieron plasmarla.

A los docentes Andrés Guasca, Fernando González, Yisselle Acuña, Héctor Pinilla y Frank Giraldo, quienes nos asesoraron continuamente en el desarrollo de esta

tesis.

Y a todo el cuerpo de docentes, funcionarios y compañeros de la Universidad Distrital, que contribuyeron para que hoy seamos Ingenieros Mecánicos.

6

RESUMEN

Para la vereda Salao (o El Salado) en el departamento del Chocó, Colombia, se diseñó una Pico-central hidroeléctrica impulsada por una turbina hidrocinética sobre el río San Juan, buscando alternativas para suministrar energía eléctrica a una región carente de la misma; en esta zona, por motivos de orden medioambiental, social y político ha sido difícil suplir esta necesidad y otras tantas. Los mega-proyectos eléctricos ejecutados y por ejecutarse en el país pese a parecer sobredimensionados según las críticas, no satisfacen la necesidades del país en cuanto a fluido eléctrico; tal es el caso del departamento del Chocó, en el que el suministro es precario, y en muchas poblaciones no existe. Al ser en su mayoría selvático, este departamento tiene un ecosistema muy sensible, en el que no se aconseja construir obras de ingeniería muy robustas, pues podrían estas causar un efecto nocivo en el ambiente. Por lo anterior, se diseña una Pico-Central Hidroeléctrica o PCH en base a una turbina de río, la cual transforma la cantidad de movimiento de un afluente (caudal puro), en este caso el del río San Juan, en energía mecánica de rotación para producir 3000 W reales a través de una generador de imanes permanentes. La PCH consta de un fondeo con boya y muerto para estabilizar la turbina en el río; y tiene también un sistema eléctrico controlado para suministrar corriente regulada en la región. Mediante pruebas de laboratorio en un modelo simplificado a escala, y al hacer una estimación de costos del prototipo real, se comprueba que el sistemas puede ser usado no sólo en la vereda Salao sino en otros sitios de Colombia que tengan ríos de gran caudal.

7

ABSTRACT. We design a pico hydro electrical impulse by a hydrokinetic turbine for The Salao Village, in Choco, Colombia. This hydro electrical works in San Juan River and pretends be an alternative for the supply of electrical power. This village don’t have an electrical power supply because environmental, politic and social causes. The current and future electrical projects in Colombia don’t satisfy all electrical necessities of the country, in spite of the some critics that talk about of an over dimension in the Colombian electrical system. One example of these electrical necessities unsatisfied is the region of Choco. In this region the electrical power supply is precarious and some places don’t have electrical supply. The Choco region is mainly jungle and for this reason is so sensitive for big engineering constructions. Because of this, we design a pico electrical power plant that use a river turbine which transform the movement of the river water (San Juan River) in rotational mechanical energy in order to produce 3000 W by means of a generator of permanent magnets. The pico electrical power plant has a anchoring with buoy and concrete dead for the stabilization of the turbine in the river and an electrical control system for the supply of the regulated current in the place of emplacement. By means of laboratory tests with a simplified and scale model and with an estimation of the cost of the real model we proves that the design system can be used in The Salao region and in other Colombian regions with big flows rivers.

8

TABLA DE CONTENIDO.

Pág.

INTRODUCCIÓN. -

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. 1

1.1 ESTADO DEL ARTE. 6

1.1.1 Turbinas de río de eje paralelo al cauce. 6

1.1.1.1 Smart Hydro Power en Alemania. 7

1.1.1.2 Sistema generador hidroeléctrico cinético (KHPS) de Verdant Power.

(Canadá). 9

1.1.1.3 Turbinas mareomotrices o de mareas. 9

1.1.1.4 Turbina hidráulica para ríos de llanura en Argentina. 10

1.1.1.5 Marlec Renewable Energy Solution – Reino Unido. 11

1.1.2 Turbinas de río de eje perpendicular al cauce. 12

1.1.2.1 Turbina helicoidal Gorlov (GHT siglas en Inglés). 12

1.1.2.2 Absorbedores de punto. 13

1.1.2.3 NOLEPI. 14

1.1.2.4 Diseños conceptuales de turbinas de río. 15

1.1.3 Turbinas Garman en Latinoamérica. 15

1.1.3.1 Diseño de una turbina de río para la generación de electricidad en el distrito

de Mazán-Región Loreto, Perú 2005. 16

1.1.3.2 Diseño y desarrollo de una turbina hidroeléctrica flotante para generar

energía eléctrica en comunidades de la cuenca amazónica boliviana.

(Turbina de Aprovechamiento Cinético). 17

1.1.4 Acuavatio, ingeniería colombiana. 18

1.1.4.1 Acuavatio en el departamento de Chocó. 20

1.1.4.2 Otros Acuavatio en el país. 20

1.2 JUSTIFICACIÓN. 21

2 OBJETIVOS. 22

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. 22

3 MARCO TEÓRICO. 23

3.1 EL DEPARTAMENTO DEL CHOCÓ. 23

9

3.1.1 Hidrografía. 23

3.1.2 Vías de Acceso. 24

3.2 RIO SAN JUAN. 24

3.3 ASPECTOS TÉCNICOS Y TEÓRICOS. 26

3.3.1 Hidrodinámica. 26

3.3.1.1 Dimensionamiento de una turbo-máquina axial. 26

3.3.1.2 Selección de perfil de un alabe. 28

3.3.1.3 Dimensionamiento de una turbo-máquina con alabes que reciben el flujo

directo. (Tipo Pelton). 30

3.3.2 Análisis dimensional. 32

3.3.2.1 Homogeneidad dimensional. 32

3.3.2.2 Teorema “Π” de Buckingham. 33

3.3.2.3 Parámetros adimensionales. 34

3.3.3 Componentes de la PCH. 36

3.3.3.1 Alternador. 36

3.3.3.2 Flotador o balsa. 36

3.3.3.3 Control de sedimento. 36

3.3.3.4 Consideraciones importantes. 37

3.3.3.5 Legislación. 38

4 METODOLOGÍA. 39

4.1 IDENTIFICACIÓN PLENA DE LA ZONA DE INFLUENCIA. 39

4.2 CARACTERIZACIÓN HIDROMÉTRICA DEL RIO. 39

4.3 DISEÑO DE TURBINA Y SELECCIÓN DE COMPONENTES. 39

4.4 FABRICACIÓN DEL MODELO A ESCALA. 39

4.5 PRUEBAS. 40

4.6 COSTOS DE FABRICACIÓN. 41

5 INGENIERÍA Y DESARROLLO. 41

5.1 UBICACIÓN DE LA ZONA DE EJECUCIÓN. 41

5.2 HIDROMETRÍA DEL AFLUENTE. 42

5.2.1 Propiedades del río San Juan. 42

5.3 DISEÑO DE LA TURBINA DE RÍO. 42

5.3.1 Suministro eléctrico propuesto para la población afectada. 42

5.3.2 Selección del generador eléctrico. 45

5.3.2.1 Generadores sincrónicos con imanes permanentes. PGM. 46

10

5.3.2.2 PGM NAIER modelo NE-3000P o NE-3KGP 47

5.3.3 Hidrodinámica de los cuerpos. 49

5.3.3.1 Fuerzas de arrastre FD y sustentación FL. 49

5.3.3.2 Número de Reynolds Re. 52

5.3.3.3 Selección del perfil aerodinámico - Álabe. 53

5.3.3.4 Rotor de la turbina. 54

5.3.3.5 Incidencia del flujo sobre el álabe y la hélice. 56

5.3.3.6 Dimensiones del álabe. 60

5.3.3.7 Potencia útil y rendimiento global. 65

5.3.4 Diseño de la hélice. 66

5.3.4.1 Cálculo de la hélice. 66

5.3.4.2 Cálculo del álabe. 70

5.3.4.3 Alabeo. 72

5.3.4.4 Esfuerzos en el álabe. 80

5.3.4.5 Partes de la hélice. 87

5.3.5 Transmisión. 88

5.3.5.1 Juego de bandas y correas en V. 88

5.3.5.2 Ejes. 96

5.3.5.2.1 Eje 1. 97

5.3.5.2.2 Eje 2. 106

5.3.6 Rodamientos. 110

5.3.7 Jaula de seguridad. 110

5.3.8 Balsa. 111

5.3.8.1 Armazón. 111

5.3.8.2 Flotadores. 112

5.3.9 Fondeos. 114

5.3.9.1 Teoría de fondeo. 115

5.3.9.2 Cálculo de fondeo. 117

5.3.10 Sistema Eléctrico. 126

5.3.10.1 Generador. 126

5.3.10.2 Rectificador (controlador). 127

5.3.10.3 Banco de baterías (acumuladores). 127

5.3.10.4 Inversor. 131

5.3.10.5 Otros requerimientos eléctricos. 132

5.3.11 Elementos adicionales. 132

11

6. PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO. 133

6.1 TEORÍA DE LAS TURBOMÁQUINAS. 133

6.2 SEMEJANZA. 135

6.3 MODELACIÓN. 136

6.3.1 Similitud geométrica. 136

6.3.2 Similitud cinemática. 137

6.3.3 Similitud dinámica. 138

6.4 LABORATORIO. 138

6.4.1 Construcción de la hélice de prueba. 139

6.4.2 Generador (motor paso a paso invertido). 140

6.4.3 Transmisión simplificada y otras partes. 143

6.4.4 Resultados de la prueba. 144

7. COSTOS DE FABRICACIÓN DE LA PCH. 149

8. RESULTADOS Y RECOMENDACIONES. 150

8.1 DESCRIPCIÓN DE LA PCH Y SU FUNCIONAMIENTO. 151

8.1.1 Turbina de río. 151

8.1.2 Sistema de fondeo. 151

8.1.3 Sistema eléctrico. 152

8.2 RESUMEN DE CÁLCULOS Y RECOMENDACIONES. 152

8.2.1 Caracterización hidrométrica del río San Juan en el Salao. 152

8.2.2 Turbina diseñada. 153

8.2.2.1 Hélice. 153

8.2.2.2 Transmisión seleccionada. 155

8.2.2.3 Rodamientos escogidos y jaula de seguridad diseñada. 156

8.2.2.4 Balsa calculada. 156

8.2.2.5 Anclaje. 156

8.2.2.6 Sistema eléctrico estimado. 156

8.2.3 Escala de dimensionamiento para el modelo a escala. 157

8.2.4 Resultados obtenidos en laboratorio. 157

8.2.5 Economía del sistema. 158

8.3 ZONAS DE INFLUENCIA. 158

8.4 BONDADES Y POSIBLES MEJORAS AL SISTEMA. 159

8.5 FACTORES ADICIONALES. 164

12

9. CONCLUSIONES 164

9.1 CARACTERÍSTICAS HIDROMÉTRICAS DEL RÍO SAN JUAN EN SALAO. 164

9.2 DISEÑO DE LA TURBINA Y LOS COMPONENTES AUXILIARES DE LA

PCH. 164

9.3 ESCALA DE DIMENSIONAMIENTO SELECCIONADA. 165

9.4 ESTIMACIONES DEL MODELO A ESCALA Y PRUEBAS LABORATORIO. 166

9.5 PRECIO DE FABRICACIÓN. 166

10. BIBLIOGRAFÍA. 167

ANEXOS. 171

A.

RESUMEN DE AFOROS LÍQUIDOS EN LAS ESTACIONES DE SALAO

(SALADO EL) Y NOANAMÁ (NOANAMÁ ASERRÍO). 172

A.1 Estación: 54027030 SALADO EL. 173

A.2 Estación: 54057010 NOANAMÁ ASERRÍO. 176

B. FUERZAS TEÓRICAS EJERCIDAS POR EL RÍO SAN JUAN EN LA

REGIÓN DE SALAO O EL SALADO, PARA EL ÁLABE CALCULADO CON

EL ALABEO β DETERMINADO. 179

B.1 Fuerzas para la velocidad mínima. 179

B.2 Fuerzas para la velocidad promedio. 180

B.3 Fuerzas para la velocidad máxima. 181

C. ESTIMACIÓN MEDIANTE UN ANÁLISIS CFD EN ANSYS (FLUENT) DE

LAS FUERZAS Y COEFICIENTES RESULTANTES. 182

C.1 Coeficiente de sustentación estimado. 182

C.2 Coeficiente de arrastre estimado. 182

C.3 Fuerzas estimadas y coeficientes de las mismas. 183

C.4 Resumen de enmallado en ANSYS. 184

D. ESFUERZOS Y DEFORMACIONES EN EL ÁLABE. 189

D.1 Deformación total. 189

D.2 Esfuerzo equivalente. 190

D.3 Deformación elástica equivalente. 191

D.4 Factor de seguridad. 192

D.5 Resumen de análisis estructural en ANSYS. 193

E. PIEZAS DE LA TURBINA. 204

TURBINA. 205

E.1 HÉLICE. 206

13

E.1.1 Álabe. 207

E.1.1.1 Detalle A. 208

E.1.2 Plato de fijación. 209

E.1.3 Nariz. 210

E.2 EJES. 211

E.2.1 Eje 1. 212

E.2.2 Eje 2. 213

E.3 JAULA DE SEGURIDAD. 214

E.3.1 Arandela. 215

E.3.2 Jaula. 216

E.3.3 Parales. 217

E.3.4 Tapón. 218

E.4 BALSA. 219

E.4.1 Armazón. 220

E.4.2 Flotador. 221

F. ACERO PARA EJES. 222

G. RODAMIENTOS. 223

G.1 Rodamiento 61810. 223

G.2 Rodamiento 61806. 224

H. FLOTADOR. 225

I. CADENAS DE ACERO INOXIDABLE. 226

J. ACCESORIOS DE LA CADENA PARA FONDEOS. 227

K. RECTIFICADOR MEANWELL. Modelo: RSP-3000-12/RSP-3000-24/RSP-

3000-48. 228

L. BATERÍA DE CICLO PROFUNDO. 231

M. INVERSOR RELIABLE ELECTRIC. Modelo: RBP-3000S-LED 233

N. MOTOR PASO A PASO MINEBEA. Modelo: NMB-PM25L-024-NBJ3 235

O. POTENCIAS DEL MOTOR PASO A PASO (EN GRIS), DIMENSIONES,

VELOCIDAD Y FUERZAS DE LA HÉLICE A ESCALA (EN NARANJA Y

AMARILLO), DIMENSIONES Y FUERZAS DE LA HÉLICE CON EL DOBLE

DE CUERDA (AZUL). 236

P. PESOS Y PRECIOS APROXIMADOS DE LAS PARTES DISEÑADAS. 237

P.1 Hélice. 237

P.2 Ejes. 237

P.3 Balsa. 238

P.4 Jaula de seguridad. 239

14

Q. PRECIO DEL MUERTO DE HORMIGÓN EN COLOMBIA. 240

ÍNDICE DE TABLAS

Pág

.

Tabla 1 Consumo de Electrodomésticos. ELETRICARIBE. 4

Tabla 2 Clasificación de PCH. Clasificación de PCH según la

OLADE. 6

Tabla 3 Catálogo comparativo de Plantas

Nolepi.

NOLEPI.

14

Tabla 4 Magnitudes y Dimensiones de la

Mecánica de Fluidos.

Martínez de la Calle, Julián.

33

Tabla 5 Magnitudes que intervienen en el

movimiento de un fluido.

Martínez de la Calle, Julián.

34

Tabla 6 Parámetros Adimensionales. Martínez de la Calle, Julián. 35

Tabla 7 Resumen de aforos líquidos de la

estación No. 54027030 (El Salado) del

IDEAM sobre el río San Juan.

IDEAM.

43

Tabla 8 Resumen de aforos líquidos de la

estación No. 54057010 (Noanamá

Aserrío) del IDEAM sobre el río San

Juan.

IDEAM.

44

Tabla 9 Ficha técnica del PGM NAIER modelo

NE-3000P o NE-3KGP.

AliExpress.com

48

Tabla 10 Partes de la hélice. Elaborada por los autores. 87

Tabla 11 Información para la transmisión. Elaborada por los autores. 91

Tabla 12 Diámetros de las secciones del eje 1. Elaborada por los autores. 106

Tabla 13 Diámetros de las secciones del eje 2. Elaborada por los autores. 109

Tabla 14 Áreas proyectadas de la turbina. Elaborada por los autores. 117

Tabla 15 Coeficientes Cw y Cd. Elaborada por los autores. 118

Tabla 16 Dimensiones de muertos de hormigón

redondos para fondeo.

Gobierno de España - Ministerio

de fomento 124

Tabla 17 Variables (n = 8), y sus expresiones

dimensionales.

Elaborada por los autores.

133

Tabla 18 Dimensiones de la hélice a escala. Elaborada por los autores. 139

15

Tabla 19 Dimensiones de la hélice a escala con

el doble de cuerda.


140

Tabla 20 Potencias hipotéticas de la hélice

modelo.


142

Tabla 21 Cinemática del flujo en el laboratorio y

la hélice del modelo.


142

Tabla 22 Voltajes y amperajes en las dos

hélices.


146

Tabla 23 RPM en las dos hélices y el motor. Elaborada por los autores. 148

Tabla 24 Potencia aparente del sistema. Elaborada por los autores. 148

Tabla 25 Costo del sistema. Elaborada por los autores. 149

Tabla 26 Variación de la potencia en el eje de la

hélice con el cambio de la corriente.

Elaborado por los autores.

154

Tabla 27 Planta Yamaha EF3000ISEB. Eduardoño. 158

Tabla 28 Comparación con otros sistemas de

generación renovables.


161

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1 Hidroeléctrica Biogemindo. 4

Figura 2 Eje paralelo al cauce Elaborada por los autores 7

Figura 3 Smart Hydro Power Kinetic Micro Hidro Sistem. 7

Figura 4 Curva de velocidad de río (V) en

metros sobre segundo, contra

Potencia Generada (P) en Watts.

Kinetic Micro Hidro Sistem. 8

Figura 5 KHPS Verdant Power. 9

Figura 6 Turbina de mareas y turbina Sea

Flow

Textos Cientificos.com 10

Figura 7 Turbina para ríos de llanura Desarrollo Americano 11

Figura 8 Vista de la máquina AquaCharger

de Marlec y Thropton Energy

Services.

Technology evaluation of existing

and emerging technologies.

11

Figura 9 Eje paralelo al cauce Elaborada por los autores. 12

Figura 10 Turbinas Gorlov en serie The Energy Collective. 12

16

Figura 11 Absorbedor de punto . Generación Mareomotriz 13

Figura 12 Turbina HEB. Hydro Electric Barrel Generator. 15

Figura 13 Turbina del gran río abapsupal.blogspot.com 15

Figura 14 Turbina de río tipo GARMAN

para bombeo y riego

Water Current Turbines Pump

Drinking Water.

16

Figura 15 Potencia vs velocidad de río con la

turbina de río de Maldonado

Diseño de una turbina de río para

la generación de electricidad en el

distrito de Mazán-Región.

17

Figura 16 Turbina de aprovechamiento

cinético

Diseño y Desarrollo de una Turbina

Hidroeléctrica Flotante para

Generar Energía Eléctrica en

Comunidades de la Cuenca

Amazónica Boliviana.

18

Figura 17 Acuavatio acuavatiofgt.blogspot.com 19

Figura 18 Acuavatio en Calahorra Global Giving. 20

Figura 19 Departamento del Chocó, Colombia Monografías.com 23

Figura 20 Caudal medio mensual del San

Juan en la estación hidrométrica de

Peñitas.

Wikipedia.org 25

Figura 21 Potencia extraída del agua Wikipedia.org 27

Figura 22 Fenómeno físico del tubo de Betz

(botella de leche)

Efecto Estela. 28

Figura 23 Fuerza de arrastre sobre placa

plana.

Elaborada por los autores. 29

Figura 24 Fuerzas sobre un perfil alar Optimización del Diseño

Aerodinámico de un Alabe de

Turbina de Viento por el Método

del Elemento Finito Caso Holbox

Quintana Roo.

29

Figura 25 Partes de un perfil alar Wikipedia.com 30

Figura 26 Turbina Pelton Wikipedia.com 31

Figura 27 Proyección cilíndrica en el diámetro

Pelton de una cuchara.

Wikipedia.com 31

Figura 28 Esquema de alternador Área Tecnología 36

Figura 29 Ubicación aproximada de Salao en

Google Earth.

Google Earth. 41

17

Figura 30 Generador de imanes

permanentes.

Coparoman. 46

Figura 31 PGM NaiEr AliExpress.com 47

Figura 32 Fuerzas FD y FL sobre una sección

de un perfil aerodinámico.


Figura 33 Alta presión en intradós y baja en

extradós.


Figura 34 Turbina Savonius. Wikipedia.org 51

Figura 35 Flujos laminar y turbulento. Elaborada por los autores. 52

Figura 36 Tipos de Aerogeneradores. Monografías.com 54

Figura 37 Coeficiente de potencia contra

velocidad especifica en distintos

tipos de aerogeneradores.

Ingeniería de la Energía Eólica. 55

Figura 38 Vista simplificada de la sección

transversal de un álabe y las

velocidades v, u y w.


Figura 39 Vista superior de un rotor. Elaborada por los autores. 57

Figura 40 Coeficiente de momento contra

velocidad especifica en distintos

tipos de aerogeneradores.

Ingeniería de la Energía Eólica. 60

Figura 41 Ángulos α, β y ɸ. Elaborada por los autores. 60

Figura 42 Relación entre la solidez en

porcentaje y velocidad específica.

Energía Eólica. SEA-UD 64

Figura 43 Radio R, envergadura l, cuerda

punta de pala cpp y cuerda de la

base o raíz craíz en un álabe.


Figura 44 Dígitos del perfil NACA 4412. Elaborada por los autores. 71

Figura 45 Variación de los coeficientes CL y CD

con el ángulo α en un perfil

aerodinámico.

Cálculo computacional de perfiles

aerodinámicos en aeroturbina.

73

Figura 46 Coeficientes CL y CD para distintos

ángulos α para Re = 7000.

JavaFoil. 74

Figura 47 Variación de β a lo largo de la

envergadura.

Módulo 4: Tecnología de

aerogeneradores.

78

Figura 48 Álabe calculado. Elaborada por los autores. 80

Figura 49 Vista previa de enmallado. Elaborada por los autores en 82

18

ANSYS.

Figura 50 Contornos sobre el álabe. Elaborada por los autores en

ANSYS.

84

Figura 51 Vista previa de enmallado Static

Structural.

Elaborada por los autores en

ANSYS.

85

Figura 52 Punto de apoyo o enclavamiento, y

zona de aplicación de las cargas

Elaborada por los autores en

ANSYS.

86

Figura 53 Hélice. Elaborada por los autores. 87

Figura 54 Poleas y correas. Elaborada por los autores. 89

Figura 55 Distancia ente centros C. Elaborada por los autores. 90

Figura 56 Nomenclatura para todas las

poleas con buje QD.

INTERMEC S.A. 94

Figura 57 Polea 2V y buje QD. INTERMEC S.A. 94

Figura 58 Nomenclatura para todas las

poleas con buje QD

INTERMEC S.A. 96

Figura 59 Eje 1 simplificado. Elaborada por los autores. 97

Figura 60 Fuerzas sobre el eje 1 Elaborada por los autores. 98

Figura 61 Entrada y salida de torque en el eje

1.


Figura 62 Par en la rueda R1. Elaborada por los autores. 99

Figura 63 Diagramas de fuerzas y momentos

en el eje 1.


Figura 64 Flexión. Elaborada por los autores. 102

Figura 65 Torsión. Elaborada por los autores. 103

Figura 66 Eje 2 simplificado. Elaborada por los autores. 106

Figura 67 Fuerzas en el Eje 2 Elaborada por los autores. 106

Figura 68 Entrada y salida de torque en el eje

2.


Figura 69 Diagramas de fuerzas y momentos

en el eje 2.


Figura 70 Jaula de seguridad. Elaborada por los autores. 110

Figura 71 Fondeo en un río. Elaborada por los autores. 115

Figura 72 Coeficientes de arrastre de varias

formas geométricas.

Mecánica de fluidos. Capítulo 5:

Coeficientes de arrastre y

sustentación.

118

Figura 73 Cadena de fondeo en cambio de Elaborada por los autores. 122

19

corriente.

Figura 74 Boya de amarre Polyform. Polyform. 123

Figura 75 Foto del río San Juan a la altura del

municipio de Medio San Juan,

Chocó.

Tomada por los autores. 123

Figura 76 Dimensiones de muerto para

fondeo de base circular en

hormigón.

Diseño de Fondeos para Ayudas a

la Navegación Flotantes.

125

Figura 77 Sistema eléctrico. Elaborada por los autores. 126

Figura 78 Canal de pruebas hidráulicas en la

UN.


Figura 79 Hélices modelo impresas en ABS. Tomada por los autores. 140

Figura 80 Circuito eléctrico para medición. Tomada por los autores. 143

Figura 81 Modelo simplificado de la turbina a

escala.


Figura 82 Llenado del canal hidráulico. Tomada por los autores. 144

Figura 83 Turbina funcionando en el

vertedero del canal.


Figura 84 Medición de corriente y voltaje

durante el funcionamiento.


Figura 85 LED encendida durante en la

prueba.


Figura 86 Contador de revoluciones. Tomada por los autores. 147

Figura 87 RPM registradas. Tomada por los autores. 147

Figura 88 Turbina de río. Elaborada por los autores. 150

Figura 89 Potencia vs velocidad de río. Elaborada por los autores. 155

Figura 90 Baño de aceite. Arnobis mecánica 160

20

INTRODUCCIÓN El trabajo que se presenta a continuación, muestra el diseño de una Picocentral Hidroeléctrica (PCH) que aprovecha la corriente del río San Juan (Chocó, Colombia) para producir electricidad en la vereda El Salado o Salao, la cual se encuentra alejada de la red de interconexión nacional. Se escogió esta zona en particular, porque el potencial hidráulico que posee el río en San Juan en estado natural (caudal puro del afluente) cerca a esta verada, permite utilizar turbinas de río para producir energía eléctrica. ¿Pero qué es Chocó?, localizado en el noroeste de Colombia, a los 5°42′00″ Latitud Norte y 76°40′00″ Longitud Oeste, en la región del pacífico colombiano; Chocó es uno de los treinta y dos departamentos en que se divide el país.

El departamento de Chocó, está conformado por las cuencas de los ríos Atrato, San Juan y Baudó, cubierto en su mayor parte por selva ecuatorial. En él, se encuentra la faja litoral dividida por el cabo Corrientes, considerado el accidente más importante de la costa pacífica; esta faja está dividida en dos sectores, al norte es rocosa y acantilada, con numerosos accidentes, entre ellos, las bahías de Humboldt, Chirichire, Nabugá y Solano; y al sur del Cabo Corrientes, la costa es baja, anegadiza, cubierta de manglares y cruzada por brazos, caños y esteros que forman los deltas de los ríos que desembocan en el Pacífico. En este departamento se encuentra La Serranía del Baudó, paralela a la costa, con alturas que alcanzan los 1.810 m sobre el nivel del mar, en el alto del Buey. Las Cuencas de los ríos Atrato y San Juan; estos dos ríos corren en sentido opuesto, formando grandes deltas en sus desembocaduras, la primera de ellas en el mar Caribe, y la segunda en el océano Pacífico. La Serranía del Darién, que es un conjunto de elevaciones, cubiertas de densas selvas y le sirve de límite con la República de Panamá; más conocida como el Tapón del Darién. Finalmente, el flanco oeste de la cordillera Occidental, donde sobresalen algunos accidentes orográficos como la serranía de Los Paraguas, los farallones de Citará y los cerros Iró, Tamaná, Tatamá y Torrá. El territorio Chocoano se halla dentro de la zona de calmas ecuatoriales, caracterizada por la alta pluviosidad, con registros superiores a los 9.000 mm de precipitación anual. La temperatura de sus valles y tierras bajas costaneras es superior a los 27°C, por lo general acompañada de alta humedad relativa (90%).En el departamento se encuentra el parque nacional natural Utría y comparte con el departamento de Antioquia, el parque nacional natural de los Katíos, el parque binacional con el Parque Nacional Darién en Panamá, y con los departamentos

Risaralda y Valle del Cauca, el parque nacional natural de Tatamá.1

1 TODA COLOMBIA. Chocó. 18 de Mayo de 2006 [Artículo], Disponible en internet en:

http://www.todacolombia.com/departamentos/choco.html#4.

21

Este departamento al igual que otros en Colombia, no tiene líneas de interconexión eléctrica con la red nacional en la mayor parte de su territorio; y las fuentes de producción eléctricas son muy pocas, deficientes y en su mayoría contaminantes. La realidad que hoy se vive en este lugar, es causada entre otras por:

El desorden administrativo del departamento.

La escasa presencia de instituciones y entes de regulación estatales.

La poca injerencia que tienen los profesionales de allí y de otras regiones en los asuntos políticos y de desarrollo del país.

El difícil acceso al departamento por su ecosistema selvático y su geografía quebrada.

Algunas tradiciones y costumbres las personas de la región.

Los conflictos armados y actores ilegales en la zona.

La poca capacidad logística y productiva del lugar. ()

Las situaciones mencionadas tienen sumida a gran parte de la población del departamento no sólo en problemas de suministro eléctrico, sino también en dificultades de saneamiento básico (infancia desnutrida, poca cobertura en salud, vías de acceso en mal estado, alcantarillado deficiente, escasa redes acueducto, sin poliductos, etc.). Sin embargo, la gente que habita el departamento parece ser consciente de las malas condiciones en que se encuentran en lo que respecta a desarrollo; y han buscado medios en su mayoría infructuosos para tratar de cambiar la situación. Lo peor, es que quienes se benefician más del departamento parecen ser grupos al margen de la ley (narcotraficantes, mineros ilegales), y empresas que extraen recursos naturales en exceso, depredando el ecosistema sin control alguno por parte de las autoridades competentes. (**) Por ejemplo, ríos como el Atrato y el San Juan han sido utilizados por delincuentes y traficantes ilegales para extraer minerales preciosos, transportar narcóticos, e

() Consultar temas relacionados acerca de la situación actual del departamento de Chocó en diferentes fuentes noticiosas; entre ellas: www.caracoltv.com; www.canalrcn.com; www.choco7dias.com; www.elpais.com.co; www.elespectador.com; www.eltiempo.com. www.noticiasunolaredindependiente.com. Así como programas de televisión, de radio, periódico, revistas, informes realizados por funcionarios de Gobierno, y por periodistas informales. Todos estos en Colombia. También se conocen informes realizados por organismos internacionales como ACNUR, ONU, USAID, entre otros tantos. En el numeral 1 (Planteamiento del problema), se referencia parte de la problemática del departamento, la cual es expuesta en informes de la Federación Colombiana de Municipios (FCM), COLPRENSA, y CHOCÓ 7 DÍAS.

(**) Remítase a la referencia anterior.

22

instigar con violencia a las poblaciones. En consecuencia, se han ocasionado graves daños a la selva circundante y las personas que habitan en las cuencas. Contradictoriamente, de los ríos del Chocó se desperdicia el gran potencial piscícola e hidráulico que posee en estado natural, pudiendo ser este una significativa fuente de ingreso para el departamento, una importante red de transporte y acceso en la región, y una excelente fuente de generación eléctrica limpia y renovable. En lo referente al tema de electricidad, “un documento del antiguo ICEL (Instituto Colombiano de Energía Eléctrica) relaciona 34 proyectos de centrales y microcentrales hidroeléctricas en el Chocó, identificadas como realizables o en proceso de diseño; sin embargo, estos proyectos se encuentran archivados en las oficinas del Ministerio de Minas y Energía, desaprovechando el gigantesco potencial hidroeléctrico del Chocó.”2 Justamente, el potencial hidráulico del departamento y la problemática existente en cuanto a electricidad, motivó a un grupo de estudiantes adscritos al Semillero de Energías Alternativas de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas (SEA-UD), aspirantes a ingenieros y vecinos del Chocó, a buscar una alternativa de generación para la población ubicada en la cuenca del río San Juan. Este proyecto va dirigido especialmente para aquellas zonas en donde el suministro eléctrico no es constante (4 a 9 horas diarias por interconexión aproximadamente), para los sitios en donde se utilizan pequeñas plantas eléctricas de combustible fósil y estufas de keroseno, y para aquellas regiones que hoy no tienen electricidad. La información que se expondrá, es el resultado de una investigación exhaustiva y pertinente que justifica y permite diseñar el sistema de producción eléctrica limpia y renovable. Todas las formulaciones aquí consignadas están hechas en base a datos reales y comprobados, todo con el fin de dar una nueva alternativa de solución a la población afectada; y que a su vez, el recurso mostrado perturbe lo mínimo posible al ecosistema.

2 CHOCÓ 7 DÍAS. Minminas tiene archivados 34 proyectos de centrales hidroeléctricas en el Chocó.

Disponible en Internet en: http://www.choco7dias.com/864/MINMINAS.html

1

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

A pesar de la abundancia de recursos naturales en la mayoría de sus territorios, Colombia es un país que aún no ha logrado suplir las necesidades básicas de un alto porcentaje de su población. Por ejemplo Chocó, uno de los 32 departamentos del país, pese a tener una de las selvas tropicales más densas del mundo, ser postulado a la zona con más precipitaciones en el planeta, limitar con dos océanos y contar con muy alta variedad de fauna y flora, tiene uno de los índices más bajos en cuanto a saneamiento básico de su población.

En el caso de los municipios del departamento de Chocó a la fecha del último cálculo del índice de Necesidades Básicas Insatisfechas (NBI), los porcentajes presentados se encuentran en un rango entre 29,09% (Bahía Solano) y 100% (Medio Atrato y Medio Baudó). Dentro de este rango, los municipios que poseen porcentajes altos en el indicador son: Carmen del Darién (90,72%), Bojayá (95,86%), Alto Baudó (96,98%), Riosucio (97,32%) y Río Quito (98,81%) ocupando las últimas posiciones a nivel del ranking departamental. De los 31 municipios que conforman el departamento de Chocó, ningún municipio se encuentra dentro de los primeros cien lugares a nivel nacional, las posiciones en este aspecto se encuentran entre la 263 (Bahía Solano) y la 996 (Medio Atrato y Medio Baudó). Estas últimas representan un 100% de necesidades básicas insatisfechas, lo que genera una alarma para estas administraciones, en tratar de generar mejores oportunidades y aumentar el cubrimiento de las necesidades

básicas de la población en general.3

La recursividad de la población para suplir sus necesidades ha permitido la construcción de vías rudimentarias de acceso, la consecución de productos propios de la selva y los ríos para alimentación, obtener algunos productos agrícolas, y potabilizar para consumo humano quebradas y aguas lluvias; no obstante, el departamento no cuenta con redes de acueductos ni alcantarillados adecuados, no hay buena cobertura telefónica, no se poseen líneas de gas natural en la mayoría de las poblaciones, y la poca cobertura energética es suministrada por los Departamentos Antioquia, Valle del Cauca y Risaralda mediante redes de distribución; o también por plantas eléctricas de combustible Diésel. De hecho, en algunos caseríos el fuego producido en estufas de keroseno y fogones de leña se usa para iluminación, cocción de alimentos y fuerza de trabajo.

Respecto al suministro de energía eléctrica, según cifras oficiales, el 65 por ciento de las casas del Chocó no tienen energía eléctrica, el Gobernador de ese departamento, junto con las autoridades municipales de Bajo Baudó, Jurado, Unguía, Nuquí, Pizarro y líderes de la comunidad chocoana, hicieron un llamado al ministro de Minas y Energía para que la situación se solucione.

3 Federación Colombiana de Municipios (FCM). Ranking Municipal de Chocó. Tomado de Internet en:

http://www.fcm.org.co/fileadmin/gacetas/GacetaChoco.pdf. p 82

2

En criterio de la gobernación el estado energético del departamento es lamentable, y se afirma que la mayoría de los municipios tienen energía eléctrica a través de plantas Diésel y en algunos corregimientos estas no funcionan porque no hay suficiente abastecimiento de combustible para alimentarlas. Los pocos municipios que tienen energía por interconexión, es decir, cables que transportan la energía son: Istmina, Cantón de San Pablo, Medio San Juan y Quibdó (principalmente en las cabeceras de estos y los corregimientos más próximos a las mismas). Y aun estos en ocasiones son sometidos a largos racionamientos cuando se van a ejecutar mantenimientos a las redes de distribución. Otros municipios como Unguía, Nuquí, Acandí, Alto Baudó\Pie de Pató, Bajo Baudó\Pizarro, Bojayá, Bellavista, Carmen del Darién, Medio Atrato, Jurado, Medio Baudó, Río Quito y Riosucio tienen un suministro por planta eléctrica que les

permite disfrutar de la energía de 4 a 9 horas diarias.4

Es preocupante ver como un departamento con tantas fuentes hídricas sólo posee

para generación eléctrica “las microcentrales de Cupica y Mutatá en Bahía Solano. Y el ejemplo negativo o de verdadera vergüenza, es la hoy abandonada central hidroeléctrica de La Vuelta, en Lloró”5. Por ejemplo, ríos como el Atrato, el San Juan y el Baudó están catalogados entre los más caudalosos a nivel mundial; pero irónicamente la mayoría de las poblaciones ubicadas a la margen de ellos no poseen sistemas de generación hidráulicos. Uno de los ríos mencionados, el río San Juan, tiene una extensión total 380 km, recorre gran parte de las zonas centro y sur del departamento, es navegable unos 180 km, lo que lo transforma en uno de los ríos más importantes para el transporte fluvial en el país; a pesar de que la extensión de la cuenca se limita a 15.000 km² nada más, dada la abundancia de precipitaciones en la región y los afluentes que lo alimentan, el río San Juan tiene tanto caudal como el río Rin(*), el cual tiene una extensión de 1320 km y la superficie de la cuenca es de 185.000 km². Los puertos principales en el San Juan están en Istmina y Negría, y sobre su margen se ubican muchas poblaciones y caseríos que usan el río como vía principal de transporte. Estas condiciones posibilitan el estudio de alternativas de generación que puedan aprovechar las condiciones naturales del río, como fuente de energía en las

4 COLPRENSA. Publicado en Vanguardia.com por Galvis Ramírez y Cía. S.A. Tomado de Internet en:

http://www.vanguardia.com/actualidad/colombia/152064-los-chocoanos-no-soportan-un-dia-mas-sin-energia-luis-gilberto-murillo. Jueves 12 de Abril de 2012 5 CHOCÓ 7 DÍAS. Potencia hidroeléctrica no aprovechada. Tomado de Internet en: http://www.choco7dias.

com/861/editorial.html. 2012 (*) El río Rin es un importante río de Europa, la vía fluvial más utilizada de la Unión Europea (UE). Nace en los Alpes suizos, es navegable en un tramo de 883 km entre Basilea (Suiza) y su delta en el mar del Norte en los Países Bajos (Holanda),

http://www.vanguardia.com/actualidad/colombia/152064-los-chocoanos-no-soportan-un-dia-mas-sin-energia-luis-gilberto-murillo

http://www.vanguardia.com/actualidad/colombia/152064-los-chocoanos-no-soportan-un-dia-mas-sin-energia-luis-gilberto-murillo

3

diferentes zonas afectadas, y porque no, la adaptación de estas a otras partes del departamento y el país. Por ejemplo, la vereda Salao, la cual tiene una población de 9 habitantes, está ubicada a 4°52’00” Latitud Norte y 76°51’00” Longitud Oeste en la parte medía baja del río San Juan; y otras veredas y corregimientos aledaños a ella, son unos de los tantos lugares en el Chocó que tienen problemas de suministro eléctrico. Algunos corregimientos como Bocas de Suruco, Bebedó, Negría, Paimadó (Medio San Juan), Primavera, y algunas veredas como Chiquichoqui, Dipurdú, Derrumbito, Paitó, Dragó, Playa del Rosario, Macedonia, entre otras cercanas al río San Juan y a Salao, en las cuales el suministro eléctrico se hace mediante plantas Diésel, podrían verse beneficiadas con este tipo de iniciativas; además, en las zonas mencionadas es difícil hacer llegar el combustible para las plantas y estufas de keroseno por varios motivos, entre ellos los siguientes:

La lejanía de estos lugares respecto al punto de abastecimiento de combustible ubicado en el municipio de Istmina.

Las pimpinas de combustible deben transportarse en lanchas y estás son de poca capacidad; además, el río no es lo suficientemente profundo en todo su recorrido como para albergar embarcaciones de mayor capacidad.

En muchas de estas zonas hay problemas de orden social asociados a grupos al margen de la ley que dificultan el acceso constante a las mismas.

La dispersión de muchos caseríos lejos de las cabeceras municipales, hace que el cableado eléctrico no pueda distribuirse a todas las viviendas con facilidad. “Corregimientos como Bebedó con 956 habitantes y Chiquichoqui con 343 habitantes, o veredas como Macedonia con 225 habitantes aproximadamente”6, tienen caseríos que se encuentran dispersos en los límites de sus territorios, dificultando distribuir la energía eléctrica producida por las plantas.

Debido a que en la zona en donde se encuentra la vereda Salao se concentran muchas poblaciones con déficit energético, se escogerá este lugar para diseñar el modo alternativo de generación a partir del río, esperando que en un futuro estas poblaciones puedan verse beneficiadas con la iniciativa. Para esto, puede pensarse en el uso de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH), cuya característica principal es el bajo costo en cuanto a construcción, montaje e impacto ambiental. Para definir Pequeña Central Hidroeléctrica, primero se debe entender que es una hidroeléctrica. Las Hidroeléctricas son dispositivos o montajes que utilizan la

6 Estos datos fueron tomados de la Alcaldía del Medio San Juan – Chocó. Sitio oficial de Medio San Juan en

Chocó, Colombia. En su página de Internet: http://www.mediosanjuan-choco.gov.co

4

energía en una masa de líquido que tiene elevación (energía potencial), velocidad (energía cinética) y presión (energía en el líquido que puede producir un desplazamiento). El flujo de agua, al pasar por turbinas, provoca un movimiento mecánico de rotación que se transforma en energía eléctrica mediante generadores; así se muestra en la figura 1.

Figura 1 – Hidroelétrica.

Fuente: Biogemindo [en línea] Central hidroeléctrica: ¿Ecológica o depredadora? [Consultado el 28 de Mayo de 2014] Disponible en Internet en http://biogeomundo. blogspot.com/2012/03/centrales-hidroelectricas-ecologicas -o.h

Las PCH son hidroeléctricas también, pero sólo generan potencias hasta de 5 Mega Vatios (MV), sin embargo no requieren obras civiles robustas. Estás PCH dependen en muy poco de otras regiones para funcionar (sólo quizás para labores de mantenimiento esporádicas), y no son tan contaminantes como las plantas Diésel.

Al pensar en hidroeléctricas para el caso del Chocó o en otras zonas selváticas, se debe tener en cuenta lo frágiles que son sus ecosistemas, y que hacer modificaciones a estos no sólo puede ser un problema para los chocoanos sino para el mundo entero, pues son las selvas las mayores aportantes del oxígeno vital para el planeta. Por lo mismo, debe buscarse una alternativa de generación que si bien interactúe con el ambiente, sea lo menos perjudicial para el mismo. Inicialmente, podría imaginarse una inventiva que pudiese satisfacer un pequeño grupo de la población afectada. Por ejemplo, haciendo un estimativo, el consumo eléctrico en vatios por hora (Wh) para una vivienda unifamiliar ubicada en esta zona del país de acuerdo a la tabla 1, es de aproximadamente 490 Wh ≈ 500 Wh en el caso de la vivienda regular, o 309 Wh ≈ 310 Wh para la vivienda ahorradora; esto sumando las potencias de los electrodomésticos en cada uno de los casos.

Tabla 1. – Consumo de electrodomésticos.

En una casa regular En una casa ahorradora

Televisor convencional 100 Wh Televisor de 22” 60 Wh

2 Bombillas incandescentes 100 Wh 2 Bombillas ahorradoras de 20 Wh

Ventilador pequeño 60 Wh Grabadora 22 Wh

Nevera 10-12 pies 130 Wh Ventilador pequeño 57 Wh

. Nevera 10-12 pies 130 Wh Fuente: ELECTRICARIBE [en línea] Consumo de tus electrodomésticos [Consultado el 4 de Julio de 2014] Disponible en Internet en: http://www.electricaribe.com/co/hogar/consejos/consejos+de+ahorro+de+energia /1297110312235/consumo+de+tus+electrodomesticos.html.

5

“Las horas de punta de consumo”7, o cuando el consumo eléctrico es máximo, se dan en los horarios de las 9:00 am y 12:00 m, y entre las 6:00 pm y 9:00 pm regularmente; en el resto del día los electrodomésticos funcionan alternadamente o están apagados en su totalidad. Para diseñar un sistema con menor posibilidad de fallo, se considerará que el consumo de energía a la máxima potencia en cada hogar (500W o 310W) es de 4 horas (horas de punta de consumo), contemplando el tiempo que cada electrodoméstico mencionado en la tabla 1 dura encendido al mismo instante; lo que generaría un consumo máximo de 2000 W durante 4 horas para 4 casas regulares, o el mismo consumo en 6 casas ahorradoras; en el resto del día, algunos electrodomésticos funcionaran pero no de manera simultánea con el resto de aparatos, y por ende la potencia instantánea será menor a 2000 W. Lo anterior sugiere el diseño o la selección de un sistema que pueda generar esa potencia (2000 W), y que a su vez no afecte o haga poco daño al ecosistema; así entonces, se podría considerar la generación con “Pico-centrales Hidroeléctricas” usando “turbinas de río”. En el mundo, a las pico-centrales hidroeléctricas se les conoce solamente con los nombres de “turbinas de río”, “turbinas hidrocinéticas” o “turbinas cero”, entendiendo que se usan habitualmente en la generación eléctrica; y también, las hay del tipo mareomotriz, pero se basan en el mismo principio. Las turbinas de río o turbinas cero, son un tipo de PCH que si bien generan bajas potencias (<5KW), tienen la gran ventaja de no requerir construcciones civiles y/o montajes mecánicos muy robustos; son motores impulsados por la energía hidráulica de un afluente en estado natural, y la denominación “cero” se le da debido a que no se deben construir pendientes o caídas artificiales para que funcionen. Cuando las turbinas de río trabajan bajo las condiciones que ofrece el ambiente, son impulsadas solamente por la corriente de un río, oleaje del el mar, la corriente de una quebrada, entre otras; además, la afectación de estas al ecosistema puede considerarse insignificante y por lo mismo despreciable. Para el diseño de turbinas de río no existen modelos o manuales normalizados que permitan seguir un modo ejecución exacto, pero existen diversos sistemas que ya se han fabricado a nivel mundial, y estos pueden servir de referencia para esbozar un modelo adecuado para la zona en cuestión. Teniendo en cuenta la teoría sobre hidrodinámica de cuerpos, algunos diseños que se han hecho en Colombia y otros países para la fabricación de turbinas de río, y diversos modelos matemáticos y físicos, ¿Qué tipo de PCH debería diseñarse de manera que pueda ser impulsada por la potencia hidráulica del río San Juan en la región de El Salado?; y si bien no es el objetivo de este proyecto, de implementarse este tipo de alternativas en un futuro, ¿podría llegar la electricidad a esos lugares donde no la hay y a un bajo costo?

7 EPM. Tarifas y Costo de Energía Eléctrica - Mercado Regulado - abril de 2012. Disponible en Internet en:

https://www.epm.com.co/site/Portals/0/Publicacion%20abril%2015%20de%202012.pdf

6

1.1 ESTADO DEL ARTE.

Lo primero será destacar el hecho de que la clasificación de las PCH varía de acuerdo a cada país y por lo mismo sus nombres; por ejemplo, algunos países de la Unión Europea como Portugal, España, Irlanda y más recientemente Grecia y Bélgica, consideran pequeñas a todas las centrales cuya potencia instalada no supera los 10 MW. En Italia el límite está situado en los 3 MW; en Francia, el límite se ha establecido recientemente en 12 MW; y en el Reino Unido no existe límite oficial pero parece prevalecer el criterio de los 10 MW. La Organización Latinoamericana de Energía OLADE, las clasifica como muestra la tabla 2:

Tabla 2. - Clasificación de PCH según OLADE.

En el caso de las centrales hidroeléctricas con turbinas de río o turbinas cero, algunos países han logrado importantes adelantos respecto a los dispositivos para generar electricidad; tantos, que no siempre es adecuado utilizar la denominación “Pico” para referirse a este tipo de PCH, ya que se han alcanzado potencias generadas superiores a los 5 KW en algunos modelos. Cabe destacar que en gran medida la potencia generada no sólo depende del tipo de turbina, sino de las velocidades que ofrezca el río donde se implementará. Las turbinas de río se pueden clasificar básicamente en dos grupos, turbinas de río de eje paralelo al cauce y turbinas de río de eje perpendicular al cauce; a continuación se mostrará en qué consiste cada grupo.

1.1.1 Turbinas de río de eje paralelo al cauce (figura 2).

Son aquellas turbinas de río en las cuales el tramo más largo del eje que transfiere la energía mecánica de la hélice al resto del sistema, se encuentra ubicado paralelo al cauce; es decir, en la dirección en que se mueve la corriente.

Fuente: Clasificación de PCH según la OLADE [en línea] Pequeñas y microcentrales hidroeléctricas:

alternativa real de generación eléctrica. [Consultado el 28 de Mayo de 2014] Disponible en Internet en:

http://informadortecnico.senaastin.com /index.php/inf_tec/article/download/31/25. p 75

7

Eje Dirección

del cauce.

Figura 2 – Eje paralelo al cauce.

Fuente: Elaborada por los autores.

A continuación se mostraran algunos ejemplos de los dispositivos que se han diseñado y fabricado a nivel mundial.

1.1.1.1 Smart Hydro Power en Alemania (figura 3).

La turbina es capaz de producir hasta 5 KW de energía eléctrica a una velocidad del río de alrededor de 2,75 m/s. La microturbina hidroeléctrica, es un sistema de generación de energía renovable, que extrae de las corrientes de los cauces de los ríos la energía, para después volcarla sobre la red. Esta ideada para cubrir las necesidades de suministro de electricidad de pequeños núcleos de población o para explotaciones agrícolas.

Fuente: Kinetic Micro Hidro Sistem [en línea] Especificaciones Técnicas. [Consultado el 28 de Mayo de 2014] Disponible en Internet en: http://www.smart-hydro.de/es/produkt/ems.html

Figura 3 - Smart Hydro Power

8

El dispositivo cuenta un Sistema de Gestión Eléctrica (EMS) que maximiza la eficiencia del sistema al equilibrar el suministro de electricidad entre las diferentes demandas de los usuarios. El EMS invierte y filtra la energía generada para producir una sola salida AC estable a un determinado voltaje y frecuencia. Esto puede ser sincronizado con una red ya existente en el caso de modelos conectados, o ajustarse para satisfacer las necesidades de cada cliente para los modelos sin conexión a redes. El cargador de batería integrado al sistema eléctrico de gestión permite la conexión de baterías de diferentes tamaños, para asegurar que los requerimientos de almacenamiento se cumplan apropiadamente. El cargador de batería integrado también abre posibilidades a nuevas aplicaciones del sistema, como la carga de baterías portables que ofrecen energía a locaciones más distantes del río, por ejemplo sistemas de luz. Si 5 KW no son suficientes, puede enchufarse otra turbina y el sistema de gestión eléctrica lo integrará con el sistema ya existente. También puede vincular sistemas de viento o solares en la micro-red usando el sistema de EMS, ya que ha sido diseñado desde el principio con esta capacidad. Anclaje para las instalaciones flotantes se puede lograr con el sistema de anclaje al vacío incorporado o mediante la fijación de estructuras existentes. En el caso de rotura de la cuchilla, debido a que el rotor sea dañado por objetos extraños, las cuchillas del rotor se pueden reemplazar individualmente a bajo costo. La velocidad del rotor también ha sido especialmente adaptada a las mejores directrices para la protección de los peces que pasan a través de la turbina. En la figura 4, se muestra la curva de velocidad del río contra potencia generada, en la turbina Smart Hydro

Power. 8

8 SMART HYDRO POWER. ©2016 Smart Hydro Power. Disponible en Internet en: http://www.smart-hydro.de/

Figura 4 – Curva de velocidad de río (V) en metros sobre segundo, contra potencia generada (P) en watts.

Fuente: Kinetic Micro Hidro Sistem [en

línea] Especificaciones Técnicas.

[Consultado el 28 de Mayo de 2014]

Disponible en Internet en http://www.smart-

hydro.de/es/produkt/ems.html

9

Figura 5 – KHPS.

Fuente: Verdant Power [en línea] Kinetic Hydropower System

(KHPS). [Consultado el 28 de Mayo de 2014] Disponible en

Internet en http://www.verdantpower.com/kinetic-hydropower-

system.html

1.1.1.2 Sistema generador hidroeléctrico cinético (KHPS) de Verdant

Power.() (Canada).

El componente central del KHPS (figura 5), es una turbina de eje horizontal equipada con un rotor de tres palas abiertas. Las turbinas se instalan completamente bajo el agua, son invisibles desde la costa y están diseñadas para auto-rotación; es decir, estas se pueden alinear de acuerdo a la dirección de la corriente, de modo que las cuchillas están perfectamente alineadas para generar energía. En la configuración de las turbinas de mareas, pasivamente puede girar hasta 170 grados para generar energía tanto del flujo y reflujo de las mareas.

El movimiento de rotación de las palas acciona un generador de inducción, que se encuentra dentro del cuerpo principal de la turbina para generar electricidad; esta se transfiere al equipo en tierra a través de un cable submarino. Las cuchillas giran a una velocidad lenta y constante de aproximadamente 40 RPM, muy por debajo de las velocidades normales otras turbinas de río.

1.1.1.3 Turbinas mareomotrices o de mareas (figura 6).

A pesar de que fueron propuestas poco después de la crisis de petróleo de los ’70, las turbinas de mareas sólo se convirtieron en una realidad en el 2003, cuando una turbina de “prueba de concepto” de 15kW fue operada en el Lago Linnhe, Escocia. Similar a una turbina de viento de eje horizontal, las turbinas ofrecen ventajas significantes sobre los sistemas de barrera y de vallas, incluyendo menores efectos nocivos sobre el medio ambiente. Las turbinas de mareas utilizan las corrientes de mareas que se mueven con velocidades entre 2 y 3 m/s (4 a 6 nudos) generando entre 4 y 13 kW/m2. Una corriente de rápido movimiento (>3 m/s) puede producir daños en las hélices de la

() VERDANT POWER es un líder mundial en el desarrollo de las tecnologías marinas y hidrocinéticas (MHK), la generación de energía limpia y renovable a partir de los océanos, ríos y canales.

10

misma forma que un vendaval de gran fuerza puede dañar a los generadores de turbina de viento tradicionales, mientras que a velocidades menores no generan

beneficios económicos.9

Estas turbinas de mareas utilizan generadores similares a los de los molinos de viento sólo que estos están sumergidos, tal cual como algunas de sus similares de ríos. “Tienen la ventaja que el agua al tener mayor densidad que el aire (832 veces), otorga la misma cantidad de energía que un generador eólico, pero en un área menor (20 m vs 60 m) y a menor velocidad (9,25 – 16,7 km/h vs 390 km/h).”10 En la figura 6 se muestra la turbina “Sea Flow” de 300 KW instalada en Lynmouth, Devon (Escocia) en Mayo del 2003.

Figura 6 - A la izquierda – Turbina de mareas. Centro – Turbina “Sea Flow”

1.1.1.4 Turbina hidráulica para ríos de llanura en Argentina.

Estas microturbinas para ríos de llanura (figura 7), suministran energía entre 4080 a

7200w/día, tienen el menor costo por Kw del mercado, brindan una autonomía de 24 horas x 365 días, son de fácil y mínimo mantenimiento, tienen muy bajo impacto ambiental y se ubican a la orilla del río, montadas en una balsa. La velocidad del agua debe ser mayor a 0,6 m/s y la profundidad mínima del río tiene que oscilar

entre 1,5 y 2 metros, según el modelo (MT 170 4,08 kw/día y MT300 7,2 kw/día)11

9 TEXTOS CIENTÍFICOS. Generación de electricidad a través de las mareas. Disponible en Internet en:

http://www.textoscientificos.com/energia/mareomotriz/generacion-electricidad-mareas. Última actualización 23 de Enero de 2009 10

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE. Artículo: Generación Mareomotriz. Disponible en Internet en: http://web.ing.puc.cl/~power/alumno07/generacion%20mareomotriz/6.html 11

PARODY Carla. Una empresa rentable que genera un bien social. Revista Emprendedores. Disponible en Internet en: http://www.iyara.org/uploads/8/7/8/5/8785601/pag1on24.pdf. Mayo 2012, p 60-61

Fuente: Textos Cientificos.com [en línea]

Generación de electricidad a través de las

mareas. [Consultado el 28 de Mayo de

2014] Disponible en Internet en

htttp://www.textoscientificos.com/energia/m

areomotriz/generacion-electricidad-mareas

11

1.1.1.5 Marlec Renewable Energy Solution – Reino Unido.

MARLEC ha unificado su experiencia en el campo de las energías renovables y la fabricación de equipos con THROPTON ENERGY SERVICES para desarrollar un equipo que permita la carga de baterías. El Amazon AquaCharger (figura 8). Es una turbina con un generador basada en la Turbina Garman (diseñada en los años 80’s por Peter Garman) y un sistema de control diseñado para ser instalado en un barco, se vende como un kit. La turbina se sumerge en ríos o canales de una profundidad mayor a los 1.75 m y genera potencia para velocidades de la corriente que varían entre 0.45 y 1.5 m/s. El uso de un alternador de gran eficiencia y el diseño aerodinámico de las palas han conseguido que la velocidad de arranque de la turbina sea bastante baja, maximizando el potencial de aplicación a un amplio rango de corrientes. El sistema es simple de montar, desmontar y transportar para reubicarlo. El coste de operación es mínimo y puede funcionar todo el día sin necesidad de ser controlado.

Figura 7 – Turbina para ríos de

llanura.

Fuente: Desarrollo Americano [en línea]

turbinas para abastecer de electricidad a

poblaciones aisladas. [Consultado el 28 de

Mayo de 2014] Disponible en Internet en

http://desarrolloamericano.blogspot.com/20

12/03/crean-turbinas-para-abastecer-e.html

Figura 8 – Vista de la máquina

AquaCharger de Marlec y Thropton

Energy Services.

Fuente: Technology evaluation of existing and

emerging technologies [en línea]. St. Catharines:

Verdant Power Canada ULC, 2006. [Consultado

28 de Mayo, 2014]. Disponible en internet:

http://oreg.ca/web_documents/verdant_river_turbi

nes_report.pdf

12

Eje Dirección

del Cauce

1.1.2 Turbinas de río de eje perpendicular al cauce (figura 9).

Son aquellas turbinas de río en las cuales el tramo más largo del eje que transfiere

la energía mecánica de la hélice al resto del sistema se encuentra perpendicular al

cauce, o perpendicular a la dirección de la corriente.

Figura 9 – Eje paralelo al cauce.


1.1.2.1 Turbina helicoidal Gorlov (GHT siglas en Inglés).

Fue inventada por el Profesor Alexander M. Gorlov en la Universidad de Northeastern en Boston (EEUU.) La Turbina Helicoidal Gorlov (figura 10.) es una turbina de agua que nació a partir del concepto de la turbina Darrieus, sólo que esta tiene hojas helicoidales alternadas. Estas tienen la ventaja de que el eje se coloca perpendicular al flujo de corriente, mientras que las turbinas tradicionales son turbinas de eje horizontal, lo que significa que el eje se coloca paralelo al flujo de la corriente; esta funciona en forma paralela al fondo del río o perpendicular a él.

Figura 10 – Turbinas Gorlov en serie.

Para entender su funcionamiento lo primero es saber que es el término "Lámina", para este caso se utiliza para describir la forma de la sección transversal de la cuchilla en un punto dado. El diseño helicoidal de las cuchillas alrededor del eje, tiene el efecto de distribuir uniformemente las secciones en todo el ciclo de rotación, por lo que la lámina no cambia abruptamente el ángulo de ataque como en otras turbinas.

A medida que gira la turbina, en sentido horario, el movimiento de la lámina a través del fluido cambia la velocidad aparente y el ángulo de ataque del fluido con respecto

Fuente: The Energy Collective [en línea] Watching the

Slow Steady Success of Tidal Power. [Consultado el

28 de Mayo de 2014] Disponible en Internet en

http://theenergycollective.com/barrygreene/63192/watc

hing-slow-steady-success-tidal-power

13

al marco de referencia de la lámina. El efecto combinado de estos dos componentes de flujo (es decir, la suma vectorial), permiten obtener la "velocidad de flujo

aparente" neto total. 12

Aunque el análisis de forma y funcionamiento de la turbina Gorlov parece muy interesante, este sistema en particular es sensible en ciertos afluentes con enredaderas, algas y sedimentos longilíneos. Puede que la sedimentación de los ríos selváticos como el San Juan el cual contiene ramas, algas flotantes y lianas, termine por afectar severamente el funcionamiento de la misma; por esto, la decisión de los diseñadores es no ahondar más en este tema, claro está, sin demeritar lo ingenioso y la adaptabilidad del mismo.

1.1.2.2 Absorbedores de punto.

Los absorbedores de punto (turbinas de mareas) son montajes parecidos a las boyas flotantes, estos absorben la energía hidráulica del mar en cualquier dirección debido a su movimiento cercano o en la superficie del agua. Este dispositivo transforma la energía cinética de la estructura que puede tomar diversas formas, siendo el más común el uso de generadores lineales. Funcionamiento (figura 11):

La boya se mueve de manera ascende y descendente con el oleaje, este movimiento es transmitido a un pistón al que se unen dos mangueras flexibles que funcionan como bombas de agua.

Las mangueras dirigen el agua a presión por un tubo hacia un acumulador situado en la parte superior del sistema.

Una turbina Pelton dentro de la boya acciona un generador para producir electricidad.

12

WIKIPEDIA. Turbina Helicoidal Gorlov. Traducción e imágenes tomadas de la página de Internet: http://en.wikipedia.org/wiki/Gorlov_helical_turbine. Última actualización 8 de Mayo de 2014

Figura 11 – Absorbedor

de punto.

Fuente: Generación Mareomotriz [en

línea] Tecnologías de Generación

Mareomotriz. [Consultado el 28 de

Mayo de 2014] Disponible en Internet

en:http://web.ing.puc.cl/~power/alumn

o07/generacion%20mareomotriz/6.ht

ml

14

1.1.2.3 NOLEPI

Es una compañía ubicada en Zhongshan City en la proviencia de Guangdong en China, la cual ha desarrollado una gran variedad de dispositivos para la generación a través de la corriente de los ríos. A continuación se muestra el catálogo de productos ofrecido por esta compañía (tabla 3.) y parte de la información técnica de estos.

Tabla 3. – Catálogo comparativo de plantas Nolepi,

TURBINA DE RIO PLANTA DE

10KW / 20KW

MINI-PLANTA 6KW sobre la

unidad de agua

MINI-PLANTA 5KW bajo la unidad del

agua

Imagen:

Peso: 420 kg 580 kg 230 kg

Dimensiones: (L x A x Alt)

3.1m x 4.6m x 3.3m

3.25m x 3.95m x 1.50m

1.6m x 1.55m x 1.95m

Diametro del Rotor: 2 x Ø 1.7 m Ø1200 mm (impulsor)

Ø1100 mm

Velocidad del Rotor 80-190 rev/min 10–50 rev/min 80-190 rev/min

Potencia Nominal: 20 kw 5.5 kw 5 kW

Voltaje: 380V-CA 380V-CA 110V~220V o 380V CA

Frecuencia (CA): 50Hz~60 Hz 50Hz~60Hz 50Hz~60Hz

Tipo de Instalaciòn: Monofásica / Red de suministro de cada país. (adaptable)

Profundidad mìnima de agua:

3.4 m 0.6 m 1.8 m

Tasa mìnima de flujo: 1.0 m / s 0.8 m / s 1.2 m / s

Tasa de flujo a Potencia Máxima:

2.6 m / s 2.6 m / s 2.8 m / s

Rotor con hojas 2 x 3 10 hojas (impulsor)

3 hojas

Generador de imán permanente sincrono sin escobillas

380V de 20 kw 380V CA 6.4kw 380V CA 6.4kw

Longitud del cable de alimentación de agua

25 m 25 m 25 m

Sistema de Flotación 4 cámaras 5 Cámaras 3 cámaras

Fuente: Nolepi [en línea] Productos [Consultado el 28 de Mayo de 2014] Disponible en Internet en

http://www.nolepi.com/index-ES.php?load=produkte-ES

http://www.nolepi.com/index-ES.php?load=produkte-ES

15

Fuente: Hydro Electric Barrel Generator. [Consultado 28 de Mayo, 2014]. Disponible en internet: http://www.hydro-electric-barrel.com /index.html

Figura 12 – Turbina HEB. 1.1.2.4 Diseños conceptuales de turbinas de río.

Turbina de Río tipo HEB (figura 12): es una interesante fuente de energía renovable que aprovecha el flujo de agua de los ríos pero en plena superficie. Dependiendo del flujo y tamaño del río esta turbina puede fabricarse de diferentes tamaños y medidas. La HEB (Hydro Electric Barrel) aprovecha el flujo de ríos sin generar mayores impactos ya que gira de acuerdo al roce de la corriente de la superficie, además es un elemento

transportable y fácil de instalar.13

La turbina de río de Michael Jantzen () es un diseño conceptual de una turbina de río gigante. Está diseñada para fabricarse en acero inoxidable, el proyecto se llama Turbina del Gran Río (figura 13); tiene un diámetro de 100 pies y cuenta con 12 enormes aspas que giran con la corriente del río, al girar activan un generador que es el que produce la electricidad.

1.1.3 Turbinas Garman en Latinoamérica.

La turbina Garman (figura 14) fue concebida inicialmente como una bomba de succión por su diseñador Peter Garman, quien la ideó en los años 80’s con el fin de llevar agua a las comunidades de Sudan en el norte de África que carecían del preciado líquido; mediante la corriente del río se impulsaba una bomba de succión la cual transportaba el agua a través de mangueras. El sistema consta de un rotor

13

HYDRO ELECTRIC BARREL. Nuevo Concepto De Turbina: HEB

Disponible en Internet en: http://www.hydro-electric-barrel.com/index.html

() Michael Jantzen es un artista titulado de la Southern Illinois University en 1973. Jantzen comenzó a tener

un gran interés por la arquitectura, experimentando distintos métodos de acercamiento hacia el diseño. Incluso, construyó el mismo varias estructuras y pequeñas casas experimentales, las que en general utilizaban sistemas alternativos de generación de energía.

Fuente: abapsupal.blogspot.com [en línea]. La Turbina de Río Grande, diseño de Michael Jantzen.

[Consultado 28 de Mayo, 2014]. Disponible en internet: http://abapsupal.blogspot.com/2012/06/la-

turbina-de-rio-grande-diseno-de.html

Figura 13 – Turbina del Gran Río.

16

de tres alabes los cuales trasmiten el movimiento rotacional inducido por el agua a una transmisión de poleas mediante un eje unido a él; la transmisión de poleas activa una bomba centrífuga que succiona el agua por una tubería cuyo otro extremo está en contacto con el río.

En América Latina ya se han adaptado diferentes modelos de turbinas de río; por ejemplo, se han utilizado turbinas Garman, sólo que en vez de unir la trasmisión a una bomba se une a un generador o un alternador, donde la corriente producida es llevada a un regulador que la distribuye a los lugares en donde se necesita electricidad. Seguidamente se mostrarán algunos de los proyectos con turbinas de río tipo Garman que se han usado en Latinoamérica y más adelante en Colombia.

1.1.3.1 Diseño de una turbina de río para la generación de electricidad en el distrito de Mazán-Región Loreto, Perú 2005.

El Ingeniero peruano Francisco Maldonado Quispe, para optar por su título de Ingeniero Mecánico de Fluidos en la Universidad Nacional Mayor de San Marcos, diseñó e implementó una turbina de río para la generación de electricidad aprovechando la energía cinética del Río Napo en el Perú.

Describe el cálculo e implementación del prototipo de una Turbina de río del tipo Garman de eje inclinado con respecto al nivel del agua del río y fabricado en fibra de vidrio y resina, con un diámetro nominal de 2 m y una velocidad de giro de 427 r.p.m. que van unidos a dos platos de sujeción en acero inoxidable para el montaje de los alabes. Además, se cuenta con un árbol de transmisión de acero galvanizado

Figura 14 – Turbina de río tipo GARMAN para bombeo y riego.

Fuente: Water Current Turbines Pump Drinking Water [en línea]. Oxfordshire: Caddet-RE, 2000. [Consultado 30 de Mayo de 2014]. Disponible en internet: http://www.caddet-re.org/assets/no83.pdf

17

de 1.5 pulg de diámetro nominal el cual esta acoplado directamente al rotor, este tubo va encapsulado en otro de las mismas características con 2.5 pulg de diámetro nominal que sirve de soporte y protección. El sistema de transmisión incluye un amplificador de velocidades activada para faja y poleas el cual es un componente intermedio entre el árbol de transmisión y el generador. El sistema cuenta además con un generador de imanes permanentes de neodimio ferrítico el cual permite reducir la velocidad de generación por un lado y por el otro obtener un bajo costo del equipo, el mismo que es adaptado al rotor de la turbina de río generando corriente alterna y que a través de un sistema de diodos rectificadores transforma el voltaje de 12 V y potencia 250 W y 360 r.p.m. a corriente continua. Otro componente del sistema es el tablero de control el cual cuenta con instrumentos de medición básicos como voltímetro y amperímetro y los respectivos diodos rectificadores de 12 V. Todos los componentes del sistema están instalados en una balsa flotante de fabricación local el cual puede ser un pontón. Finalmente la energía eléctrica

generada es almacenada en una batería para su posterior utilización doméstica.14

La curva de generación para esta turbina la muestra la figura 15.

Figura 15 – Potencia vs Velocidad de río con la Turbina de Río de Maldonado

Fuente: Diseño de una turbina de río para la generación de electricidad en el distrito de Mazán-Región Loreto [en línea]. Maldonado Francisco: Universidad Nacional Mayor de San Marcos [Consultado 30 de Mayo, 2014]. Disponible en internet: http://sisbib. unmsm .edu.pe/bibvirtual data /monografias/basic/ maldonado _qf /maldonado_qf.pdf. Lima 2005

1.1.3.2 Diseño y desarrollo de una turbina hidroeléctrica flotante para generar energía eléctrica en comunidades de la cuenca amazónica boliviana. (Turbina de aprovechamiento cinético)

La Turbina de Aprovechamiento Cinético (figura 16) consta de tres álabes (1), montados sobre una base (2), un deflector (3), que facilita la circulación del agua y reduce el efecto remanso. Estos componentes van sólidamente fijados a un eje (4) que se apoya en dos rodamientos fijados a chumaceras (5). Estas van sujetos

14

MALDONADO Francisco. Diseño de una turbina de río para la generación de electricidad en el distrito de Mazán-Región Loreto. Tesis de: Ingeniero Mecánico de Fluidos. Universidad Nacional Mayor de San Marcos - Facultad De Ciencias Físicas - Eap. de Ingeniería Mecánica de Fluido. p 2. Lima 2005

18

mediante unos brazos (6) a la plataforma flotante (7). Los brazos se encuentran atornillados a la plataforma, pero es posible separarlos de ésta para extraer la turbina del agua, en caso de que sea necesario realizar alguna reparación. Sobre la plataforma se sitúa un generador (8), que genera energía eléctrica a través del movimiento de su eje. La transmisión del eje de la turbina al del generador se realiza mediante un sistema de correas dentadas (9). Por último, sobre la plataforma se

sitúan cuatro argollas (10), para el anclaje del sistema.15

Figura 16 – Turbina de Aprovechamiento Cinético.

Fuente: Diseño y Desarrollo de una Turbina Hidroeléctrica Flotante para Generar Energía Eléctrica en Comunidades de la Cuenca Amazónica Boliviana. [En línea]. Miranda P., Marroyo L.: Universidad Pública de Navarra. España [Consultado 30 de Mayo, 2014]. Disponible en internet: http://academica-e.unavarra.es/bitstream/handle/2454/3165/577245.pdf?sequence =1. España. Febrero 7 de 2011

1.1.4 Acuavatio, ingeniería colombiana.

Otros países de Latinoamérica como Costa Rica, y Ecuador mediante la Federación Ecuatoriana de Tecnología Apropiada (FEDETA), han adecuado el uso de turbinas Garman y KHPS para la generación eléctrica en la región de San José en el año 2009 y en las Islas Santay respectivamente. Pero fue en Colombia en donde se creó el primer modelo estandarizado de turbina tipo Garman para la generación eléctrica avalado por su gestor Peter Garman.

En el año 2000, Aprotec (empresa colombiana ubicada en la ciudad de Cali) inició en colaboración con Thropton Energy Services de Inglaterra (la Compañía fundada por el Dr. Garman) un estudio para desarrollar el uso potencial de la turbina de río como generador de electricidad a partir del caudal de los ríos lentos de América del Sur. Más adelante la versión mejorada, el Acuavatio (desarrollado por el ingeniero electrónico colombiano Miguel Borbón egresado de la Facultad de Ciencias Básicas e Ingeniería de la Universidad de los Llanos en el año 2007.), es capaz de producir 250W en ríos con velocidades de 1m/s con un rotor más pequeño, y cuenta además con varias funcionalidades de acceso y maniobrabilidad. Algunos de los materiales seleccionados fueron materiales usados por las comunidades ribereñas aisladas en sus actividades cotidianas. En la figura 17 se muestra el Acuavatio y los componentes del sistema.

15

MIRANDA Pilar., MARROYO Luis. Diseño y Desarrollo de una Turbina Hidroeléctrica Flotante para Generar

Energía Eléctrica en Comunidades de la Cuenca Amazónica Boliviana. Tesis de Ingeniería Industrial. Escuela Técnica Superior De Ingenieros Industriales y de Telecomunicación. Universidad Pública de Navarra. España. 0Febrero 7 de 2011

19

Figura 17 – Acuavatio

Fuente: acuavatiofgt.blogspot.com. [En línea]. Proyecto de FGT I 2012. ¿Qué es el Acuavatio? [Consultado 01 de Junio de 2014]. Disponible en internet: http://acuavatiofgt.blogspotcom/2012/06/ bienvenido-continuación-vamos-explorar.html Para su funcionamiento el sistema consta de:

Un punto de generación ubicado en la barcaza, donde se produce la energía.

Un puente de acceso/anclaje.

Una red eléctrica de transmisión (del generador a la caseta de máquinas)

Una caseta de máquinas donde se almacenan las baterías, el regulador de carga y se empalma la red eléctrica de transmisión.

Puede incluir las instalaciones domiciliarias.16

Esta turbina tiene componentes eléctricos y mecánicos que no pueden estar sumergidos en el agua (los piñones de la caja de transmisión y el generador); también, las palas del rotor necesitan al menos 2,5 metros de agua para no topar contra el lecho del río, por lo cual el Acuavatio consta de una balsa que permite aprovechar los primeros 2,5 metros de agua desde la superficie hacia el fondo. Esta disposición permite además realizar labores de mantenimiento y que el rotor se mueva con las crecidas y bajadas; debe tenerse en cuenta que de ser muy grandes las crecientes del río, este puede arrastrar grandes sedimentos que impacten la turbina y su fuerza puede destruir el puente de anclaje (figura 18c), por lo cual, el que el montaje esté hecho sobre una balsa permite retirar la máquina arrastrándola hacia la orilla para protegerla. 16

ACUAVATIO. Proyecto de FGT I 2012. Disponible en Internet en: http://acuavatiofgt.blogspot.com/2012/06/ bienvenido -continuacion-vamos-explorar.html. 17 de Junio de 2012

20

1.1.4.1 Acuavatio en el departamento de Chocó.

Desde 2011 el Acuavatio, se encuentra sumergido en el río Muguindó (figura 18) y abastece de electricidad a la pequeña localidad Calahorra, en la región de Choco, en el corazón de la selva tropical colombiana. Gracias a esta tecnología las 108 personas de este pueblo han dejado de depender de una pequeña planta térmica, alimentada por el combustible que les suministra el Gobierno. Al ocaso, la planta les proporciona 2.400 vatios de potencia eléctrica para cocinar, tejer yo fabricar artesanía cuando su intermitente funcionamiento lo permite. Pero si el diésel no llega, deben recurrir a velas y quemadores de queroseno,

peligrosos y contaminantes.17

Figura 18. Proceso de montaje y funcionamiento del Acuavatio en Calahorra. a) Aspas, b) Inmersión de la turbina, c) Turbina sobre el cauce del río Muguindó y d) Electricidad generada por el Acuavatio en la noche en Calahorra.

Fuente: Global Giving [En línea]. Electricity for 135 people in Colombia [Consultado 02 de Junio de 2014]. Disponible en internet: http://www.globalgiving .org / projects/electricity-for-135 -people-in-colombia/updates/

1.1.4.2 Otros Acuavatio en el país.

En el caserío Villa Fátima en Vaupés, se ha instalado un Acuavatio el cual está dispuesto para electrificar el Centro temático de Maloka que consta de una sala con 13 equipos de cómputo, un router, y un bombillo. Esta turbina proporciona energía para la conexión vía satélite para los primeros equipos de la escuela bilingüe (Wanano / Español).

17

ACUAVATIO. Op. Cit. Proyecto de FGT I 2012.

21

1.2 JUSTIFICACIÓN.

Algunos en Colombia justifican la situación de que haya municipios sin suministro eléctrico constante e inclusive poblaciones sin energía, en lo difícil que es acceder a las zonas con deficiencias debido a su geografía, lo agreste del clima o por el conflicto armado; pero puede verse que ya se han inventado muchas alternativas que pueden suplir necesidades de generación o suministro eléctrico en estas regiones. Por las situaciones mencionadas preliminarmente, un grupo de estudiantes del proyecto curricular de Ingeniería Mecánica de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas (UDFJC), con sede en Bogotá adscritos al Semillero de Energías Alternativas (SEA-UD), han decido encaminarse en la búsqueda y desarrollo de alternativas de generación renovables, que permitan brindar en un futuro cercano soluciones prácticas a esas zonas en donde el suministro de energía eléctrica es precario o no existe, sin causar daños considerables a los pobladores o al ecosistema. Lo ideal en este proyecto, es que pueda dirigirse a aquellas comunidades del país en donde la carencia recursos básicos es más que evidente, por lo mismo se escogió el departamento del Chocó, ya que es una zona con un déficit de saneamiento básico muy alto entre ellos la electricidad; y contrario a lo anterior posee potencial hidráulico importante. El propósito del diseño es dar una opción para la generación eléctrica que de implementarse permita aprovechar el potencial del Río San Juan. Gracias a que ya integrantes del SEA-UD y de la UDFJC hicieron adelantos importantes respecto a diferentes alternativas de generación, se cuenta con una base teórica importante y algunos modelos adaptados a laboratorio que permitirán desarrollar y complementar la iniciativa propuesta. El realizar este diseño permitirá establecer un procedimiento para el diseño de una PCH con turbinas de río o cero, partiendo tras determinar las condiciones del afluente, hasta determinar todos los componentes de la PCH mediante procedimientos matemáticos y físicos. Si bien este proyecto no lo contempla, se pretende que un futuro el diseño pueda construirse y ser implementado en la zona escogida, y porque no en otros lugares del país que carecen de electricidad.

22

2. OBJETIVOS.

2.1 OBJETIVO GENERAL.

Diseñar una picocentral hidroeléctrica (PCH) adecuada a las condiciones hidrológicas e hidrométricas del río San Juan en la vereda Salao (Medio San Juan) Chocó, Colombia.

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

I. Caracterizar las condiciones hidrométricas del río San Juan con base en las bases de datos del IDEAM y el Instituto Agustín Codazzi.

II. Diseñar la turbina de río y seleccionar los componentes auxiliares de funcionamiento.

III. Seleccionar la escala de dimensionamiento más adecuada aplicando un modelo matemático de análisis dimensional para la construcción del modelo a escala.

IV. Fabricar el modelo a escala de la Picocentral (PCH) y realizar pruebas de funcionamiento.

V. Estimar los costos de fabricación y construcción del prototipo.

23

Fuente: Monografías.com [en línea]. El Chocó, Colombia [Consultado 30 de Mayo, 2014]. Disponible en internet: http://www.monografias.com/trabajo s59/el-choco/el-choco.shtml

Figura 19 - Departamento

del Chocó, Colombia.

3. MARCO TEÓRICO

3.1 EL DEPARTAMENTO DEL CHOCÓ.

El Departamento de Chocó (figura 19) está situado en el occidente del país, en la región de la llanura del Pacífico; localizado entre los 04º00’50’’ y 08º41’32’’ de latitud norte y los 76º02’57’’ y 77º53’38’’ de longitud oeste. Cuenta con una superficie de 46.530 km2 lo que representa el 4.0 % del territorio nacional. Limita por el Norte con la República de Panamá y el mar Caribe, por el Este con los departamentos de Antioquia, Risaralda y Valle del Cauca, por el Sur con el departamento del Valle de Cauca, y por el Oeste con el océano Pacífico.

3.1.1 Hidrografía.

Río Atrato: uno de los ríos más caudalosos del mundo (con relación a su cuenca) y uno de los más importantes del país, nace en el Cerro del Plateado ubicado en el municipio de El Carmen de Atrato, cruza el departamento de sur a norte y desemboca en el Mar Caribe conformando una amplia red fluvial en el Chocó.

Río San Juan: es el otro gran brazo del Chocó y corre de norte a sur desembocando en el Océano Pacífico.

Río Baudó: nace en El Alto Del Buey, que se encuentra en la Serranía del Baudó, un sistema montañoso independiente, al occidente de la cordillera Occidental. Este valle, con precipitaciones que alcanzan los 12,5 metros/año separa la costa Pacífica del valle del Atrato, en donde se localiza Quibdó.

Otros ríos menores son el Andágueda, Apartadó, Bebará, Bebaramá, Bojayá, Cacique, Cupica, Docampadó, Domingodó, Juradó, Munguidó, Opogodó, Quitó,

Truandó, Tundó, Tamaná, Valle entre, otros.18

18

TODA COLOMBIA. Chocó. Disponible en Internet en: http://www.todacolombia.com/departamentos/choco. html#4. 18 de Mayo de 2006

24

3.1.2 Vías de acceso A continuación se hace una descripción de las vías de acceso al departamento, con el objetivo de saber cómo llegar a diferentes en el territorio chocoano.

Carreteras

La carretera Quibdó – Medellín, comunica las capitales de Chocó y Antioquia. La carretera Pereira (Risaralda) – Istmina (Chocó), comunica la región del San Juan con el centro del país. Y La carretera Quibdó – Istmina, que comunica las dos ciudades principales.

Vía Aérea

El aeropuerto El Caraño en Quibdó es la principal pista y pone en conexión al Departamento con Bogotá, Medellín, y con las siete pistas de aterrizaje del departamento (Condoto, Bahía Solano, Acandí, entre otras).

Vía Marítima y Fluvial

Para las comunicaciones marítimas cuenta con dos puertos, uno, sobre bahía Solano, en el océano Pacífico, y otro en Acandí, sobre la costa del mar Caribe. Posee dos inspecciones fluviales, la de Riosucio sobre el río Atrato y la de Istmina sobre el río San Juan.

3.2 RÍO SAN JUAN.

El río San Juan nace en el cerro de Caramanta, en la cordillera occidental de los Andes colombianos. Sus aguas corren por el departamento del Chocó, del nororiente hacia el suroccidente, en dirección opuesta al río Atrato, del cual está separado por el istmo de San Pablo. Desemboca en el océano Pacífico, en el Litoral de San Juan, a través de un delta de unos 300 km², denominado «Siete Bocas», y que está situado a unos 60 km al noroeste del puerto de Buenaventura, e incluye numerosas islas rodeadas de manglares.

Afluentes: Los principales afluentes del río San Juan son los siguientes ríos: río Tamaná; río Condoto, río Calima.

Navegabilidad: El río San Juan es navegable unos 180 km. Los puertos principales son Istmina y Negría.

25

Hidrometría: El caudal del río ha sido observado durante 25 años (1965-1990) en Peñitas, ubicada a poca distancia de su desembocadura en el mar.

En Peñitas, el módulo de flujo anual promedio observado durante ese período fue 2055 m³/s, para una superficie estudiada de más o menos 14 000 km², o sea más del 90% del total de la cuenca del río. La lámina de agua, que mide el flujo vertido de las precipitaciones en la cuenca del río, asciende a 4.630 milímetros por año, que se debe considerar muy alta. Como río de la región ecuatorial, el San Juan es alimentado abundantemente durante todo el año. Hay dos períodos de inundación, el primero a en mayo y junio, el segundo, mucho más grande, en octubre y noviembre. Hay dos períodos intermedios, de los cuales registra un descenso más pronunciado de la lluvia, el de febrero a marzo. La tasa promedio mensual en marzo (bajo caudal mínimo) alcanza 1495 m³/s, un poco más más de la mitad de la tasa media para el mes de octubre (2682 m³/s), lo que muestra una amplitud de las variaciones estacionales relativamente baja. En el período de observación de 25 años, el flujo mínimo mensual fue de 794 m³/s, mientras que el flujo mensual máxima fue de 4260 m³/s.

Figura 20 - Caudal medio mensual del San Juan en la estación hidrométrica de Peñitas. (Datos calculados en 25 años, 1965-90, en m³/s)

Fuente: Wikipedia.org [en línea]. Río San Juan (Colombia) [Consultado 2 de Junio de 2014]. Disponible en internet: http://es.wikipedia.org/wiki/R%C3%ADo_San_Juan_%28Colombia%29 19

19

Esta obra deriva de la traducción de Río San Juan (Colombie), publicada bajo la Licencia de documentación libre de GNU y la Licencia Creative Commons Atribución-CompartirIgual 3.0 Unported por editores de la Wikipedia en francés.

26

3.3 ASPECTOS TÉCNICOS Y TEÓRICOS.

Con lo anterior y bajo las condiciones del río San Juan tanto de caudal como de navegabilidad, se diseñará un tipo de turbina de río que permita aprovechar el potencial hidráulico expuesto. Para diseñar una turbina de río se deben representar los principios básicos de las turbo-máquinas aplicados a los rotores, obtener los coeficientes de potencia y de celeridad referentes a los alabes, así como los coeficientes de potencia, sustentación, arrastre y momento, muy importantes en el diseño de las turbinas.

3.3.1 Hidrodinámica. 3.3.1.1 Dimensionamiento de una turbo-máquina axial. Par el dimensionamiento de turbo-máquinas axiales como es el caso de las turbinas, se debe suministrar datos de caudal, velocidad y el área de la sección de la lámina del fluido para determinar la energía utilizable y la potencia disponible.

Esto podría calcularse bajo la Ley de Betz() pero tomando el agua como fluido en vez del viento; esta ley calcula la potencia máxima que puede ser extraída del viento, independiente del diseño de una turbina eólica en flujo abierto. Bajo los planteamientos de Betz aplicados esta vez no al viento sino al agua, se podría considerar que la velocidad promedio del agua, corriente fluvial o simplemente corriente v a través del área del rotor es el promedio de la corriente en flujo casi laminar o sin perturbaciones antes de la turbina, v1, y la corriente

después de su paso por el plano del rotor, v2, esto es =

. La masa de la

corriente de la sección del río que se seleccionó a través del rotor durante un segundo es: 1)

Donde ṁ es la masa por segundo, ρ es la densidad del agua, Ab es el área barrida

por el rotor y

es la corriente promedio a través del área del rotor. La

() La ley de Betz fue formulada por primera vez por el físico alemán Albert Betz en 1919. Su libro "Wind-Energie", publicado en 1926, proporciona buena parte del conocimiento que en ese momento se tenía sobre energía eólica y aerogeneradores.

27

potencia extraída por el rotor en el río es igual a la masa por la diferencia de los cuadrados de la velocidad del agua (de acuerdo con la segunda ley de Newton): 2)

Sustituyendo en esta expresión la ṁ de la primera ecuación obtenemos la siguiente expresión para la potencia extraída agua:

Si se compara resultado con la potencia total de la corriente en una sección del río no perturbada a través de exactamente la misma área Ab; a esto le se llama potencia cero, Pot0: 3)

Si se grafica

sobre

(figura 21) se obtiene que el valor máximo de la

potencia extraída del agua es de 0,593 y en un valor máximo de

El coeficiente de potencia Cp = Pot/Pot agua tiene un valor máximo de: Cp-máx. = 16/27 = 0,593. El modelo de Betz asume un fluido de densidad constante y el área de la sección transversal del flujo varía inversamente con la velocidad axial. En V2 = 0.

Figura 21 – Potencia extraída del agua. Fuente: Wikipedia.org [en línea]. Betz's law [Consultado 3 de Junio de 2014]. Disponible en internet: http://en.wikipedia. org/ wiki/Betz%27s_law

28

Para mostrar que 59,3% de eficiencia de Betz es de hecho consistente, la pérdida de 88,9% de la energía cinética en el flujo que pasa a través del rotor de una imagen física es útil. El resultado de las ecuaciones se puede ver aplicado en una “botella de leche” (figura 22), el flujo de aguas arriba (V1) tiene un área de sección transversal menor que el área del rotor (A). A medida que el flujo se aproxima a la del rotor, empieza a perder energía, y a medida que pasa a través del rotor las ecuaciones muestran que se expande a exactamente el área del rotor (A). Figura 22 - Fenómeno físico del tubo de Betz (botella de leche).

Fuente: Efecto Estela [en línea]. Cuantificación del potencial eólico y límite de Betz [Consultado 3 de Junio de 2014]. Disponible en internet: http://efectoestela.com/2013/03/29/cuantificacion-del-potencial-eolico-y-limite-de-betz/ 3.3.1.2 Selección del perfil de un álabe.

De acuerdo con la ley de Betz, al sumergir un cuerpo romo en el seno de una corriente fluida, siempre aparece una fuerza que empuja al cuerpo sumergido. Es esta la que hace variar la velocidad del flujo aguas arriba y aguas abajo.

Supóngase que se introduce verticalmente una placa plana de madera en un fluido; el perfil en este caso será un rectángulo, que es la sección de la placa. Se observa que la fuerza que arrastra dicha placa corriente abajo es pequeña cuando se enfrenta la cara más estrecha a la corriente (figura 23 a), y el arrastre es grande si la corriente incide en la cara más ancha (figura 23 b). Esta fuerza que empuja en el sentido de la corriente se denomina resistencia o arrastre D. Este arrastre varía conforme gira la placa respecto a un eje longitudinal, cuando se varía el ángulo que forma la sección de la placa con la dirección de la corriente. Ese ángulo se denomina ángulo de ataque α (figura 24).

29

Figura 23 – Fuerza de arrastre sobre placa plana.

a) b)

Fuente: Elaborada por los autores

Cuando la corriente fluida incide sobre la placa con cierto ángulo de ataque, además de la mencionada fuerza de arrastre, aparece otra fuerza que no tiene la dirección y el sentido de la corriente, sino una dirección perpendicular a ella. “Esta fuerza perpendicular al sentido de la corriente, que también depende del ángulo de ataque, se denomina sustentación L y puede ser muchas veces mayor que la de resistencia. En aplicaciones en las que se quiera una corriente fluida o empuje con la mayor fuerza posible a un sólido, este sólido se diseñará de manera que tenga la forma y el ángulo de ataque adecuado para lograr la máxima sustentación y el menor arrastre posible. La forma del perfil alar influye sustancialmente en las fuerzas de sustentación y arrastre que aparecerán (figura 24).

La placa del ejemplo, de perfil rectangular, demuestra ser poco eficiente desde el punto de vista aerodinámico, pues los perfiles eficaces normalmente presentan un arrastre mucho menor y una sustentación enorme. Para ello suelen tener redondeada la zona enfrentada a la corriente (borde de ataque), y afilada la zona opuesta (borde de fuga o borde de salida). En la figura 25 se muestran las partes de un perfil alar.

Figura 24 – Fuerzas sobre un perfil alar Fuente: Ramírez. José Luis. Tesis Optimización del Diseño Aerodinámico de un Alabe de Turbina de Viento por el Método del Elemento Finito Caso Holbox Quintana Roo [Consultado 3 de Junio de 2014]. Universidad Michoacana de San Nicolás de Hidalgo

30

Figura 25 – Partes de un perfil alar

Fuente: Wikipedia.com [en línea] Perfil alar [Consultado el 01 de Junio de 2014] Disponible en Internet en http://es.wikipedia.org/wiki/Perfil_alar

En los Estados Unidos el Comité Nacional de Aeronáutica (NACA), antecesor de la actual NASA, ha desarrollado la mayor parte de los perfiles empleados en la actualidad. Sin embargo, las características aerodinámicas de algunos perfiles

empleados en la aviación militar, siguen siendo alto secreto.20 Determinadas las características del perfil del alabe, se puede escoger alguno de los catálogos NACA; por ejemplo, para generadores eólicos los hay de la serie de cuatro dígitos, cinco dígitos, serie 1 o serie 6 habitualmente y seleccionan bajo el siguiente parámetro:

3.3.1.3 Dimensionamiento de una turbo-máquina con alabes que reciben el

flujo directo. (Tipo Pelton) Las turbinas de río con eje perpendicular al cauce, utilizan el principio de las turbinas Pelton (Figura 26) o el de los molinos de agua para funcionar. Estas son específicamente diseñadas para aprovechar la energía hidráulica y transformarla en energía mecánica, es por eso sus alabes tiene forma de cucharas o palas siempre.

20

CARMONA Aníbal. Aerodinámica y actuaciones del avión, 12va. edición (2004). Editorial Paraninfo

31

Fuente: Wikipedia.com [en línea]

Turbina Pelton [Consultado el 03

de Junio de 2014] Disponible en

Internet en http://es.wikipedia.org/

wiki/Turbina_Pelton

Figura 27 – Proyección cilíndrica en el diámetro Pelton de una cuchara.

En las ruedas Pelton convencionales, los álabes, las cucharas o palas están diseñadas para recibir la fuerza directa del chorro de agua, estas se construyen en forma de doble cuchara con la arista central mostrada como se ve en la Figura 26, porque justo es donde pega el chorro.

“La tobera, inyector o distribuidor lanza directamente el chorro de agua contra la serie de paletas en forma de cuchara montadas alrededor del borde de una rueda, el doble de la distancia entre el eje de la rueda y el centro del chorro de agua se denomina diámetro Pelton. El agua acciona sobre las cucharas intercambiando energía con la rueda en virtud de su cambio de cantidad de movimiento, que es casi de 180°.”21 (Figura 26.) Se observa en la figura 27, la vista en corte de una pala sobre el diámetro Pelton; se ve como los chorros de agua son divididos en la arista media, y estos salen de la pala en sentido casi opuesto al que entraron. Esta forma del alabe, evita que el chorro golpee directamente sobre las cucharas minimizando los esfuerzos en la misma, y las forma redondeada desde la arista central suaviza la entrada del fluido; jamás puede salir el chorro de agua en dirección de 180° ya que si fuese así el chorro golpearía a la pala sucesiva y habría un efecto de desaceleración.

El estudio analítico de la interacción agua-pala puede ser sumamente complicado debido al desplazamiento relativo entre la pala y el chorro de agua. Por otro lado se simplifica el estudio de las turbinas Pelton a la sección cilíndrica del diámetro Faubert. Así la energía convertida por unidad de masa de agua está dada por la ley de Euler de las turbo-máquinas:

21

WIKIPEDIA. Turbina Pelton. Disponible en Internet en: http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_Pelton. Actualizada el 14 Mayo de 2014.

Figura 26 – Turbina Pelton

Fuente: Wikipedia.com [en línea]

Turbina Pelton [Consultado el 03 de

Junio de 2014] Disponible en Internet

en http://members.tripod.com/mqhd_it

a.mx/u3.htm

http://es.wikipedia.org/wiki/Euler

32

4)

Dónde L es la energía específica convertida, u1 y u2 es la velocidad tangencial de la cuchara en los puntos donde el agua llega y sale de la misma respectivamente. Cu1 y Cu2 son, respectivamente, las proyecciones de la velocidad absoluta del fluido sobre la velocidad tangencial de la cuchara en los puntos de llegada y salida de la misma. Como la velocidad tangencial de rotación de la rueda Pelton es la misma en todos los puntos del diámetro Pelton (recuérdese la fórmula de la velocidad angular

) las velocidades u1 y u2 son iguales. Entonces la fórmula de Euler se puede simplificar:

5)

La turbina Pelton es un tipo de turbina de impulso, y es la más eficiente en aplicaciones donde se cuenta con un salto de agua de gran altura. Dado que el agua no es un fluido compresible, casi toda la energía disponible se extrae en la primera etapa de la turbina. Por lo tanto, la turbina Pelton tiene una sola

rueda, al contrario que las turbinas que operan con fluidos compresibles.22

Como una turbina de río no es una turbina sometida a grandes presiones, los cálculos de potencia cambian respecto al de las ruedas Pelton, puesto que las cargas sobre los alabes no son tan fuertes. 3.3.2 Análisis dimensional.

El análisis dimensional es un método para verificar ecuaciones y planificar experimentos sistemáticos. A partir del análisis dimensional se obtienen una serie de grupos adimensionales, que van a permitir utilizar los resultados experimentales obtenidos en condiciones limitadas, a situaciones en que se tengan diferentes dimensiones geométricas, cinemáticas y dinámicas; y muchas veces en casos en que las propiedades del fluido y del flujo son distintas de las que se tuvieron durante los experimentos. La importancia del análisis dimensional viene dada por la dificultad del establecimiento de ecuaciones en determinados flujos, además de la dificultad de su resolución, siendo imposible obtener relaciones empíricas... Es importante considerar que si en un experimento en un modelo (a escala geométrica del prototipo), se pueden obtener las escalas cinemáticas (relaciones de velocidades) y las escalas dinámicas (relaciones de fuerzas), los resultados adimensionales que se obtienen para el modelo son también válidos para el prototipo.

22

WIKIPEDIA. Op. Cit. Turbina Pelton.

http://es.wikipedia.org/wiki/Fluido

33

3.3.2.1 Homogeneidad dimensional. En toda ecuación física, cada término deberá tener las mismas dimensiones (tabla 4.): la ecuación debe ser dimensionalmente homogénea; además la división de todos los términos por uno cualquiera de ellos, haría la ecuación adimensional, y cada cociente sería un grupo adimensional. Las dimensiones de las magnitudes empleadas normalmente en Mecánica de Fluidos, incluyen sólo una o más de las siguientes 4 dimensiones: M (masa), L (longitud), T (tiempo) y θ (temperatura).

Tabla 4. - Magnitudes y dimensiones de la mecánica de fluidos

Fuente: Martínez de la Calle, Julián [en línea] Análisis Dimensional. Universidad de Oviedo, Escuela Politécnica Superior de Ingeniería de Gijón, Ingenieros Industriales, Curso 2008-2009 [Consultado el 28 de Mayo de 2014] Disponible en Internet en: http://gustavoandradeg.com/admin/dbfiles/dbdocs/74.pdf

3.3.2.2 Teorema “Π” de Buckingham. El teorema π de BUCKINGHAM establece que en un problema físico en que se tengan “n” variables que incluyan “m” dimensiones distintas; las variables se pueden agrupar en “n-m” grupos adimensionales independientes. Siendo V1, V2,..., Vn las variables que intervienen en el problema, se debe tener una función que las relacione: f (V1, V2,..., Vn) = 0; si G1, G2,..., Gn-m, representan los grupos adimensionales que representan a las variables V1, V2,..., Vn; el teorema de BUCKINGHAM también establece que existe una función de la forma: g (G1, G2,..., Gn-m)= 0. El método para determinar, los grupos adimensionales (Gi, i=1,..., n-m); consiste en la selección de “m” de las “n” variables, con diferentes dimensiones, de manera que contengan entre todas las “m” dimensiones, y emplearlas como variables repetitivas, formando cada uno de los “n-m” grupos adimensionales a partir de la siguiente expresión genérica:

34

6)

A los grupos adimensionales, se les suele denominar parámetros adimensionales Pi de BUCKINGHAM, al ser su expresión un productorio adimensional (símbolo de productorio = π). Los exponentes “a, i, j” se determinan por la condición de que cada grupo resulte adimensional; se sustituyen las dimensiones de las variables por ellas mismas y los exponentes de M, L, T, ϑ,..., se igualan a cero (adimensionalidad del parámetro).

3.3.2.3 Parámetros adimensionales. Las magnitudes que intervienen en el movimiento de un fluido, son de tres tipos como lo muestra la tabla 5:

Tabla 5. - Magnitudes que intervienen en el movimiento de un fluido

Fuente: Martínez de la Calle, Julián [en línea] Análisis Dimensional. Universidad de Oviedo, Escuela

Politécnica Superior de Ingeniería de Gijón, Ingenieros Industriales, Curso 2008-2009 [Consultado el 28 de

Mayo de 2014] Disponible en Internet en: http://gustavoandradeg.com/admin/dbfiles/dbdocs/74.pdf

Los parámetros adimensionales asociados a las magnitudes anteriores, vienen determinados por relaciones entre los diversos efectos que se pueden considerar en la tabla 6:

35

Tabla 6. - Parámetros adimensionales.

Fuente: Martínez de la Calle, Julián [en línea] Análisis Dimensional. Universidad de Oviedo, Escuela

Politécnica Superior de Ingeniería de Gijón, Ingenieros Industriales, Curso 2008-2009 [Consultado el 28 de

Mayo de 2014] Disponible en Internet en: http://gustavoandradeg.com/admin/dbfiles/dbdocs/74.pdf

23

Este análisis dimensional permite establecer los valores de las variables necesarias para el diseño, así como seleccionar la escala adecuada para fabricar un modelo de prueba para laboratorio. Por lo tanto, determinado las variables adimensionales necesarias, se puede proceder con el cálculo de la turbina más adecuada para el fin expuesto en este documento. Seguidamente es necesario determinar los elementos que componen la turbina, y seleccionar las partes susceptibles de diseño que componen la PCH; también es necesario diseñar algunas partes no estandarizadas que se necesiten para el funcionamiento de la Picocentral. A continuación se mencionaran algunos componentes que se necesarios para el diseño de la PCH.

23

MARTÍNEZ DE LA CALLE, Julián. Análisis Dimensional. Apuntes de Mecánica de Fluidos II Parte UNIVERSIDAD DE OVIEDO, Escuela Politécnica Superior de Ingeniería de Gijón, Ingenieros Industriales, Curso 2008-2009. Gijón Diciembre de 2008

36

3.3.3 Componentes de la PCH. 3.3.3.1 Alternador o generador. Un alternador es una máquina capaz de transformar energía mecánica en energía eléctrica con un conductor eléctrico moviéndose dentro de un campo magnético (imán), con lo que se genera una tensión; y cuando el circuito se cierra con un receptor, circula una corriente eléctrica generando corriente alterna mediante inducción electromagnética. (Figura 28.) 3.3.3.2 Flotador o balsa. Dependiendo de las condiciones establecidas para el diseño de la PCH, pueden requerirse flotadores, además de una balsa para mantenerla a flote en el lugar deseado. Las características del sistema de flotabilidad seleccionado principales deben ser:

Permitir el libre paso del agua (aerodinámica) y el tránsito de embarcaciones.

Debe ser resistir la corrosión ocasionada por el agua, y soportar el impacto de proyectiles, esto, debido a los sedimentos que pueda arrastrar el río.

Tener buena capacidad de carga para soportar el montaje, y el peso adicional de los operarios que se necesiten para efectuar un mantenimiento y el agua que se almacene con las precipitaciones.

3.3.3.3 Control de sedimento. Lo primero que se debe tener en cuenta es que la turbina diseñada irá sobre el cauce natural de un río. Quizás podría pensarse que colocando una malla de cierto espesor se controlarían todos los sedimentos que pudiesen afectar a la turbina, pero no se puede olvidar que el río hace parte de un ecosistema, y por ende todos los sedimentos que por el descienden contribuyen a la estabilidad del ecosistema.

Fuente: Área Tecnología [en línea] La Dínamo y el Alternador [Consultado el 23 de Junio de 2014] Disponible en Internet en http://www.areatecnologia. com/La_dinamo.htm

Figura 28 – Esquema de alternador

37

Por lo mismo se hace necesario que el sistema de sedimentación diseñado proteja únicamente el área de ocupación de la PCH, y que a su vez (de ser posible) no genere desviaciones de flujo o reducciones de velocidad en la corriente que incidirá en la turbina. El diseño de este dispositivo se presenta un reto interesante, en la medida que poco debe influir en el ambiente, además de proteger la PCH. Y al no haber suficiente bibliografía sobre el tema, es un desafío para los diseñadores y sus colaboradores ingeniarse una alternativa lo suficientemente eficiente. 3.3.3.4 Consideraciones importantes. Es muy importante seleccionar los materiales adecuados para el diseño, porque de ellos depende que la funcionalidad y operatividad del sistema; solo basta con recordar que el montaje estará bajo carga hidráulica constante y se está diseñando para una zona con mucha pluviosidad; esto obliga a tener presente que la humedad va hacer extrema, la presencia de insectos y animales silvestres constante, y el control de la corrosión será un factor crítico. Como se fabricará un modelo a escala del prototipo real, debe pensarse en qué cosas necesite el dispositivo para funcionar adecuadamente en el entorno, esto incluye factores reales de diseño y construcción, así como los costos reales proyecto. De este modo, se puede pensar en que posiblemente se requiera un sistema transmisión que permita trasferir la energía mecánica de la turbina al generador eléctrico, consideraciones que influyen de manera casi directa en el rendimiento del dispositivo. Por otro lado, las partes eléctricas tienen una gran ventaja ya que en su mayoría pueden conseguirse por catálogo; por ejemplo, el generador eléctrico, inversores de corriente, reguladores de voltaje, postes de luz y el cableado necesario para alimentar un hogar podrían de conseguirse por catálogo, esto de acuerdo a la tensión que deban soportar y las condiciones ambientales. Para el montaje del cableado podrían necesitarse accesorios, como prensa estopas, tomacorrientes, interruptores, mangueras aislantes, material aislante. Quizás se necesite algún tipo de dispositivo, para estabilizar las variaciones de

voltaje (por ejemplo una UPS ()) y/o unas baterías que permitan acumular la corriente extra que se pueda generar en las horas de poco consumo doméstico.

() UPS es un dispositivo que, gracias a sus baterías u otros elementos almacenadores de energía, puede proporcionar energía eléctrica por un tiempo limitado y durante un apagón a todos los dispositivos que tenga conectados. Otras de las funciones que se pueden adicionar a estos equipos es la de mejorar la calidad de la energía eléctrica que llega a las cargas, filtrando subidas y bajadas de tensión y eliminando armónicos de la red en el caso de usar corriente alterna.

38

Todas las consideraciones anteriormente mencionadas aunque son importantes, son a su vez meramente subjetivas, pues dependerá de lo diseñado finalmente. 3.3.3.5 Legislación.

Para la implementación de estos proyectos debe contemplarse y acatarse todo lo que El Estado expresa en las leyes respecto a cualquier tipo de actividad que se realice en el territorio nacional. Es importante conocer todos los reglamentos que regulan la ejecución de este tipo proyecto, porque la omisión o el desconocimiento de la ley son delitos igual de graves; además no olvidar las actualizaciones y modificaciones que se han hecho a estas leyes al tiempo presente.

Hasta hace poco (13 de Mayo de 2014) se aprobó la Ley 1715 de 2014 por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no convencionales al Sistema Energético Nacional.

La presente ley tiene por objeto promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema energético nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, su participación en las zonas no interconectadas y en otros usos energéticos como medio necesario para el desarrollo económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad del abastecimiento energético. Con los mismos propósitos se busca promover la gestión eficiente de la energía, que

comprende tanto la eficiencia energética como la respuesta de la demanda.24

24

DIARIO OFICIAL DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA. Ley 1715 de 2014. Tomado de Internet en: http://www.comunidadcontable.com/BancoMedios/Imagenes/ley%201715%20de%202014.pdf. Bogotá, DC. Martes 13 de Mayo de 2014. p 1

39

4 METODOLOGÍA. 4.1 IDENTIFICACIÓN PLENA DE LA ZONA DE INFLUENCIA. Se hará un reconocimiento de las zonas sobre la margen del río o cercanas al mismo, de manera que se pueda determinar la distancia a la cual se encuentra alguna zona con problemas de suministro eléctrico.

4.2 CARACTERIZACIÓN HIDROMÉTRICA DEL RÍO. En este paso se pretende conocer las propiedades del río, para saber que variables físicas se tienen y pueden ser usadas para el diseño de la PCH. Se encontró que el IDEAM25 y el Instituto Agustín Codazzi26, tienen información acerca de trazados limnimétricos y limnigráficos en los que se consiguen aforos líquidos de algunos puntos cercanos a los municipios relacionados con anterioridad; así como trazados y curvas de nivel en ciertas zonas del río San Juan. Esto proporciona variables como caudal medio, velocidad media, profundidad, entre otros datos que serán de gran utilidad para delimitar y desarrollar el diseño. Adicionalmente, es posible encontrar las áreas transversales del río para determinar su trazado a través de software; lo que podría ser útil, aunque se debe comprender el funcionamiento del mismo. 4.3 DISEÑO DE TURBINA Y SELECCIÓN DE COMPONENTES. Con las propiedades del río determinadas, se procede con la selección teórica de la turbina más adecuada para transformar la energía hidráulica en energía mecánica. Seguidamente se diseña el prototipo de turbina y se establecen parámetros para la construcción del modelo a escala mediante un análisis dimensional. 4.4 FABRICACIÓN DEL MODELO A ESCALA. Después de haber determinado los parámetros para la fabricación del modelo a escala, se realiza la selección de materiales que se requieren para construir las partes susceptibles de diseño.

25

IDEAM, Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia. 26

IGAAC, Instituto Geográfico Agustín Codazzi

40

Con la “máquina de prototipado rápido” de la UDFJC27 ubicada en Facultad Tecnológica, se elaboraran las hélices para ser probadas en el modelo a escala, las cuales son más difíciles de manufacturar respecto a las otras partes, y su fabricación es costosa en el mercado colombiano. Otras partes que se fabricaron, son realizadas en sitios comerciales. Además se seleccionaron las partes, accesorios, herramientas e insumos que se necesitan para el montaje. Por último en esta fase, se ensamblan todas las partes del conjunto. 4.5 PRUEBAS. Es importante ensayar una a una todas las piezas conforme se tengan para verificar que cumplan con ciertas características antes de ser ensambladas. Una vez ensamblado el modelo se prueba su funcionamiento, construyendo tablas que permitan determinar el diseño y montaje más adecuado; para después proceder con las correcciones a las que haya lugar. El diseño de la turbina y selección de componentes, la fabricación del modelo a escala y las pruebas, se hicieron de manera casi simultánea en algún momento, sólo con el fin de garantizar el mejor diseño y funcionamiento. Luego se determinó el lugar o el laboratorio donde se realizaran las pruebas de funcionamiento. 4.6 COSTOS DE FABRICACIÓN. Se establecieron costos del prototipo real en Colombia, incluyendo el valor de las partes auxiliares que no son se diseñaron. También, se cotejaron las posibilidades de implementación con el marco legal del país de manera simplificada, para verificar que se cumpla con la normatividad dado caso que el proyecto en un futuro se ejecute para y en la zona mencionada.

27

UDFJC. Universidad Distrital Francisco José de Caldas, Bogotá, Colombia.

41

Figura 29 – Ubicación aproximada de Salao en Google Earth.

Fuente: Google Earth [Versión 7.1.5.1557 de Google Earth] Vista aérea de la ubicación aproximada de

Salao, Chocó – Colombia [Consultado el 08 de Agosto de 2016] ©2016 Google

5. INGENIERÍA Y DESARROLLO.

5.1 UBICACIÓN DE LA ZONA DE EJECUCIÓN. Salao o El Salado es una vereda a la orilla de una quebrada del mismo nombre la cual desemboca al río San Juan. Esta población tiene una población aproximada

de 9 habitantes28() pertenece al municipio del Medio San Juan en el departamento de Chocó, Colombia, y está ubicada a los 4°52’00” Latitud Norte y 76°51’00” Longitud Oeste en la parte media-baja del río San Juan. (Figura 29).

Su ubicación es estratégica debido a que cerca de esta vereda se encuentran muchas poblaciones las cuales tienen las mismas deficiencias respecto a suministro eléctrico; además, en este punto el río tiene un trazado recto que garantiza un flujo más cercano al laminar en algunos tramos. Además cuenta con un puente que puede sujetar el mecanismo diseñado. 28 SISTEMA DE DOCUMENTACIÓN E INFORMACIÓN MUNICIPAL Indicadores Municipios de Chocó

– Cdim. Tomado de Internet en: http://cdim.esap.edu.co/BancoMedios/DocumentosPDF/indicadores municipiosdechocó-2003-(11pág-30 kb).pdf. p 4

() El registro poblacional más reciente de la vereda Salao fue realizado en 2003 tal como lo indica el Sistema de Documentación e Información Poblacional de Escuela Superior de administración Pública (ESAP), con sede en Bogotá; lo que indica que probablemente hayan cambiado muchas cuestiones desde entonces. Sin embargo hasta 2015, de manera extraoficial se conoce que no hay líneas de interconexión y al parecer esta vereda cambió su nombre.

http://cdim.esap.edu.co/BancoMedios/DocumentosPDF/indicadoresmunicipios%20dechocó-2003-(11pág-30%20kb).pdf

http://cdim.esap.edu.co/BancoMedios/DocumentosPDF/indicadoresmunicipios%20dechocó-2003-(11pág-30%20kb).pdf

42

5.2 HIDROMETRÍA DEL AFLUENTE. Con una extensión de 380 km el río San Juan recorre más o menos el 40% del departamento de Chocó, su cuenca es 15.000 km2 y su caudal medio es de 2.080 m3/s. Muchas de las poblaciones que se encuentran en su parte baja no poseen electricidad de manera constante o simplemente no tienen electricidad, característica que lo hace ideal para montar en su cauce turbinas de río de cualquier potencia en el orden de las PCH. 5.2.1 Propiedades del río San Juan. Justamente pensando en las posibilidades de satisfacer la demanda eléctrica en la zona, se tomaron datos de dos estaciones hidrográficas del IDEAM29, una en Salao (tabla 7) y otra en Noanamá (tabla 8) que está ubicada a los 4°40’00” Latitud Norte y 76°56’00” Longitud Oeste, con el fin de que la turbina diseñada pueda funcionar en dos puntos y mostrar que puede ser adaptable también en diferentes afluentes. La tabla 7 y la tabla 8, proporcionan valores promedio como caudal, corriente o velocidad media, profundidad, entre otros importantes para diseñar turbo-máquinas axiales; valores que se promediaron entre todas las mediciones hechas en la estación correspondiente. Para efectos de diseño, se deben tener en cuenta los valores máximos y mínimos del afluente, por ejemplo, datos de profundidad en sequias y crecientes; para lo cual, en el anexo A se da el resumen total de aforos líquidos para las dos estaciones. 5.3 DISEÑO DE LA TURBINA DE RÍO (anexo E). 5.3.1 Suministro eléctrico propuesto para la población afectada. Teniendo en cuenta los datos de la tabla 1 en el numeral 1 (p. 4), el consumo máximo (potencia) para una vivienda rural básica o regular sería de 500W aproximadamente, esto si se usan los electrodomésticos especificados; sin embargo, se debe tener saber que algunos electrodomésticos pueden tener fluctuaciones de potencia; por ejemplo, el encendido de la nevera al requerir un compresor, suele triplicar su consumo por un instante, y en el caso de la nevera o frigo de 130W, su consumo sería de 390W por unos segundos. También se debe suponer que no todas las viviendas usaran los mismos electrodomésticos ni en la misma cantidad, como ejemplo, el uso de ventiladores más potentes, antenas parabólicas, televisores de generaciones anteriores, radios, licuadoras, entre otros; por otro lado, se debe considerar también el posible uso de antenas de radio o celular que suelen venir con la llegada del suministro eléctrico.

29

IDEAM, Op. cit

43

Tabla 7. – Resumen de aforos líquidos de la estación No. 54027030 (El Salado) del IDEAM sobre el río San Juan.

I D E A M INSTITUTO DE HIDROLOGÍA, METEOROLOGÍA Y ESTUDIOS AMBIENTALES

SISTEMA DE INFORMACIÓN

** RESÚMENES DE AFOROS LÍQUIDOS ** NACIONAL AMBIENTAL

FECHA DE PROCESO : 20131118 ESTACIÓN 54027030 SALADO EL

LATITUD 0452 N TIPO EST LG DEPTO. CHOCO FECHA-INSTALACIÓN 1973-AGO

LONGITUD 7651 W ENTIDAD 01 IDEAM MUNICIPIO MEDIO SAN JUAN FECHA-SUSPENSIÓN

ELEVACIÓN 0045 m.s.n.m REGIONAL 09 VALLE-QUINDÍO CORRIENTE SAN JUAN

----------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------------- ---------------------------------------

NIVEL ANCHO ÁREA PROFUNDIDAD VELOCIDAD CAUDAL PERÍMETRO RADIO FACTOR FACTOR FACTOR

No. FECHA MEDIO SECCIÓN SECCIÓN MEDIA MEDIA TOTAL MOJADO HIDRA GEOMET HIDRA CONVER

aa/mm/dd (cms) (mts) (m2) (mts) (m/s) (m3/s) (mts) (mts)

----------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------------- -----------------------------

3 20110503 436 220,000 791,280 3,596 1,468 1162,360 220,631 3,586 2,343 0,626 0,850

----------------------------------------------- ---------------------------------------------------------------------------------- -----------------------------

Página 001

Fuente: IDEAM, Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia. [Consultado el 18 de Noviembre de 2013]

44

Tabla 8. – Resumen de aforos líquidos de la estación No. 54057010 (Noanamá Aserrío) del IDEAM sobre el río San Juan.

I D E A M INSTITUTO DE HIDROLOGÍA, METEOROLOGÍA Y ESTUDIOS AMBIENTALES

SISTEMA DE INFORMACIÓN

** RESÚMENES DE AFOROS LÍQUIDOS ** NACIONAL AMBIENTAL

FECHA DE PROCESO : 20131118 ESTACIÓN 54057010 NOANAMÁ ASERRÍO

LATITUD 0440 N TIPO EST LG DEPTO. CHOCÓ FECHA-INSTALACIÓN 1975-MAR

LONGITUD 7656 W ENTIDAD 01 IDEAM MUNICIPIO MEDIO SAN JUAN FECHA-SUSPENSIÓN

ELEVACIÓN 0016 m.s.n.m REGIONAL 09 VALLE-QUINDÍO CORRIENTE SAN JUAN

--------------------------------- ------------------------------------------------------------------------------------------- ------------------------------------

NIVEL ANCHO ÁREA PROFUNDIDAD VELOCIDAD CAUDAL PERÍMETRO RADIO FACTOR FACTOR FACTOR

No. FECHA MEDIO SECCIÓN SECCIÓN MEDIA MEDIA TOTAL MOJADO HIDRA GEOMET HIDRA CONVER

aa/mm/dd (cms) (mts) (m2) (mts) (m/s) (m3/s) (mts) (mts)

----------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------------- -----------------------------

3 20110416 614 186,000 1753,400 9,426 1,621 2843,928 192,534 9,106 4,361 0,371 0,850

----------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------------- -----------------------------

Página 001 Fuente: IDEAM, Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia. [Consultado el 18 de Noviembre de 2013]

45

Estas observaciones sugieren que se debe generar potencia suficiente para satisfacer la demanda de la población; pero por otro lado, no se sabe el número exacto de habitantes y casas de Salao o zonas aledañas, debido a la antigüedad del último censo (como menciona el numeral 5.1) Entonces, suponiendo que la población probablemente haya aumentado, se estimará como dato de partida para comenzar el diseño un suministro suficiente para alimentar 5 casas regulares u 8 casas ahorradoras, lo que nos diría que para un consumo de 500W por casa se necesitaría generar 2500W si funcionan de manera ideal. Pero como se sabe, la condición ideal no siempre es posible no sólo por la variedad y cantidad de electrodomésticos o equipos de comunicaciones, sino también porque algunas cuestiones de diseño o montaje improvistas quizás no permitan alcanzar la condición óptima. Por eso se seleccionará como potencia de diseño 3000W, esto para que los 500W remanentes puedan soportar fluctuaciones de corriente eléctrica. De ser

mayor la demanda (), pueden colocarse turbinas en serie y/o paralelo, o sistemas híbridos por ejemplo, con energía solar, plantas Diésel o de Gasolina, aerogeneradores, etc.; obviamente teniendo en cuenta todas las variables de funcionamiento, condiciones ambientales, económicas y sociales en la zona. 5.3.2 Selección del generador eléctrico. Pese a que en otros proyectos parecidos se diseñaron alternadores o generadores para ser accionados por la turbina, en este trabajo en particular, se ha decidido hacer la selección del generador por catálogo; debido a que ya hay empresas que llevan años trabajando en el diseño, construcción y optimización de los mismos, a gusto de los diseñadores se puede obviar esta parte; además, estas empresas ofrecen garantías de funcionamiento por periodos prolongados y bajo condiciones extremas, lo que a la larga limita en gran medida la posibilidad de fallos, y por ende, una disminución del costo avanzando el tiempo de funcionamiento. Lo primero que se debe tener en cuenta son los parámetros que impiden la generar o suministrar electricidad en la zona (como indica el numeral 1), y como no hay líneas de interconexión cercanas, se debe seleccionar un generador que sólo necesite de los recursos disponibles en la región, y que haga uso de estos de la manera más ecológica posible; conjuntamente, que no necesite de un mantenimiento constante o especializado, y que sea de larga duración. Tal es el caso de los Generadores Sincrónicos con Imanes Permanentes.

() Aunque este proyecto no contempla suministrar más de los 3000W, se sugieren algunas alternativas que pueden usarse para suplir la demanda energética que se requiera. Pero debe saberse que la implementación de sistemas de generación alternativa limpia, va de la mano con la correspondiente educación sobre el uso eficiente de la energía; en donde se destaca: la cultura de ahorro, el uso de electrodomésticos recargables, la puesta en marcha de aparatos de manera adecuada, uso eficiente del espacio, prácticas ecológicas, etc.

46

Figura 30 – Generador de Imanes Permanentes.

Fuente: Coparoman [En línea] Generador de imanes permanentes [Consultado el 11 de Agosto de 2016] Disponible en Internet en: http://coparoman.blogspot.com.co/2014/10/generador-de-imanes- permanentes.html

5.3.2.1 Generadores sincrónicos con imanes permanentes. PGM. PGM (Power Generator Magnetic en inglés.)

Un generador de imanes permanentes es un generador síncrono en el que se ha sustituido el bobinado de excitación, normalmente en el rotor, por un sistema formado por imanes permanentes que suministran un campo de excitación constante. El funcionamiento del PMG dista mucho de ser como un generador síncrono normal; en un generador usual, se controla la tensión mediante la excitación; en un PMG la excitación es constante por lo que al cargar el generador

cae la tensión sin opción de regulación.30

Estos generadores se caracterizan por la relación entre la velocidad de giro con la frecuencia de las tensiones y las corrientes generadas, lo que determina una velocidad del rotor constante e igual a la velocidad de sincronismo. Su ventaja principal, es que en cambio del rotor bobinado que utilizan otros generadores síncronos y por el cual se produce el campo magnético para producir voltaje, este ya trae el campo inducido mediante los imanes de tierras raras de neodimio, hierro y boro (NdFeB) que rodean el rotor como muestra la figura 30.

30

OBEKI S.A. Generadores de Imanes Permanentes. Tomado de Internet en: http://www.obeki.com/productos /Generadores%20de%20Imanes%20Permanentes.pdf p.1

47

Figura 31 – PGM NaiEr.

Fuente: AliExpress [En línea] 3000 W 220 v

generador de imanes permanet / 3 fase ac

generador de imanes permanentes [Consultado el

11 de Agosto de 2016] Disponible en Internet en:

http://es.aliexpress.com/item/3000W-220v-permanet-

magnet-generator-3-phase-ac-permanent-magnetge

nerator/1796825494 .html

Ventajas:

• Menor ruido. • No necesita mantenimiento del sistema mecánico al no tener escobillas. • Bajas pérdidas mecánicas. • Los imanes se pueden repotenciar de pues de tener perdida de magnetismo

por muchas horas de uso. Desventajas:

• Alto costo. • Perdida de magnetismos de los imanes permanentes al ser expuestos a

temperaturas altas.

5.3.2.2 PGM NAIER modelo NE-3000P o NE-3KGP (figura 31.)

Es un PGM fabricado por la empresa Jiangsu NaiEr Wind Power Technology Development Co., Ltd., en China, el cual se puede impulsar directamente desde el eje del generador a bajas de bajas revoluciones por minuto (300 rpm). Este generador tiene un bajo par de arranque a baja velocidad debido a la baja reluctancia y diseño de par resistente. Es pequeño (290 mm de largo, su eje es tiene 170 mm de longitud, y el diámetro es de 340 mm) y de peso ligero (70kg), su tamaño y peso son 30% inferiores a los de los generadores convencionales. Tiene una excelente disipación de calor debido a la estructura exterior de aleación de aluminio, y las tierras raras de los imanes permanentes son fiables; necesita una baja cuota de mantenimiento y asegura una larga duración. Vienen sin escobillas ni devanados de campo, poseen regulador de voltaje entre otros componentes electrónicos.

48

Todos los datos del generador fueron sacados de la página del fabricante. La tabla 9 muestra la ficha técnica del PGM: Tabla 9. – Ficha técnica del PGM NAIER modelo NE-3000P o NE-3KGP.

Fuente: AliExpress [en línea] low RPM 3000w 48/96v permanent magnet alternator 3kw PMG made in china

[Consultado el 12 de Agosto de 2016] Disponible en Internet en: http://naier.en.alibaba.com/product/601625 71208-801763713/low_RPM_3000w_48_96v_permanent_magnet_alternator_3kw_PMG_made_in_china.html [Consultado el 6 de Marzo de 2014] El PGM NAIER modelo NE-3000P se usará para este diseño; por se deben tener muy en cuenta los datos tabla 9, debido a que algunos de los valores que muestran en ella, junto a las propiedades del río, y el tipo de turbina de río escogida (que se verá en el numeral 5.3.4), constituyen los datos iniciales para realizar el diseño.

http://naier.en.alibaba.com/product/601625%2071208-801763713/low_RPM_3000w

http://naier.en.alibaba.com/product/601625%2071208-801763713/low_RPM_3000w

49

5.3.3 Hidrodinámica de los cuerpos. En esta sección se enunciarán y emplearán teorías de la aerodinámica las cuales son funcionales en la hidrodinámica, que además, son útiles para el cálculo de la turbina; no se realizará la deducción de las ecuaciones y conceptos de aerodinámica ya que estos han sido demostrados en libros y otros documentos, y más lo importante en este proyecto, es el diseño de la PCH para la zona afectada. Sin embargo, mediante los valores calculados y las pruebas realizadas en laboratorio, se comprobará que efectivamente la teoría planteada funciona para el sistema diseñado, tal como para los hechos por otros autores. 5.3.3.1 Fuerzas de arrastre FD y sustentación FL. Todo cuerpo situado en el seno de un fluido en movimiento interactúa con dos fuerzas principalmente, la fuerza de arrastre, rozamiento o Drag FD, que es la que se dirige paralelamente en la dirección del fluido; y la fuerza sustentación, empuje o Lift FL, que se origina en dirección perpendicular al fluido. (Figura 32)

La fuerza de arrastre FD y la fuerza de sustentación FL vienen das por las ecuaciones:

7) 8)

, y

Figura 32 – Fuerzas FD y FL sobre una sección de un perfil aerodinámico.


50

En donde CD es el coeficiente de arrastre y CL el coeficiente sustentación; los cuales fueron determinados en laboratorio basados en: la geometría del cuerpo, el ángulo de ataque α del perfil, en la velocidad relativa entre el cuerpo y el fluido, y todo a través del número de Reynolds. La variable ρ es la densidad del fluido; el área del álabe A es la proyección del área que enfrenta la dirección del fluido; v es la velocidad absoluta entre el cuerpo y el fluido si el cuerpo está en reposo, o puede ser w que es la velocidad relativa si está en movimiento. La fuerza de sustentación FL determina el funcionamiento de la turbinas de eje paralelo u horizontal al cauce, ya que el empuje aparece por la circulación del fluido alrededor del perfil aerodinámico; esto debido a las diferencias de presión que aparecen en el extradós y en intradós del perfil (figura 25, p. 30). Al crearse la zona de sobrepresión en intradós por el empuje del fluido y la zona de baja presión en extradós por la poca resistencia de él (figura 33), el perfil tiende a ir en dirección de la velocidad del fluido; pero la forma aerodinámica y ángulo de ataque α (figura 24, p. 29) hacen que el fluido se curve hacia el borde de ataque, logrando la dirección de movimiento mostrada en la figura 33.

La fuerza de arrastre en perfiles aerodinámicos se presenta en dirección contraria al movimiento, pero es pequeña debido a que a la forma aerodinámica del perfil disminuye el rozamiento, siempre y cuando la velocidad del fluido esté dentro del número de Reynolds para el cual se seleccionó el ángulo de ataque. La fuerza de arrastre FD en cambio es más importante para las turbinas de eje perpendicular o vertical al cauce, como las turbinas Savonius (figura 34), en las que arrastre es el que impulsa el álabe en dirección a la corriente.

Figura 33 – Alta presión en intradós y baja en extradós.


51

Sin embargo, en un líquido que esté en su cauce natural, por ejemplo un río, una laguna o el mar, la viscosidad del fluido tras la pala ofrece una resistencia adicional importante cuando la turbina está casi o totalmente sumergida en el seno del agua; lo que impide que la turbina alcance grandes velocidades. Y justamente estas grandes velocidades son una característica importante para el accionamiento de generadores eléctricos. La condición anterior, es la que lleva a determinar que para el diseño de una turbina de río (y en especial para la que concierne a este proyecto), es mejor usar turbinas con eje paralelo al cauce; no queriendo decir con esto que las turbinas con eje perpendicular al él no puedan usarse para esta función; de hecho, en el numeral 1.1 (p. 6), se ven varios proyectos que ya han sido realizados con este tipo de turbinas. Sin embargo hay otras ventajas que las turbinas con eje paralelo tienen frente a las de eje perpendicular: Las de eje horizontal o paralelo, tienen unas características de par y velocidad más

adecuadas para el accionamiento de un generador eléctrico que las de eje perpendicular o vertical; además, las de eje horizontal permiten barrer mayores superficies que las turbinas de eje vertical, por lo que desarrollan potencias

mayores.31

31

VILLARRUBIA LÓPEZ, Miguel. Ingeniería de la energía eólica. Nuevas ingenierías. Editorial: Alfaomega / marcombo, p. 142

Figura 34 – Turbina Savonius.

Fuente: Wikipedia.org / Super Science Fair Projects, Ideas, Topics & Experiments [En línea] Savonius fluid

flow 01.png / Savonius Wind Turbine Basic AC Educational Experiment Kit [Consultado el 11 de Agosto

de 2016] Disponible en Internet en: http://www.super-science-fair-projects.com/picoturbinewind mill.html /

https://commons.wikimedia.org/wiki/File:Savonius_fluid_flow_01.png

http://www.super-science-fair-projects.com/picoturbinewind%20mill.html%20/

52

Las de eje paralelo se benefician del aumento de la velocidad del fluido que se da generalmente debajo de las aguas superficiales y encima de las aguas del lecho o fondo del afluente.

Debido a la ubicación del eje de transmisión en las turbinas horizontales, es menor el riesgo de falla por flexión en el mismo, como si se presenta en las turbinas de eje vertical. Lo que hace que para potencias similares en los dos tipos de turbinas, las de eje vertical suelan ser más robustas y pesadas, reduciendo notablemente su eficiencia.

Las ventajas principales de las turbinas con eje perpendicular al cauce son las siguientes:

Pueden trabajar en ríos de poca profundidad, como quebradas, cascadas y riachuelos.

El mantenimiento de las mismas puede hacerse sin ser sacada del afluente.

Superan con más facilidad las ataduras y trabas por sedimentación en el afluente.

5.3.3.2 Número de Reynolds Re. Como se mencionó antes, las constantes CD y CL de penden del número de Reynolds Re, que es un parámetro adimensional en el que su valor numérico indica si el flujo de fluido laminar o turbulento.

En el flujo laminar (figura 32 a), las partículas se desplazan siguiendo trayectorias paralelas, formando así en conjunto capas o láminas. En el flujo turbulento (figura 32 b) el fluido se mezcla continuamente de forma caótica; ocurre cuando las velocidades de flujo son generalmente muy altas y las fuerzas viscosas son muy pequeñas, como consecuencia se genera una ruptura del flujo ordenado y aparecen de vórtices que afectan la dirección del movimiento.

Figura 35 – Flujos laminar y turbulento.


53

Cuando el número de Reynolds se encuentra por debajo de 2100 el flujo se considera laminar, el intervalo entre 2100 y 10000 se considera como un régimen de transición y para valores mayores de 10000 se considera como flujo turbulento. El número de Reynolds depende de la velocidad relativa del fluido w, el diámetro aproximado del borde ataque del perfil aerodinámico seleccionado DA, y de la

viscosidad cinemática , o en su defecto densidad ρ y la viscosidad dinámica . 9)

Para determinar las constantes CD y CL, ya existen programas de cómputo que recopilaron toda la información obtenida con pruebas de laboratorio en los diferentes tipos de perfiles aerodinámicos, con variación de los ángulos de ataque, enfrentados a diferentes fluidos, y a múltiples velocidades de flujo, para determinar los valores de estas variables. Así, determinando el perfil, el número de Reynolds y el ángulo de ataque se pueden determinar los coeficientes CD y CL más adecuados para el diseño. 5.3.3.3 Selección del perfil aerodinámico - Álabe. El rotor o hélice es un mecanismo compuesto por uno o varios álabes con perfil aerodinámico, y es el encargado de transformar la energía hidráulica del fluido en energía mecánica de rotación. El álabe o los varios de ellos los cuales componen la hélice, tienen una forma definida llamada perfil aerodinámico, el cual posee esta forma característica porque es producto probar varías formas geométricas en un túnel de viento para determinar la acción de este sobre las mismas. La forma del perfil determina si el fluido que incidente a distintas velocidades y viscosidades es capaz de detener, elevar o rotar dicha forma; o simplemente si disminuye la acción del fluido sobre el mismo. Hablando ya de un álabe propiamente (entendiendo que cualquier objeto puede llamarse perfil aerodinámico dependiendo de para que se requiera), estos lo que hacen es desviar el flujo de la corriente, para transformar la energía cinética del fluido en energía de presión mediante el principio de Bernoulli, o para convertir la cantidad de movimiento del fluido en un momento de fuerza transmitido por el eje de la turbina. Los perfiles aerodinámicos para álabes más usados en el mercado son solos perfiles NACA. Fueron creados por el Comité Consultivo Nacional para la Aeronáutica NACA (National Advisory Committee for Aeronautics en inglés.)

54

Usualmente para aerogeneradores se han usado las series de NACA como se muestra en el numeral 3.3.1.2 (p. 28), pero también hay otros tipos de perfiles como los TsAGI, NPL, Biconvex, Wedge, Cambered Plate, Van de Vooren, Newman, Joukovsky, entre otros, que pueden adaptarse también para aerogeneradores o hidrogeneradores para lo concerniente a esta tesis. Sin embargo, por ser los más usados y por su mayor facilidad en construcción respecto a los otros tipos de perfiles, en este diseño se seleccionará un perfil NACA que se adecue a los requerimientos trabajo. 5.3.3.4 Rotor de la turbina. La figura 36 muestra algunos tipos de aerogeneradores y sus variaciones.

Figura 36 – Tipos de Aerogeneradores.

Fuente: Monografías.com [En línea] Tren de Fuerza con multiplicador [Consultado el 17 de Agosto de 2016] Disponible en Internet en: http://www.monografias.com/trabajos55/tren-de-fuerza-con-multiplicador/tren-de-fuerza-con-multiplicador.shtml

55

Como se explicó anteriormente, las turbinas de eje vertical y en especial por arrastre o (resistencia según la figura 36), presentan algunas limitaciones para usarse en líquidos. Las de eje vertical con accionamiento por sustentación pueden ser útiles al alcanzar mayores velocidades, pero también presentan limitaciones de potencia como muestra la figura 37.

Como plantea la Ley de Betz (numeral 3.3.1.2, p. 28), la potencia máxima Cp que se puede extraer a un fluido es de 59.3%, que correspondiente a la línea ideal en la gráfica anterior. En la figura 37, se puede observar que las turbinas de eje vertical no alcanzan factores de potencia elevados como si lo hacen las de eje horizontal; pero las de eje vertical, tienen la ventaja de generar elevados pares de arranque a baja velocidad específica λ (Tip Speed Radio en inglés, o TSR como es llamada en algunos textos), ideales para mecanismos de torque inicial elevado como máquinas de bombeo, compresores, molinos, mezcladores, entre otros. Lo anterior sugiere una característica que dictamina el usar rotores de eje horizontal en el diseño de turbinas hidrocinéticas sobre el río San Juan. A su vez, deben observase algunas diferencias significativas que sugieren usar rotores de tres palas o álabes más que los de uno o dos álabes.

Figura 37 – Coeficiente de potencia contra velocidad especifica en distintos tipos de aerogeneradores.

Fuente: Villarrubia López, Miguel [Libro] Ingeniería de la Energía Eólica, Nuevas Ingenierías [Consultado el 17 de Agosto de 2016] Editorial: Alfaomega / marcombo, p. 121

56

Figura 38 – Vista simplificada de la sección transversal de un álabe y las velocidades v, u y w.


Los rotores de una y dos palas pese a alcanzar velocidades mayores lo cual es ideal para la generación eléctrica, deben garantizar un balanceo de peso del conjunto casi exacto, y la posición de su álabes debe ser muy precisa para que no se presenten vibraciones excesivas en el sistema. En los rotores de una pala, se necesita de un bastidor de peso igual al de la pala en posición de 180º (muy exactos) respecto al eje de rotación, para que no haya oscilaciones exageradas debido a la fuerza centrífuga, o fuerzas de repulsión producto de la interacción de la masa del álabe con aceleración angular. Construir este tipo de sistemas es complicado, y adicionalmente, se debe dar una aceleración previa a la hélice para que el impulso permita completar la rotación y continúe indefinidamente. Situación similar ocurre con las hélices de dos álabes, en el que el balanceo debe ser también estricto y lo mismo la posición. Estos dos tipos de turbinas de eje paralelo son propensas a vibraciones destructivas, por lo cual no se aconsejan para estos mecanismos. Las turbinas de tres palas o más se comportan más como discos de rotación, lo que evita vibraciones; y siendo que alcanzan mejores velocidades, son las hélices de tres palas las indicadas para diseño en cuestión. 5.3.3.5 Incidencia del flujo sobre el álabe y la hélice. Cuando la corriente del río incide sobre el álabe y este no se mueve, podría decirse que la velocidad relativa w, es igual en magnitud a la velocidad absoluta v, es decir, igual a la corriente incidente. Pero cuando el álabe se mueve y por ende la hélice, la velocidad relativa w es igual a la suma vectorial de la velocidad absoluta v y la velocidad lineal de un punto de alabe u. 10)

En la figura 38, se muestran las velocidades v, u y w; el movimiento del rotor es en la dirección de u.

57

Figura 39 – Vista superior de un rotor.


Entonces, cuando el rotor gira, las ecuaciones 7 y 8, cambiarían a:

11) 12)

, y

Para determinar el valor de w, la figura 37 muestra los valores de la velocidad específica λ o TSR, que es igual a: 13)

Por otro lado, el área barrida por el rotor Ab es un tramo circular, por lo que está definida por: 14)

En donde R es el radio de hélice medido desde el centro del rotor hasta la punta del álabe. (Figura 39) La velocidad lineal u, puede expresarse como: 15)

, o La variable r o ΔR se refiere al punto o radio de estudio en la hélice, entendiendo que aproximadamente al 70% del radio es el lugar en donde se presentan mayores esfuerzos; también, hay álabes que cambian de sección o perfil para mejorar su dinámica, con lo que es conveniente estudiar varios puntos r para esos casos. Ω es la velocidad de rotación y está definida por: 16)

58

En donde n es la velocidad en revoluciones por minuto de la hélice. Por lo tanto λ puede expresarse como: 17)

Al incidir el fluido sobre la hélice, la corriente sigue su camino aunque con menos velocidad como lo muestra la figura 22 (p. 28), la cual ilustra el fenómeno de la “botella de leche” (numeral 3.3.1.1, p. 26), esto mientras se acelera nuevamente producto de la inercia generada por el resto del caudal que corre alrededor de la hélice; lo que indica que la energía cinética de la corriente del río no es cedida en su totalidad. Por otra parte, es muy complicado alcanzar el límite de energía que se puede extraer al fluido (59.3%) de acuerdo a lo demostrado por Betz, ya que gran parte de esta potencia se pierde en rozamientos del fluido contra el rotor, en fricciones mecánicas del sistema, y en tensiones magnéticas en el generador de la PCH. Como se observa en la figura 37 (p. 55), el coeficiente de potencia CP, es mayor para un intervalo más amplio de velocidades específicas λ en las turbinas de eje paralelo que en las de eje perpendicular; por lo que su rendimiento es mejor en un intervalo más grande de velocidades del fluido. Por ende, se debe tener en cuenta cuál es la potencia en el eje de transmisión P, para saber si el río cuenta con la potencia disponible Pd de cuerdo al coeficiente de potencia Cp determinado para las hélices de tres palas, esto a través de la figura 37. Con lo que Cp es entonces:

18)

La potencia disponible Pd, es la potencia total de la corriente en una sección del río no perturbada a través de exactamente la misma área barrida por el rotor Ab, o potencia cero Pot0 (numeral 3.3.1.1), y se expresa como: 19)

La variable ρ es la densidad del fluido y v la velocidad absoluta o la corriente, con lo que:

59

20)

Sustituyendo la ecuación 14 en la ecuación 19, quedaría el radio de hélice R y Diámetro de la hélice D como: 21)

√

El momento en el eje de la hélice M, se determina a través de la potencia del generador P, y la velocidad de rotación Ω, para asegurar que el torque generado por el rotor sea superior al nominal del generador; y se expresa así: 22)

El momento par específico M/Ab, viene dado por la ecuación: 23)

En donde el coeficiente de momento o coeficiente de par Cm, se relaciona con la velocidad específica λ, y el coeficiente de potencia Cp, así: 24)

La figura 40, muestra los valores de Cm para diferentes intervalos de λ, y se puede observar como las turbinas de eje perpendicular o vertical alcanzan grandes torques a bajas velocidades; y como mencionó, son ideales para accionar mecanismos que trabajan a plena carga como molinos y bombas de succión positiva.

60

5.3.3.6 Dimensiones del álabe. Como se dijo antes, los coeficientes CL y CD varían con α, pero debido a que los coeficientes determinan las fuerzas sustentación y arrastre respectivamente, entonces de α dependen también los valores de Cm y Cp. El ángulo de ataque α es el ángulo que forma la cuerda del perfil c con la velocidad relativa w; y junto al ángulo de paso o ángulo de asiento β, que es el ángulo formado entre la cuerda del perfil c y velocidad lineal u, conforman el ángulo de velocidades ɸ. (figura 41.)

Figura 40 – Coeficiente de momento contra velocidad especifica en distintos tipos de aerogeneradores.

Fuente: Villarrubia López, Miguel [Libro] Ingeniería de la energía eólica, Nuevas Ingenierías [Consultado el 23 de Agosto de 2016] Editorial: Alfaomega / marcombo, p. 122

Figura 41 – Ángulos α, β y ɸ.


61

Para una velocidad absoluta v, la magnitud de la velocidad lineal u disminuye conforme se reduce el radio de hélice R hasta el centro del rotor o nariz, y por ende, también se reduce la velocidad relativa w. Como el coeficiente de sustentación CL y el coeficiente de arrastre CD dependen

directamente de la variación del ángulo de ataque α en cualquier perfil para un

número de Reynolds Re determinado, debe aprovecharse este principio para

limitar la fuerza de arrastre FD y la fuerza de sustentación FL, ya que las

componentes derivadas de estas no deben exceder el valor máximo de fuerza

admisible para el tramo de material de fabricación del álabe; esto para que no se

presenten deformaciones que afecten el normal funcionamiento del mismo. Debido

a que las fuerzas FD y FL son ejercidas por un fluido no estacionario y del cual sólo

se aprovecha una parte de su potencia, las fuerzas derivadas de estas no se

pueden tomar como componentes de cargas puntuales, pues las propiedades del

agua como la viscosidad, la presencia de remolinos agua abajo de la hélice,

turbulencias, rozamientos, entre otras variables propias del fluido, no permiten que

esas fuerzas se apliquen en su totalidad.

Como al variar el ángulo de asiento β, se varía el ángulo de ataque α, algunas

hélices pueden cambiar su ángulo β para evitar revoluciones excesivas y

sobrecargas en el sistema; esto se logra mediante sistemas de control

electromecánicos llamados sistemas de regulación activa (pitch control), en los

cuales los álabes pueden girar sobre el buje, o también, pueden venir seccionados

en un tramo para girar en ese punto también y así cambiar el ángulo de asiento,

logrando la entrada en perdida aerodinámica o de sustentación. Estos sistemas

constan de sensores de velocidad que miden la corriente del río o las revoluciones

en el eje de transmisión; estos sensores envían una señal a un controlador en

caso de un aumento de la velocidad para que este active el mecanismo de giro en

los álabes.

Algunos sistemas pitch logran la pérdida aerodinámica mediante el volcamiento o

giro de su eje de transmisión para sacar el rotor parcial o totalmente de la acción

directa del fluido. Este eje viene articulado y consta de un acople de

accionamiento electrónico; y al igual que el anterior, posee un sensor, un

controlador y un motor para girar la hélice.

También existe otro método de regulación llamado sistema pasivo por pérdida

aerodinámica (stall control), que se basa en la variación del ángulo de paso para

regular la velocidad máxima que puede alcanzar la hélice en caso de crecientes.

En este sistema, el ángulo de paso o ángulo de asiento puede cambiar o ser el

62

mismo a lo largo del álabe, para frenar la hélice con el aumento de la corriente; o

para mantener la velocidad de rotación Ω dentro del rango admisible calculado

previamente.

Con el stall control, la forma del álabe logra que la velocidad lineal u se mantenga

dentro de los límites establecidos para cuando aumente velocidad absoluta v con

la creciente; por ejemplo, si el ángulo de asiento β es el mismo en todo el álabe, el

ángulo de ataque α siempre mantendrá el mismo crecimiento a lo largo de este

para cuando varíe v.

Entonces para calcular α y β en los diferentes tramos de la hélice, es conveniente

trabajar con los valores máximos de v, que justamente se dan cuando hay

crecientes. La mayoría de turbinas eólicas hacen una combinación de los sistemas

de regulación mencionados pitch y stall, e inclusive poseen un freno mecánico

acoplado al eje para lograr la detención total de la hélice, siendo esto lo mejor para

dar mayor confiabilidad al sistema; pero quizás esto no sea tan fácil de aplicar en

turbinas cero ya que están sumergidas en el seno de un líquido.

Aunque los sistemas stall tienen problemas de vibraciones y sobre-aceleraciones

cuando hay pérdidas de tensión en la línea eléctrica, es conveniente usarlos en

turbinas de río porque tienen algunas ventajas como:

No usan accionamientos electrónicos, ya que estos que pueden ser difíciles de

manejar cuando están sumergidos en el agua; o pueden llegar a ser muy

costosos a la hora de garantizar su hermetismo o impermeabilidad.

Si la turbina se encontrará ubicada en una zona de difícil acceso, es

conveniente disminuir al máximo el tiempo y la inversión en mantenimiento; por

lo cual, es bueno evitar al máximo articulaciones y mecanismos electrónicos, ya

que son muy propensos a fallar por la humedad.

La viscosidad del agua puede ayudar a disipar las vibraciones y sobre-

aceleraciones de la hélice. Por ello se usará un sistema stall en esta turbina.

Por otro lado, las fuerzas de sustentación y de arrastre FL y FD respectivamente,

también dependen del área del álabe A, pues a mayor área mayor fuerza, y por

ende mayor velocidad de rotación; el área del álabe A se calcula con la expresión:

25)

63

En donde c es la cuerda del perfil, y l la envergadura o longitud útil del radio. Se le

llama longitud útil a l, debido a que cerca de la nariz de la hélice la velocidad lineal

u tiende a cero y la velocidad relativa w es igual a velocidad absoluta v; con lo

cual, las fuerzas incidentes en las cercanías de la nariz pueden despreciarse.

Los valores de c y l se determinan de acuerdo a lo requerido para el diseño. Por

ejemplo, con el objetivo de facilitar la construcción de una hélice, si se desea

obtener un torque grande en el eje de una turbina con álabes de poco alabeo o sin

variación en el ángulo de asiento β (que es lo mismo), se debe entender que,

quizás debido a esta condición el coeficiente de sustentación CL sea pequeño para

lograr una fuerza adecuada para lo requerido; pero podría alcanzarse el valor de la

fuerza deseada aumentando el área A de acuerdo a la ecuación 12.

Lo anterior para mostrar que la selección de la cuerda y la envergadura pueden variar según se necesite. Para este documento se utilizaran las ecuaciones 28, 29 y 30 que fueron tomadas como referencia del artículo “Cálculo Simple de la Hélice de un Aerogenerador”32, ya que estas se construyeron a partir de una buena base teórica; pero como se dijo anteriormente, la selección de la cuerda del perfil c, y la envergadura l pueden determinarse de otras formas. El coeficiente de solidez del álabe s, está definido como la relación en porcentaje entre el área barrida por el rotor Ab y el área del álabe A así: 26)

Entre mayor solidez s es mayor el momento o par de arranque, pero menor la velocidad de giro como muestra la figura 42. La solidez también se define como: 27)

En donde c es la cuerda del perfil, N es el número de álabes, y R es radio de hélice. La envergadura l puede determinarse a partir del área que necesite barrer la hélice y dejando el espacio suficiente para el buje o nariz que sostiene los álabes, teniendo en cuenta que entre más larga la envergadura o longitud útil, mayor será la fuerza incidente en el álabe.

32

BASTIANON, Ricardo A. [Artículo]: Cálculo simple de la hélice de un aerogenerador Disponible en Internet en: http://www.infoweb2.unp.edu.ar/posgrado/Documentos/materias2011/Innovaciones%20 tecnologicas%20 en%20maquinas%20eolicas/CALCULO_SIMPLE_DE_LA_HELICE.pdf.

64

Pero para facilitar el cálculo, se definirá la ecuación para la envergadura l como: 28)

La cuerda punta de pala cpp y la cuerda de la base o raíz craíz determinan la cuerda más alejada de la nariz de la hélice y la más próxima respectivamente; estas se calculan con:

29) 30)

y Se debe aclarar que las variables l, cpp y craíz pueden determinarse mediante otros métodos sustentados en pruebas de laboratorio. La figura 43 muestra las dimensiones R, l, cpp y craíz en el álabe. La cuerda del perfil c está contenida en algún tramo del radio.

Figura 42 – Relación entre la solidez en porcentaje y velocidad específica.

Fuente: López Martínez. German, [Artículo] 4 – Energía Eólica. SEA-UD Universidad Distrital Francisco José de Caldas.

65

5.3.3.7 Potencia útil y rendimiento global. En la mayoría de las turbinas se utiliza una caja de velocidad o una transmisión para llevar la potencia (en este caso hidráulica) de la hélice al generador; principalmente porque es difícil igualar las velocidades de ambos, y porque es complicado garantizar que especialmente la velocidad de rotación del generador se mantenga dentro del rango nominal para su funcionamiento más ideal. El sistema de transmisión y el generador están sometidos a rozamientos, tensiones, desalineaciones, entre otros factores, que limitan su funcionamiento óptimo y su tiempo de servicio. Estas condiciones se presentan porque no se puede alcanzar una eficiencia del 100% en ningún sistema como tal; los materiales y gamas de fabricación, el desgaste por horas de trabajo, ambientes agresivos, etc., terminan afectando el rendimiento de cualquier mecanismo. Esas limitantes son tenidas en cuenta por los fabricantes al comercializar sus productos; por lo mismo, se debe calcular la potencia útil Pu en base a los rendimientos o eficiencias del generador y la transmisión de potencia, como también en base al coeficiente de potencia Cp recomendada para el tipo de hélice que se utiliza en el diseño, así: 31)

En donde Ƞm es el rendimiento del generador (o de una bomba, molino, mezclador, etc.), Ƞc es el rendimiento de la transmisión o de la caja de velocidad (regularmente una caja multiplicadora de velocidad), Cp es el coeficiente de potencia y Pd es potencia disponible.

Figura 43 – Radio R, envergadura l, cuerda punta de pala cpp y cuerda de la base o raíz craíz en un álabe.


66

Cuando se desea estimar la potencia útil Pu en términos de potencia eléctrica Pe, el rendimiento del generador Ƞm es expresado por el fabricante como rendimiento del eléctrico Ƞe, y se expresa así: 32)

√ Para un generador trifásico.

Para un generador monofásico.

En donde U (en trifásico) y V (en monofásico) se refieren al voltaje, I es el amperaje, y cosφ es el factor de potencia. El rendimiento global Ƞg es la relación entre la potencia útil Pu y la potencia disponible Pd, como sigue: 33)

5.3.4 Diseño de la hélice. El término diseño en este documento, se usa debido a que no existe un modelo estandarizado ni una literatura específica para diseñar turbinas de este tipo. Pero lo que sí se ha hecho es usar modelos principalmente de la energía eólica como referencia para diseñarlas; con variaciones importantes entre los aerogeneradores y las turbinas de río; variaciones de forma, tamaños, materiales, velocidades, potencia entres otras tantas cambian significativamente con el tipo de fluido. 5.3.4.1 Cálculo de la hélice. En este numeral se escogerá el tipo de hélice y calcularán las variables que involucran el diseño de la misma para la región de Salao; y más adelante se mostrará que el mismo rotor funcionaría para la región de Noanamá pero con un generador diferente. Se seleccionaran las características del generador PGM NAIER modelo NE-3000P (numeral 5.3.2.2, p. 47), el cual posee las siguientes características: Energía clasificada Pu 3000 W Potencia máxima Pu máx. 4800 W Velocidad nominal n generador 300 rpm Par inicial M arranque 0,96 Nm Par nominal M nominal 95,5 Nm Eficiencia (generador) Ƞm 94%

67

De acuerdo con los expuesto en el numeral 5.3.3.4 (p. 54) la hélice para este diseño será de tres palas. La figura 37 (p. 55) indica que los valores de: Velocidad Específica Λ = 5 Coeficiente de potencia Cp = 0,45 Están dentro del rango de las hélices de tres palas, por lo que estos se tomaran para calcular la turbina de aquí en adelante. Según Villarrubia33, el rendimiento típico para multiplicadoras de velocidad está en el orden de 95% y 98%, con lo que se considerará una: Eficiencia (transmisión) Ƞc 0,95 Despejando Pd de la ecuación 31, se obtiene:

Entonces, de la ecuación 18 se diría que la potencia en el eje de transmisión es:

En el río San Juan en la región de Salao se tomaron los valores del anexo A, y se calcularon algunos valores promedio que se observan en la tabla 7, indicando que: Profundidad media H = 3,596 m Velocidad absoluta v = 1,468 m/s Caudal Total Q = 1162,360 m3/s Y a una presión atmosférica = 1 Atm, y a una temperatura = 4°C, la densidad del agua es: Densidad (agua) Ρ = 1000 Kg/m3

Con lo que, de la ecuación 21 se puede calcular:

√

√

, y por lo tanto

33

VILLARRUBIA LÓPEZ Op., cit., p.219

68

Podría decirse entonces que debido a que el diámetro de la hélice D es menor a la profundidad media del río, la turbina estaría sumergida totalmente dentro del agua la mayor parte del tiempo de servicio. Una de las velocidades mínimas, la velocidad promedio, y la velocidad máxima, medidas y registradas en el anexo A son respectivamente:

Con lo que los radios serían:

Y los diámetros:

Quizás podría pensarse en que es necesario construir una hélice para cada cambio de velocidad, que habitualmente se acompaña con la disminución y aumento de profundidad. Sin embargo, se demostrará que la hélice calculada para la velocidad promedio se adapta tanto a la velocidad mínima como a máxima. De la ecuación 13, se despeja la velocidad lineal y por consiguiente:

Por lo tanto de la ecuación 15, la velocidad de rotación es:

Como resultado de la ecuación 10, la velocidad relativa queda como:

√

Y de la ecuación 16, la velocidad de rotación en revoluciones por minuto es:

vmín vpro vmáx

0,9 m/s 1,468 m/s 2,101 m/s

Rmín Rpro Rmáx

2,5517 m 1,2249 m 0,7154 m

Dmín Dpro Dmáx

5,1034 m 2,4498 m 1,4308 m

69

Al mirar el valor de la velocidad de rotación en revoluciones por minuto, se hace necesario calcular una transmisión multiplicadora de velocidad, ya que la hélice giraría a aproximadamente 57 rpm, mientras el generador necesita 300 rpm como velocidad nominal. Las variables calculadas para la las otras velocidades quedarían como sigue:

El momento en el eje de la hélice que es dirigido al eje del generador mediante la transmisión multiplicadora de velocidad, se calcula con la ecuación 22, así:

De la ecuación 14, se calcula el área barrida como sigue:

Para las otras velocidades de rotación los momentos y las áreas barridas serían:

Con lo que el coeficiente de momento tendría un valor de:

Y como muestra la figura 40 (p. 60), efectivamente este valor está contenido dentro de las hélices de tres palas.

umín upro umáx

4,5 m/s 7,34 m/s 10,505 m/s Ωmín

Ωpro

Ωmáx

1,7635 rad/s 5,9885 rad/s 14.684 rad/s wmín

wpro

wmáx

4,5891 m/s 7,4853 m/s 10,713 m/s nmín

npro

nmáx

16,8401 rpm 57,1858 rpm 140,2218 rpm

Mmín Mpro Mmáx 1904,9971 Nm 560,9877 Nm 228,7838 Nm

Ab mín

Ab pro

Ab máx

20,4554 m2 4,7135 m2 1,6078 m2

70

Las tres geometrías calculadas muestran tres hélices que podrían adaptarse para funcionar a la velocidad mínima, a la promedio y a la máxima; pero como se dijo inicialmente, la idea es diseñar una turbina adaptable no sólo a las tres situaciones sino a todas las fluctuaciones de caudal en río.

Por inspección se concluye que la hélice de radio más grande o Rmín () no funcionaría para este río seco o con caudal bajo (tal es el caso en los tiempos de verano), ya que cuando la velocidad disminuye también lo hace la profundidad; con lo que el par o momento puede variar respecto al calculado. Y en la hélice más pequeña o Rmáx el torque necesario es bajo comparado con el nominal. Sin embargo, si la hélice grande logrará moverse con el agua debajo de su punto medio, debe tenerse en cuenta que cuando el radio aumenta disminuye la velocidad de rotación, lo que implicaría tener una transmisión o una caja de velocidades variable; esto incrementaría considerablemente el valor de la PCH, ya que además de lo complicado que puede ser diseñar y construir una caja de velocidades, se necesitarían sensores y accionamientos electrónicos herméticos que acrecentarían los costos. Igual situación ocurriría con la hélice de radio más pequeño a la hora de implementar una caja de velocidad, pues al disminuir el radio aumenta la velocidad de rotación cuando la velocidad absoluta es máxima. Resumiendo, la hélice más pequeña podría trabajar bien cuando el caudal esté entre el valor mínimo y el valor promedio, pero no cuando sea máximo; y la hélice más grande podría trabajar cuando el caudal esté entre valor promedio y el valor máximo, pero no cuando sea mínimo, aunque las diferencias entre revoluciones por minuto siguen siendo grandes como para manejar una sola transmisión. Por eso se selecciona la hélice de tamaño promedio, la cual se acomoda al caudal mínimo y máximo. 5.3.4.2 Cálculo del álabe. Entendiendo las diferencias que hay entre las hélices de radios mínimo y máximo, se entiende que trabajar con la hélice de radio promedio permitirá que se abarquen las condiciones extremas del río dentro de un rango más amplio y menos complejo. Aunque no se quiere decir con esto que las otras hélices no se puedan implementar, pero si se necesitarán otros estudios y modificaciones de forma para mejorar su funcionalidad. Como se decidió diseñar esta turbina con la hélice promedio calculada, se debe recordar que la eficiencia de la hélice también depende de la geometría de sus álabes, para lo cual se harán las estimaciones a continuación.

() Los subíndices “mín” o “máx” en las variables geométricas como radio, diámetro o área, no se refieren a lo calculado para las variaciones mínimas y máximas de la velocidad absoluta en el río.

71

Como ya se había mencionado, se implementará un perfil NACA en este diseño. Los perfiles de NACA de 4 dígitos tienen muchos estudios aerodinámicos, y además ya se han usado antes en trabajos de este tipo; razones que impulsan a utilizar el perfil NACA 4412 el cual tiene las siguientes características de forma:

Flecha máxima del perfil d1 = 4 4% c

Distancia desde el borde de ataque hasta la flecha máxima en décimas de cuerda.

d2 = 4

40% c

Espesor máximo en porcentaje de cuerda

d34 = 12

12% c

En donde los dígitos d1, d2 y d34, corresponden a los indicados en el nombre del perfil como se enuncio en el numeral 3.3.1.2 (p. 28), y c es la cuerda del perfil; la figura 44, muestra los dígitos sobre el perfil.

Para definir las dimensiones del perfil, se hace necesario determinar un valor de solidez a partir de la figura 42 (p. 64), entendiendo que para este tipo de hélices es más conveniente tener mayor velocidad que un par grande (como se explicó en el numeral 5.3.3.6); con lo que la solidez seleccionada será: Solidez S = 0,05934 6%

El cual está dentro del rango sugerido en la figura 42. Como el número de álabes N es igual a 3, al despejar c de la ecuación 27, se obtendría:

Entonces la envergadura se calcula con la ecuación 28 así:

Figura 44 – Dígitos del perfil NACA 4412.


72

Con lo que la cuerda de punta de pala en la ecuación 29, y la cuerda de raíz en la ecuación 30 serían respectivamente:

De la ecuación 25 se calcula el área del álabe, así:

Por ende:

El diámetro de nariz Dn, se refiere a la diferencia entre el diámetro de la hélice D y dos veces la envergadura l, que es el espacio que ocupa el buje en donde se sostienen los álabes; en la figura 43, Dn es el diámetro en donde comienza l, entonces el diámetro de nariz sería:

5.3.4.3 Alabeo. Hasta este punto ya se encuentran calculas las dimensiones del álabe. Pero es necesario determinar la fuerza de sustentación FL, la fuerza de arrastre FD, y la incidencia de estas sobre el álabe. Primero para determinar que efectivamente el álabe debería moverse producto de ellas; y seguidamente, para comprobar que la hélice las soportará sin sufrir deformaciones durante largo tiempo de servicio. Con un ángulo de ataque α = 0, y un perfil sin alabeo o sin un ángulo de asiento β, se deduce de la figura 41 (p. 60) que el perfil no se mueve por ausencia de corriente en el afluente. Si el perfil no tiene alabeo β, pero tiene un α > 0, hay movimiento de la hélice debido a que hay un una componente v en el triángulo de velocidades de la figura 41, y se generan los coeficientes de sustentación CL y de arrastre CD (figura 45), que hacen que las fuerzas de sustentación y arrastre sean diferentes a cero en las ecuaciones 11 y 12.

73

Pero como muestra la figura 45, con la variación del ángulo de ataque hasta un valor determinado, aumenta el coeficiente de sustentación hasta un punto máximo. La gráfica no es la misma para todos los perfiles aerodinámicos, pero muestra el comportamiento que puede adoptar uno de ellos con la diferentes ángulos de ataque para un rango de número de Reynolds. Para calcular estos coeficientes se necesitó del software JavaFoil34, el cual arroja los valores de estas variables tras variar el ángulo de ataque para el número de Reynolds calculado. Con las variables: Velocidad relativa del fluido w = 7,4853 m/s Diámetro aproximado del borde ataque del perfil aerodinámico seleccionado.

DA d34

= 0,009138775 m

Viscosidad cinemática del agua.

= 1,002x10-6 m2/s

De la ecuación 9, se calcula el número de Reynolds Re así:

34

JavaFoil. [Software] Versión 2.23, [Instalado el 1 de Marzo de 2015] Copyright©2001-2015 © Martin

Happerle. Traducido al español por: Israel Gandara.

Figura 45 – Variación de los coeficientes CL y CD con el ángulo α en un perfil

aerodinámico.

Fuente: Martínez Fernández, Víctor M. [En línea] Cálculo computacional de perfiles aerodinámicos en aeroturbina [Consultado el 29 de Agosto de 2016] Disponible en Internet en: https://zaguan.unizar.es/re cord/9738/files/TAZ-PFC-2012-727.pdf, p.20

74

Entre mayor sea el coeficiente de sustentación CL, mayor será la fuerza de sustentación hasta el límite máximo, mayor el momento para hacer girar la hélice, y se lograría más aceleración para el rotor calculado. Variando el ángulo de ataque α en el JavaFoil con el número Reynolds Re = 70000, se comprueba que en α = 10º, el coeficiente de sustentación es máximo (CL máx = 1,503), como se muestra en la figura 46.

Figura 46 – Coeficientes CL y CD para distintos ángulos α para Re = 70000

a) CL máx y CD en α = 10º

Todas las imágenes de la figura 46, fueron extraídas del software: JavaFoil [Consultado el 29 de agosto de

2016]

Haciendo la comparación entre cada una de las imágenes de la figura 46, se observa que cuando el ángulo de ataque se acerca más a 10º, el coeficiente de sustentación alcanza su valor más alto; y entre más se aleja el ángulo de ataque de cero, más crece el coeficiente de arrastre. Además, se puede ver también como aumenta la presión en intradós mientras crece α, y aumenta el vacío en extradós.

75

b) CL y CD en α = 0º

c) CL y CD en α = 5º

d) CL y CD en α = 9º

e) CL y CD en α = 11º

76

f) CL y CD en α = 15º

h) CL y CD en α = 20º

i) CL y CD en α = 30º

j) CL y CD en α = 45º

77

Tomando el coeficiente de sustentación máximo y el coeficiente de arrastre para cuando la sustentación es máxima (Figura 46a) como: Coeficiente de sustentación CL = 1,503

Coeficiente de arrastre CD = 0,04083

Se calculan las fuerzas de sustentación y arrastre FL y FD respectivamente en su valor promedio con las ecuaciones 11 y 12 así:

(

)

(

)

Las fuerzas para cuando el río está seco (si w es mínima), para cuando el río está en su nivel regular (si w está en el promedio), y para cuando hay creciente (si w es máxima), son:

Los valores de las fuerzas de sustentación y arrastre calculados son los equivalentes para un ángulo de ataque α = 10º, con lo que se obtendría el aprovechamiento máximo de las fuerzas para impulsar el eje de transmisión. Sin embargo, para mantener el α = 10º, implicaría que el ángulo de asiento β fuese variando a lo largo de todo el álabe (figura 47), es decir, que tuviese un alabeo en el que β crezca progresivamente de la cuerda punta de pala cpp hasta la cuerda de la base o raíz craíz, en la medida que varía el ángulo de velocidades ɸ. Sin embargo, la fuerza de sustentación máxima, aunque no se aplique en su totalidad, debido a las propiedades del afluente (como se explicó en el numeral 5.3.3.6), puede resultar excesiva, pues equivaldría a una carga de algo más de 0.7 toneladas aplicada sobre una de las caras de una viga cantiléver de 1 m de largo, 7 cm de fondo, y 1 cm de espesor; lo que llevaría a necesitar para fabricar el álabe de un material con elevada resistencia mecánica, duro de maquinar y por ende costoso. Esto como ejemplo de comparación.

FL mín FL pro FL máx 1270,4003 N 3380,1755 N 6923,2131 N

FD mín

FD pro

FD máx

34,5212 N 91,8247 N 188,0737 N

78

Y si el material soportase la carga, la fuerza de sustentación calculada podría causar una excesiva aceleración en el conjunto, entendiendo que aumentaría el momento sobre el eje de transmisión. Por ende, para regular la fuerza de sustentación, es necesario variar el ángulo de ataque α, de manera que la carga sea suficiente para cumplir con las condiciones requeridas por el generador para funcionar de manera adecuada; pero que a su vez, no deforme la hélice de manera permanente o la parta. Es esta modificación a la que se le llama control stall como el explicado el numeral 5.3.3.6 (p. 60). Entendiendo que la velocidad relativa w disminuye conforme se avanza de la punta del álabe hasta su raíz, para implementar el control stall o el sistema pasivo por pérdida aerodinámica, se decide dejar un ángulo de asiento β constante de 10º, para cuando se presente el coeficiente de sustentación máximo CLmax en el ángulo de ataque α de 10º, la velocidad relativa w sea menor que la calculada en el extremo del perfil. Para lograr esto, de manera teórica se hizo el siguiente procedimiento:

1. Se tomó el radió de hélice R (Rpro) como dato inicial y se seccionó en 10 tramos ΔR, de los cuales, cada uno mide lo mismo que el tramo anterior menos el 10% de R; de modo que el primer dato es el valor del radio de hélice en su totalidad, y el último corresponde al 10% de ese mismo radio.

Figura 47 – Variación de β a lo largo de la envergadura.

Fuente: Borja, Marco (2007) Módulo 4: Tecnología de aerogeneradores. Instituto de investigaciones

eléctricas gerencia de energías no convencionales [Consultado el 30 de Agosto de 2016] Disponible en

Internet en: http://docplayer.es/12407358-Instituto-de-investigaciones-electricas-gerencia-de-energias-no-

convencionales-taller-de-introduccion-a-la-tecnologia-de-aerogeneradores.html

79

2. Con la ecuación 15 y el valor de la velocidad de rotación Ω, se determinó la velocidad lineal u para cada ΔR calculado.

3. Para la velocidad absoluta v, y el valor de u para cada tramo, se calculó la velocidad relativa w para cada ΔR.

4. Se halló el ángulo de velocidades ɸ entre componentes u, v y w en cada ΔR.

5. Como se determinó que el ángulo de asiento β sería de 10º a lo largo de todo el álabe, del ángulo ɸ para cada ΔR se resta β para encontrar el ángulo de ataque α en cada tramo.

6. Para cada α calculado, se determinan los coeficientes de sustentación CL y de arrastre CD en el JavaFoil.

7. Se toman los valores de la cuerda punta de pala cpp y los de la cuerda de la base o raíz craíz, y se restan entre sí; el resultado se divide entre 9, y este valor se le suma a cpp para encontrar el valor de la cuerda en el tramo de radio estimado o Δc correspondiente al primer ΔR. Al Δc hallado inicialmente se le suma el valor dividido entre 9 de la resta entre cpp y craíz, para encontrar el otro Δc, y se procede así de manera sucesiva hasta llegar al valor de craíz, que debe coincidir con el último ΔR antes de que este sea 0.

8. Para la envergadura l y calcular todos sus Δl para cada Δc, a cada ΔR se le resta la diferencia entre R y l.

9. Se calculan las diferentes aéreas de álabe A multiplicando los deltas de Δc con el Δl que le corresponde.

10. Ya con los datos necesarios calculados se procede a calcular las fuerzas de sustentación FL y de arrastre FD para cada ΔR, y se calcula la fuerza resultante F con una suma vectorial entre ambas.

De este modo se procede para encontrar las fuerzas de arrastre y sustentación para las velocidades mínima, promedio y máxima del río, y así encontrar la más crítica. Los resultados se muestran en el anexo B, y como se puede ver, las fuerzas máximas se presentan cuando la velocidad es máxima. Desde una vista CAD (Diseño Asistido por Computadora), el álabe se ve como en la figura 48; el layout puede verse en el anexo E con las medidas calculadas hasta el momento, y con una sección añadida para sujetar el álabe a la nariz o buje de la hélice.

80

5.3.4.4 Esfuerzos en el álabe. Para contemplar el efecto las fuerzas de sustentación y arrastre, y calcular en el álabe los esfuerzos (resistencia del material utilizado) debido a estas, es necesario utilizar el método de elementos finitos MEF o FEM en inglés; que es un procedimiento numérico para aproximarse a las soluciones de ecuaciones diferenciales parciales. Explicado de mejor manera:

El MEF permite obtener una solución numérica aproximada sobre un cuerpo, estructura o dominio (o medio continuo sobre el que están definidas ciertas ecuaciones diferenciales en forma débil o integral que caracterizan el comportamiento físico del problema) dividiéndolo en un número elevado de subdominios no intersectantes entre sí denominados “elementos finitos”. El conjunto de elementos finitos forma una partición del dominio también denominada discretización. Dentro de cada elemento se distinguen una serie de puntos representativos llamados “nodos”. Dos nodos son adyacentes si pertenecen al mismo elemento finito; además, un nodo sobre la frontera de un elemento finito puede pertenecer a varios elementos. El conjunto de nodos considerando sus

relaciones de adyacencia se llama “malla”.35

35

WIKIPEDIA. Última modificación: 11 de abril de 2016, Método de los elementos finitos. Tomado de Internet en: https://es.wikipedia.org/wiki/M%C3%A9todo_de_los_elementos_finitos Consultada el 2 Septiembre de 2016.

Figura 48 – Álabe calculado.


81

El método de elementos finitos permite encontrar soluciones y mejoras a productos de la industria, así como ejemplarizar y calcular sistemas físicos e industriales relacionados principalmente a las áreas de ingeniería y diseño industrial mediante el uso de computadoras. A esto se le llama análisis por elementos finitos o FEA por siglas en inglés (Finite Element Analysis).

Los cálculos se realizan sobre una malla de puntos o nodos, que sirven a su vez de base para discretización del dominio en elementos finitos. La generación de la malla se realiza usualmente con programas especiales llamados generadores de mallas, en una etapa previa a los cálculos que se denomina pre-proceso. De acuerdo con estas relaciones de adyacencia o conectividad se relaciona el valor de un conjunto de variables incógnitas definidas en cada nodo y denominadas grados de libertad. El conjunto de relaciones entre el valor de una determinada variable entre los nodos se puede escribir en forma de sistema de ecuaciones lineales (o linealizadas). La matriz de dicho sistema de ecuaciones se llama matriz de rigidez del sistema. El

número de ecuaciones de dicho sistema es proporcional al número de nodos.36

Para dichos cálculos se usará el software ANSYS, que es un programa de computo que permite contemplar distintos fenómenos físicos que ocurren durante la interacción de objetos con otros, fluidos entre fluidos y fluidos con objetos; permitiendo saber la transferencia de energía entre interacciones a través del MEF.

ANSYS con su plataforma Workbench Fluent para análisis CFD (dinámica de fluidos computacional), predice y controla el flujo de fluido crítico en la optimización de la eficiencia de muchos productos y procesos. La combustión de los gases en un motor de automóvil, el movimiento de una solución química a través de poros en una formación de gas de esquisto, el paso complejo de aire a través de un motor a reacción o una turbina, y la transferencia de calor entre los componentes de una placa de circuito impreso, son algunos de los casos que ANSYS puede analizar y modificar. Los módulos de ANSYS CFD permiten modelar y simular todo tipo de procesos de fluidos, incluyendo procesos que apropian múltiples sistemas físicos con interacciones de fluido y estructura, lo que puede dar la confianza de que un

producto va a funcionar de manera óptima antes de realizar el primer prototipo.37

Basándose en lo enunciado en el numeral 5.3.3, debe entenderse que no es posible explicar todo lo referente al método de elementos finitos y al software ANSYS por lo extenso que puede resultar. Por eso se dieron algunas definiciones, con el objetivo de generar una idea de lo que se puede lograr con el método matemático y el programa respectivamente; sin embargo, para entender más acerca de estos temas es bueno referirse a bibliografía más amplia sobre ellos.

36

WIKIPEDIA. Op., cit., Método de los elementos finitos. 37

ANSYS © 2016, [Software] En inglés: Fluids - Computational Fluid Dynamics Software / Fluidos – Programa CFD. Tomado de Internet en: http://www.ansys.com/Products/Fluids. [Traducido y complementado por los autores de este documento el 31 de agosto de 2016.]

82

Figura 49 – Vista previa de enmallado.

a) En mallado previo.

b) Entrada y salida de fluido.

Fuente: Elaborada por los autores en ANSYS.

Para realizar el análisis MEF, se debe tomar el álabe en CAD y exportarlo al ANSYS, para mediante la aplicación de una malla, el seleccionar una material de prueba, la determinación del modelo matemático a usar, y la introducción de algunas variables físicas de las estimadas anteriormente, calcular las fuerzas derivadas que actúan en el álabe y los esfuerzos a los que este se somete. A continuación se dará un resumen del proceso realizado, sin ahondar demasiado en los aspectos técnicos que se tuvieron en cuenta; en el anexo C se muestra de manera detallada todas las variables y los métodos que se usaron en el análisis. Entonces el proceso podría describirse como sigue:

1. Al cargar el sistema Fluid Flow (Fluent), se esquematiza el cuerpo (álabe) y el fluido (agua) mediante algebra booleana

(), para luego realizar la malla de la pieza y la del fluido que la contiene en el sistema Meshing de ANSYS (figura 49a). Las condiciones del enmallado se muestran en el anexo C4. 2. Seguidamente, al cargar el sistema Fluent de ANSYS, el enmallado muestra de color azul el frente de la pala o la entrada de fluido, y de color rojo la salida del agua o la parte trasera del álabe. El intradós en la parte inferior y extradós en la superior, tal como en la figura 49b.

3. Para analizar este sistema. se utilizó el modelo de turbulencia K-épsilon (k-ε), que es el modelo más utilizado en la dinámica de fluidos computacional (CFD) para simular las características del flujo promedio para turbulencias en los fluidos. Este modelo se basa en la descripción de dos ecuaciones; una ecuación llamada energía cinética de turbulencia k para describir la energía de la turbulencia, y la otra ecuación es la tasa de cambio de la energía cinética de turbulencia ε que determina la disipación de la misma.

() Leer el “algebra de Boole”

83

4. Tras definir el fluido (agua), la aceleración gravitacional, la velocidad del mismo como la vmax en el numeral 5.3.4.1, las fuerzas de sustentación y arrastre, y el método de solución. Se calcula a través del Fluid Flow (Fluent) de ANSYS, que las fuerzas derivadas que inciden sobre álabe son: La fuerza de presión Fp, que es la carga ejercida por un sólido o un fluido a una velocidad dada sobre el área de estudio; y las componentes de esta fuerza sobre el álabe serían: Fpx Fpy Fpz

-91,6489 N 256,8298 N 2,9301 N La fuerza viscosa o fuerza de resistencia Fv, que es la experimentada por una placa que se mueve a velocidad constante por la superficie de un fluido; y las componentes calculas para el álabe son: Fvx Fvy Fyz

0,1077 N 110,3871 N -0,1142 N La fuerza total es la suma de la fuerza de presión y la fuerza viscosa, por lo tanto las componentes de esta fuerza son: Fx Fy Fz

-91,5411 N 367,2159 N 2,8158 N

Las zonas de presión y la distribución de la velocidad del fluido se muestran en la figura 50. Los valores obtenidos para las fuerzas y coeficientes de presión, viscosidad, sustentación y arrastre equivalentes, se muestran en el anexo C.

En la figura 50a, se ve la variación de la velocidad de la corriente cuando enfrenta el álabe, y se ve como paulatinamente el río vuelve a acelerar a su velocidad máxima después de superar la pala. Y en la figura 50b, se muestran las zonas del álabe donde la presión es mayor; zonas que se deben tener en cuenta a la hora de analizar los esfuerzos a los que se someterá el material, pues este debe soportar las cargas calculadas sin sufrir deformaciones que afecten el funcionamiento de la hélice o modifiquen la forma del álabe.

84

Figura 50 – Contornos sobre el álabe.

a) Contorno de velocidad en m/s.

b) Contorno de presión en Pa.


85

5. Para calcular los esfuerzos, el ANSYS incluye un módulo llamado Static Structural para hacer el análisis a estructuras estáticas. El álabe se considera como una estructura estática porque se analiza de forma independiente al conjunto de la hélice. Un análisis estático calcula los efectos de las condiciones de carga constante sobre una estructura, sin tener en cuenta la inercia y efectos tales como los causados por cargas variables en el tiempo de amortiguación de dichas cargas.

6. Para hacer el análisis estático del álabe, en el Static Structural de ANSYS se carga el modelo CAD de la figura 48 y se le realiza el enmallado; para este caso de 3 mm, como se muestra en la figura 51.

7. Como material para elaboración de los álabes se selecciona el acero estructural A-36, debido a que posee una buena resistencia a la fatiga, es flexible y soporta vibraciones. La selección se hizo después de hacer el análisis estático mediante ANSYS entre varios materiales; de lo que se dedujo que reacciona bien ante las fuerzas calculadas comparado con otros aceros (rápidos, de herramientas, fundidos, etc.), y a otros materiales (aluminio, fibras aglomeradas, polímeros, maderas, etc.), con la ventaja de que es económico, se consigue con facilidad en Colombia, es cómodo para maquinar y puede hacérsele un tratamiento de galvanizado zincado electrolítico para que soporte la corrosión.

Figura 51 – Vista previa de enmallado Static Structural.


86

8. Tras definir el punto de apoyo (figura 52a), que para este caso sería la parte

siguiente a la cuerda de raíz, y después de determinar la zona de aplicación de las fuerzas calculadas (figura 52b), exactamente en el intradós; se calcula lo siguiente:

Deformación total: Es el cambio en las dimensiones de un miembro estructural debido a las cargas aplicadas. Anexo D.1.

= 51,218 mm

Esfuerzo Equivalente (von-Mises): Se refiere al esfuerzo cuyo valor se espera que sea menor al del fallo elástico o el que supera la zona elástica del material; el fallo ocurre cuando un material dúctil rebasaba su valor de energía de distorsión elástica. Anexo D.2.

= 155,51 Mpa

Deformación Elástica Equivalente: Se refiere a la deformación en la que un cuerpo recupera su forma original al retirar la fuerza. Y como lo es en este caso, la variación sufrida no pasa a la zona plástica o de deformación permanente del diagrama esfuerzo-deformación en este acero. Anexo D.3.

= 7,79x10-4 mm/mm

Factor de Seguridad: Es el cociente entre el valor de la capacidad máxima del sistema, y el valor real calculado a partir de las variables a las que fue sometido; por lo que se espera siempre un valor mayor que 1. Con lo que el valor obtenido indica que el material soportará las cargas sin exceder el límite elástico. Anexo D.4.

= 1,6076

Figura 52 – Punto de apoyo o enclavamiento, y zona de aplicación de las cargas.

a) Apoyo

b) Zona de fuerza


87

En el anexo D.5 se encuentra el resumen del análisis hecho en ANSYS para determinar las fuerzas y los esfuerzos a los que se somete el álabe. En él pueden verse las propiedades del acero estructural escogido; y para el cual, se deberá aplicar el tratamiento de galvanizado electrolítico (proceso electroquímico con el que se puede cubrir un metal con otro), para que este soporte la corrosión. 5.3.4.5 Partes de la hélice.

La hélice calculada es la que muestra la figura 53, y su vista en detalle está en el anexo E.1. Esta consta de tres partes principalmente (tabla 10): Tabla 10. – Partes de la hélice.

Partes Cantidad Anexo E 1

1) Álabe. 3 E 1.1

2) Plato de fijación. 2 E 1.2

3) Nariz. 1 E 1.3


Figura 53 – Hélice.


88

Los álabes como las placas son de acero A-36 con un recubrimiento galvanizado zincado electrolítico, y la nariz está hecha en goma de neopreno. Las placas engranan con el eje transmisión mediante una unión con cuña; además sostienen los álabes y la nariz en posición con tornillos de cabeza hexagonal, sus respectivas tuercas y arandelas. 5.3.5 Transmisión. Para llevar la potencia de la hélice hasta el generador, es necesario tener un mecanismo llamado transmisión, que para lo referente a este proyecto consta de dos juegos poleas y correas en V, y tres ejes (2 calculados y 1 incluido en el generador de la figura 31). Esta configuración es necesaria debido a que, inicialmente se comprobó que la velocidad de rotación en revoluciones por minuto de la hélice (npro = 57,1858 rpm) es menor a la del generador (ngenerador = 300 rpm); y también, por causa de que comercialmente en Colombia, es complicado encontrar un juego de transmisión por correa en V que venga configurado para esa relación de velocidad, a ello los dos juegos de poleas en V. 5.3.5.1 Juego de bandas y correas en V. Observando la distancia entre el centro de la hélice (lugar donde iría el primer eje de transmisión), y el eje del generador (siendo que este no va sumergido), se deduce que no es fácil utilizar una caja de velocidad con engranajes para transmitir la potencia desde del rotor al generador; pues se vuelve complicado manejar variables como tamaño, peso, costo, hermetismo, etc. Adicionalmente, siendo que la superficie en donde estará el PGM debe permanecer fuera del agua todo el tiempo, sugiere que la distancia que debe haber entre el eje de la hélice y eje del generador debe ser superior al radio de hélice R; Por lo cual, para tener una transmisión que respete estos parámetros es necesario utilizar juegos de correas o de cadenas para transferir esa potencia. Para utilizar transmisiones de cadenas, o de correas y poleas dentadas, es necesario disponer de torques más grandes como los generados por motores eléctricos, de combustión o de vapor; o los generados por turbinas de chorro de agua o aire comprimido. Pues estas son útiles a la hora de accionar mecanismos robustos con alto par de arranque y de funcionamiento. En cambio cuando se habla de transmitir torques pequeños a largas distancias, es mejor usar juegos de correas y poleas lisas o en V, sólo que las lisas o llanas ya poco se fabrican; la elaboración de correas y poleas lisas se ha reducido ostensiblemente debido a que las correas del tipo V trabajan bajo condiciones idénticas a las lisas, con el aliciente que para un mismo tamaño de correas y poleas, las tipo V tienen mayor superficie de agarre (figura 54). En las lisas el

89

Figura 54 – Poleas y correas.


agarre sólo se da en su cara posterior horizontal, mientras que las correas en V el agarre se da en las dos caras inclinadas, lo que aumenta el arrastre (por lo que también se usan para transmitir torques grandes, figura 54). Las correas además tienen la ventaja respecto a otras transmisiones, que son más fáciles de cambiar en caso de daño; también son más económicas, soportan bien la corrosión, no necesitan lubricación y aportan menos peso al conjunto. Como mayor desventaja está el hecho de que suelen dañarse más por abrasión o contacto entre correa y poleas.

Vistas las ventajas, se tomaran para la transmisión de la turbina de río concerniente a este documento las de poleas y correas en V. Para ello se hará la selección de las correas y poleas necesarias a partir del catálogo ofrecido por el fabricante Intermec38. Para calcular la transmisión se debe determinar la distancia entre ejes o centros total C = C1 + C2, pues debido a que son dos juegos de poleas y correas, para cada uno corresponderá seleccionar una transmisión. La figura 55 muestra la configuración determinada para la distancia entre centros C1 y C2; en donde la hélice es H, el generador es G, la rueda R1 y el piñón P1 conforman la relación de velocidad rv1, y la rueda R2 y el piñón P2 conforman la relación de velocidad rv2. De acuerdo al radio de la hélice, se decide que entre el eje 1 y el eje 3 la distancia C será: Distancia entre centros total C = 1850 mm Y las distancias C1 y C2 quedarían como: Distancia entre centros C1 = 925 mm Distancia entre centros C2 = 925 mm Esto para evitar colisiones de la hélice con el resto del conjunto; y si es posible, para poder utilizar las mismas correas, ruedas y piñones en ambas transmisiones.

38

INTERMEC S.A. es una Industria Metal-Mecánica especializada en la fabricación de elementos mecánicos para transmisión de potencia, fundada en 1.948 y localizada en Bogotá, Colombia. Los principales productos de su manufactura son: Piñones para Cadenas de Transmisión y Transportadoras, Poleas en V, Poleas de Tiempo y Sincrónicas, Acoples para Ejes, Bujes de Fijación, y Brazos Tensores, entre otros. Todas las piezas son fabricadas en aceros especiales y bajo normas internacionales.

90

Como se van a seleccionar dos trasmisiones, es necesario estimar la velocidad de rotación en revoluciones por minuto en el eje 2; con lo que se le dará un valor de 132 rpm. Así las velocidades de los ejes serían: Velocidad en rpm del eje 1 n hélice 58 rpm Velocidad en rpm del eje 2 n medio = 132 rpm Velocidad en rpm del eje 3 n generador = 300 rpm De acuerdo al catálogo39 de poleas en V suministrado por Intermec, para seleccionar la transmisión se procede como sigue:

39

INTERMEC S.A. Catálogo de poleas en V. Tomado de Internet en: http://lab.transmitec.com/wp-content/uploads/2014 /06/manua-poleas-en-v-intermec.pdf. Consultado el 8 de septiembre de 2016.

Figura 55 – Distancia ente centros C.


91

Procedimiento de selección de una transmisión por correas en “v”.

1. Información necesaria.

Para calcular la potencia en caballos de fuerza P en HP; si la potencia está en vatios, entonces:

Luego se procede como muestra la tabla 11. Tabla 11. Información para la transmisión.


Tipo de unidad motriz (Hélice) y potencia en caballos de fuerza (hp).

P en HP = 4.5 HP

Transmisión.

C1 C2

Revoluciones que entrega la unidad motriz (rpm de la rueda conductora o R1).

n hélice = 58 rpm n medio = 132 rpm

Revoluciones requeridas en la máquina o equipo (rpm de la polea conducida P1).

n medio = 132 rpm n generador = 300 rpm

Distancia entre centros de los ejes en pulgadas.

C1 = 925 mm C2 = 925 mm

Tipo de máquina o equipo a impulsar.

Generador Eléctrico

Tipo de servicio según las horas de trabajo: Intermitente (menos de 12 horas por día), normal (de 12 a 18 horas por día) o continuo (más de 18 horas).

Continuo

92

2. Potencia de diseño en HP P diseño en HP.

34)

En donde FS es el factor de servicio típico; y de acuerdo al catálogo: Factor de servicio típico para generadores. FS = 1,4 Con lo que:

Siendo que la velocidad máxima en revoluciones por minuto que puede alcanzar la hélice es de 81.8442 de acuerdo al anexo B3, entonces: Velocidad máxima en rpm del eje 1. nmax hélice = 81,8442 rpm Velocidad máxima en rpm del eje 2. nmax medio = 186,2610 rpm Velocidad máxima en rpm del eje 3. nmax generador = 423,3154 rpm La velocidad máxima de rotación en el eje del generador de acuerdo a la ecuación 16 sería de 44,3294 rad/s; y en base a la ecuación 22, con el torque nominal de 95,5 Nm que sugiere el fabricante del generador, la potencia que alcanzaría este sistema sería de 4233,4658 W = 5,675 HP, garantizando que estaría debajo de la potencia de diseño. Con el aumento de la tensión demanda arriba de los 3000 W, lo que supondría un aumento del torque en el eje del generador, y se dice hipotéticamente que el dicho torque llegue hasta un valor 106 Nm; sólo así podría alcanzarse en teoría la potencia de diseño de 6,3 HP. Entonces, la potencia máxima que desarrolla el sistema garantiza la vida útil del generador; pues de acuerdo a los datos suministrados por el fabricante, la potencia límite que este puede alcanzar sin incurrir en fallos inmediatos es de 4800 W = 6.4343 HP.

3. Perfil de la correa. Por catálogo, teniendo en cuenta escoger poleas y/o ruedas comerciales (que no requieren fabricación especial), de acuerdo con las revoluciones más altas en cada una de las transmisiones, y observando la potencia de diseño estimada, se selecciona para ambas transmisiones las correas:

5V o 5VX de alta capacidad.

93

La diferencia entre las correas V y las VX, es que las VX tienen estriada la cara que da contra la polea, lo que les da mayor flexibilidad y facilidad de ajuste; en cambio las V al no ser estriadas, son más rígidas y difíciles de ajustar. Con lo anterior, se opta para la transmisión por las correas tipo 5VX. Esta selección se hace tras observar que para un número de correas más pequeño (3VX), no existen poleas en el catálogo de Intermec; aunque por información del fabricante, se sabe que se pueden construir poleas de requerimiento especial. Y para un número más alto de correa (por ejemplo 8V), se excede la potencia de diseño, y el sistema quedaría sobre dimensionado.

4. Relación de Velocidad.

La relación de velocidad rv, es un número que se obtiene dividiendo las revoluciones mayores entre las revoluciones menores; este número permitirá más adelante encontrar el diámetro de la polea conducida. Entonces: 35)

Para utilizar las mismas poleas, ruedas y correas en ambas transmisiones, se decidió calcular una relación de velocidad aproximada para las dos; así:

5. Selección de las ruedas conductoras.

Debe entenderse que la rueda es la polea más grande, a la pequeña simplemente se le llama polea. El fabricante recomienda utilizar poleas y/o ruedas del menor diámetro posible y del menor número de canales; y debido a que no hay poleas 5V para los diámetros mínimos de rueda encontrados en el catálogo, se decide utilizar la rueda que permita seleccionar la polea más pequeña posible, y que se adapte a los requerimientos. Las siguientes apreciaciones se hacen a partir del catálogo de Intermec, pero es recomendable hacer el ejercicio de selección para entender de forma adecuada el porqué de estos datos.

94

La referencia dictaminada para las poleas escogidas se explica en la figura 56, en donde el fabricante recomienda el uso de bujes de referencia QD porque permiten montar y desmontar las poleas con facilidad sin necesidad de golpearlas. Adicionalmente, los bujes QD no se aflojan, evitando las vibraciones y el desgaste de los ejes.

La figura 57a muestra una polea en V con el buje QD de la figura 57b instalado.

Figura 57 – Polea 2V y buje QD.

a) Polea con buje QD instalado.

b) Buje QD

Fuente: INTERMEC S.A. 2014. [Catálogo.] Poleas en “V”. Transmisión de potencia. [Consultado el 10 de septiembre de 2016.] Disponible en Internet en: http://lab.transmitec.com/wp-content/uploads/2014/06/manua-poleas-en-v-intermec.pdf

Figura 56 – Nomenclatura para todas las poleas con buje QD.


95

Para la relación de velocidad rv1 con la correa 5VX, se determina que:

Diámetro de Rueda = 250 mm

n rueda max = 200 rpm 4,58 HP/canal → 4,58 HP/canal x 2 canal = 9,16 HP Para la relación de velocidad rv2 con la 5orrea 5VX

Diámetro de Rueda = 250 mm

n rueda max = 435 rpm 9,32 HP/canal → 9,32 HP/canal x 2 canal = 18,64 HP Lo anterior muestra el diámetro comercial de las ruedas, la máxima velocidad en revoluciones por minuto que podrían alcanzar, el número de canales que tendrían y la potencia máxima que estas pueden entregar. El fabricante la suministra de la siguiente forma: Referencia de la rueda PQ 2-5V250 Para R1 y R2 Referencia del buje SK Diámetro exterior de la rueda D (rueda) = 250 mm Ancho de la rueda F (rueda) = 42,9 mm Hueco máximo con cuñero estándar d (buje) = 54 mm (2 1/8 pulg) Longitud del buje L (buje) = 50 mm Diámetro del buje M (buje) = 100 mm Modelo de la rueda T3 (figura 58a) Peso de la rueda sin buje = 17 lb

6. Selección de las poleas conducidas.

Al dividir el diámetro de la rueda (conductora) entre la relación de velocidad, se

obtiene el diámetro aproximado de la polea (conducida); por catálogo sería:

Referencia de la polea PQ 2-5V110 Para P1 y P2 Referencia del polea SH Diámetro exterior de la polea D (polea) = 110 mm Ancho de la polea F (polea) = 42,9 mm Hueco máximo con cuñero estándar d (buje) = 34,9 mm (1 3/8 pulg) Longitud del buje L (buje) = 33 mm Diámetro del buje M (buje) = 70 mm Modelo de la polea T2 (figura 58b) Peso de la polea sin buje = 4 lb La figura 58 muestra las dimensiones de las poleas en los modelos T2 y T3 con el buje instalado. El buje ajusta la polea a presión mediante los tronillos de fijación (de 1/4 pulg para la polea T2, y de 5/16 pulg para la rueda T3), y se asegura al eje mediante un cuñero.

96

Así, las transmisiones comparten correas idénticas, el mismo tipo de ruedas y de piñones, todos de marca Intermec; brindando facilidades de adquisición en el mercado colombiano, y la posibilidad de monte y desmonte sencillo. 5.3.5.2 Ejes. Ya habiendo determinado el juego de correas y poleas, es necesario que los ejes se acoplen a estas, pues debe considerarse que los diámetros más grandes en los ejes deben ser en los que van instaladas las poleas; por lo que estos no deben superar el hueco máximo con cuñero estándar del buje, esto para poder garantizar el ensamblaje de la transmisión de acuerdo a la figura 55. A su vez, los ejes deben soportar todas las cargas generadas por la hélice, el generador y parte del peso del sistema sin deformarse. Un eje de transmisión es objeto de simetría cilíndrica diseñado para trasferir potencia. Para calcular ejes hay muchos métodos expuestos en diferentes bibliografías; entre ellas, la expuesta en el libro “Diseño de elementos de máquinas” de Robert L. Mott, P.E.40, el cual se usará para calcular los ejes necesarios para esta turbina. Inicialmente, se calculará el eje 1 (figura 55); que es el encargado de soportar y transferir la energía rotacional de la hélice al sistema.

40

MOTT, Robert L. Capítulo 12: Diseño de ejes, en: Diseño de elementos de máquinas. Traducido por Virgilio González y Poso. Cuarta Edición. Editorial PEARSON Educación, México 2006, p.530

Figura 58 – Nomenclatura para todas las poleas con buje QD.

a) Modelo T2.

b) Modelo T3.


97

5.3.5.2.1 Eje 1.

Para comenzar el cálculo del eje 1, se determina la longitud del mismo, y las distancias a las que se encuentran las partes sobre el tramo más largo de esa longitud; tal como muestra la figura 59.

Las medidas del eje en la figura 59, obedecen a que: del punto 0 al punto A, se da una distancia que permita acoplar la hélice señalada; del punto A al B, se encuentra un tramo de transición para que la hélice pueda flexionarse libremente de acuerdo a lo calculado en el numeral 5.3.4.4 (p. 80), sin tocar con la bajante del punto B; las bajantes en B y D soportan los rodamientos que permiten el giro del eje; en C se encuentra la rueda de transmisión R1 con su respectiva correa; y después de D es un tramo de transición. Seguidamente, se determinan las fuerzas que actúan sobre el eje 1 como se ve en la figura 60. Algunas de estas fuerzas fueron seleccionadas para el instante más crítico que es cuando el río crece, y se asumieron sólo algunas cargas considerando que son las más importantes; aunque puede que con otro tipo de análisis aparezcan otras cargas en el sistema, pero la incertidumbre en cuanto a la aparición de otras fuerzas que afecten de manera significativa al eje es baja. El momento en el punto A en el eje cartesiano X MAX, corresponde al momento promedio Mpro de la hélice, calculado en el numeral 5.3.4.1; y este es: Momento en A en el eje X MAx 561 Nm

Figura 59 – Eje 1 simplificado.


98

Los momentos del punto A en los ejes cartesianos Y y Z, MAY y MAZ respectivamente, corresponden a la carga que va en la dirección de X (Fy en el numeral 5.3.4.4) según la figura 60, multiplicada por el radio de hélice, así: 36)

Entonces: Momento en A en el eje Y MAY = 451,6755 Nm Momento en A en el eje Z MAZ = 451,6755 Nm Debido a que la fuerza en el eje cartesiano Z es pequeña (Fz = 2,8158 N en el numeral 5.3.4.4), no se incluirá en este análisis; en cambio sí se tomará la fuerza en el eje cartesiano Y como componente en el eje cartesiano Z, debido a que cuando la hélice gira la componente en Y pasa a ser componente en Z. La fuerza en el eje cartesiano X, corresponde a la fuerza para un álabe en ese plano (Fy en el numeral 5.3.4.4) multiplicado por 3, entendiendo que la fuerza se presenta en los tres álabes. Las cargas mencionadas no se muestran en la figura 60, pero deben incluirse en el análisis; por lo tanto: Fuerza en X FX = 1101,6477 N Fuerza en Y FY = -91,5411 N Fuerza en Z FZ = -91,5411 N

Figura 60 – Fuerzas sobre el eje 1.


99

Figura 61 – Entrada y salida de torque en el eje 1.


Figura 62 – Par en la rueda R1.


En los puntos B y D están las reacciones en los apoyos de todos los ejes cartesianos. Debe entenderse que las fuerzas FX, FY y FZ son diferentes de las calculadas en el numeral 5.3.4.4, pues aunque se de deduzcan a partir de estas y compartan la misma simbología, varían en el eje de acción respecto al plano cartesiano del eje de transmisión.

La carga debido al juego de poleas actúa en la dirección Y; esta se presenta en función del torque de la hélice que entra en A, y sale por C hacia el eje 2, tal como muestra la figura 61. Entonces de acuerdo al libro de Mott41, la fuerza ejercida por un juego de poleas se calcula con: 37)

En donde FN es la fuerza neta, el momento en C igual a MC es Mpro, y DC es el diámetro de la rueda. La fuerza neta es igual al par aplicado, correspondiente a la diferencia entre la fuerza de tensión hacia arriba F1 ejercida por un lado de la banda, y la fuerza de tensión hacia abajo F2 aplicado por el otro lado, como muestra la figura 62.

La fuerza en C FC, es la que permite el movimiento en la rueda, y viene expresada como: 38)

Entonces si DC = 0,25 m para la rueda R1, el valor de la FC sería:

(

)

41

MOTT, Robert L. Capítulo 12: Diseño de ejes Op., cit., p.539

100

Otras cargas a considerar en el análisis son las del peso de la hélice y el peso de la rueda de la transmisión. El peso la hélice es comparable con el de tres soleras de acero A-36 para los álabes, más un peso extra referente a los demás accesorios, todo multiplicado por la aceleración gravitacional; así: Solera de acero A-36 Altura: ½ pulg, Base: 4” = 12,66 Kg/m Platos, nariz y tornillos = 2 kg Gravedad = 9,81 m/s2

Entonces:

( )

El peso de la rueda sería:

(

)

Pese a la intensidad de las fuerzas en el eje X, estas no se utilizan en el análisis debido que la carga axial en este eje transmisión no genera esfuerzos considerables en el material. Entonces para determinar los valores de las reacciones en B y D se procede así:

∑

∑

∑

101

∑

Los diagramas de fuerzas permiten determinar los momentos flectores máximos en los ejes cartesianos Y y Z, como lo muestra la figura 63:

Los momentos flectores máximos mostrados en los diagramas de momentos en Y y Z de la figura 63, sirven para determinar el diámetro máximo de cada sección de los ejes según la ecuación planteada por Mott, la cual es compatible

Figura 63 – Diagramas de fuerzas y momentos en el eje 1.

a) Diagramas en Y.

b) Diagramas en Z.

Fuente: Elabora por los autores

102

Figura 64 – Flexión.


con la norma internacional para el diseño de ejes de transmisión (); la ecuación para diámetros de ejes es: 39)

√(

)√(

)

(

)

Diámetro en la sección del eje estudiada DEJE: Este diámetro se ajusta a la parte o función designada; puede referirse al lugar en donde se ubica la hélice, un rodamiento, la rueda de transmisión, o simplemente ser un tramo de transición. Factor de Diseño N: Es una medida de seguridad de un componente bajo la acción de una carga. Varía entre 1,25 y 4 para materiales dúctiles, y entre 3 y 8 para materiales frágiles. Factor de concentrador de esfuerzo Kt: Un concentrador de esfuerzo es una zona dentro de un sólido elástico en donde las tensiones se concentran, y es donde es más probable que haya un fallo; por ejemplo, un cambio de sección, un agujero o una fisura, son concentradores de esfuerzo que conducen al aumento de las tensiones cerca del límite de ellos. Entonces el factor de concentrador de esfuerzo Kt, es un valor que aumenta la cantidad de material en la zona del límite del concentrador para evitar fallos en ese punto. Momento flector máximo de la sección del eje estudiada M: Es el producto de la interacción de una distribución de fuerzas sobre la sección transversal un objeto; sección que es perpendicular al eje longitudinal a lo largo de donde se produce la flexión (figura 64). De la figura 63, se toman los valores máximos de los momentos en los ejes cartesianos Y y Z, y se efectúa la suma vectorial para hallar M. Resistencia a la fatiga corregida S’n: La fatiga Sn es el fenómeno por el cual la ruptura de un material bajo cargas dinámicas cíclicas se produce más fácilmente que con cargas estáticas; a cada material se le estima un valor mediante un ensayo de laboratorio que tiene por objetivo analizar las características de resistencia de los materiales cuando trabajan en las condiciones de fatiga prescritas. Entonces, la fatiga corregida S’n, es la

() Norma ANSI/ASME B106.1M – 1985 Standard, (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos). Para el diseño de ejes de transmisión, New York 1985.

103

Figura 65 – Torsión.


disminución del valor estimado en laboratorio, con el cual, se calcula el objeto de diseño para limitar el fallo por fatiga o dar “vida infinita” (como lo plantean algunos autores). Torque, par o momento torsor máximo en todo el eje T: El torque es la fuerza aplicada a un objeto la cual lo hace rotar (figura 65). Par este sistema, se refiere al momento promedio Mpro de la hélice. Resistencia a la fluencia Sy: La fluencia es la deformación irrecuperable de una pieza, la resistencia a la fluencia es el punto antes de donde comienza este fenómeno. Hasta el punto de fluencia, el material se comporta elásticamente, es decir vuelve a su forma inicial. Entonces, para el cálculo del eje se determina que: N = 2 Establecido para el diseño de elementos de máquinas bajo

cargas dinámicas con una confianza promedio en todos los datos de diseño.

T = 561 Nm. El torque o par es el generado por la hélice (Mpro). Tras efectuar algunas pruebas numéricas, se determina que el material más adecuado para el eje de transmisión es el acero 4340 OQT 1000 (templado en aceite y revenido), y el cual se puede adquirir en Colombia; las propiedades se encuentran en el anexo F (del proveedor ACEROSCOL S.A.S.). Este es un acero especial para maquinaria por su templabilidad, tenacidad y resistencia a la fatiga; y este posee las siguientes características: Sy = 1090 Mpa Es el límite de fluencia. Punto máximo en la zona elástica

antes de que comience la deformación irrecuperable del material.

Su = 1180 Mpa. El esfuerzo último es la tensión máxima que un material puede soportar en tracción antes de que la sección transversal del objeto comience a contraerse de manera significativa (estricción).

Con el esfuerzo último a la tensión, se determina la resistencia a la fatiga según el libro de Mott42, y tiene un valor de:

42

MOTT, Robert L. Capítulo 5: Diseño para diferentes tipos de carga. Op., cit., p.174

104

Sn = 410 Mpa Resistencia la fatiga. Para estimar la fatiga corregida, se multiplica la resistencia a la fatiga estimada por los siguientes coeficientes: Cm = 1 Factor de material para acero forjado. () Cst = 1 Factor de tipo de esfuerzo para esfuerzo flexionante. CR = 0,90 Factor de confiabilidad para una confiabilidad del 90%. Cs = 0,84 Factor de tamaño para un eje de un diámetro de 2 pulg aprox. Por lo que la resistencia a la fatiga corregida es: 40)

Así:

Con lo que las diferentes secciones del eje 1 de acuerdo a las figuras 59 y 63 se calcularían como sigue:

a) De 0 hasta el punto a. El momento en A es:

√

√

El factor de concentrador de esfuerzo para este tramo es:

Para cuñero de trineo (en donde ajusta la hélice.)

Con lo que:

√(

)√(

)

(

)

() No debe confundirse con el coeficiente de momento Cm de la ecuación 24.

105

b) A la izquierda de B.

Para asiento de rodamiento para el próximo diámetro.

c) Punto B.

Para chaflán para rodamiento.

d) Punto C.

Para anillo de retención.

Este valor debe multiplicarse por un factor de ranura de

anillo = 1,06, así:

e) Punto D y a su derecha.

Entonces:

Sube al diámetro D3 para usar el mismo rodamiento,

entonces:

f) Punto a la derecha de D hasta al final.

Siendo que los diámetros D1 y D2 son iguales, entre estos es necesario que haya una pestaña que permita fijar los platos de la hélice, de manera que estos permanezcan fijos y no lleguen hasta las bajantes en donde se alojan los rodamientos. Y si se quiere usar el mismo tipo de rodamiento en todo el eje, también deben modificarse esas dimensiones; y estas medidas se muestran en la tabla 12, y el plano en el anexo E.2.1.

() Se hizo la interpolación en entre los momentos de los puntos B y D, y las distancias en el eje cartesiano Z. Luego se hizo la suma vectorial con el momento en C del eje cartesiano Y, con lo que se halló Mc.

106

Figura 66 – Eje 2 simplificado.


Figura 67 – Fuerzas en el Eje 2.


Tabla 12. Diámetros de las secciones del eje 1.

Diámetro Medida calculada Medida corregida Ajuste

D1 = 40,77 mm 40 mm Hélice.

D2 = 40,94 mm 48 mm Tramo de paso.

D3 = 48,46 mm 50 mm Rodamiento.

D4 = 53,01 mm 54 mm Rueda de transmisión.

D5 = 48,46 mm 50 mm Rodamiento

D6 = 40,94 mm 48 mm Tramo de paso. Fuente: Elaborada por los autores.

5.3.5.2.2 Eje 2.

Tal como se definió en el eje anterior, las mediadas del eje 2 se muestran en la figura 66. En el punto A, se aloja un rodamiento tal como en el punto D; en el punto B se encuentra la polea P1, y el punto C la rueda R2. Las fuerzas al igual que en el eje 1, se consideran para condiciones extremas, con lo cual se estiman sólo las fuerzas más relevantes tal como se ve en la figura 67.

Como el torque transmitido varía en las dos transmisiones, la fuerza de la rueda FC es la misma que la fuerza de la polea FB del eje 2:

El momento en B (figura 68) de se calcula en base a las ecuaciones 37 y 38, entonces el torque o momento torsor en B MB es:

( )

(

)

Fuerza de la polea P1 FB = 6732 N

107

Figura 68 – Entrada y salida de torque en el eje 2.


El torque se transmite de la polea P1 en B hasta la rueda R2 en C, como se ve en la figura 68. Si DC = 0,250 m para la rueda R2, el valor de la FC sería:

(

)

El peso de la rueda R2 es igual al de R1: El peso de la polea sería:

(

)

Con los datos del eje 1: N = 2 Sy = 1090 Mpa S’n = 310 Mpa Más el torque: MB = 246,86 Nm Los valores de las reacciones serían:

∑

∑

wc = 75,8038 N

108

Figura 69 – Diagramas de fuerzas y momentos en el eje 2.


Y de acuerdo a la ecuación 39, los diámetros de las secciones del eje 2 se calculan así:

a) Punto 0 y a la izquierda de A.

Entonces:

. Es un tramo de transición y libre de carga, por lo cual se le asignara un valor próximo al diámetro siguiente. Con lo que:

b) Punto A.

, Es un tramo sin momento, pero se asienta un rodamiento, por lo que se le asignará un diámetro similar al interno de un rodamiento comercial de:

c) Punto B.


Este valor debe multiplicarse por un factor de ranura de anillo = 1,06, así:

109

d) Punto C.


Este valor debe multiplicarse por un factor de ranura de anillo = 1,06, así:

e) Punto D.

, Tal como en el punto A, el diámetro será de:

f) A la derecha de D.

. Tal como en el punto 0:

En los diámetros D2 y D5 se alojaran rodamientos del mismo tamaño. El D3 soportará la polea P1, y aunque se reduzca un poco de tamaño, debe recordase que al usar bujes QD no es necesario tener ranura de retención, lo que disminuiría el valor de Kt; y de necesitar ranura para otro tipo de buje, los rodamientos van junto a los diámetros que soportan las poleas, disminuyendo la distancia entre apoyos y por ende la flexión en el eje. Los diámetros D3 y D4 se ajustan al hueco interno de las poleas; el diámetro D4 es quien soporta la rueda R2, y por la variación entre esta medida y el diámetro siguiente (D5), es necesario que haya un diámetro auxiliar que evite que el eje roce con la cara inmóvil del rodamiento. Las dimensiones se muestran el a tabla 13 y en anexo E.2.2. Tabla 13. Diámetros de las secciones del eje 2.

Diámetro Medida calculada Medida corregida Ajuste

D1 = 15,86 mm 28 mm Tramo de paso.


D3 = 39,05 mm 34,9 mm Polea de transmisión.

D4 = 23,34 mm 54 mm Rueda de transmisión.


D6 = 15,86 mm 28 mm Tramo de paso. Fuente: Elaborada por los autores.

110

5.3.6 Rodamientos. Los rodamientos permiten el giro de los ejes dentro de las bajantes que los sostienen; a partir del catálogo suministrado por el fabricante SKF43, se escogieron rodamientos que permitieran trabajar bajo ambientes de mucha humedad. Estos vienen con sus respectivos manguitos de fijación, arandela o anillo de retención y tuerca de ajuste; además, vienen protegidos parcialmente contra la humedad con sellos de caucho.

Para el eje 1 se seleccionaron dos rodamientos de referencia 61810; y se seleccionaron tres rodamientos de referencia 61806, dos para el eje 2 y uno para el eje 3. Ambos tipos se muestran en el anexo G.

5.3.7 Jaula de seguridad. La jaula de seguridad, es una estructura de protección la cual debe permitir el paso del agua sin que esta tenga pérdidas considerables de velocidad, pero a su vez debe desviar elementos que puedan impactar la hélice. La jaula (figura 70) además de detener los sedimentos, también ayudará a soportar la estructura cuando el río este bajo de nivel.

43

SKF © Derechos de autor. Es una empresa sueca proveedora y fabricante de plataformas y productos tecnológicos de: rodamientos y unidades de rodamientos, sellos, mecatrónica, servicios y sistemas de lubricación. Disponible en Internet en: http://www.skf.com/co/our-company/index.html [Consultado el 19 de septiembre de 2016]

Figura 70 – Jaula de seguridad.


111

La jaula consta de cuatro vigas que unen el tambor que contiene a la hélice con la punta que enfrenta al agua; esto para que contenga el enmallado con alambre calibre 10 para detener los sedimentos. El enmallado se hizo en alambre para reducir al máximo el peso y la estela que este pueda dejar; y con esto, que no se generen cambios significativos en el flujo del agua. De acuerdo al anexo B, las cargas más importantes sobre la hélice se presentan desde la mitad hasta la punta del álabe, por lo que es conveniente que el flujo en este tramo se lo más directo posible; por eso, el enmallado mantiene un ángulo de 14º entre alambres de manera que el agua tenga menos obstáculos en su recorrido cuando enfrente la hélice de la mitad hacia arriba. La hélice se encuentra ubicada justamente en el borde frontal tambor, con el objetivo que las paredes de este último no incidan en el funcionamiento del sistema. El material de la jaula es acero A-36 galvanizado zincado, exceptuando el tapón que es de neopreno y cual encaja a presión sobre la punta. La tapón en goma neopreno sirve para absorber el impacto de sedimentos grandes (troncos principalmente). El tambor tiene una hendija en su parte superior por donde pasan las bajantes que sostienen la transmisión; y también, consta de dos vigas en la parte trasera que dan rigidez a la estructura. La forma cónica de la jaula ayuda a que el agua trate de seguir un flujo recto; y adicionalmente, el que sea coniforme con la base hacia afuera, y al tener las cuatro barras que unen la punta con el tambor, sirve esta como deflector de sedimentos grandes flotantes. Las especificaciones se muestran en el anexo E.3. 5.3.8 Balsa. La balsa se compone dos partes; un armazón que es el que sostiene el montaje, y unos flotadores los cuales mantienen todo el sistema boyante sobre el agua. 5.3.8.1 Armazón. El armazón que se muestra en el anexo E.4, se divide en tres partes principalmente:

1. La parte superior, la cual siempre estará fuera del agua, ya que es la que aloja el generador.

2. La parte inferior que va estar siempre sumergida; consta de dos bajantes en donde se ubican la transmisión, la hélice y la jaula de seguridad.

112

3. Y una tercera parte conformada por las dos alas laterales en donde se ubican los flotadores.

El material del armazón es acero A-36 galvanizado zincado, y cuenta con cuatro patas que junto con la jaula de seguridad, sostienen la turbina mientras el nivel del río es bajo. Las especificaciones se muestran en el anexo E.4.1. 5.3.8.2 Flotadores. Los flotadores son los encargados de mantener la estructura en la superficie del agua, previniendo principalmente que el generador se sumerja en el río. Para calcular estos flotadores se empleara el método plateado en el libro Mecánica de fluidos de Robert L. Mott, P.E.44

Para calcular los flotadores de la balsa, debe entenderse que un cuerpo en un fluido, ya sea que flote o esté sumergido, experimenta una fuerza hacia arriba igual al peso del fluido desplazado. Esta fuerza se denomina flotación Fb y actúa en

dirección vertical hacia arriba a través del centroide del volumen desplazado.45 La ecuación para la fuerza de flotación Fb es: 41)

En donde yf es el peso específico del fluido (para este caso agua), Vd es el volumen de fluido desplazado. Debe entenderse que si un objeto de peso w está sumergido, tenderá a flotar si w es menor en magnitud que Fb; y se hundirá si w es mayor que Fb. Teniendo en cuenta que se desea siempre que el costo de la PCH sea mínimo, se usaran tambores cerrados de 120 lts de capacidad (anexo H), como los que ofrece el proveedor Plastank Colombia46; el modelo simplificado del tambor se muestra en el anexo E.4.2

44

MOTT, Robert L. Capítulo 5: Flotabilidad y estabilidad, en: Mecánica de fluidos. Traducido por: Javier Enríquez Brito. Sexta Edición. Editorial PEARSON Educación, México 2006, p.123. 45

MOTT, Robert L. Capítulo 5: Flotabilidad y estabilidad. Ibíd., p.124 46

PLASTANK LTDA. Es una empresa que fabrica de envases plásticos elaborados en Polietileno alta

densidad y alto peso molecular. Con una permanencia en el mercado de más de 20 años en Colombia y más de 25 años en su casa matriz en México.

113

Estos tambores vienen fabricados en polietileno de alta densidad 100% virgen, y tienen las siguientes características: Capacidad = 120 lts Diámetro = 487 mm Peso = 6,3 Kg Altura = 802 mm Podría decirse entonces que la capacidad de carga máxima del tambor antes de sumergirse está definida por: 42)

En donde w seria el peso máximo que soporta el tambor antes de hundirse, a ello la igualdad con la fuerza Fb. El peso w, también se define como el producto del peso específico por el volumen así: 43)

En donde es el peso específico del agua, V el volumen del tambor, ρ la densidad del agua y g la aceleración gravitacional. Entonces el peso específico del agua sería:

El volumen de un cilindro se define como: 44)

Entonces:

De la ecuación 42, si la fuerza de flotación Fb es igual al peso máximo w que soporta el tambor, se calcula entonces que:

114

La definición general de fuerza dice que F = ma, en donde m es la masa y a es la aceleración; entonces Fb = mg, entendiendo que se trata de la masa que es soportada al interactuar con la gravedad, y es esta masa la que tiende a hundir el tambor en el fluido. Así, despejando m:

Si a este valor se le resta el peso del tambor, podría decirse que la mayor masa que puede soportar un solo tambor antes de hundirse es:

El peso aproximado de la turbina sería: Turbina (sin juegos de poleas y sin generador) = 478 Kg 2 Juegos de poleas = 20 Kg Generador = 70 Kg Lo que sumaría un total de 568 Kg; y dividiendo este valor con la masa máxima

mmax, daría un valor de 3,97 4 tambores. Siendo que no se ha tenido en cuenta el cableado necesario, las cadenas de los fondeos que sostienen la turbina en posición, la guaya de seguridad a la orilla, parte de la tornillería y otras cosas que pueden surgir en el camino; se decide adicionar dos tambores más al diseño, de manera que no sólo se soporte el peso extra del sistema, sino que pueda soportar hasta dos operarios de mantenimiento a bordo (de 100 Kg cada uno aproximadamente) para cuando se necesite. Entonces la capacidad de carga total sería de 858 Kg; la ficha técnica del tambor se muestra en el anexo H. 5.3.9 Fondeos. Fondear consiste en amarrar una embarcación al fondo de un afluente como un lago, laguna, río, mar, canal artificial, entre otros, mediante una cadena, un cabo (cuerda marina) o una guaya, a un ancla o a un muerto ubicado en el lecho, el cual indica su posición mediante una boya. Siendo que es necesario que la turbina enfrente de la manera más directa al fluido, es decir, que mantenga su posición con su eje paralelo al cauce, se hace necesario calcular dos fondeos con boya y muerto que permitan estabilizar el sistema en la posición deseada; además, adicionar un ancla de capa que evite el giro de la proa o frente de la balsa alrededor de los muertos por la acción del

115

Figura 71 – Fondeo en un río.


viento, el oleaje o los sedimentos (borneo). Aunque de no ser posible la utilización de los fondeos, puede sujetarse la turbina al puente sobre el río San Juan que se encuentra en las inmediaciones de Salao, pero deben considerarse otras variables que no se contemplan en este documento. Para el cálculo de fondeos se recurre al documento “IALA Directriz Nº 1066 sobre diseño de fondeos para ayudas flotantes a la navegación”47, el cual dará las nociones principales para la estimación. 5.3.9.1 Teoría de fondeo.

Inicialmente es necesario determinar la forma en cómo debe sujetarse la turbina a los fondeos; tradicionalmente las embarcaciones en los muelles sobre el mar atracan como muestra la figura 71, en donde los muertos serían los atracaderos del muelle; estas embarcaciones además llevan un ancla de capa en la parte trasera de la embarcación para evitar el borneo o chocar contra las defensas del muelle. En el montaje de la turbina río balsa de la figura 71, la cadena auxiliar es opcional, por si se requiere dar mayor estabilidad al montaje. Las boyas también cumplen con la función mantener las cadenas a flote cuando la turbina esté fuera del agua, esto para que no sea complicado encontrar el punto de anclaje cuando deba instalarse la turbina nuevamente. Las fuerzas principales sobre la turbina son las ejercidas por del viento y la corriente del río.

Las cargas debidas a los sedimentos no son muy caóticas, a no ser que se produzcan en medio de crecientes súbitas en las que la corriente impulsa objetos a gran velocidad; o también, cuando los sedimentos son impulsados por derrumbes ocurridos cerca del sistema, con lo que arena, troncos, piedras propios del ambiente circundante pueden llegar a hasta el punto de acción.

47

IALA (International Association of Marine Aids to Navigation and Lighthouse Authorities) y AISM (Association Internationale de Signalisation Maritime). Junio de 2010, IALA Directriz Nº 1066 sobre diseño de fondeos para ayudas flotantes a la navegación. Disponible en Internet en: http://www.puertos.es/es-es/BibliotecaV2/no_1066.-_diseno_de_fondeos_para_ayudas_flotantes_a_la_navegacion.pdf. Gobierno de España - Ministerio de fomento.

116

Por otro lado, los sedimentos producto de vertimientos químicos y basuras, de excavaciones de maquinaria, de explosiones, entre otras acciones todas provocadas de forma directa por el hombre, pueden derivar en cambios en la composición del agua, o en sedimentos que pueden afectar la turbina. Los sedimentos naturales más grandes arrastrados por el río San Juan fluyen cuando hay crecientes, y son troncos podridos o secos de Ceiba y Guamos principalmente, los cuales alcanzan longitudes máximas de hasta 3 metros con un 1 metro de diámetro en promedio. Los sedimentos no naturales más frecuentes son troncos cortados por aserradores de la región quienes los dejan en la orilla, y

escapan justamente en crecientes. () Sin embargo los sedimentos mencionados no son tan peligrosos como proyectiles, pues cuando estos trozos de árboles son arrastrados por la corriente, ya se encuentran secos o podridos, a ello el que floten en el agua. Y como se vio en el numeral 5.3.8.2 (p. 112), para flotar, el peso específico y la densidad de estos deben ser menores que los del agua; entonces el impacto ejercido por los sedimentos sobre la turbina debe ser similar al ocasionado por el fluido. De aquí se entiende que el impacto de estos sedimentos a la velocidad máxima que alcanza el río (creciente), no generan un verdadero peligro para el sistema si está debidamente fondeado; lo que si puede ser un problema, es la acumulación de estos en la turbina, con lo que se hace necesario programar mantenimientos periódicos para limpiarla. Luego, para analizar las fuerzas del viento y el agua del afluente, se procede con la fórmula: 45)

En donde la fuerza horizontal total es ThO, la fuerza horizontal del viento es Fw, y la fuerza horizontal de la corriente es Fd. En donde:

46) 47)

, y

En donde Cw el coeficiente de arrastre aerodinámico (subíndice w para lo referente al viento) de la parte de la turbina expuesta al viento, y Cd el coeficiente de arrastre hidrodinámico (subíndice d para lo referente al agua) de la parte sumergida de la turbina, la variable ρ es la densidad del fluido, y el área del álabe

() Datos suministrados por ingenieros agroforestales y biólogos de la Universidad Tecnológica del Chocó Diego Luis Córdoba, Quibdó, Chocó, en Colombia.

117

A es la proyección del área que enfrenta la dirección del fluido analizado; v es la velocidad del fluido. La fuerza horizontal del viento Fw, y la fuerza horizontal de la corriente Fd se asemejan a la fuerza de arrastre citada en el numeral 5.3.3.1, con la diferencia que estas no operan sólo sobre la cara del álabe, sino que actúan en toda la cara de la turbina que enfrenta el fluido. Pero téngase en cuenta que se habla de dos fluidos que interactúan con la turbina (aire y agua); por lo mismo, se debe determinar qué porcentaje del área frontal de la turbina actúa en el viento y cual en el afluente. Determinada la fuerza horizontal total ThO, puede seleccionarse el tipo de muerto más conveniente, la boya de amarre, y se puede determinar la longitud de la cadena L para fondeos intermedios a partir de la fórmula: 48)

√ ( )

En donde H es la profundidad máxima del lugar de fondeo cuando hay creciente, mc es la masa sumergida por unidad de longitud de la cadena (la masa menos la flotabilidad de la cadena), y g es la aceleración gravitacional. La longitud de la cadena L, garantiza la catenaria suficiente para evitar que la turbina se sumerja totalmente; además previene que la cadena se tensione totalmente para evitar que haya una desalineación crítica entre el centro de gravedad del sistema y el centro de flotación48, lo que lo haría volcar. 5.3.9.2 Cálculo de fondeo. Observando el anexo E, la forma de la turbina desde su vista frontal puede asociarse 4 áreas circulares; dos círculos de los flotadores, una de la jaula, y una última para el generador. Entonces las áreas proyectadas serían:

Tabla 14 – Áreas proyectadas de la turbina.

Sección proyectada Diámetro Área

Jaula de seguridad = 2,7804 m = 1,9326 m2

Hilera de tres flotadores = 0,4870 m = 0,0592 m2

Generador = 0,3400 m = 0,0289 m2


48

MOTT, Robert L. Capítulo 5: Flotabilidad y estabilidad Op., cit., p.134.

118

Para números de Reynolds Re >104 los coeficientes de arrastre de diversas formas se muestran en la figura 72. Así, para las áreas calculas, los coeficientes de arrastre se muestran en la tabla 15.

Tabla 15 – Coeficientes Cw y Cd.

Sección proyectada Forma Cw y Cd

Jaula de seguridad Cono de 60º = 0,5

Hilera de tres flotadores Cilindro: L/D = (3 x 802)/487 5 = 0,91 (interpolación).

Generador Cilindro: L/D = 290/340 = 0,85 = 0,97 (interpolación).


Los vientos del oeste que penetran por la costa del Pacífico Colombiano provienen de una corriente de chorro muy superficial del oeste (Chorro del Chocó), la cual tiene dirección oeste-este con un ciclo anual muy fuerte, siendo casi imperceptible en los meses de febrero, marzo y abril; intensificándose desde mayo (2 m/s en el núcleo del chorro y hasta una altura correspondiente a 850 mb) alcanzando un

Figura 72 – Coeficientes de arrastre de varias formas geométricas.

Fuente: Universidad de Chile. [En línea] Mecánica de fluidos. Capítulo 5: Coeficientes de arrastre y sustentación [Consultado el 25 de Septiembre de 2016] Disponible en Internet en: http://zeth.ciencias.uchile.cl/~amartinez/informe_final/arrastre2.pdf, p.5

119

máximo en octubre-noviembre (más de 6 m/s en el centro del núcleo hacia los 950 hPa, altura dada en términos de la presión atmosférica), y decreciendo hasta volver a su mínimo en el mes de febrero. El núcleo del chorro del chocó presenta su

máxima intensidad en la latitud 5º N.49

Entonces los vientos más fuertes tienen una velocidad vw = 6 m/s más o menos en esta zona del Chocó, y con la baja densidad del aire, podría decirse que esta fuerza no es tan significativa como la ejercida por la corriente del río. Tomando los mismos coeficientes de arrastre en las áreas para los dos fluidos (siendo que estos pueden variar), se hará la suposición del área Aw máxima, cuando los flotadores están justamente fuera del agua; y Ad será mayor, en el instante que el nivel apenas rebasa la altura del flotador, todo con el fin de disminuir la incertidumbre respecto al comportamiento del sistema frente a las cargas reales. Con lo que, si la: Densidad del aire ρw = 1,225 m3/Kg La fuerza horizontal del viento sería:

Obteniendo la velocidad máxima que alcanza el río en creciente del anexo B.3: Velocidad máxima vmax = vd = 2,101 m/s La fuerza horizontal del afluente se calcula así:

49

HENAO, Julian. El chorro del Chocó. UNIVERSIDAD EIA Disponible en Internet en: http://fluidos.eia.edu.co/hidraulica/articuloses/interesantes/elchorrodelchoco/elchorrodelchoco.html

120

Así, la fuerza horizontal total es igual a:

Llevando la fuerza ThO a términos de peso, equivaldría a una masa de 242 Kg aproximadamente. Para determinar la longitud de la cadena es necesario saber la profundidad máxima, o la mayor creciente registrada en el río San Juan en El Salado. Se puede observar en el anexo A.1 que la profundidad máxima es: Profundidad máxima H = 6,110 m Para las cadenas, en el anexo I se encuentra el catálogo del fabricante Katiak50 para cadenas en acero inoxidable. Se seleccionó la cadena DIN 766 de eslabón corto en acero, con diámetro de 5 mm en inoxidable AISI-316L de este catálogo, porque tanto estas como los muertos siempre estarán en el agua después de instaladas y no se le puede aplicar mantenimiento preventivo; además, porque al mirar la capacidad de carga de trabajo, se garantiza que con una sola cadena, el muerto podrá sostener la turbina en caso de que falle la otra cadena. En el catálogo de Katiak, la masa por longitud de la cadena es: Masa de un metro de cadena m metro de cadena = 0,5 Kg El peso de ese tramo de cadena sería entonces: w metro de cadena = 0,5 x 9,81 = 4,905 N Como la cadena es de AISI-316L, la densidad de este material es: ρ AISI-316L = 7,98 Kg/dm3

50

©Katiak 2009. All Rights Reserved. KATIAK es una empresa española especializada en la fabricación de cadenas, con una amplia gama de modelos en sus catálogos.

121

Con lo que de la ecuación 43 se calcula:

(

)

Así, de la ecuación 41, la fuerza de flotación sería:

Entonces, el peso del metro de cadena sumergida sería:

Dividiendo el peso del metro de cadena sumergida w cadena sumergida entre la gravedad, se obtiene que la masa sumergida por unidad de longitud de la cadena (la masa menos la flotabilidad de la cadena) mc es: Masa sumergida mc = 0,4373 Kg Así, la longitud de la cadena L sería:

√ ( ) √ (

)

Redondeando, se necesitarían dos cadenas de L = 83 m cada una para cada muerto. La longitud calculada obedece a la larga catenaria que se forma en la profundidad a causa el peso de la cadena como se ve en la figura 73; la boya puede ir en la cadena auxiliar o en la cadena del fondeo, siendo esta última lo más ideal. Los accesorios de la cadena se muestran en el anexo J. Estas cadenas permiten ubicar los muertos hasta 6 metros desde la línea media de la turbina (línea recta desde el tapón de la jaula hasta el ancla de capa en la figura 71), hacia las orillas del río; pero se debe garantizar que la distancia de separación sea la misma entre la línea media y los muertos.

122

La masa de las cadenas sumergidas sería: m cadenas sumergidas = 2L x mc = 2 x 83 x 0,04373 = 72,5918 Kg Para calcular la boya necesaria para mantener la cadena a flote, se multiplica la masa de las cadenas sumergidas por la gravedad y se obtiene: w cadenas sumergidas = m cadenas sumergidas x g = 72,5918 x 9,81 = 712,1255 N Con lo que despejando la fuerza de flotación de la boya Fb boya de la ecuación 42: Fb boya = 712,1255 N Entonces de la ecuación 43, diría que el volumen de la boya V boya:

Las boyas usadas deben superar el volumen calculado de V boya = 0,07259 m3, que en litros equivaldría a 72,6 lts aproximadamente para que puedan flotar con el peso de la cadena. Se dispondría así de dos boyas de 36,3 lts para cada cadena.

Figura 73 – Cadena de fondeo en cambio de corriente.


123

El fabricante Polyform51 dispone de las boyas CM-3 Red y CM-3 Red/SS inflables, cuyos volúmenes son de 44.7 lts., (figura 74); esta boyas son conocidas como Mooring Buoys (boyas de amarre en español), y además de ser indicadoras, sirven para amarrar embarcaciones a ella y soportar las cadenas de fondeos.

Figura 74 – Boya de amarre Polyform.

Fuente: Polyform. [En línea] Moorings/CM Series [Consultado el 29 de Septiembre de 2016] Disponible en Internet en: https://www.polyformus.com/Moorings/CMSeries

Debido a que el río San Juan se caracteriza por tener un lecho de grava fina, mediana y gruesa como se ve en la figura 75, es recomendable usar muertos de

51

© Copyright 2016 Polyform U.S. All Rights Reserved. Polyform es un fabricante estadounidense de boyas de ubicación, amarre, defensa de embarcaciones, que provee a surte a varias tiendas náuticas en Colombia.

Figura 75 – Foto del río San Juan a la altura del municipio de Medio San Juan, Chocó.

Fuente: Tomada por los autores.

124

hormigón por ser aptos para casi cualquier tipo de lecho y en especial para grava de acuerdo al “estudio de fondeo para una turbina hidrocinética”52. La fuerza horizontal total ThO de 2373.523 N y su semejante de 242 kg que sería equivalente para el muerto de hormigón, se ve disminuida por la fuerza de flotación que actúa sobre el muerto en el agua; por lo que el peso muerto en el agua P necesario para el fondeo debe ser superior a la ThO. La tabla 16 muestra la masa del muerto en tierra M y su peso muerto en el agua P, además de las dimensiones para diferentes muertos de hormigón de base circular para fondeo como el de la figura 76. Tabla 16 – Dimensiones de muertos de hormigón redondos para fondeo.

M Masa del muerto. kg 250 400 600 1000 2000 4000 6000

A Diámetro de la base cm 96 100 110 130 160 200 230

B Diámetro superior. (=2A/3) cm 64,0 66,7 73,3 86,7 106,7 133,3 153,3

C Altura del muerto. (=A/3) cm 32,0 33,3 36,7 43,3 53,3 66,7 76,7

D Diámetro grande de la cavidad de succión. (=22A/30)

cm 70,4 73,3 80,7 95,3 117,3 146,7 168,7

E Diámetro estrecho de la cavidad de succión. (=21A/30)

cm 67,2 70,0 77,0 91,0 112,0 140,0 161,0

F Altura de la cavidad de succión. (=A/30)

cm 3,2 3,3 3,7 4,3 5,3 6,7 7,7

G Longitud de reentrante para grillete. (=9ф)

cm 36 36 36 45 54 54 54

H Anchura de reentrante para grillete. (=3 ф)

cm 12 12 12 15 18 18 18

I Profundidad de reentrante para grillete. (=2 ф)

cm 8 8 8 10 12 12 12

J Altura del encaje para almacenamiento. (=2.5 ф)

cm 10 10 10 12,5 15 15 15

K Diámetro superior del encaje para almacenamiento.

cm 20 20 20 20 20 20 20

L Diámetro inferior del encaje para almacenamiento (=K+2J)

cm 40 40 40 45 50 50 50

ф Diámetro del asa de amarre cm 4 4 4 5 6 6 6

Masa de acero incorporado (incl. cadena de chatarra y asa de amarre)

kg 30 50 150 250 600 1200 1600

P Peso muerto en el agua N 1650 2500 4000 6500 13000 26500 39000

Fuente: Directriz 1066 – Diseño de Fondeos para Ayudas a la Navegación Flotantes Mayo de 2009 – Modificado Junio de 2010 [Consultado el 3 de Octubre de 2016] Disponible en Internet en: http://www.puertos.es/es-es/BibliotecaV2/no_1066.-_diseno_de_fondeos_para_ayudas_flotantes_a_la_nave gacion.pdf. Gobierno de España - Ministerio de fomento, p 62.

52

ÁLVAREZ ZAMBRANO F. B. 2013. [Tesis] Estudio de fondeo para una turbina hidrocinética. Universidad Austral de Chile. Facultad de ciencias de la ingeniería. Escuela de ingeniería naval, Valdivia. Chile. Disponible en Internet en: http://cybertesis.uach.cl/tesis/uach/2013/bmfcia4731e/doc/bmfcia4731e.pdf Consultado el 30 de septiembre de 2016

125

Es recomendable utilizar muertos de base circular debido a que estos oponen menor resistencia al empuje del fluido, y por ende se comportan mejor que los cuadrados en las zonas de corrientes. Las dimensiones de los muertos de hormigón de base circular para en la tabla 16, se especifican en la figura 76.

Figura 76 – Dimensiones de muerto para fondeo de base circular en hormigón.

Fuente: Fuente: Directriz 1066 – Diseño de Fondeos para Ayudas a la Navegación Flotantes Mayo de 2009 – Modificado Junio de 2010 [Consultado el 3 de Octubre de 2016] Disponible en Internet en: http://www.puertos.es/es-es/BibliotecaV2/no_1066.-_diseno_de_fondeos_para_ayudas_flotantes_a_la_na vegacion.pdf. Gobierno de España - Ministerio de fomento, p 61.

126

De acuerdo a lo especificado en la tabla 16, el muerto para soportar la carga completa sería el de masa de 400 kg, esto por el peso muerto en el agua P que soporta. Para hacer el montaje tal como en la figura 71, bastarían dos muertos de

250 kg () que soportarían la ThO; sin embargo, para este diseño se escogerán dos muertos de 400 kg, pensando en que estos individualmente sean capaces de soportar la turbina en caso de fallo de una de las cadenas de fondeo, y que puedan soportar embarcaciones destinadas a mantenimiento, resistir la acumulación de sedimentos, o permitir la instalación de otra turbina en paralelo. 5.3.10 Sistema Eléctrico. Para que la PCH sea tal, debe llevar además de la turbina y el fondeo un medio de distribución y control de la electricidad, pues es este quien suministra finalmente la corriente a las casas de la zona; previniendo perdidas de potencia, el que se fundan electrodomésticos y los cortos circuitos en el sistema. El diagrama eléctrico del sistema se muestra en la figura 77, que está compuesto principalmente de la turbina (generador), un rectificador (controlador), un banco de baterías, un inversor, un disyuntor (protección, taco o breaker) y un tomacorriente.

5.3.10.1 Generador. El generador es el en cargado de producir 120 V de corriente alterna AC, alcanzando una potencia máxima de 4233,4658 W de acuerdo al numeral 5.3.5.1.

() La columna para 250 kg no está en el documento de donde se extrajo esta tabla. Esta columna fue añadida por los autores haciendo una estimación de acuerdo a los valores en la tabla original, con el objetivo de tener la posibilidad de añadir muertos de menor peso, más fáciles de montar y más económicos al sistema.

Figura 77 – Sistema eléctrico.


127

5.3.10.2 Rectificador (controlador). Es el encargado de limitar la velocidad a la que la corriente eléctrica se carga a las baterías o se extrae ellas. También, previene la sobrecarga de las baterías, y las protege de sobretensiones que pueden reducir su vida útil o volverlas inseguras; puede decirse que es un controlador que se encarga de rectificar y regular la potencia para evitar la descarga profunda del banco de baterías. El controlador permite convertir la corriente alterna (AC) que sale del generador en corriente continua (DC) para cargar le banco de baterías; y para este diseño, se necesitaría un rectificador que permita convertir los 120 V en AC del generador, en 12 V DC para carga de los acumuladores. La empresa JIANG Technology53, ofrece el rectificador de la línea Meanwell modelo: RSP-3000-12/RSP-3000-24/RSP-3000-48, y cuyas especificaciones se muestran en el anexo K. 5.3.10.3 Banco de baterías (acumuladores). Las baterías en el sistema eléctrico, tienen la función de suplir la demanda de energía del sistema cuando el generador de la turbina se encuentra fuera de servicio. En sistemas de energía solar fotovoltaica, las baterías se encargan suplir la demanda de electricidad cuando no hay radiación suficiente sobre los páneles (especialmente en las noches); en sistemas eólicos e hidrocinéticos, estas suplen la demanda durante labores de mantenimiento, y se conmutan o trabajan junto con el generador por acción del controlador cuando el sistema no alcanza la potencia requerida, suministrando corriente también en frenadas súbitas de la turbina. Las baterías usadas para este fin son las de ciclo profundo, las cuales guardan corriente eléctrica y se recargan por medio de los alternadores, paneles solares, molinos de viento, etc. Estas se diferencian de las baterías de ciclo corto como las de los automóviles, en que las de ciclo corto entregan al vehículo mucha corriente de arranque en poco tiempo, alrededor de 300 y 600 amperes en unos 3 a 5 segundos quedando casi totalmente descargadas; luego las baterías se recargan rápidamente y no hace falta siquiera que estén presentes para que el automóvil funcione, pues alternador provee de toda la energía necesaria para el funcionamiento del sistema eléctrico, (después del arranque se usa para manejar sistemas de pocos amperes durante poco tiempo mientras el carro este apagado). Mientras que en las de ciclo profundo, se toma energía por debajo de la capacidad de la misma; es decir, en sistemas de iluminación por ejemplo, se toman pocos amperes (3, 5, 10 amperes o más) a lo largo de mucho tiempo (5, 10, 20 horas o

53

HANGZHOU JIANG Technology Co., Ltd. 2006 Es una empresa de alta tecnología productora de unidades de potencia y luces LED. Su línea de productos Meanwell incluye fuentes de alimentación AC DC, el conductores LED, convertidores DC/DC , adaptadores de corriente, Inversores DC/AC, cargadores de baterías y luces LED.

128

más). Además, pese a no funcionar con la misma eficiencia, admiten ser descargadas hasta en un 90%. Después del generador, el banco de baterías de ciclo profundo constituye la parte más costosa del sistema eléctrico. Estas vienen en voltajes de 6V, 12 V, 24 V y 48 V, en DC, aunque pueden venir para otros voltajes en casos especiales. Los tipos más usados para estas aplicaciones son de los tipos zinc-carbón, alcalinas, niquel-cadmio (Ni-Cd), níquel-hidruro metálico (Ni-MH) y las baterías de ácido-plomo. Las baterías de ciclo profundo son por lo general del tipo ácido-plomo. Las baterías de ácido-plomo se clasifican en:

a) Baterías Liquidas: son las más antiguas y su simple producción permiten precios favorables. Existen en versión abierta con tapas que dejan sustituir el agua o en versión 'libre de mantenimiento' que son cerradas, pero con válvulas para que posibles gases puedan escapar durante cargas excesivas (en la realidad no son libre de mantenimiento, son de bajo mantenimiento). Sus ventajas aparte de los precios es que son menos problemáticos si se sobrecargan. Las desventajas son que durante la carga escapa hidrógeno (explosivo), existe el peligro de perder el muy agresivo acido, un control del nivel del agua es necesario (en las de 'libre mantenimiento' no se pueden sustituir el agua), y su corta vida típica de aproximadamente 400 ciclos de carga y descarga. Una ventilación es muy importante para estos tipos de batería y temperaturas bajo zero pueden destruirlas rápidamente.

b) Baterías tipo VRLA (en inglés: Valve Regulated Lead Acid battery). Estas baterías modernas tampoco son completamente selladas, pero contienen una tecnología que recombinan oxígeno e hidrógeno que sale de las placas durante la carga y así eliminan la pérdida de agua si no son sobrecargadas. Estas baterías funcionan en cualquiera posición. Hay dos tipos principales: los de consistencia de Gel y los AGM. Ambas se puede usar en temperaturas bajas.

Baterías de Gel. En estas baterías 'selladas', el ácido tiene la forma de gel. Su gran ventaja es que ya no hay un líquido que se puede perder, son cerradas y funcionan en cualquier posición. La corrosión es reducida y son más resistentes a bajas temperaturas. Su vida es mucho mayor que la vida de las baterías liquidas y comparado con otras, son las menos afectadas en casos de descargas profundas. Las desventajas son una resistencia interna poco más alta que reduce el flujo máximo de la corriente, son algo más delicadas para cargar y llevan un precio mayor. Estas baterías, por su larga vida, se usan frecuentemente en la industria y la telecomunicación.

Baterías tipo AGM (en inglés: Absorbed Glass Mat). En estas baterías, desarrolladas inicialmente para la aviación, el ácido está fijado en fibras de vidrio (a veces se llaman baterías 'secas' por su reducida cantidad de ácido). Cada vez más se usan en sistemas solares y eólicos. Sus ventajas son una alta resistencia en climas fríos, su auto descarga sobre el tiempo es mínimo y

129

tiene la eficiencia más alta de todas las baterías de plomo (hasta 95%). Tienen una baja resistencia interna que permite corrientes altas. Desventaja, aparte del precio, es su vulnerabilidad más alta a descargas profundas. La vida puede variar considerablemente según calidad.

Baterías Estacionarias: Las OPzS (acido), OPzV (gel) y TOPzS (acido-silicio) entregan mayor amperaje, tienen mayores ciclos de descarga profunda (>1500), y pueden alcanzar una vida de diseño hasta 25 años; aunque

requieren mantenimiento y son más costosas. 54

No existe la mejor batería para cada solución; sin embargo, hay una tendencia a usar cada vez más las AGM por su mejor relación de vida por precio respecto a otro tipo de baterías, y por su manejo fácil con un peligro reducido. Por lo que se seleccionarán para el banco baterías AGM de acuerdo a las siguientes formulaciones: 1) De acuerdo a lo descrito en el numeral 1, el consumo para una vivienda regular

es de 500 Wh, y en la vivienda ahorradora 310 Wh.

2) Teniendo en cuenta un factor de riesgo de 1,5, que se refiere a una y media veces la potencia disponible para los hogares, es decir día y medio de carga; o también para suplir: cargas extras y resistivas no estipuladas (planchas, hornos, calentadores), paradas más prolongadas de lo esperado, malos funcionamientos del sistema, etc.; de acuerdo a la potencia máxima dada por el generador, la potencia inmediata disponible para los hogares sería de:

Se dispondría de 3000 W para alimentar las casas; con lo que para las 4 casas regulares o las 6 a 7 casas ahorradoras se dispondría de 1000 W extras en las baterías para alimentar los hogares tal cual como con el generador (numeral 1). Si las baterías trabajan todo el tiempo bajo la potencia estipulada para todos los hogares (2000 W), garantizan día y medio de carga mientras que la turbina esté fuera de servicio; y si la potencia es menor, será mayor el tiempo de descarga.

3) Seleccionando baterías de 12 VDC, se diría entonces que para 4 horas de consumo a máxima potencia (expuesto en el numeral 1), el amperaje inmediato que debe entregar el banco de baterías para suministrar corriente durante día y medio debería ser:

54

DELTA VOLT. Copyright © 2010-2016 - Delta Volt SAC, Derechos Reservados. Baterías para sistemas solares y eólicos. Disponible en Internet en: http://deltavolt.pe/energia-renovable/baterias

130

4) Pero debe tenerse en cuenta que las baterías entregan sólo el 50% de su carga

en potencia óptima (), y siendo que el inversor consume aproximadamente 10% de la carga del sistema, debe sumarse al amperaje calculado el 60% más de ese valor; con lo que el amperaje que debe entregar el banco de baterías correspondería a:

5) Con el objetivo de reducir el número de baterías, y siendo que no se

recomienda conectar entre sí más de 8 baterías de 12 V ya que puede perjudicar a la instalación a causa de las pérdidas en rendimiento, se seleccionaran baterías de ciclo profundo U-POWER AGM 250Ah, del fabricante Master Battery55, cuyas características son:

- Voltaje: 12V. - Medidas: 518 x 274 x 242 mm. - Peso: 59 Kg. - Sin mantenimiento. - Más de 500 ciclos a 75% D.O.D. Más de 1000 ciclos según IEC 61427. - Capacidad en C100: 250Ah y en C10: 200Ah. - Placa de separación entre celdas reforzadas. - Placas ancladas a prueba de vibraciones y golpes. - Tecnología AGM con electrolito absorbido. - Baja auto-descarga. - Terminales de batería en plomo. - Aleación especial que asegura la resistencia contra la corrosión de las

rejillas y la conductividad del material activo. - Fabricadas de acuerdo con la certificación ISO 9002 y cumpliendo las

normativas CE y UL. - Recipiente de material ABS resistente al fuego. - Garantía de 1 año. La batería solar U-Power AGM de 250AH C100 no requiere mantenimiento y su uso es ideal para neveras, bombas de agua, lavadoras. Es decir, aparatos que disponen de motor. Ya que soporta muy bien los picos de arranque de estos aparatos sin que esto afecte a su vida útil. Muy recomendadas para viviendas de uso de temporada o fin de semana, que utilicen este tipo de electrodomésticos.

() Después de superada el 50% de su carga, las baterías siguen entregando corriente pero ya no a la máxima potencia. No pasa esto con todas las baterías, a veces el umbral puede estar arriba o abajo del 50%, pero por recomendación de los diseñadores experimentados en estos campos, es mejor trazar el límite en la mitad. 55 MASTER BATTERY © 2016 Master Battery, S.L. Es una compañía española de producción y distribución de energía autónoma, la da una oferta completa y de valor para necesidades energéticas que incluye desde la consultoría, el desarrollo de proyectos e integración en aplicaciones. Disponible en Internet en: http://www.masterbattery.es/nosotros.html

131

Las características técnicas se encuentran en anexo L. 56

6) Entonces se necesitarían mínimo 7 baterías del tipo mostrado conectadas en

paralelo, de modo que se tengan los 12 V pero aumente el amperaje. Haciendo más robusto el sistema se selecciona un banco de baterías de:

8 Baterías de 12 V 250 Ah = 250 x 8 = 2000 Ah.

5.3.10.4 Inversor. Un inversor es un aparato electrónico conformado por un circuito utilizado para convertir la corriente directa DC (que para este proyecto viene desde el rectificador o de las baterías a 12 V), en corriente alterna AC de 120 V, permitiendo alimentar una carga en su salida (como electrodomésticos, bombas, máquinas, etc.), regulando la tensión y la frecuencia. Es decir un inversor transfiere potencia desde una fuente de corriente continua a una carga de corriente alterna.

El voltaje en la corriente continua es constante y la carga eléctrica fluye en una sola dirección; por el contrario, en la corriente alterna, la magnitud y dirección de flujo cambia de forma periódica con valles y picos que aparecen a intervalos regulares. El inversor de voltaje utiliza circuitos electrónicos para hacer que el flujo de la corriente continua cambie de dirección de forma periódica haciéndola similar a la corriente alterna; por otra lado, el inversor también, utiliza una serie de filtros para hacer que estos cambios de dirección sean suaves y regulares de forma que la energía eléctrica resultante puede ser usada en la mayoría de dispositivos

eléctricos domésticos.57

El inversor recibe la potencia del controlador, el cual junta la corriente del sistema; de modo que si el generador no produce la potencia nominal, se apoya en las baterías u otros medios instalados (páneles solares, energía de la red de interconexión, etc.) para alcanzar el potencial demando. Entonces el inversor debe tener una potencia de acuerdo a la suministrada por las baterías y el generador, por lo que este debe ser de 3000 W; debe generar además 120 V AC a la salida, desde los 12 V DC que le entregan las baterías y el rectificador.

56

DAMIA SOLAR. Batería solar ciclo profundo U-POWER AGM 250Ah. Disponible en Internet en: http://www.damiasolar.com/productos/bateria_solar/bateria-solar-ciclo-profundo-u-power-agm-250ah_da0495_ 36 57

CURIOSOANDO. Última actualización el 13 febrero, 2015. ¿Qué es un inversor de voltaje? Disponible en Internet: https://curiosoando.com/que-es-un-inversor-de-voltaje

132

Como la salida del generador es trifásica (), es necesario que el inversor sea trifásico también. El fabricante Yueqing Co., Ltd.58, ofrece el inversor RBP-3000S-LED, cuyas especificaciones se muestran en el anexo M. 5.3.10.5 Otros requerimientos eléctricos. El sistema eléctrico debe estar ubicado en una caseta ventilada, en un lugar que se encuentre arriba de la línea límite de inundación del río, esto con el fin de evitar que los componentes se mojen; o en su defecto, que la caseta eléctrica sea tipo faro, en la que el piso en donde estarán los componentes se encuentre dos metros alejado de la altura de la línea de la creciente máxima registrada. Debe haber un poste eléctrico o una percha sobre el techo de la caseta, que sostenga el cableado proveniente de la turbina; más debe instalarse una caja de neutros y una varilla de cobre para polo a tierra. Para hacer la conexión entre baterías, se debe usar cable eléctrico de 50 mm2 de sección transversal; para conectar la batería con el inversor, el cable recomendado será de 30 mm2. Y para el cableado que viene del generador al rectificador, debe utilizarse de cable de goma sumergible, como los usados en las bombas sumergidas permanentes. Los tomacorrientes y protecciones de los hogares, deben ser instalados por los propietarios de estos bajo las condiciones dadas por los diseñadores de la PCH; y estos deben también instalar el cableado interno del hogar. La turbina debe llevar una flecha indicadora de bobillas LED, para desviar a las embarcaciones que transiten en la noche, en niebla o bajo lluvia. Adicionalmente, borneras, cintas termofundentes, silicona y cuanto más suministro debe contemplarse como parte del costo extra del sistema. 5.3.11 Elementos adicionales. Se necesita una guaya de seguridad amarrada en un extremo a la orilla, y en el otro a la balsa, para que en caso de ruptura de las cadenas de fondeo evite esta que la turbina se vaya río abajo con la corriente.

() Un sistema de producción, distribución y consumo de energía eléctrica formado por tres corrientes alternas monofásicas de igual frecuencia y amplitud (y por consiguiente, valor eficaz) que presentan una cierta diferencia de fase entre ellas, en torno a 120°, y están dadas en un orden determinado. Disponible en Internet en: https://es.wikipedia.org/wiki/Sistema_trif%C3%A1sico. [Para ampliar el tema buscar: Sistema Trifásico] 58

YUEQING RELIABLE ELECTRIC Co., Ltd. es una empresa de China fabricante de inversores de onda sinusoidal pura; especializada en el desarrollo, fabricación y comercialización de inversores de potencia avanzada en el mercado de telefonía móvil y la industria fotovoltaica desde 2009.

133

6. PRUEBAS DE FUNCIONAMIENTO. Para este segmento se hizo un modelamiento mediante un análisis dimensional (numeral 3.3.2, p. 32), y se construyó un modelo a escala simplificado de la turbina, para determinar a través de pruebas de laboratorio basadas en las leyes de semejanza, que la turbina diseñada funcionaría en el lugar y ambiente propuesto. Lo correspondiente al sistema eléctrico se obviará, debido a que los componentes son escogidos de catálogo, y por ende ya están probados. 6.1 TEORÍA DE LAS TURBOMÁQUINAS. Una turbomáquina es una máquina que consta de un rotor giratorio o un rodete por el que atraviesa un fluido continuamente, en el que se da un cambio de la cantidad de movimiento del fluido por energía mecánica para accionar dicha máquina o viceversa; el momento ejercido por el fluido al rotor es lo visto en las turbinas, y el momento ejercido por el rotor al fluido es el caso de las bombas. La potencia P en las turbomáquinas despreciando los efectos de combustión y una apreciable pérdida de calor, depende de las siguientes magnitudes: el diámetro del rotor D, la velocidad absoluta del fluido v, el caudal Q, la energía añadida (altura o

pendiente) h, la viscosidad dinámica , la densidad ρ, y el módulo volumétrico o

elástico ε. Es decir, P = ƒ{D, v, Q, h, ρ, , ε} A través del teorema π de Buckingham expuesto en el numeral 3.3.2.2, se deben determinar los parámetros adimensionales que rigen el funcionamiento de la turbomáquina en su prototipo (diseño realizado), y en su modelo a escala. De acuerdo a lo enunciado en el numeral 3.3.2.1 y la tabla 4 (p. 33), las dimensiones de las variables son las mostradas en la tabla 17: Tabla 17 – Variables (n = 8), y sus expresiones dimensionales.

P = () ML2T-3 h = L

D = L ρ = ML-3

v = LT-1 ε = ML-1T-2

Q = L3T-1 = M-1T-1L

Fuente: elaborada por los autores.

Las dimensiones entonces serían tres (m = 3: M, L y T), con lo que el número de parámetros adimensionales para estudiar el fenómeno correspondería a n – m,

() La potencia P, es el resultante del producto de la fuerza por la distancia, divido entre el tiempo, a ellos su

dimensión. Al hacer las dimensiones para estas magnitudes se encuentra la dimensión de la potencia.

134

siendo igual a: 8 – 3 = 5. Entonces, el número de variables repetitivas y exponenciales corresponderá a 3, tal como las dimensiones. Para encontrar las diferentes alternativas de solución, debe tenerse en cuenta que cada una de las posibles alternativas debe contener: 1. Variables geométricas: Referente a la forma del cuerpo. 2. Variables cinemáticas: Referente al movimiento sin tener en cuenta las causas

que lo producen. 3. Variables dinámicas: Referente al movimiento en relación con las causas que lo

producen.

Las variables geométricas serían D y h; Las variables cinemáticas serían ρ y ; por último las variables dinámicas corresponderían a Q y v. Podrían entonces establecerse varias alternativas de solución para determinar el parámetro adimensional adecuado, que serían: Alternativa 1: [ρ, D, v] Alternativa 4: [, h, v] Alternativa 7: [ρ, h, v]

Alternativa 2: [ρ, D, Q] Alternativa 5: [, D, v] Alternativa 8: [, h, Q]

Alternativa 3: [ρ, h, Q] Alternativa 6: [, D, Q]

Para la alternativa 1, se pueden encontrar cinco posibles soluciones en π de

Buckingham, así:

π1 = ρx1 Dy1 vz1 Q

π2 = ρx2 Dy2 vz2 h

π3 = ρx3 Dy3 vz3 ε

π4 = ρx4 Dy4 vz4

π5 = ρx5 Dy5 vz5 P

Con el fin de no resolver todas las posibles soluciones planteadas, se tomará la solución π4, ya que involucra las variables que comprenden el número de Reynolds Re mencionado en el numeral 5.3.3.2 (p. 52), y es este el que se utilizó para el diseño de la hélice de la turbina. Entonces para encontrar el valor de π4, se resuelve individualmente cada parámetro adimensional. Con lo que:

Reemplazando las dimensiones en cada variable se obtiene:

135

Agrupando por dimensiones:

De los exponentes de las dimensiones se sacan las 3 ecuaciones siguientes:

Reemplazando los valores, queda:

Podría decirse que π4 corresponde al inverso del número de Reynolds, y sería el parámetro adimensional que definiría la similitud entre el prototipo real y el modelo a escala. 6.2 SEMEJANZA. La semejanza en estudios aerodinámicos, se refiere a la analogía que debe tener un sistema en su prototipo real con su modelo a escala en cuanto a su geometría, cinemática y dinámica. En turbomáquinas, los criterios fundamentales para establecer la semejanza de un modelo a escala con el prototipo real son el número de Reynolds (tal como se comprobó en el numeral 6.1), y el número de Mach. Como se explicó en el numeral 3.2.2, las pruebas realizadas en el modelo a escala deben coincidir con las condiciones dadas para el prototipo, de manera que se pueda predecir el comportamiento del sistema sin llevarlo a su tamaño real. Todo esto con el fin de aminorar costos de fabricación y en pruebas, así como evitar desechos de prototipos, entre otras cosas. Conviene entonces establecer las semejanzas entre el modelo y el prototipo a partir del número de Reynolds.

136

6.3 MODELACIÓN. Debe entenderse que cuando se habla de prototipo real, se refiere al diseño calculado hasta ahora en los numerales anteriores; y al hablar de modelo a escala, se entiende que es una representación simplificada del prototipo real, que para este caso se construirá en un tamaño mucho más reducido. Esto permitirá comprobar el funcionamiento del sistema mediante pruebas de laboratorio. El número de Reynolds para el prototipo real Rep y número de Reynolds para el modelo a escala Rem debe ser el mismo, como sigue: 49)

El subíndice p corresponde al prototipo real y el subíndice m corresponde al modelo a escala, para las variables velocidad absoluta del fluido v, el diámetro del

rotor D, y de la viscosidad cinemática . Como el fluido en el que se probará la turbina es agua, se estima que la viscosidad cinemática en el prototipo y el modelo es la misma; luego:

6.3.1 Similitud geométrica. Se refiere al factor de escala Eg constante entre el prototipo y el modelo que relaciona las longitudes mediante: 50)

Para este estudio se considerará la longitud en el prototipo como el diámetro de la hélice, pues es la medida que determina finalmente la potencia de la turbina. La escala dependerá del canal de pruebas que se usará en el laboratorio, el cual será el canal de pruebas hidráulicas de 100 cm de ancho y 100 cm de profundidad del Laboratorio de Hidráulica de la Universidad Nacional de Colombia59; la fotografía del canal se muestra en la figura 78.

59

UN. Universidad Nacional de Colombia, Bogotá, Colombia.

137

Figura 78 – Canal de pruebas hidráulicas en la UN.


Como lo ideal es que las paredes del canal generen el menor efecto sobre la turbina, se determina un Eg = 1:10, de modo que la longitud del modelo sería entonces el diámetro del rotor del prototipo multiplicado por el Eg, así:

Entonces:

, siendo esta

medida mucho menor al ancho del canal. 6.3.2 Similitud cinemática.

Se refiere al factor de escala Ev constante entre el prototipo y el modelo que relaciona las velocidades mediante: 51)

Para que el número de Reynolds sea el mismo para el prototipo y el modelo, de la ecuación 49 se obtiene:

Con lo que:

Siendo vm, la velocidad absoluta del fluido en el modelo, y por supuesto:

Con lo que la escala de la velocidad es Ev = 10:1.

138

La similitud cinemática define el factor de tiempo Et constante, equivalente al tiempo de flujo en el modelo y en el prototipo como: 52)

Siendo pues:

6.3.3 Similitud dinámica. Se refiere al factor de fuerza Ef constante entre el prototipo y el modelo que relaciona las fuerzas inerciales mediante: 53)

Ya que la densidad del fluido en el modelo y en el prototipo es igual, entonces:

6.4 LABORATORIO. Debido a lo complicado de generar la velocidad del fluido y a la dificultad de construir una hélice lo suficientemente resistente para ejecutar dichas pruebas, se decide construir un modelo simplificado en el cual se respete el factor de escala geométrico; pero la velocidad a la que funcionará es la máxima alcanzada en el canal de pruebas hidráulicas antes mencionado, y no la calculada para el modelo en la similitud cinemática. Se debe resaltar que el modelo determinado, las evidencias encontradas, y los valores hallados y calculados en las pruebas son meramente informativos; pues como se dijo, no fue posible reproducir las condiciones de funcionamiento estimadas.

139

6.4.1 Construcción de la hélice de prueba. De acuerdo al diámetro de la hélice del modelo Dm calculado, se determinaron las dimensiones de los álabes y la hélice tal como en el numeral 5.3.4 (p. 66), dando como resultado las dimensiones de la tabla 18. Tabla 18 – Dimensiones de la hélice a escala.

Dimensión Unidad Medida

D = M 0,246

R = M 0,123

Ab = m2 0,04752916

λ = 5

s = 0,0593333

N = 3

c = mm 7,64244344

l = m2 105,78

A = Mm 0,00080842

Dn = Mm 34,44

d1 = Mm 0,30569774

d2 = Mm 3,05697737

d34 = Mm 0,91709321

cpp = Mm 4,99794344

craiz = Mm 10,2869434 Fuente: Elaborada por los autores

Para construir la hélice se recurrió a la máquina de prototipado rápido en 3D del Laboratorio de Ingeniería y Tecnología Mecánica de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas60, la cual imprime formas en ABS (Acrilonitrilo Butadieno Estireno) muy exactas, similares a las dibujadas en los programas CAD. Tras llevar el diseño en dibujo CAD, la máquina de prototipado imprimió la pieza de la figura 79a. Pensando en mejorar la eficiencia del sistema, se construyó una segunda hélice con el doble de cuerda calculado (figura 79b), para ver cómo se comporta bajo las mismas circunstancias de operación comparada con la hélice de una sola cuerda. Para aumentar su resistencia, las hélices fueron esmaltadas en varias capas, lo que hizo que mejorara su resistencia a la flexión. 60

UDFJC Op. cit.

140

Las dimensiones de la hélice con el doble de cuerda de la figura 79b, se muestran en la tabla 19. Tabla 19 – Dimensiones de la hélice a escala con el doble de cuerda.

Dimensión Unidad Medida Dimensión Unidad Medida

c' = Mm 15,28488687 Dn' = mm 34,44

c'pp = Mm 17,92938687 d1' = mm 0,61139547

c'raiz = Mm 12,64038687 d2' = mm 6,11395475

A' = m2 0,00161684 d34' = mm 1,83418642 Fuente: Elaborada por los autores

6.4.2 Generador (motor paso a paso invertido). Pensado en comparar la potencia eléctrica y tratando de comprobar el torque de salida del sistema, se pensó en adquirir un generador de imanes permanentes que se pudiese acoplar al sistema. Sin embargo, estos generadores son difíciles de conseguir en el mercado nacional, lo que conllevó a buscar otra solución. Se decidió acoplar un motor paso a paso invertido, agregando una transmisión desde el eje de la hélice hasta el eje de salida del motor (que para este caso se transforma en la entrada); esto para observar qué voltaje y amperaje podría producir este, y así estimar la potencia eléctrica. Los motores paso a paso (como los de las impresoras de tinta domésticas), acomodan su posición tras recibir un pulso eléctrico, el cual activa o desactiva unos imanes dispuestos alrededor del

Figura 79 – Hélices modelo impresas en ABS.

a) Hélice de una cuerda.

b) Hélice con el doble de cuerda.

Fuente: Tomada por los autores

141

bobinado, haciendo que este se detenga en puntos dados (para este caso 12 posibles puntos o pasos); entonces al ponerlos a funcionar invertidos, estos motores paso a paso deberían generar potencia eléctrica en sus bornes de entrada si su eje de salida gira a determinadas revoluciones. El motor paso a paso adquirido fue el NMB-PM25L-024-NBJ3-datasheet del fabricante Minebea61; el proveedor advierte que la ficha técnica que se muestra en el anexo N es sólo de referencia, y pueden variar los datos respecto al motor adquirido. Tras realizar unas pruebas electrónicas, se determinó que este motor es unipolar y tiene 12 pasos por revolución (SPR), y no 24 como sugiere la ficha técnica; además, este tarda 0,05 s en dar un paso con un voltio (1 V). Pero debe contemplase que este funcionará como generador y no como motor, por lo que el voltaje y el amperaje producidos por este, no serán los mismos que se dan en la entrada con una FEM. Entonces, el motor en dar una vuelta tardará:

El motor tardará 0,6 s en dar una revolución con 1 V. En revoluciones por minuto:

Podría decirse entonces que si el motor funcionara como generador de manera ideal, cuando este gira a 100 rpm, debería producir 1 V. La gráfica para un motor unipolar de 12 V y 50 Ω (ohmios) del anexo N muestra las características de torque (M motor) vs pasos por segundo (PPS), con lo que se calculó la tabla 20, la cual muestra las potencias hipotéticas que debería producir el motor paso a paso, teniendo en cuenta las ecuaciones del numeral 5.3 y los valores de Ƞm, Ƞc y Cp ya estimados con anterioridad. De igual modo se procede para hallar la cinemática del flujo de agua en el canal y la cinemática de la hélice del modelo, así como el momento que deberían generar; estos valores los muestra la tabla 21.

61

MINEBEA. Copyright © Minebea Co., Ltd. Todos los derechos reservados. Es una empresa japonesa fabricante de conjuntos mecánicos, componentes rotativos, dispositivos y componentes electrónicos de medición. Disponible en Internet en: http://www.eminebea.com/

142

Tabla 20 – Potencias hipotéticas de la hélice modelo.

PPS (paso/s)

n motor (rpm) Ω motor (rad/s) Pu (W) Pd (W) P(W)

M motor (Nm) 0,012 800 4000 418,8790205 5,02654825 12,5085187 5,62883342

SPR (paso/rev) 12 700 3500 366,5191429 4,39822972 10,9449539 4,92522924

600 3000 314,1592654 3,76991118 9,38138904 4,22162507

500 2500 261,7993878 3,14159265 7,8178242 3,51802089

400 2000 209,4395102 2,51327412 6,25425936 2,81441671

300 1500 157,0796327 1,88495559 4,69069452 2,11081253

200 1000 104,7197551 1,25663706 3,12712968 1,40720836

100 500 52,35987756 0,62831853 1,56356484 0,70360418

50 250 26,17993878 0,31415927 0,78178242 0,35180209

25 125 13,08996939 0,15707963 0,39089121 0,17590104

20 100 10,47197551 0,12566371 0,31271297 0,14072084


Tabla 21 – Cinemática del flujo en el laboratorio y la hélice del modelo.

P(W) v (m/s) u (m/s) w (m/s) Ω (rad/s) n (RPM) M (Nm)

5,62883342 0,80740592 4,03702958 4,11697852 32,8213787 313,42108 1,90554437

4,92522924 0,77225598 3,86127989 3,9377483 31,3925194 299,776478 1,74324235

4,22162507 0,73357696 3,66788479 3,74052323 29,8202016 284,761949 1,57299222

3,51802089 0,69032235 3,45161174 3,51996712 28,0618841 267,971254 1,39296139

2,81441671 0,6408385 3,2041925 3,26764802 26,0503456 248,762476 1,20041773

2,11081253 0,58224042 2,91120209 2,96885525 23,6683097 226,015709 0,99092301

1,40720836 0,50863386 2,54316928 2,59353395 20,676173 197,442908 0,75621579

0,70360418 0,40370296 2,01851479 2,05848926 16,4106894 156,71054 0,47638609

0,35180209 0,32041925 1,60209625 1,63382401 13,0251728 124,381238 0,30010443

0,17590104 0,25431693 1,27158464 1,29676698 10,3380865 98,721454 0,18905395

0,14072084 0,23608692 1,18043461 1,20381182 9,59702936 91,6448797 0,16292175 Fuente: Elaborada por los autores

El resumen de estos datos se encuentran en el anexo O.

143

6.4.3 Transmisión simplificada y otras partes. Para la transmisión se seleccionó un juego poleas con relación r = 1,52, con lo que se adquirió una rueda conductora de 58 mm y una polea conducida de 38 mm. La distancia entre centros se estimó en C = 14 cm, de acuerdo a la correa disponible en el mercado. Se realizaron ejes de madera (cedro), uno con rosca y tuerca en el primer tramo para ajustar las hélices, y otro acoplado al motor. Los ejes van montados sobre balineras PFI62, que descansan sobre madera (balso) esmaltada. La balsa está realizada en madera (balso) esmaltada, tornillos para madera y pegante; el motor se encuentra en una superficie de madera y está protegido por un cofre plástico para evitar que se moje. Inicialmente se calcularon dos muertos de ladrillo y dos flotadores de 1,5 lts; para lo que se seleccionaron dos envases PET con tapa fijados con amarracables. Pero debido a que la zona de flotación en el canal hidráulico presentaba muy baja velocidad como para mover la hélice, se decidió probar el sistema en el vertedero, eliminando los muertos y subutilizando los flotadores. Se construyó un sistema eléctrico sencillo, el cual se conecta a las borneras del motor, de modo que permitiera medir el voltaje y el amperaje generado por el paso a paso invertido (figura 80). La turbina simplificada a escala se ve en la figura 81.

62

PERFECT FIT INDUSTRIES, Inc USA. Fabrica rodamientos automotrices para clientes del mercado de accesorios y equipo originales todo el mundo. Disponible en Internet en: http://www.pfibearings.com/

Figura 80 – Circuito eléctrico para medición.


144

6.4.4 Resultados de la prueba. Al abrir las válvulas del canal (figura 81a) manualmente, comienza el proceso de llenado (figura 81b), hasta que empieza a drenar agua por el vertedero (figura 78), y por ende la aceleración del fluido.

A simple vista puede observarse que las paredes del vertedero detienen el flujo; y como las salidas de las válvulas son pequeñas comparadas con el ancho del canal, el llenado es lento y no se puede alcanzar una buena velocidad en el agua. Esta situación obligó a hacer el montaje en la salida del vertedero (figura 83).

Figura 81 – Llenado del canal hidráulico.

a) Válvula manual.

b) Canal lleno.

Fuente: Tomada por los autores

Figura 81 – Modelo simplificado de la turbina a escala.


145

Para medir el voltaje y el amperaje, se utilizó un voltímetro digital y un amperímetro analógico como se ve en la figura 84.

Se hicieron dos mediciones a cada hélice, lo que arrojó los siguientes valores:

Figura 83 – Turbina funcionando en el vertedero del canal.


Figura 84 – Medición de corriente y voltaje durante el funcionamiento.


146

Figura 85 – LED encendida durante en la prueba.


Tabla 22 – Voltajes y amperajes en las dos hélices.

POTENCIA REAL V y I pico V y I promedio P real

V (V) I (A) V (V) I (A) P (W)

Hélice una cuerda Muestra A 0,0172 1,00E-06 0,010956 6,37E-07 6,98E-09

Muestra B 0,018 9,00E-07 0,011466 5,73E-07 6,57E-09

Hélice doble cuerda Muestra A 0,7 4,75E-04 0,4459 3,03E-04 1,35E-04

Muestra B 0,52 4,25E-04 0,33124 2,71E-04 8,97E-05

Relación = 58/38 1,52

SPR (paso/rev) 12


La tabla 22 muestra los voltajes y amperajes medidos, y el cálculo de los valores promedio respectivamente; multiplicando los valores promedio se obtienen las potencias mostradas. Los valores de potencia mostrados en la hélice de una cuerda son muy bajos como para considerar que haya potencia eléctrica. Esto quizás, porque la velocidad del fluido no es la suficientemente para dar las revoluciones necesarias, o también porque:

El motor paso a paso no puede usarse como generador a estas revoluciones.

Las oscilaciones voltaje y corriente no alcanzan a ser detectadas por los instrumentos de medición.

El motor no está calibrado o este dañado.

La ficha técnica del motor (que sólo es de referencia como sugiere el fabricante), no está acorde con el motor como tal; o sólo quizás aplique para cuando este se use como motor y no en inverso (que parece ser lo más obvio).

Sin embargo, con la hélice de doble cuerda la potencia aumento respecto a la otra, lo que sugiere que al aumentar el área del álabe A, aumenta la velocidad de rotación (tabla 23), y el torque podría ser mayor por el aumento de la fuerza de sustentación FL. Inclusive la figura 85 muestra que el LED de 5V en el circuito enciende mientras se realiza la prueba con esta hélice.

Las velocidades que alcanzaron las hélices en las pruebas se registraron con un contador de revoluciones unido al eje con una la pinza, la cual porta un Encoder que va al mando digital (figura 86).

147

Se realizaron 2 mediciones de velocidad para cada hélice para un total de 4 mediciones, en las que hubo una variación en la velocidad de rotación sólo en la hélice de una cuerda (figura 87); y para cada una las velocidades censadas se midió un voltaje y un amperaje, por lo cual se muestran 8 velocidades en la tabla 22 y en la tabla 23.

Figura 87 – RPM registradas. a) RPM hélice con una

cuerda (medición 1). b) RPM hélice con una

cuerda (medición 2). c) RPM hélice con doble

cuerda (medición 1 y 2).


La hélice de cuerda doble no sólo giró más rápido que la hélice de una cuerda, sino que presentó menos flexión, lo que podría mejorar la eficiencia del montaje. Puede que la variación en las dos mediciones de la hélice con una cuerda, se deba a errores en el montaje como inclinación hacia las laterales, o demasiado alejamiento de la zona del vertedero. Para la hélice de doble cuerda se muestra una sola imagen (figura 87c), debido a que las mediciones para es hélice fueron idénticas.

Figura 86 – Contador de revoluciones.

a) Contador digital.

b) Pinza con Encoder.


148

Tabla 23 – RPM en las dos hélices y el motor.


Con los valores de la tabla 23 se calculó la potencia aparente con la ecuación 22, como se muestra en la tabla 24.

Tabla 24 – Potencia aparente del sistema.

PPS Ω P aparente

1. (paso/s) 2. (paso/s) 1. (rad/s) 2. (rad/s) 1. (W) 2. (W)

38,58 70,38 20,2004 36,8509 0,2424 0,4422

38,58 70,38 20,2004 36,8509 0,2424 0,4422

134,7 134,7 70,5288 70,5288 0,8463 0,8463

134,7 134,7 70,5288 70,5288 0,8463 0,8463 Fuente: Elaborada por los autores.

Con lo que a partir de la ecuación 32 el factor de potencia, para la hélice de una cuerda daría:

Este el factor de potencia indica que la potencia generada es casi nula; pero como se dijo, las condiciones adversas en las que se presentó la prueba no permiten estimar un valor acertado para la potencia real. Para determinar un valor de la potencia real acertado, habría que generar la velocidad absoluta del fluido en el modelo vm principalmente; también utilizar un generador de imanes permanentes adecuado para la prueba, y construir una hélice con un material apropiado para soportar la presión del agua a la vm. Sin embargo, se puede ver que la turbina como tal funciona, ya que se mueve a la baja velocidad que se le proporcionó y muestra valores de voltaje y amperaje.

RPM n Hélice n Motor

M motor (Nm) 0,012 1. (rpm) 2. (rpm) 1. (rpm) 2. (rpm)

Hélice una cuerda

Muestra A 128,6 234,6 192,9 351,9

Muestra B 128,6 234,6 192,9 351,9

Hélice doble cuerda

Muestra A 449 449 673,5 673,5

Muestra B 449 449 673,5 673,5

Relación = 58/38 1,5 SPR (paso/rev) 12

149

7. COSTOS DE FABRICACIÓN DE LA PCH.

Tabla 25 – Costo del sistema.

DESCRIPCIÓN PROVEEDOR PRECIO Generador NaiER NE-3000. AliExpress.com con precio de

envío a Colombia. $9’123.000

Hélice en acero A-36 galvanizado

zincado.

Anexo P.1. $227.950

Manufactura – Colombia. $240.895

Ejes 1 y 2 en acero SAE 4340 OQT 1000.

Anexo P.2 $134.400


Balsa en acero A-36 galvanizado zincado.

Anexo P.3. $587.129

Manufactura - Colombia $642.785

Jaula de seguridad acero A-36 galvanizado zincado.

Anexo P.4. $430.473


2 Transmisiones: poleas en duraluminio y bandas de neopreno, más accesorios.

Precios en Bolmaq y Grainger.

$483.742

5 Rodamientos SKF, con anillos retenedores y sellos.

Proveedor Lugo & Hermanos - Colombia. $1’327.500

6 Tambores de 120 lts. Flotadores. Plastank Colombia. $480.000

2 Muertos de hormigón. Anexo Q. En generador de precios, Colombia. $1’433.687

166 Metros de cadena inoxidable de d = 5 mm.

Colcadenas - Colombia (Con accesorios). $3’000.000

2 Boyas de amarre. Francobordo. $250.000

Combo ancla de capa 80 cm, cabos, boya – Aquabumps.

Mercado Libre. $78.000

Rectificador Meanwell RSP-3000-12. AliExpress.com con precio de envío a Colombia. $1’925.850

8 Baterías U-POWER AGM 250Ah Damia Solar. España. $8’052.000

Inversor Reliable RBP-3000S-LED AliExpress.com con precio de envío a Colombia $1’039.500

100 Metros de cable eléctrico sumergible AWG calibre 10.

Grupo Ideal Ayala – México. $1’287.900

200 Metros de guaya inoxidable d = 2,4 mm

Guayalres Ltda. Colombia. $300.000

Señal de tráfico LED 110VAC d = 30 cm.

Ebay.com. $30.000

Caseta metálica con ventilación de 121x194x184 cm.

SoloStocks.com con precio de envío a Colombia. $1’053.250

Gastos adicionales 10%. $3’243.500

TOTAL $35’678.300 Fuente: Elaborada por los autores.

150

8. RESULTADOS Y RECOMENDACIONES.

Figura 88 – Turbina de río.


151

8.1 DESCRIPCIÓN DE LA PCH Y SU FUNCIONAMIENTO. La PCH calculada consta de tres sistemas esenciales: una turbina río (figura 88), un sistema de fondeo (figura 71, p. 115; y figura 73 p. 122), y un sistema eléctrico (figura 77, p. 126). 8.1.1 Turbina de río. En la turbina de río diseñada (o también llamadas turbinas hidrocinéticas o turbinas cero), la acción de la corriente de agua sobre los tres álabes de la hélice hace que esta gire bajo los principios de la hidrodinámica, convirtiendo la cantidad de movimiento del fluido en energía de mecánica de rotación que se traslada al sistema a través de un eje transmisión. Este eje mediante un mecanismo multiplicador a base poleas, transfiere la energía de rotación hacía el eje del generador eléctrico a unas revoluciones específicas, produciendo electricidad. Como la hélice de la turbina debe ir sumergida pero no el generador, esta consta de dos filas de flotadores que evitan que el generador se moje y mantienen el sistema boyante sobre el agua. Más cuando la corriente es muy baja, las patas de la turbina evitan su volcamiento, y permiten que esta siga funcionando aun con el agua por debajo de la nariz de hélice. Para evitar sedimentos que puedan atascar la hélice o mermar la velocidad del agua, la turbina tiene una jaula de seguridad cuya forma cónica actúa como deflector; y por otro, la jaula sirve también como apoyo adicional a las patas cuando nivel del río esté bajo. 8.1.2 Sistema de fondeo. El sistema de fondeo se encarga de mantener la turbina en posición mientras flota, de manera que la hélice siempre reciba de forma frontal la corriente del río. Para ello, la turbina está anclada a dos muertos de hormigón que reposan en el lecho del río mediante dos cadenas que se sujetan a las dos partes (figura 71); a la turbina también, se une un ancla de capa en la parte trasera de la balsa, que es la que se encarga de evitar el borneo. Para sostener las cadenas cuando hay paradas de mantenimiento, y evitar que estas se hundan en el fondo dificultando su búsqueda, este sistema tiene dos boyas de amarre que además indican el sitio de ubicación de la turbina para montarla después de las paradas, y la cuales también muestran la posición de la misma cuando se acercan embarcaciones. El fondeo tiene la capacidad de permitir anclar embarcaciones pequeñas en situaciones de emergencia, o de montar otra turbina de río en paralelo si así se requiere.

152

8.1.3 Sistema eléctrico. Es importante saber que si el sistema no demanda potencia, el generador de imanes permanentes no produce corriente por más que gire. Pero cuando hay demanda, este envía corriente a 120 V en AC hacia el rectificador dependiendo del requerimiento, el cual transforma el voltaje en 12 V en DC para cargar el banco de baterías de ciclo profundo de respaldo, y además envía corriente al inversor. El inversor finalmente es quien entrega la corriente demandada en amperios con un voltaje 120 V o 110 V, hasta el límite de 3000 W establecido. Este sistema puede ser integrado en un sistema híbrido con otras fuentes de generación eléctrica (páneles fotovoltaicos, plantas Diesel, aerogeneradores u otros). 8.2 RESUMEN DE CÁLCULOS Y ESTIMACIONES. 8.2.1 Caracterización hidrométrica del río San Juan en Salao. En la vereda Salao (numeral 5.1, p. 41), ubicada a los 4°52’00” Latitud Norte y a los 76°51’00” Longitud Oeste como se muestra en la figura 29 (p. 41), se encuentra una estación hidrométrica del IDEAM63 a la margen del río San Juan (anexo A.1), en el departamento de Chocó, Colombia; la cual entre muchos otros datos, registró para los años de 1973 y 2011 las siguientes condiciones para del río:

Como es una vertiente de agua dulce se toma una densidad ρ = 1000 Kg/m3 para el diseño, características que se muestran en el numeral 5.2 (p. 42). En el tramo seleccionado, el río tiene un trazado recto (figura 29); además, como se encuentra en la parte media-baja en donde no hay sedimentos de roca importantes, la pendiente es mínima y el curso no es quebrado, lo hacen ideal para utilizar turbinas de río. Por otro lado, la vereda Salao al encontrarse cerca a la orilla pero no sobre esta, permite que el sistema se mantenga ubicado a una distancia segura de la población.

63

IDEAM, Op. cit

Corriente: vmín = 0,893 m/s vpro = 1,468 m/s vmáx = 2,101 m/s Profundidad media: H = 3,596 m Velocidad absoluta: v = 1,468 m/s Caudal total: Q = 1162,360 m3/s

153

8.2.2 Turbina Diseñada. 8.2.2.1 Hélice. Con la demanda calculada en el numeral 5.3.1 (p.42), se estipula el uso de un generador síncrono de imanes permanentes de 3000 W (numeral 5.3.2, p.45), cuyas características más relevantes son: Energía clasificada Pu = 3000 W Potencia máxima Pu máx. = 4800 W Velocidad nominal n generador = 300 rpm Par inicial M arranque = 0,96 Nm Par nominal M nominal = 95,5 Nm Eficiencia (generador) Ƞm = 94% A partir de los principios de la hidrodinámica enunciados en el numeral 5.3.3 (p. 49), se estima que la hélice más apropiada para esta turbina debe ser de 3 álabes con un perfil NACA 4412. Con la ayuda del software JavaFoil64, y las ecuaciones enunciadas por Villarrubia65, se determinan las dimensiones y propiedades de la hélice (numeral 5.3.4, p. 66), las cuales son: Eficiencia del generador. ηm = 0,94

Eficiencia de la trasmisión. ηc = 0,95

Coeficiente de potencia. Cp = 0,45

Densidad. ρ (Kg/m3) = 1000

Velocidad absoluta. v Sal (m/s) = 1,468

Velocidad lineal. u Sal (m/s) = 7,34

Velocidad relativa. w Sal (m/s) = 7,48536065

Velocidad específica. λ = 5

Solidez. s = 6

Número de álabes. N = 3

Coeficiente de sustentación. Cl = 1,503

Coeficiente de arrastre. Cd = 0,04083

Coeficiente de momento. Cm = 0,09

Potencia útil. Pu (W) = 3000

Potencia disponible. Pd (W) = 7465,47219

Potencia real. P (W) = 3359,46249

Radio de hélice. R Sal (m) = 1,22568711

Diámetro de hélice. D Sal (cm) = 246

64

JavaFoil. Op, cit, [Software] Versión 2.23 65

VILLARRUBIA LÓPEZ, Miguel. Op, cit, Ingeniería de la energía eólica.

154

Velocidad angular. Ω Sal (rad/s) = 5,98847776

Revoluciones por minuto. n Sal (rpm) = 57,1857502

Cuerda promedio. c Sal (cm) = 7,61564586

Envergadura. l Sal (cm) = 105,409092

Cuerda punta de pala. c pp (cm) = 4,98041858

Cerda de la base o raíz. c raiz (cm) = 10,2508732

Momento en el eje de la hélice. M Sal (Nm) = 560,987721

Diámetro de nariz. Dn Sal (cm) = 35,1818169

Dígito 1. d1-Sal (cm) = 0,30462583

Dígito 2. d2-Sal (cm) = 3,04625835

Dígito 3 y 4. d34-Sal (cm) = 0,9138775

Área del álabe. A Sal (m2) = 0,08027583

Área Barrida AB-Sal (m2) = 0,04752915

Utilizando el acero A-36 galvanizado zincado como material para la construcción de la hélice, se calculan con el software ANSYS66 las fuerzas y esfuerzos en el los álabes, para un alabeo constante a lo largo de la envergadura β = 10º; dando como resultado: Fuerzas Netas Deformación total: = 51,218 mm Fx 2,8158 N Esfuerzo Equivalente (von-Mises): = 155,51 Mpa Fy 367,2159 N Deformación Elástica Equivalente: = 7,79x10-4 mm/mm Fz -91,5411 N Factor de Seguridad: = 1,6076 La tabla 26, muestra la variación de la potencia en el eje de la hélice a medida que cambia la velocidad del río desde la corriente mínima hasta la máxima registrada.

Tabla 26 – Variación de la potencia en el eje de la hélice con el cambio de la corriente.

No. v-Sal (m/s) M-Sal (Nm) u-Sal (m/s) Ω-Sal (rad/s) P(W)

1 0,9 210,856145 4,5000 3,671410069 774,139375

2 1,0201 270,886111 5,1005 4,161339346 1127,24903

3 1,1402 338,425685 5,7010 4,651268623 1574,10877

4 1,2603 413,474867 6,3015 5,1411979 2125,75612

5 1,3804 496,033657 6,9020 5,631127177 2793,22861

6 1,5005 586,102054 7,5025 6,121056454 3587,56376

7 1,6206 683,680059 8,1030 6,610985731 4519,79912

8 1,7407 788,767672 8,7035 7,100915008 5600,9722

9 1,8608 901,364893 9,3040 7,590844285 6842,12054

10 1,9809 1021,47172 9,9045 8,080773561 8254,28168

11 2,101 1149,08816 10,5050 8,570702838 9848,49313 Fuente: Elaborada por los autores.

66

ANSYS Op., cit. Fluids - Computational Fluid Dynamics Software

155

La curva de potencia en el eje de la hélice se muestra en la figura 89.


8.2.2.2 Transmisión seleccionada. El sistema seleccionado para transmitir la potencia de la hélice al generador (numeral 5.3.5, p. 88), consta dos transmisiones multiplicadoras de velocidad (numeral 5.3.5.1), en donde cada una está compuesta por una rueda (conductora), una polea (conducida) y una correa en V, todo del catálogo del fabricante Intermec67. Las dos transmisiones tienen una relación de velocidad rv = 2,27 y una la distancia entre centros C = 925 mm, por lo que las ruedas, poleas y correas de ambas transmisiones son iguales. Los diámetros de las ruedas y poleas son entonces:

Diámetro exterior de la rueda D (rueda) = 250 mm Diámetro exterior de la polea D (polea) = 110 mm Estas poleas se apoyan sobre tres ejes como en la figura 55 (p. 90), en donde los ejes 1 y 2 son de acero 4314 OQT 1000 galvanizado, cuyas dimensiones se encuentran en la tabla 12 y tabla 13 respectivamente; y el eje 3, es el eje del generador (numeral 5.3.5.2). Estos ejes se calcularon a partir de las estimaciones hechas por Mott68, dando como resultado dos ejes (con longitud para el eje 1 de 55 cm y en el eje 2 de 35 cm) con cambios de sección, y cuyo diámetro más grande es de 54 mm (en donde se apoyan las ruedas de transmisión).

67

INTERMEC S.A. Op, cit, Catálogo de poleas en V. 68

MOTT, Robert L. Diseño de ejes. Op, cit, p.530

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Pote

ncia

en e

l eje

de la h

élic

e (

W)

Figura 89 - Potencia vs velocidad de río.

Velocidad del río San Juan (m/s)

156

8.2.2.3 Rodamientos escogidos y jaula de seguridad diseñada. Se seleccionaron dos rodamientos de referencia 61810; y se seleccionaron tres rodamientos de referencia 61806 con accesorios (numeral 5.3.6, p.110); los dos primeros para el eje 1, y los tres siguientes para los ejes 2 y 3 de acuerdo a la figura 55. La jaula de seguridad diseñada es de acero A-36 galvanizado zincado (numeral 5.3.7, p. 110), y sirve tanto como para evitar los sedimentos, como para sostener la estructura. 8.2.2.4 Balsa calculada. La estructura que contiene toda la turbina es la balsa, la cual está formada por un armazón (numeral 5.3.8.1) en acero A-36 galvanizado zincado; y 6 tambores de 120 lts., en polietileno de alta densidad (numeral 5.3.8.2) ubicados de a tres en los extremos del armazón, estos últimos son los encargados de mantener la turbina a flote (figura 88). 8.2.2.5 Anclaje. Para el sistema de anclaje en el río, y a partir de las estimaciones de Mott69, se calculó un fondeo con boya y muerto (numeral 5.3.9, p. 114), que consta de: 2 muertos de hormigón. = 400 kg c/u 2 cadenas en acero inoxidable 316L. = 83 m c/u 2 boyas de amarre. = 44,7 lts. 1 Ancla de capa, cabos y boya = 80 cm Accesorios para cadenas Este fondeo es el encargado de mantener la turbina en posición sin importar la fluctuación del caudal del río. 8.2.2.6 Sistema eléctrico estimado. El sistema eléctrico del numeral 5.3.10 (p. 126), consta principalmente de: 1 Rectificador de voltaje. 120 V AC a 12 V DC. 1 Banco de baterías de ciclo profundo. 8 baterías 12 V a 250 A. 1 Inversor 12 V DC a 120 A. de 3000 W.

69

MOTT, Robert L. Flotabilidad y estabilidad. Op, cit, p.123

157

Que junto a otros accesorios necesarios, permite que la energía eléctrica producida llegue hasta los hogares de la zona. 8.2.3 Escala de dimensionamiento para el modelo a escala. Tras estimar la semejanza entre el número de Reynolds del prototipo real calculado y el del modelo a escala, de acuerdo a las posibilidades que ofrece el canal de prueba expuesto en el numeral 6.3.1 (p. 137), se determina que la escala geométrica adecuada para el modelo de prueba es Eg = 1:10; con lo que la hélice tendría un diámetro de: Dm = 24,6 cm Las medidas derivadas se muestran en la tabla 18 (p. 139). Así, la escala cinemática es Ev = 10:1, y por ende, la velocidad del fluido de prueba debe ser 14,68 m/s; dando para escala dinámica Ef un valor de 1:1.

8.2.4 Resultados obtenidos en laboratorio. Se construyen dos hélices a escala en ABS (figura 79, p. 140), la primera con una cuerda para la sección transversal, y otra con el doble de la cuerda; esto con el fin de comparar el funcionamiento al aumentar el área de la cara que enfrenta al fluido. Entendiendo que las partes del sistema eléctrico son suministradas por fabricantes, no es necesario probarlas; con ello, se decide hacer un modelo simplificado de la turbina (figura 81, p. 144) en madera balsa, con una trasmisión de multiplicación a base de poleas plásticas de relación r = 1,52 (numeral 6.4.3, p. 143), la cual transfiere la energía rotacional a un motor paso a paso invertido que opera como generador (numeral 6.4.2, p. 140). Debido a que no es posible simular la velocidad a la escala cinemática determinada para el fluido en el canal de prueba, se ensaya el funcionamiento de las hélices a la velocidad máxima en el vertedero del mismo (figura 83, p.145). Con la ayuda de un circuito electrónico (figura 80, p. 143) se obtienen las potencias reales para las dos hélices (tabla 22, p. 146); y con la ayuda un contador de revoluciones, y el catálogo guía del motor paso a paso (anexo N), se estimaron las potencias aparentes de ambas hélices (tabla 24, p. 148). Si bien las potencias determinadas (real y aparente) no son lo suficientemente grandes como para compararlas con la potencia teórica del prototipo, se observó que el generador produjo corriente y voltaje cuando giró producto del accionamiento del sistema; y que además, puede observarse que la potencia producida por la hélice de doble cuerda es mayor que la de una cuerda.

158

8.2.5 Economía del sistema. La PCH tiene un valor aproximado de $35’678.300 de pesos colombianos, sumando aquí el precio de manufactura (numeral 7, p. 149), pero no el de instalación, ni el de mantenimiento. 8.3 ZONAS DE INFLUENCIA. Como se comprobó, la PCH está diseñada para el pueblo y las zonas aledañas a Salao en el departamento del Chocó, alcanzando una potencia nominal de 3000 W. Sin embargo, podría utilizarse esta misma turbina para generar más o menos potencia, todo dependiendo de la velocidad y profundidad del río. Por ejemplo, utilizando los datos de la tabla 8 (p. 44) y el anexo A.2 para la estación No. 54057010 de Noanamá Aserrío en la parte baja del río San Juan también en el Chocó, y siendo que es un lugar que igualmente carece de energía eléctrica y suministro constante, pero que además se encuentra más alejado de las líneas de interconexión nacionales, se calculan las variables hidrodinámicas y geométricas, que serían:

v Noa = 1,6210 m/s Pu Noa = 4000,0000 W

u Noa = 8,1050 m/s Pd Noa = 9953,9629 W

w Noa = 8,2655 m/s P Noa = 4479,2833 W

R Noa = 1,2197 m n Noa = 63,4543 rpm

D Noa = 244, cm c Noa = 7,5786 cm

Ω Noa = 6,6449 rad/s l Noa = 104,8967 cm c pp = 4,9562 cm d1 Noa = 0,3031 cm A Noa = 0,0795 N

c raiz = 10,2010 cm d2 Noa = 3,0315 cm FL Noa = 4081,5116 N

M Noa = 674,0918 Nm d34 Noa = 0,9094 cm FD Noa = 110,8770 N

Con lo que se comprueba que para la región de Noanamá, la misma hélice podría trabajar con un generador más grande; produciendo más electricidad. Inclusive, podría construirse una hélice más grande para alcanzar mayor potencia, teniendo en cuenta que la profundidad en este sitio es mayor. Estos sistemas son útiles en ríos de gran caudal si se quiere extraer potencias mayores a los 1000 W; en ríos como el Magdalena (velocidad absoluta promedio 1.3 m/s), Meta, Cauca, Atrato, Apaporis, Negro, Tamaná, Amazonas, Sinú, Patía, entre otros (todos en Colombia), es posible utilizar esta turbina u otras especialmente diseñadas bajo a las condiciones hidrométricas de cada afluente.

159

8.4 BONDADES Y POSIBLES MEJORAS AL SISTEMA. Cuando se diseñan sistemas de generación alternativos renovables, su costo-beneficio se ve con el correr del tiempo; pues de forma inmediata, parecen más costosos que otros modos de producción eléctrica. Por ejemplo, si se compara una planta eléctrica a Gasolina (tabla 27) como las usadas en estas zonas, con la PCH diseñada, se observa lo siguiente:

Para la planta de gasolina, el consumo total de combustible en un día equivaldría a lo siguiente:

Entonces, en un año, los galones de gasolina necesarios que utilizar la planta de gasolina serían:

Tabla 27 – Planta Yamaha EF3000ISEB.

a) Especificaciones técnicas.

b) Imagen de la planta.

Fuente: Eduardoño. [En línea] Planta eléctrica YAMAHA EF3000ISEB: [Consultado el 1 de Noviembre de 2016] Disponible en Internet en: http://www.eduardono.com/site/LinkClick.aspx?fileticket=9c7i0EdPg3Q%3d& tabid=233

160

De acuerdo al precio del galón de gasolina colombiano ():

Si se le suma el valor de la planta nueva ($11’649.000 pesos) (*), equivaldría a $41’833.000 pesos. Este valor sería mucho mayor que el de la PCH, (aun si se tuviesen que cambiar los rodamientos de los ejes y las correas de la transmisión, que sumarían aproximadamente $1’427.500 pesos adicionales al costo del sistema). Adicionalmente, las plantas de gasolina no pueden trabajar más de las 8 horas sugeridas, porque sufren desgaste y sobre calentamiento, lo que reduce su eficiencia; aunque tienen la ventaja de no requerir de tanto mantenimiento. Para la PCH y en especial la turbina, se estima que necesita de un mantenimiento semanal, que consistiría en la limpieza de la jaula y la hélice; y otro mantenimiento semestral que se compondría de: un cambio de rodamientos, cambio de correas de transmisión, galvanizado en aerosol de las partes en acero A-36 y la limpieza las borneras de las baterías. Se debe entender que la inversión en combustible resulta mucho más costosa con los años, comparada con los requerimientos de funcionamiento y mantenimiento de una turbina de río; más con la PCH hay una disminución considerable del ruido y cero emisiones al ambiente. Para disminuir la necesidad de mantenimiento principalmente en las partes sumergidas y sobre el agua, podrían construirse todas las partes en acero inoxidable 304L o 316L a cambio del acero estructural A-36 galvanizado zincado que se usó para el diseño inicial, porque además de no sufrir tanto con la corrosión, tiene mayor resistencia mecánica. Los costos del acero inoxidable y la manufactura del mismo aumentarían; pero se compensaría y ganaría más al final, al evitar el galvanizado y el mantenimiento de esas partes. () Precio oscilante de la gasolina en el año 2016.

() Precio en Mercadolibre.com, Disponible en Internet en: articulo.mercadolibre.com.co/MCO-429512489-yamaha-ef3000iseb-inverter-generador-electrico-3000-w-171cc-_JM

161

Cabe destacar que se hicieron pruebas teóricas de los álabes con materiales poliméricos, aluminio y hasta madera; y se comprobó que no tienen la resistencia suficiente para soportar el caudal del río San Juan; además terminarían fracturándose o deformándose plásticamente. Quizás otros materiales como el duraluminio, puedan soportar las condiciones dadas, pero debe hacerse el análisis de elementos finitos respectivo. Por otro lado, los rodamientos tal cual como se disponen en el sistema necesitarían un cambio semestral como se dijo, y que aun, sumando este valor a los costos de mantenimiento del sistema, seguiría costando menos dinero y menos riqueza ambiental comparada con las plantas Gasolina, las plantas ACPM, las estufas de queroseno, o las fogatas. Lo que sí podría ser complicado, es el monte y desmonte de rodamientos, ya que significaría desarmar casi toda la turbina. Para superar este inconveniente se sugiere diseñar un baño de aceite sellado parecido al de la figura 90, en el que el rodamiento permanezca aislado de la intemperie, y a su vez, tenga lubricación constante mientras gira sobre un poso de aceite. Este elemento adicional sumaría costos al sistema inicialmente, pero valdría poco comparado con los cambios de rodamientos que se necesitarían de no construirse.

Si se mira el gasto de combustible en 5 años de la planta, se estaría hablando de alrededor de 150 millones, esto sin las paradas; lo que resulta en 4 o 5 veces más de la inversión necesaria para fabricar la PCH con turbina de río, sumando los mantenimientos necesarios para el mismo periodo.

Figura 90 – Baño de aceite.

Fuente: ARNOBIS MECÁNICA. [En línea] Baño de aceite: [Consultado el 24 de Octubre de 2016] Disponible en Internet en: http://mecaarnobis.blogspot.com.co/search?updated-min=2008-01-01T00:00:00-08:00&updated-max=2009-01-01T00:00:00-08:00&max-results=4

162

8.6 FACTORES ADICIONALES. El sistema funcionaría tal como está diseñado, pero para alargar la vida útil de la PCH se puede cambiar el material de las partes diseñadas y colocar la protección de los rodamientos. También, es muy importante que el fondeo esté bien calculado, pues disminuir u obviar cualquiera de las partes significa la pérdida, el daño, o el mal funcionamiento de la turbina. Respecto a otros sistemas de energías renovables, la comparación se hace en la tabla 28, en la que se relacionan 4 de los sistemas más usados hasta hoy.

Tabla 28 – Comparación con otros sistemas de generación renovables.

Hidrocinética Solar Fotovoltaica

Eólica Biomasa

Potencia. ALTA MEDIA ALTA ALTA

Contaminación. NINGUNA NINGUNA NINGUNA MEDIA

Ruido. BAJO NINGUNO MEDIO BAJO

Costo. MEDIO BAJO ALTO MEDIO

Horas de servicio continuo ALTO BAJO ALTO BAJO

Mantenimiento. ALTO BAJO ALTO MEDIO

Facilidad de instalación. BAJA ALTA BAJA BAJA

Facilidad de operación. ALTA ALTA ALTA BAJA

Eficiencia de conversión. MEDIA BAJA MEDIA ALTA


De la tabla 28, se deduce que la ventaja de la energía hidrocinética está en que la corriente del río muy pocas veces disminuye lo suficiente para sacar una turbina cero de operación; y si lo hace, no es por mucho tiempo, con lo que se asegura un funcionamiento más continuo durante la mayor parte del año; por ende, el suministro eléctrico es más constante y regular. Aunque con el calentamiento global y el uso indiscriminado de afluentes para la industria, las sequías terminan dejando en muchas ocasiones a los ríos sin caudal, lo que podría ser crítico para estos sistemas. Los sistemas fotovoltaicos dependen de la radiación solar y no de la sensación térmica; por ejemplo, la radiación diaria en Colombia es de 4 horas aproximadamente y no es buena en todas las zonas, lo que hace que si bien los páneles solares son el sistema más económico de montar, y es el sistema que requiere menos mantenimiento, los ciclos de vida de las baterías son más cortos que en los otros, y esto finalmente puede derivar en un mayor costo. Por otro lado

163

la eficiencia de conversión de energía solar a corriente eléctrica comprende solamente un 12% - 25%70 aproximadamente; mientras para turbinas de río y sistemas eólicos la eficiencia de conversión comprende un 45% en promedio. En sistemas eólicos la variación de la velocidad del viento, hace que estos sistemas disminuyan su operación dramáticamente en algunos periodos anuales. Y aunque en sistemas hidrocinéticos puede ocurrir lo mismo, la ausencia de agua en un río o el mar, y en consecuencia su velocidad no es tan frecuente. El mayor problema de la hidrocinética radica en su mantenimiento, pues la turbina se encuentra en el agua; lo que dificulta su manipulación, aumenta el riesgo de corrosión por oxidación, y la accidentalidad de los operarios. Se sugiere el uso de sistemas hidrocinéticos para lugares en donde haya ríos de gran caudal o un fuerte oleaje en mares o lagos. O zonas boscosas, lugares de mucha niebla o zonas selváticas; en estos lugares la humedad, la niebla y los árboles muy altos, disminuyen la radiación solar en el caso de querer usar sistemas fotovoltaicos, no son zonas de muchos vientos para hacer parques eólicos, y la quema de biomasa no es muy recomendable.

70

WIKIPEDIA. Panel fotovoltaico. Disponible en Internet en: https://es.wikipedia.org/wiki/Panel_fotovoltaico# Factores_de_eficiencia_de_una_c.C3.A9lula_solar. Actualizada el 9 de Febrero de 2017.

164

9. CONCLUSIONES

9.1 CARACTERÍSTICAS HIDROMÉTRICAS DEL RÍO SAN JUAN EN SALAO.

Esta PCH está diseñada para la corriente fluvial determinada por el IDEAM para el río San Juan en la vereda Salao, la cual oscila entre 0,9 m/s y 2,101 m/s; así como para profundidades mayores o iguales a 1 m, y para las condiciones propias del agua natural en estado líquido. Con lo que podría adaptarse esta PCH en lugares con afluentes de características parecidas a las del San Juan en esta zona, o a otros que estén dentro de los límites estimados anteriormente. Las variaciones de velocidad fuera del rango establecido, la disminución de la profundidad, y el cambio en las propiedades del líquido (estado congelación o ebullición del agua, cambios en la dirección del fluido, variación drástica de la viscosidad y la densidad del líquido, o la presencia de sedimentos distintos a los comunes en este río), harán que el funcionamiento no sea el esperado.

El curso recto del río que se muestra en la figura 29 (p. 41), y el lecho de grava fina, mediana y gruesa que se ve en figura 75 (p. 123), permiten implementar turbinas de río en este afluente. Lo primero, porque un tramo recto disminuye la turbulencia y los cambios de dirección en el fluido; y lo segundo, porque un lecho duro de grava, permite utilizar fondeos con muertos de concreto que se instalan en el fondo y se sostienen por fricción, lo que es difícil de lograr en un lecho fangoso.

9.2 DISEÑO DE LA TURBINA Y LOS COMPONENTES AUXILIARES DE LA

PCH.

Para velocidades de río menores a 1,468 m/s y profundidades menores a 1 m, la turbina no alcanzará la potencia clasificada o nominal. Sólo en el caso hipotético de que por debajo de la profundidad límite, la velocidad del afluente aumente lo suficiente como para alcanzar el par y la velocidad radial nominales, y que además el material de las partes soporte dicha carga, podría producirse la potencia que se estipuló debía entregar el generador.

La turbina producirá corriente a la potencia nominal, siempre y cuando haya demanda de la misma (electricidad requerida por los hogares); y desde que el generador gire a las revoluciones por minuto nominales de 300 rpm, o por encima de estas hasta el límite máximo permitido de 423,3154 rpm. En otras palabras, a las rpm nominales el generador producirá la corriente demandada por los hogares a 110 V o 120 V hasta la potencia clasificada de 3000 W.

165

Y podrá producir una potencia máxima de 4233,4658 W, si aumenta la corriente a la máxima registrada por el IDEAM de 2,101 m/s, con lo que se alcanzarán 423,3154 rpm en el eje del generador.

Estando la velocidad de rotación del eje del generador por debajo de las revoluciones por minuto nominales (situación que se da cuando la velocidad del río es < 1,468 m/s), el sistema producirá potencia eléctrica, pero esta estará por debajo de la potencia clasificada (será menor a 3000 W). En este momento, el controlador permitirá que las baterías trabajen de manera simultánea con el generador para suplir la demanda; el sistema funcionará así hasta que las baterías se descarguen, o hasta que el generador alcance nuevamente su velocidad de rotación nominal.

Como el controlador permite trabajar con cargas simultaneas, la PCH puede entregar hasta 5000 W, a 110 o 120 voltios y 60 Hz, con el generador girando a velocidad nominal (los 3000 W producidos por el generador, sumados a los 2000 W de las baterías cargadas arriba del 50% de su total); o producirá 6200 W aproximadamente, con el generador girando a las 423,3154 rpm producto de

la corriente máxima registrada en ese tramo del río (los 4200 W producidos por el generador, sumados a los 2000 W de las baterías cargadas arriba del 50% de su total). Con esto se logra que el sistema pueda soportar cargas resistivas no estipuladas de corta duración (planchas de ropa y cabello, bombas de agua, hornos eléctricos, licuadoras, entre otras), hasta máximo 6000 W, que es la máxima potencia que se puede demandar al inversor (anexo M).

El sistema eléctrico de esta PCH está exclusivamente calculado para el generador seleccionado; por lo mismo, no funcionará de manera óptima para producir potencias demandas mayores a la estimada para este proyecto. Situación que reducirá la vida útil del sistema.

El fondeo con boya y muerto calculado, funciona para la profundidad máxima registrada por el IDEAM de 6,110 m (anexo A.1), o para profundidades menores. Para mayores profundidades, se necesita calcular un sistema de fondeo diferente.

9.3 ESCALA DE DIMENSIONAMIENTO SELECCIONADA.

La escala geométrica 1:10, se estimó de acuerdo a la posibilidad ofrecida por la máquina de prototipado rápido en 3D del Laboratorio de Ingeniería y Tecnología Mecánica de la Universidad Distrital Francisco José de Caldas para construir piezas de geometría compleja. Y también a la oportunidad de usar el canal de pruebas hidráulicas de 100 cm de ancho y 100 cm de profundidad del Laboratorio de Hidráulica de la Universidad Nacional de Colombia.

166

El número de Reynolds Re es uno de los parámetros que determina el diseño turbomáquinas, tal como se comprobó mediante el método del π de Buckingham (numeral 6.1, p. 133). Éste Re debe ser el mismo para el prototipo calculado, como para el modelo a escala a la hora de efectuar pruebas; y para esta turbina, el número de Reynolds es de 70000 aproximadamente.

9.4 ESTIMACIONES DEL MODELO A ESCALA Y PRUEBAS LABORATORIO. Pese a que las pruebas no se hicieron bajo las condiciones ideales, se pudo comprobar que:

A la baja velocidad del flujo, la hélice con una longitud de cuerda giró. Lo que supone que con más velocidad se puede alcanzar la velocidad nominal del modelo.

El motor funcionando como generador produce voltaje con las dos hélices, pues al parar el giro, el valor registrado en el voltímetro desaparece (es cero).

Al aumentar la cuerda al doble, la velocidad de giro de la hélice aumentó respecto a la hélice de una cuerda, ambas con el mismo diámetro; así como también se incrementó el amperaje y el voltaje del motor. Lo que supone un aumento de la potencia para la hélice con el doble de cuerda superior a la de una.

Lo anterior sugiere que al garantizar la fuerza de sustentación incidente, puede variarse el diámetro de la hélice y el área del álabe; y así se conserva la solidez. Entonces, puede decirse que la solidez s parece ser el parámetro que determina las dimensiones efectivas; y para futuros diseños, al conservar el valor de solidez calculado mediante las ecuaciones de la hidrodinámica, se podría disminuir la envergadura de los álabes y alcanzar potencias más grandes con diámetros de hélice más pequeños.

9.5 PRECIO DE FABRICACIÓN.

Los costos del sistema pueden variar según el fabricante de las piezas no estandarizadas, así como del proveedor de las partes seleccionadas desde catálogo. Sin embargo, el valor económico estimado en la tabla 25 (p. 149), muestra una aproximación al precio probable en Colombia.

167

10. BIBLIOGRAFÍA

[1] Libro VILLARRUBIA LÓPEZ, Miguel. Ingeniería de la energía eólica. Nuevas ingenierías. Editorial: Alfaomega / marcombo.

[2] Software ANSYS © 2016: Fluids - Computational Fluid Dynamics Software / Fluidos – Programa CFD. Licenciado para la Universidad Distrital Francisco José de Caldas.

[3] Software JavaFoil. Versión 2.23, [Instalado el 1 de Marzo de 2015] Copyright©2001-2015 © Martin Happerle. Traducido al español por: Israel Gandara.

[4] Artículo MARTÍNEZ DE LA CALLE 11J.; Apuntes de Mecánica de Fluidos: 2ª parte; UNIVERSIDAD DE OVIEDO, Escuela Politécnica Superior de Ingeniería de Gijón, Ingenieros Industriales, Curso 2008-2009.

[5] Libro MOTT, Robert L. Diseño de ejes, en: Diseño de elementos de máquinas. Traducido por Virgilio González y Poso. Cuarta Edición. Editorial PEARSON Educación, México 2006.

[6] Libro MOTT, Robert L. Flotabilidad y estabilidad, en: Mecánica de fluidos. Traducido por: Javier Enríquez Brito. Sexta Edición. Editorial PEARSON Educación, México 2006.

[7] Mapa SIPÍ Hoja No. 222; Departamento de Chocó. IGAAC, Instituto Geográfico Agustín Codazzi.

[8] IDEAM, Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia. Resumen de aforos líquidos estación No. 54057010 NOANAMÁ ASERRÍO

Resumen de aforos líquidos estación No. 54027030 SALADO EL

[9] Artículo. BASTIANON, Ricardo A. [Artículo]: Cálculo simple de la hélice de un aerogenerador Tomado de Internet en: http://www.infoweb2.unp.edu.ar/posgrado/Documentos/materias2011/Innovaciones%20 tecnologicas%20 en%20maquinas%20eolicas/CALCULO_SIMPLE_DE_LA_HELICE.pdf

[10] Software Google Earth [Versión 7.1.5.1557 de Google Earth] Vista aérea de la ubicación aproximada de Salao, Chocó – Colombia ©2016 Google

[11] Tesis MALDONADO Francisco; Diseño de una turbina de río para la generación de electricidad en el distrito de Mazán-Región Loreto; Universidad Nacional Mayor de San Marcos - Facultad De Ciencias Físicas - Eap. De Ingeniería Mecánica de Fluido.; 2005.

[12] Libro CARMONA Aníbal. Selección de perfil de un alabe; Aerodinámica y actuaciones del avión; 12va. Editorial Paraninfo edición (2004).

168

[13] Tesis MIRANDA Pilar., MARROYO Luis.; Diseño y Desarrollo de una Turbina Hidroeléctrica Flotante para Generar Energía Eléctrica en Comunidades de la Cuenca Amazónica Boliviana; Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales y de Telecomunicación; Febrero de 2011.

[14] Artículo de Internet FEDERACIÓN COLOMBIANA DE MUNICIPIOS (FCM). Ranking Municipal de Chocó. Tomado de Internet en: http://www.fcm.org.co/fileadmin/gacetas/Gaceta Choco.pdf. p 82

[15] Artículo de Internet CHOCÓ 7 DÍAS. Potencia hidroeléctrica no aprovechada. Tomada de Internet en: http://www.choco7dias.com/861/editorial.html. 2012

[16] Artículo de Internet Alcaldía del Medio San Juan – Chocó. Sitio oficial de Medio San Juan en Chocó, Colombia. En su página de Internet: http://www.mediosanjuan-choco.gov.co

[17] Artículo de Internet COLPRENSA. Este contenido ha sido publicado originalmente en Vanguardia.com - Galvis Ramírez y Cía. S. A en la siguiente dirección: te dirección: http://www.vanguardia.com/actualidad/colombia/152064-los-chocoanos-no-soportan-un-dia-mas-sin-energia-luis-gilberto-murillo; jueves 12 de abril de 2012.

[18] Artículo de Internet: ELECTRICARIBE. Consumo de tus electrodomésticos, Internet en: http://www.electricaribe.com/co/hogar/consejos/consejos+de+ahorro+de+energia/1297110312235/consumo+de+tus+electrodomesticos.html

[19] Artículo de Internet Smart Hydro Power. Tomado de Internet en: http://www.smart-hydro.de/

[20] Artículo de Internet VERDANT POWER. Kinetic Hydropower System (KHPS). Tomado de Internet en: http://www.verdantpower.com/kinetic-hydropower-system.html

[21] Artículo de Internet Textos Científicos. Generación de electricidad a través de las mareas. Tomado de Internet en: http://www.textoscientificos.com/energia/mareomotriz/generacion-electricidad-mareas. Última actualización 23 de Enero de 2009

[22] Artículo de Internet GENERACIÓN MAREOMOTRIZ. http://web.ing.puc.cl/~power/alumno07/generacion%20mareomotriz/6.html

[23] Artículo de Internet. PARODY Carla. Una empresa rentable que genera un bien social. Revista Emprendedores. Tomado de Internet en: http://www.iyara.org/uploads/8/7/8/5/8785601/pag1on24.pdf. Mayo 2012, p 60-61

[24] Artículo de Internet HYDRO ELECTRIC BARREL. Nuevo Concepto De Turbina: HEB T Internet en: http://www.hydro-electric-barrel.com/index.html Abril de 2009.

169

[25] Artículo de Internet ENERGÍAS RENOVABLES. Turbina de Rio para generar Energía Limpia; http://www.gstriatum.com/energiasolar/blog/2012/06/05/turbina-de-rio-para-generar-energia-limpia.; Junio de 2012.

[26] Artículo de Internet APROTEC. Turbinas de Rio. Internet en: http://www.aprotec.com.co/pages/Aqua.html/ Cali, Colombia.

[27] Artículo de Internet: GVEP International. Turbinas Acuavatio. Internet: http://www.slideshare.net/GVEPInternational/turbinas-de-ro-mejoradas-para-ros-caudalosos-en-colombia. Noviembre 29 de 2010

[28] Artículo de Internet TODA COLOMBIA; Departamento de Choco; Internet en la dirección: http://www.todacolombia.com/departamentos/choco.html#4; Mayo de 2006.

[29] WIKIPEDIA.ORG

Rio San Juan; http://es.wikipedia.org/wiki/Río_San_Juan_(Colombia)

Turbina; http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina

Turbina Pelton; http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_Pelton

Turbina Helicoidal Gorlov; http://en.wikipedia.org/wiki/Gorlov_helical_turbine

Betz’s Law; http://en.wikipedia.org/wiki/Betz%27s_law

Método de los elementos finitos. https://es.wikipedia.org/wiki/M%C3%A9todo_de_los _elementos_finitos

[30] Artículo de Internet TECNOLOGÍA. La Dinamo y el Alternador. Tomado de Internet en: http://www.areatecnologia.com/La_dinamo.htm /

[31] Artículo de Internet DIARIO OFICIAL DE LA REPÚBLICA DE COLOMBIA. Ley 1715 de 2014. Tomado de Internet en: http://www.comunidadcontable.com/BancoMedios/Imagenes/ley%201715%20de %202014.pdf. Bogotá, DC. Martes 13 de Mayo de 2014. p 1

[32] Normas Técnicas INSTITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICAS Y CERTIFICACIÓN. Trabajos escritos: presentación y referencias bibliográficas, actualización. Bogotá: ICONTEC, 2014

[33] Catálogo INTERMEC S.A. Poleas en V. Tomado de Internet en: http://lab.transmitec.com/wp-content/uploads/2014 /06/manua-poleas-en-v-intermec.pdf.

[34] Artículo de Internet IALA (International Association of Marine Aids to Navigation and Lighthouse Authorities) y AISM (Association Internationale de Signalisation Maritime). Junio de 2010, IALA Directriz Nº 1066 sobre diseño de fondeos para ayudas flotantes a la navegación. Disponible en Internet en: http://www.puertos.es/es-es/BibliotecaV2/no_1066.-_diseno_de_fondeos_para_ayudas_ flotantes_a_la_navegacion.pdf. Gobierno de España - Ministerio de fomento.

http://www.gstriatum.com/energiasolar/blog/2012/06/05/turbina-de-rio-para-generar-energia-limpia

http://www.gstriatum.com/energiasolar/blog/2012/06/05/turbina-de-rio-para-generar-energia-limpia

http://www.slideshare.net/GVEPInternational/turbinas-de-ro-mejoradas-para-ros-caudalosos-en-colombia.%20Noviembre%2029%20de%202010

http://www.slideshare.net/GVEPInternational/turbinas-de-ro-mejoradas-para-ros-caudalosos-en-colombia.%20Noviembre%2029%20de%202010

http://www.todacolombia.com/departamentos/choco.html#4

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_Pelton

170

[35] Artículo de Internet HENAO, Julian. El chorro del Chocó. UNIVERSIDAD EIA Disponible en Internet en: http://fluidos.eia.edu.co/hidraulica/articuloses/interesantes/elchorrodelchoco/elchorrodelchoco.html

[36] Artículo de Internet OBEKI S.A. Generadores de Imanes Permanentes. Tomado de Internet en: http://www.obeki.com/productos /Generadores%20de%20Imanes%20Permanentes.pdf p.1

[37] Catálogo SKF© Derechos de autor, Disponible en Internet en: http://www.skf.com/co/our-company/index.html

[38] Catálogo PLASTANK LTDA. Ficha técnica No, 6; Tambor cerrado de 120 L Disponible en Internet en: http://www.plastankcolombia.com/image.ashx?i=284716.pdf&fn=

[39] Catálogo KATIAK ©Katiak 2009. All Rights Reserved. España. Disponible en Internet en: http://www.katiak.com/catalogos/catalogo_cadenas.pdf

[40] Catálogo POLYFORM © Copyright 2016 Polyform U.S. All Rights Reserved.

[41] Tesis ÁLVAREZ ZAMBRANO F. B. 2013. Estudio de fondeo para una turbina hidrocinética. Universidad Austral de Chile. Facultad de ciencias de la ingeniería. Escuela de ingeniería naval, Valdivia. Chile. Disponible en Internet en: http://cybertesis.uach.cl/tesis/uach/2013/bmfcia4731e/doc/bmfcia4731e.pdf Consultado el 30 de septiembre de 2016

[42] Catálogo

MEANWELL Disponible en internet en: https://www.meanwell-web.com/en/product-info/ac-

dc-power-supply/enclosed-type/gt-1000-w/rsp-3000/product/RSP-3000-12

[43] Catálogo DELTA VOLT. Copyright © 2010-2016 - Delta Volt SAC, Derechos Reservados. Baterías para sistemas solares y eólicos. Disponible en Internet en: http://deltavolt.pe/energia-renovable/baterias

[44] Catálogo MASTER BATTERY © 2016 Master Battery, S.L Disponible en Internet en: http://www.masterbattery.es/nosotros.html

[45] Catálogo DAMIA SOLAR. Batería solar ciclo profundo U-POWER AGM 250Ah. Disponible en Internet en: http://www.damiasolar.com/productos/bateria_solar/bateria-solar-ciclo-profundo-u-power-agm-250ah_da0495_ 36

[46] Artículo de Internet CURIOSOANDO. Última actualización el 13 febrero, 2015. ¿Qué es un inversor de voltaje? Disponible en Internet: https://curiosoando.com/que-es-un-inversor-de-voltaje

171

ANEXOS.

172

ANEXO A.

RESUMEN DE AFOROS LIQUIDOS EN LAS ESTACIONES DE SALAO (SALADO EL) Y NOANAMÁ (NOANAMÁ ASERRIO).

Suministrado por el: Instituto de hidrología, metrología y estudios ambientales – IDEAM. Fecha de proceso: 20150427

173

A.1 Estación: 54027030 SALADO EL.

174

175

176

A.2 Estación: 54057010 NOANAMA ASERRIO.

177

178

179

ANEXO B.

FUERZAS TEÓRICAS EJERCIDAS POR EL RÍO SAN JUAN EN LA REGIÓN DE SALAO O EL SALADO, PARA EL ÁLABE CALCULADO CON EL ALABEO β DETERMINADO.

B.1 Fuerzas para la velocidad mínima.

VELOCIDAD MÍNIMA R-Sal (m) u-Sal (m/s) w-Sal (m/s) ɸ-Sal (º) β-Sal (º) α-Sal (º) Cl Cd c-Sal (m) l-Sal (m) A-Sal (m2) Fl-Sal (N) Fd-Sal (N) F-Sal (N)

Seco o bajo 1,2257 4,500 4,58911756 11,3099325 10 1,30993247 0,673 0,01901 0,04980419 1,0541 0,08027583 568,88993 16,0692386 569,116836

λ 5 1,1031 4,050 4,14879501 12,5288077 10 2,52880771 0,816 0,01996 0,05566025 0,9315 0,07366896 517,354988 12,6549088 517,509739

v-Sal (m/s) 0,9 0,9805 3,600 3,71079506 14,0362435 10 4,03624347 0,988 0,0216 0,06151631 0,8090 0,06634431 451,299234 9,866461 451,407074

Ω-Sal (rad/s) 3,6714 0,8580 3,150 3,27604945 15,9453959 10 5,9453959 1,191 0,02456 0,06737237 0,6864 0,0583019 372,619326 7,68390482 372,698544

n-Sal (rpm) 35,0594 0,7354 2,700 2,84604989 18,4349488 10 8,43494882 1,419 0,03409 0,07322843 0,5638 0,04954172 284,713773 6,83995246 284,795923

ρ-(kg/m3) 1000 0,6128 2,250 2,42332416 21,8014095 10 11,8014095 1,342 0,0968 0,07908449 0,4412 0,04006376 157,869161 11,3872837 158,279317

0,4903 1,800 2,01246118 26,5650512 10 16,5650512 1,311 0,17995 0,08494055 0,3187 0,02986804 79,2929307 10,8838771 80,0364145

0,3677 1,350 1,62249807 33,6900675 10 23,6900675 0,933 0,40685 0,09079661 0,1961 0,01895455 23,2773475 10,1504703 25,3942307

0,2451 0,900 1,27279221 45 10 35 0,387 1,16651 0,09665267 0,0735 0,00732329 2,29563075 6,91957681 7,29043646

0,1226 0,450 1,00623059 63,4349488 10 53,4349488 0,138 3,50362 0,10250873 -0,0490 -0,00502575 -0,35111113 -8,91420265 8,92111473

0,0000 0,000 0,9 ERROR 10 ERROR 0 0 0,10836479 -0,1716 -0,01809255 0 0 0

180

B.2 Fuerzas para la velocidad promedio.

VELOCIDAD PROMEDIO R-Sal (m) u-Sal (m/s) w-Sal (m/s) ɸ-Sal (º) β-Sal (º) α-Sal (º) Cl Cd c-Sal (m) l-Sal (m) A-Sal (m2) Fl-Sal (N) Fd-Sal (N) F-Sal (N)

Caudal promedio 1,2257 7,340 7,48536065 11,3099325 10 1,30993247 0,673 0,01901 0,04980419 1,0541 0,08027583 1513,545 42,7525862 1514,14869

λ 5 1,1031 6,606 6,76714563 12,5288077 10 2,52880771 0,816 0,01996 0,05566025 0,9315 0,07366896 1376,43508 33,6686816 1376,8468

v-Sal (m/s) 1,468 0,9805 5,872 6,05271906 14,0362435 10 4,03624347 0,988 0,0216 0,06151631 0,8090 0,06634431 1200,6922 26,2499509 1200,97911

Ω-Sal (rad/s) 5,9885 0,8580 5,138 5,34360066 15,9453959 10 5,9453959 1,191 0,02456 0,06737237 0,6864 0,0583019 991,362457 20,443209 991,573218

n-Sal (rpm) 57,1858 0,7354 4,404 4,64222361 18,4349488 10 8,43494882 1,419 0,03409 0,07322843 0,5638 0,04954172 757,487673 18,197854 757,706233

ρ-(kg/m3) 1000 0,6128 3,670 3,95271097 21,8014095 10 11,8014095 1,342 0,0968 0,07908449 0,4412 0,04006376 420,014606 30,2961355 421,105836

0,4903 2,936 3,28254779 26,5650512 10 16,5650512 1,311 0,17995 0,08494055 0,3187 0,02986804 210,960702 28,9568103 212,938758

0,3677 2,202 2,64647464 33,6900675 10 23,6900675 0,933 0,40685 0,09079661 0,1961 0,01895455 61,929929 27,0055644 67,5619465

0,2451 1,468 2,07606551 45 10 35 0,387 1,16651 0,09665267 0,0735 0,00732329 6,10757946 18,4096964 19,3963772

0,1226 0,734 1,6412739 63,4349488 10 53,4349488 0,138 3,50362 0,10250873 -0,0490 -0,00502575 -0,93413939 -23,7164453 23,734835

0,0000 0,000 1,468 ERROR 10 ERROR 0 0 0,10836479 -0,1716 -0,01809255 0 0 0

181

B.3 Fuerzas para la velocidad máxima.

VELOCIDAD MÁXIMA R-Sal (m) u-Sal (m/s) w-Sal (m/s) ɸ-Sal (º) β-Sal (º) α-Sal (º) Cl Cd c-Sal (m) l-Sal (m) A-Sal (m2) Fl-Sal (N) Fd-Sal (N) F-Sal (N)

Creciente o grande 1,2257 10,505 10,71304 11,3099325 10 1,30993247 0,673 0,01901 0,04980419 1,0541 0,08027583 3100,24012 87,5714186 3101,47668

λ 5 1,1031 9,455 9,68513145 12,5288077 10 2,52880771 0,816 0,01996 0,05566025 0,9315 0,07366896 2819,39371 68,9645814 2820,23705

v-Sal (m/s) 2,101 0,9805 8,404 8,66264492 14,0362435 10 4,03624347 0,988 0,0216 0,06151631 0,8090 0,06634431 2459,41424 53,7685704 2460,00192

Ω-Sal (rad/s) 8,5707 0,8580 7,354 7,64775544 15,9453959 10 5,9453959 1,191 0,02456 0,06737237 0,6864 0,0583019 2030,63778 41,8744449 2031,06949

n-Sal (rpm) 81,8442 0,7354 6,303 6,64394536 18,4349488 10 8,43494882 1,419 0,03409 0,07322843 0,5638 0,04954172 1551,58497 37,275216 1552,03265

ρ-(kg/m3) 1000 0,6128 5,253 5,65711563 21,8014095 10 11,8014095 1,342 0,0968 0,07908449 0,4412 0,04006376 860,328652 62,0564929 862,563851

0,4903 4,202 4,69797882 26,5650512 10 16,5650512 1,311 0,17995 0,08494055 0,3187 0,02986804 432,117203 59,3131126 436,168915

0,3677 3,152 3,78763161 33,6900675 10 23,6900675 0,933 0,40685 0,09079661 0,1961 0,01895455 126,852951 55,3163164 138,389183

0,2451 2,101 2,97126269 45 10 35 0,387 1,16651 0,09665267 0,0735 0,00732329 12,5103402 37,7091394 39,7301876

0,1226 1,051 2,34898941 63,4349488 10 53,4349488 0,138 3,50362 0,10250873 -0,0490 -0,00502575 -1,91342603 -48,5791139 48,6167822

0,0000 0,000 2,101 ERROR 10 ERROR 0 0 0,10836479 -0,1716 -0,01809255 0 0 0

182

ANEXO C.

ESTIMACIÓN MEDIANTE UN ANÁLISIS CFD EN ANSYS (FLUENT) DE LAS

FUERZAS Y COEFICIENTES RESULTANTES.

C.1 Coeficiente de sustentación estimado.

C.2 Coeficiente de arrastre estimado.

183

C.3 Fuerzas estimadas y coeficientes de las mismas.

184

C.4 Resumen de enmallado en ANSYS.

185

186

187

188

189

ANEXO D.

D.1 Deformación total.

190

D.2 Esfuerzo equivalente.

191

D.3 Deformación elástica equivalente.

192

D.4 Factor de seguridad.

193

D.5 Resumen de análisis estructural en ANSYS.

194

195

196

197

198

199

200

201

202

203

204

ANEXO E.

PIEZAS DE LA TURBINA.

E TURBINA E 1 Hélice E 1.1 Álabe E 1.1.1 Detalle A E 1.2 Plato de fijación E 1.3 Nariz E 2 Ejes E 2.1 Eje 1 E 2.2 Eje 2 E 3 Jaula de seguridad E 3.1 Arandela E 3.2 Jaula E 3.3 Parales E 3.4 Tapón E 4 Balsa E 4.1 Armazón E 4.2 Flotador

222

ANEXO F.

ACERO PARA

EJES.

223

ANEXO G.

RODAMIENTOS.

G.1 Rodamiento 61810.

224

G.2 Rodamiento 61806.

225

ANEXO H.

FLOTADOR.

226

ANEXO I.

CADENAS DE ACERO INOXIDABLE.

227

ANEXO J.

ACCESORIOS DE LA CADENA PARA FONDEOS.

UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES. 2013. Implementación de sistemas de ayuda de navegación, clase 4 y

5. Disponible en Internet en: http://www.graduadosportuaria.com.ar/AtoN/AyudasNaveg_Clase%2004-

05/Tema%204%202013/Tema%204%202013.pdf Consultado el 30 de Septiembre de 2016.

228

ANEXO K.

RECTIFICADOR MEANWELL.

Modelo: RSP-3000-12/RSP-3000-24/RSP-3000-48.

MODELO No. RSP-3000-12

SALIDA

VOLTAJE de CC 12 V

CORRIENTE NOMINAL 200A

RANGO de CORRIENTE 0 ~ 200A

POTENCIA NOMINAL 2400 W

RIZADO y RUIDO (max.) Note.2 $ number mvp-p

VOLTAGEADJ. RANGE 10.8 ~ 13.2 V

Note.3 TOLERANCIA de tensión ± 0%

LINEREGULATION ± 5%

LOADREGULATION ± 5%

SETUP. RISEHOLD. TIEMPO 1000 ms, 80 ms a plena carga

TIEMPO de ESPERA (TÍPICO) 10 ms a plena carga

ENTRADA

VOLTAGERANGE 180 ~ 264VAC 254 ~ 370VDC

FREQUENCYRANGE 47 ~ 63 HZ

FACTOR de POTENCIA (Típico) 0.95/230VAC a plena carga

EFICIENCIA (Típico) 86%

AC CORRIENTE (Típico) 20A/180VAC 16A/230VAC

CORRIENTE de entrada (Típico) 60A/230VAC

LEAKAGECURRENT < 2.0mA/240VAC

229

PROTECCIÓN

SOBRECARGA

100 ~ 110% de salida nominal

ajustable por el usuario continua limitación de corriente constante o corriente constante que limita con retardo de apagado después de 5 segundos, re-encendido para recuperarse

SOBRE VOLTAJE 13.8 ~ 16.8 V

tipo de la protección: cierre o/p voltaje, re-encendido para recuperarse

MÁS de la TEMPERATURA

95° C± 5° C(12 V), 100° C± 5° C(24 V, 48 V) (TSW1: detectar el disipador de transistor de potencia)

95° C± 5° C(12 V), 85° C± 5° C(24 V), 80° C± 5° C(48 V) (TSW2: detectar el disipador de o/p diodo)

tipo de la protección: cierre o/p voltaje, se recupera automáticamente después de temperatura baja

FUNCIÓN

POTENCIA AUXILIAR (AUX) 12 V @ 0.1A (Ohly para Control Remoto ON/OFF)

CONTROL REMOTO ON/OFF por favor, consulte la función manual de

SEÑAL ALATPW OUTPOL por favor, consulte la función manual de

AJUSTE DE TENSIÓN DE SALIDA 2.4 ~ 13.2 V

DISTRIBUCIÓN de CORRIENTE por favor, consulte la función manual de

MEDIO AMBIENTE

TEMP de TRABAJO -20 ~ 70° C(consulte la curva de reducción de carga de salida)

WORKINGHUMIDITY 20 ~ 90% de HUMEDAD RELATIVA sin condensación

TEMPERATURA DE ALMACENAMIENTO HUMEDAD -40 ~ + 85° C10 ~ 95% RH

TEMPCOEFFICIENT ± 05%/° C(0 ~ 50° C)

VIBRACIÓN 10 ~ 500 HZ, 2G10min/1 ciclo, 60 min cada alongX, Y, Zaxes

SEGURIDAD y EMC

LAS NORMAS de SEGURIDAD U60950-1, TUV EN60950-1 approoved

SOPORTAR la TENSIÓN 1/P-0/P: 3 KV 1/P-FG: 1.5 KV 0/P-FG: 0.5 KV

ISOLATIONRESISTANCE 1/P-0/P, 1/P-FG, 0/P-FG: el 100 M Ohms/500VDC/25° C/70% de HUMEDAD RELATIVA

CONVERTIDOR CATALÍTICO de EMC

cumplimiento de la NORMA EN55022 (CISPR22) ClassB, EN61000-3-2,-3

INMUNIDAD EMC CONFORMIDAD a EN61000-4-2, 3,4, 5,6, 8,11; ENV50204, EN55024,, nivel de la industria ligera, los criterios A

QTHERS

MTBF 104.5 Khrs min MIL-HDBK-217F (25° C)

DIMENSIÓN 278*177.8*63.5mm (L * W * H)

EMBALAJE 4Kg; 4 unids/16Kg/1.89 PIES CÚBICOS

NOTA

1. Todos Los parámetros mencionados NO especialmente se miden en la entrada 230VAC, carga clasificada y 25 ° C de temperatura ambiente. 2. Ripple y el ruido son medidos en 20 MHz de ancho de banda mediante el uso de un 12 " twisted par-alambre torcido $ number terminada con un condensador paralelo 0.1 uf y 47 uf. 3. Tolerancia: incluye tolerancia, la regulación de línea y carga. 4. La fuente de alimentación se considera un componente que puede ser instalado en un equipo final. El equipo final debe ser reconfirmado que todavía resuelve directivas EMC., para obtener orientación sobre cómo realizar esos ensayos de EMC, consulte " fuentes de alimentación EMI prueba de componentes.” (como disponibles en http://www.meanwell.com) 5. no Se Puede utilizar el signsl PWM para controlar la tensión de salida.

230

231

ANEXO L.

BATERÍA DE CICLO PROFUNDO.

232

La características técnicas que muestra el vendedor son diferentes a las que especifica el fabricante en la

página del fabricante: MASTER BATTERY © 2016 Master Battery, S.L. Serie UP. Disponible en Internet en:

http://www.masterbattery.es/pdfs/UP250-12.pdf Consultado el 10 de Octubre de 2016.

233

ANEXO M.

INVERSOR RELIABLE ELECTRIC. Modelo: RBP-3000S-LED.

De onda sinusoidal pura, tan bueno como la energía de la red.

Potencia total.

Tecnología de la base, diseño alemán.

Programa de software avanzado.

Protección completa, sib tasa de defectos.

Mejor de compatibilidad electromagnética EMC.

No hay ruido de la TV o del sonido estéreo.

SMT. Tecnología de montaje en superficie.

Todos los grandes MOSFET importados, fuerte capacidad de conducción

Grosor de PCB: 2.00 m.

Pantalla LED.

Diseño compacto, menor peso, cargas plenas.

Diseño de una sola capa, fácil de reparar en ese caso.

Conexión a tierra tanto para Inversor y como para el PCB bajo ninguna carga de corriente.

Calidad duradera con 10 años de uso.

Indicación de alarma y luz LED de advertencia de error, disipador de calor, agujeros de ventilación en las placas y en la parte inferior para la disipación de calor.

Diseño de metal negro.

Conector de corriente grande.

Todo tipo de enchufe estándar disponibles

Fuerte fila cableado en AC extremo.

234

Copyright © 2016 Yueqing Reliable Electric Co., Ltd. Todos los derechos reservados. 3000W Off Grid DC to AC Pure Sine Wave Solar Power Inverter. Disponible en Internet en: http://www.powerreliable.com/product /3000W_Off_Grid_DC_to_AC_Pure_Sine_Wave_Solar_Power_Inverter-14.html

235

ANEXO N.

MOTOR PASO A PASO MINEBEA.

Modelo: NMB-PM25L-024-NBJ3

236

ANEXO O.

POTENCIAS DEL MOTOR PASO A PASO (EN GRIS), DIMENSIONES, VELOCIDAD Y FUERZAS DE LA HÉLICE A ESCALA (EN NARANJA Y AMARILLO), DIMENSIONES Y FUERZAS DE LA HÉLICE CON EL DOBLE DE CUERDA (AZUL).

PPS (paso/s)

n motor (rpm)

Ω motor (rad/s) Pu (W) Pd (W) P(W) v (m/s) u (m/s) w (m/s) Ω (rad/s) n (RPM) M (Nm) Fl (N) Fd (N) Fl' (N) Fd' (N)

M motor (Nm) 0,0120 800 4000 418,8790 5,0265 12,5085 5,6288 0,8074 4,0370 4,1170 32,8214 313,4211 1,9055 10,2973 0,2797 20,5945 0,5595

SPR (paso/rev) 12,0000 700 3500 366,5191 4,3982 10,9450 4,9252 0,7723 3,8613 3,9377 31,3925 299,7765 1,7432 9,4202 0,2559 18,8404 0,5118

D (m) 0,2460 600 3000 314,1593 3,7699 9,3814 4,2216 0,7336 3,6679 3,7405 29,8202 284,7619 1,5730 8,5002 0,2309 17,0004 0,4618

R (m) 0,1230 500 2500 261,7994 3,1416 7,8178 3,5180 0,6903 3,4516 3,5200 28,0619 267,9713 1,3930 7,5273 0,2045 15,0547 0,4090

Ab (m^2) 0,0475 400 2000 209,4395 2,5133 6,2543 2,8144 0,6408 3,2042 3,2676 26,0503 248,7625 1,2004 6,4869 0,1762 12,9737 0,3524

λ 5,0000 300 1500 157,0796 1,8850 4,6907 2,1108 0,5822 2,9112 2,9689 23,6683 226,0157 0,9909 5,3548 0,1455 10,7096 0,2909

s 0,0593 200 1000 104,7198 1,2566 3,1271 1,4072 0,5086 2,5432 2,5935 20,6762 197,4429 0,7562 4,0865 0,1110 8,1729 0,2220

N 3,0000 100 500 52,3599 0,6283 1,5636 0,7036 0,4037 2,0185 2,0585 16,4107 156,7105 0,4764 2,5743 0,0699 5,1486 0,1399

c (mm) 7,6424 50 250 26,1799 0,3142 0,7818 0,3518 0,3204 1,6021 1,6338 13,0252 124,3812 0,3001 1,6217 0,0441 3,2434 0,0881

l (mm) 105,7800 25 125 13,0900 0,1571 0,3909 0,1759 0,2543 1,2716 1,2968 10,3381 98,7215 0,1891 1,0216 0,0278 2,0432 0,0555

A (m^2) 0,0008 20 100 10,4720 0,1257 0,3127 0,1407 0,2361 1,1804 1,2038 9,5970 91,6449 0,1629 0,8804 0,0239 1,7608 0,0478

Dn (mm) 34,4400

d1 (mm) 0,3057

c'(mm) 15,2849 A' (m^2) 0,0016

PPS = Pasos por segundo

d2 (mm) 3,0570

c'pp (mm) 17,9294 Dn' (mm) 34,4400

n motor = Revoluciones por minuto en el motor

d34 (mm) 0,9171

c'raiz (mm) 12,6404 d1' (mm) 0,6114

Ω motor = Velocidad angular en el motor

cpp (mm) 4,9979

d2' (mm) 6,1140

M motor = Momento en el motor

craiz (mm) 10,2869

d34' (mm) 1,8342

SPR = Pasos por revolución

237

ANEXO P.

PESOS Y PRECIOS APROXIMADOS DE LAS PARTES DISEÑADAS.

P.1 Hélice Pieza Dimensión

(m) Unidades Punzonado por

pieza (3/8") Punzonado Total

Peso Unidad (Kg)

Precio Unidad ($)

Peso Total (Kg)

Precio Total ($)

Descripción Lámina en Acero A36, 12 mm x 12 cm Álabe 1,5 3 19 $ 55.700,00 57 $ 167.100,00

Longitud de venta (m) 1,5 Plato 0,35 2 11 22 1,9985 $ 5.425,00 3,997 $ 10.850,00

Peso (Kg) 19 Nariz 1 0,322 $ 50.000,00 0,322 $ 50.000,00

Precio de venta ($) 55,7 SUBTOTAL 46 22 61,319 $ 227.950,00

Fresado Por pieza 11 $ 3.000,00 $ 33.000,00

Galvanizado Por kilogramo $ 1.500,00 $ 91.495,50

Punzonado $ 200,00 $ 4.400,00

Taladrado 10 $ 400,00 $ 4.000,00

Pulido 3 $ 35.000,00 $ 105.000,00

Doblado 3 $ 1.000,00 $ 3.000,00

SUBTOTAL $ 240.895,50

P.2 Ejes Pieza Dimensión



Peso Unidad (Kg)

Precio Unidad ($)

Peso Total (Kg)

Precio Total ($)

Descripción Barra en Acero 4340, 50 cm x D 57 mm Eje 1 1 10 $ 84.000,00 10 $ 84.000,00

Longitud de venta (m) 0,5 Eje 2 1 6 $ 50.400,00 6 $ 50.400,00

Peso (Kg) 10 Cuña 4 0,1 $ 5.000,00 0,4 $ 20.000,00

Precio de venta ($) 84000 SUBTOTAL 6 16,4 $ 134.400,00


Galvanizado Por kilogramo 2 $ 1.500,00 $ 24.600,00

Taladrado 1 $ 400,00 $ 400,00

SUBTOTAL $ 73.000,00

238

P.3 Balsa Pieza Dimensión



Peso Unidad (Kg)

Precio Unidad ($)

Peso Total (Kg)

Precio Total ($)

Descripción Ángulo en Acero A36, 2" x 2" x 3/16" 1 2,5 4 14 56 9,075 $ 25.833,33 36,3 103.333,33

Longitud de venta (m) 6 2 0,4 4 4 16 1,452 $ 4.133,33 5,808 16.533,33

Peso (Kg) 21,78 3 1,7 2 14 28 6,171 $ 17.566,67 12,342 35.133,33

Precio de venta ($) 62000 5 1,8 4 6 24 6,534 $ 18.600,00 26,136 74.400,00

9 2 2 18 36 7,26 $ 20.666,67 14,52 41.333,33

Descripción Lámina en Acero A36, 2" x 3/16" (solera) 4 1,9 4 6 24 3,61 $ 9.816,67 14,44 39.266,67


Peso (Kg) 11,4 11 1,19 4 2 8 2,261 $ 6.148,33 9,044 24.593,33

Precio de venta ($) 31000 12 0,05 6 1 6 0,095 $ 258,33 0,57 1.550,00

13 0,53 2 3 6 1,007 $ 2.738,33 2,014 5.476,67

14 0,523 2 5 10 0,9937 $ 2.702,17 1,9874 5.404,33

15 1,654 2 2 4 3,1426 $ 8.545,67 6,2852 17.091,33

Descripción Lámina en Acero A36, 6" x 3/16" (solera) 6 0,2 1 4 4 1,142 $ 3.100,00 1,142 3.100,00


Peso (Kg) 34,26 8 0,0508 3 4 12 20,89 $ 31.500,00 62,67 94.500,00

Precio de venta ($) 93000 SUBTOTAL 46 254 257,9906 587.129,00

Descripción Bloque en Acero A36, 6" x 6" x 1 1/2"

Longitud de venta (in) 2

Peso (Kg) 20,89

Precio de venta ($) 31500



Punzonado $ 200,00 $ 50.800,00

Tornillo hexagonal, 2 tuercas fixser

Zincado 3/8" X 1 1/2" 100 $ 1.900,00 $ 190.000,00

SUBTOTAL $ 642.785,90

239

P.4 Jaula de seguridad Pieza Dimensión



Peso Unidad (Kg)

Precio Unidad ($)

Peso Total (Kg)

Precio Total ($)

Descripción Ángulo en Acero A36, 2" x 2" x 3/16" Jaula 8 2 28 56 29,04 $ 82.666,67 58,08 $ 165.333,33

Longitud de venta (m) 6 Paral 2 0,17 2 4 8 0,6171 $ 1.756,67 1,2342 $ 3.513,33

Peso (Kg) 21,78 Tubos 3,27 4 11,8701 $ 33.790,00 47,4804 $ 135.160,00

Precio de venta ($) 62000 Tubos 2 0,6 4 2,178 $ 6.200,00 8,712 $ 24.800,00

Tubería en A36, D 3/4" Arandela 0,05 2 1 2 0,095 $ 258,33 0,19 $ 516,67

Descripción Lámina en Acero A36, 2" x 3/16" (solera) Paral 1 2,71 2 5 10 5,149 $ 14.001,67 10,298 $ 28.003,33

Longitud de venta (m) 6 Plato Nariz 0,203 1 24 24 1,15913 $ 3.146,50 1,15913 $ 3.146,50

Peso (Kg) 11,4 Alambre 70 1 6 $ 20.000,00 6 $ 20.000,00

Precio de venta ($) 31000 Tapón 1 0,322 $ 50.000,00 0,322 $ 50.000,00

SUBTOTAL 17 100 133,15373 $ 430.473,17



Punzonado $ 200,00 $ 20.000,00

Taladrado 10 $ 400,00 $ 4.000,00

Remachado 1 $ 3.000,00 $ 3.000,00

Doblado 1 $ 1.000,00 $ 1.000,00

SUBTOTAL $ 233.730,60

TOTAL 468,9 $ 2’570.364

La nariz de la hélice y el tapón de la jaula, están fabricadas en goma de neopreno; y las cotizaciones se hicieron con un proveedor en Bogotá.

240

ANEXO Q.

PRECIO DEL MUERTO DE HORMIGÓN EN COLOMBIA

Los precios estimados pueden reducirse por la cantidad de acero y alambre mostrado en la tabla siguiente. Sin embargo, se asumirán estos como el costo del molde en madera, y el precio del transporte hasta la zona en donde se ubicaran.

241

Datos calculados en IECA © CYPE Ingenieros, S.A. Disponible en Internet en: http://www.colombia.generadordeprecios.info/obra_nueva/calculaprecio.asp?Valor=0|1_0_0_0|4|EHV010|ehv_015 viga:_0_0_15_9|hormigon uso_viga:c7_0_1c6_0_1_0_0_1_5|ehv_cuan viga:_149000|acero viga:_0_0_0_0_0_0_0_3|hor_separadores vigas:_0_0_0_0_0_3_0|ehv_011 viga:c4_0_1c3_0_10_0_100_0_30_100

242

NOTAS.

Documents

DISEÑO DE UNA PICOCENTRAL HIDROELÉCTRICA (PCH) …repository.udistrital.edu.co/bitstream/11349/5150/... · 6.2 SEMEJANZA. 135 6.3 MODELACIÓN. 136 6.3.1 Similitud geométrica. 136