Análisis aerodinámico de las principales configuraciones ...
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FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA ACADÉMICO PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA
ELÉCTRICA
“ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA INSTALACIÓN DE
AEROGENERADORES PARA SUMINISTRAR ENERGÍA ELÉCTRICA A
LAS VIVIENDAS DEL CENTRO POBLADO PLAYA BLANCA – PIURA.”
TESIS PARA OBTENER EL TÍTULO PROFESIONAL DE INGENIERO
MECÁNICO ELECTRICISTA
AUTOR:
YORDY MIRKO YGLESIAS DEZA
ASESOR:
ING. CARLOS SANCHEZ HUERTAS
LÍNEA DE INVESTIGACIÓN:
GENERACIÓN, TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA
TRUJILLO- PERÚ
2015
PÁGINA DEL JURADO
____________________________ Ing. Roger León Díaz.
____________________________ Ing. Heber Zavaleta Zavaleta.
____________________________ Ing. Felipe de la Rosa Bocanegra.
Dedicatoria
A mis queridos padres; Angelmiro Yglesias
Plasencia y Estelita Deza Aponte por su
sacrificio diario para lograr educarme.
A mí querida esposa Elkat por apoyarme
siempre y a mi hijo Nícola quien es el motor
de mi vida.
ii
Agradecimiento
Agradezco infinitamente a mis padres por
su apoyo continuo para lograr darme una
profesión, y también por inculcarme la
perseverancia para lograr el éxito.
También agradezco a mis hermanos y a mi
familia por su apoyo incondicional.
iii
DECLARATORIA DE AUTENTICIDAD
Yo Yglesias Deza Yordy Mirko con DNI Nº 47820380, a efecto de cumplir con las
disposiciones vigentes consideradas en el Reglamento de Grados y Títulos de la
Universidad César Vallejo, Facultad de Ingeniería, Escuela de Mecánica Eléctrica,
declaro bajo juramento que toda la documentación que acompaño es veraz y
auténtica.
Así mismo, declaro también bajo juramento que todos los datos e información que
se presenta en la presente tesis son auténticos y veraces.
En tal sentido asumo la responsabilidad que corresponda ante cualquier falsedad,
ocultamiento u omisión tanto de los documentos como de información aportada
por lo cual me someto a lo dispuesto en las normas académicas de la Universidad
César Vallejo.
Trujillo,… de… del 2015
Yordy Mirko Yglesias Deza
iv
PRESENTACIÓN
Señores miembros del Jurado:
En cumplimiento del Reglamento de Grados y Títulos de la Universidad César
Vallejo presento ante ustedes la Tesis titulada “ESTUDIO TÉCNICO Y
ECONÓMICO DE LA INSTALACIÓN DE AEROGENERADORES PARA
SUMINISTRAR ENERGÍA ELÉCTRICA A LAS VIVIENDAS DEL CENTRO
POBLADO PLAYA BLANCA – PIURA”, la misma que someto a vuestra
consideración y espero que cumpla con los requisitos de aprobación para obtener
el título Profesional de ingeniero mecánico electricista.
Yglesias Deza Yordy Mirko
v
INDICE
I. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 1
1.1. Realidad problemática .................................................................................................... 1
1.2. Trabajos previos .............................................................................................................. 2
1.3. Teorías relacionadas al tema ........................................................................................ 3
1.3.1. La distribución de Weibull ...................................................................................... 3
1.3.2. Potencia de una masa de aire en movimiento .................................................... 4
1.3.3. Límite de Betz .......................................................................................................... 6
1.3.4. Rotor Eólico Real ..................................................................................................... 8
1.3.5. Rendimiento de un aerogenerador ..................................................................... 10
1.3.6. Velocidad Especifica del Rotor Eólico ................................................................ 11
1.3.7. Velocidad de giro del rotor ................................................................................... 12
1.3.8. Par de giro del rotor ............................................................................................... 12
1.3.9. Fuerzas aerodinámicas de la ala ........................................................................ 12
1.3.10. Fuerzas de sustentación y de resistencia ...................................................... 14
1.3.11. Método de diseño de aeroturbinas ................................................................. 14
1.3.12. Variación de la velocidad del viento con la altura ........................................ 18
1.3.13. Cálculo de potencia eléctrica anual generada por las turbinas eólicas. ... 19
1.3.14. Calculo de ahorro de huella de carbono ........................................................ 20
1.3.15. Calculo del banco de baterías ......................................................................... 20
1.3.16. Fuerza axial en el rotor, presión del viento y momento flexionante máximo
21
1.3.17. Determinación de la altura de la torre ............................................................ 21
1.3.18. Dimensionamiento de los cables .................................................................... 21
1.3.19. Calculos economicos ........................................................................................ 22
1.3.20. Conceptos fundamentales: .............................................................................. 22
1.4. Formulación del problema ............................................................................................ 24
1.5. Justificación del estudio ................................................................................................ 24
1.6. Hipótesis ......................................................................................................................... 25
1.7. Objetivos ......................................................................................................................... 25
1.7.1. General .................................................................................................................... 25
1.7.2. Específicos ............................................................................................................. 25
II. MÉTODO ................................................................................................................................ 26
2.1. Diseño de la investigación ........................................................................................... 26
vi
2.2. Variables, operacionalización ...................................................................................... 26
2.3. Población y muestra ...................................................................................................... 27
2.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos ................................................... 28
2.4.1. Técnicas .................................................................................................................. 28
2.4.2. Instrumentos ........................................................................................................... 28
2.5. Métodos de análisis de datos ...................................................................................... 29
III. RESULTADOS ................................................................................................................... 30
3.1. Del aforo : ....................................................................................................................... 30
3.2. Potencia de una masa de aire en movimiento. ......................................................... 30
3.3. Patencia máxima aprovechada por el rotor - Límite de Betz .................................. 33
3.4. Eficiencia de Rotor eólico ............................................................................................. 33
3.5. Método de diseño de Aero turbinas ............................................................................ 33
3.5.1. Selección de coeficiente de arrastre y sustentación ........................................ 33
3.5.2. Cálculo del radio del aerogenerador .................................................................. 35
3.6. Cálculo de la velocidad angular: ................................................................................. 36
3.7. Cálculo de las RPM: ...................................................................................................... 36
3.8. Velocidad Especifica del Rotor Eólico ........................................................................ 36
3.9. Dimensiones y ángulos del álabe: .............................................................................. 37
3.10. Calculo del número de Reynolds ............................................................................ 38
3.11. Cálculo de fuerza de sustentación, de resistencia, y otros ................................. 38
3.12. Fuerza axial en el rotor, presión del viento y momento flexionante máximo ... 38
3.13. Dimensionamiento de los cables ............................................................................ 39
3.14. Cálculo de potencia eléctrica anual generada por los aerogeneradores. ........ 39
3.15. Cálculo de ahorro de huella de carbono. ............................................................... 40
3.17. Calculos economicos ................................................................................................ 42
I. DISCUSIÓN ............................................................................................................................ 45
II. CONCLUSIÓN ....................................................................................................................... 47
III. RECOMENDACIONES ..................................................................................................... 48
IV. REFERENCIAS ................................................................................................................. 49
ANEXOS ......................................................................................................................................... 51
x
RESUMEN
Esta tesis orienta sobre el estudio técnico y económico de la instalación de
aerogeneradores para el suministro de energía eléctrica a las viviendas del centro
poblado de Playa Blanca – Sechura – Piura, el parque eólico cuenta con 3
aerogeneradores de 5 KW de potencia unitaria con una potencia total instalada de
15 KW. La energía eléctrica generada anual es 93.3 MWh, ahorrando 57.38
Toneladas CO2 por cada año, esta energía eléctrica generada servirá para
electrificar al centro poblado Playa Blanca con una población aproximada de 260
habitantes.
En la tesis se inició con el estudio de la velocidad del viento tomando mediciones
con un anemómetro digital para determinar el potencial eólico con el que cuenta la
zona, también para realizar una óptima selección de la ubicación de cada
aerogenerador. Posteriormente se desarrolló un estudio de mercadeo encuestando
a la población para determinar la máxima demanda de energía eléctrica en el centro
poblado, a continuación de los datos obtenidos se procedió al cálculo de la potencia
de la turbina eólica, radio del rotor, altura de la torre, selección de los parámetros
del perfil aerodinámico, los cuales sirvieron para realizar el diseño en el software
SolidWorks.
Conocidos los resultados de los cálculos se realizó una evaluación económica
considerando el costo de construir y operar estas turbinas eólicas durante un
determinado tiempo y el ahorro de huella de carbono por generación de energía
eléctrica con fuentes renovables.
Finalmente se concluye que el parque eólico requiere una inversión de 336066.76 𝑁𝑆
por lo cual se determinó que es viable técnica y económicamente, recomendando
un respectivo plan de mantenimiento para alargar la vida útil de los equipos.
xi
ABSTRACT
This thesis presents the technical and economic study of the installation of wind turbines providing electrical energy to houses in the settlement of Playa Blanca, Sechura, Piura. The wind farm consists of three turbines of unit power 5 kW, corresponding to a total power of 15 kW. The yearly electrical energy outcome is 93.3 MWh, saving 57.38 tons of CO2 per year. The electrical energy produced is used to electrify the Playa Blanca population centre, with a population of 260 inhabitants.
This work begins with the study of the wind velocity. Measures were taken with a
digital anemometer in order to determine the wind power available in the area and
select the optimal location of each turbine. Secondly, a marketing survey was
undertaken among the population to assess the maximal electricity demand of the
settlement. The data gathered allowed to calculate the power of the wind turbine,
the radius of the rotor, the height of the tower, as well as to select the parameters
of the aerodynamic profile which were used to produce the design in SolidWorks
software.
From these results was derived an economic assessment based on the construction
and operation costs of these wind turbines for a given period, as well as the
reduction of carbon footprint thanks to the generation of electrical energy from
renewable sources.
In conclusion the wind farm requires an 103405.16 $ investment for which the farm
would be technically and economically viable and a directed maintenance plan is
recommended to extend the equipment life.
1
I. INTRODUCCIÓN
1.1. Realidad problemática
El desarrollo de nuestro país ocasiona una gran demanda de energía electica
es por eso que el gobierno peruano empezó a invertir en proyectos de
energías alternativas como energía eólica, constancia de ello tenemos la
Central Eólica de Cupisnique con una potencia instalada de 83.15 MW así
mismo la Central Eólica Talara con potencia de 30.86 MW (Osinergmin,
2014) y otros proyectos que están ejecutándose o en investigación.
El potencial eólico en las zonas costeras de nuestro país no es aprovechado
en su totalidad es por eso que debemos de incrementar las investigaciones
sobre el tema y un buen punto para realizar un proyecto es en el centro
poblado Playa Blanca del distrito de Sechura del departamento de Piura con
una población aproximada de 260 habitantes (45 familias). Los pobladores
de Playa Blanca no tienen conexión a la red debido a que es una zona muy
distante a una subestación eléctrica y utilizan velas, mecheros o
generadores eléctricos como fuentes principales para iluminación, lo cual
afecta a la calidad de vida de la población excluyéndolos de las comodidades
y mejoras que trae consigo la energía eléctrica, así mismo al usar sus
principales fuentes de iluminación como las velas y otros productos caseros
están contaminando el medio ambiente por la emisión de gases tóxicos.
También utilizan paneles fotovoltaicos pero tienen la desventaja que por la
noche no generan energía eléctrica limitando su utilización, es por ello que
la energía eólica es una alternativa para la generación de energía eléctrica
en nuestro país y es más justificable aún en zonas donde el potencial eólico
es elevado como en Playa Blanca, según el Atlas eólico del Perú (Ministerio
de Energía y Minas, 2008).
Así mismo, tanto en Perú como alrededor del mundo se ha iniciado el
conflicto del calentamiento global, gran parte debido a la generación de
energía eléctrica con combustibles fósiles (Petróleo y sus derivados).Es por
esto que no es suficiente encontrar una solución al problema eléctrico, sino
también que sea beneficioso para reducir la problemática ambiental. Como
la energía eólica es una fuente aprovechable para generar energía eléctrica,
2
que no produce contaminación, y proviene de un recurso natural renovable,
se podría decir que es una solución a la problemática de nuestro país donde
ya contamos con proyectos relevantes de generación de energía eléctrica.
1.2. Trabajos previos
En la tesis titulada “Evaluación técnica y económica para la generación de
energía eléctrica hibrido eólico – solar para la comunidad de San Luis en el
distrito de Pimentel, región Lambayeque” se propone medir los recursos
renovables eólico – solar de la zona de estudio, determinan la demanda
máxima del lugar, evalúan la energía eólico y solar como alternativa para
generar energía eléctrica de la zona. La población a beneficiar fueron 9
familias, esta investigación destaca la importancia de estudiar el grado de
disponibilidad, aprovechamiento y aplicación del sistema hibrido eólico –
solar para generar energía eléctrica en San Luis para mejorar la calidad de
vida de sus pobladores. En este proyecto concluyen que la velocidad
promedio del viento es 4.59 m/s y una radiación solar de 4826 W.h/día,
determinan la demanda de energía proyectada en 10 años de 14.55
KWh/día, seleccionan los componentes de la instalación como inversores,
baterías, controladores, etc. También determinaron el costo de la inversión
de 49571.03 nuevos soles (CORNEJO Flores, y otros, 2010).
HERRADA Chira (2014) en su tesis “ Análisis técnico – económico para la
instalación de un parque eólico en el distrito de Eten – Chiclayo –
Lambayeque.” Se planteo como objetivo realizar un análisis técnico-
económico de la instalación de un parque eólico en el Distrito de Etén-
Chiclayo - Lambayeque y logró determinar la velocidad del viento en las
costas de Puerto Etén mediante la medición del viento con un anemómetro,
arrojando resultados de 6.6 m/s y de 7.5 m/s, determinó una potencia eólica
disponible de 1.7 MW para cada aerogenerador del parque eólico generando
una capacidad de potencia eléctrica que sería aproximadamente 63.89 Gw
en un año. Finalmente recomienda es de suma importancia seguir el trabajo
de investigación de estos tipos de turbinas eólicas, puesto que son del tipo
de energías que son poco contaminantes, además de que Chiclayo cuenta
con zonas costeras con buenas condiciones para desarrollarlas pues como
3
se sabe en el mar la velocidad del viento es mucho mayor que en tierra y
también se recomienda un estricto control y supervisión del plan de
mantenimiento para elevar la vida útil del parque eólico que, según estima el
fabricante, es de 20 años.
En la tesis titulada “ Estudio del potencial de generación de energía eólica
en la zona del Parámo de Chontales, municipios de Paipa y Sotaquirá,
departamento de Boyaca” se realiza un estudio del potencial de generación
de energía eólica en la alta montaña andina Parámo de Chontales en
Colombia determinando una velocidad promedia de la zona de 4.5 m/s y
una densidad de potencia especifica de 38.2 watts/𝑚2, al mismo tiempo se
determina que el promedio en una vivienda rural de la zona de estudio es
1.54 KWh/día, se hizo el cálculo del suministro que podría ser satisfecho con
el aerogenerador propuesto que generaría 10.12 KWh/día obteniéndose que
se podrían satisfacer 7 viviendas rurales. Por ultimo recomienda que se
debería continuar su investigación con el diseño y construcción del
aerogenerador para luego ser instalado en el lugar estudiado (AVELLANADA
Cusaría, 2012)
1.3. Teorías relacionadas al tema
1.3.1. La distribución de Weibull
La función de densidad de probabilidad de Weibull requiere el
conocimiento de dos parámetros (𝑘, 𝑐): (𝑘) el parámetro de forma y (𝑐)
el parámetro de escala. Ambos parámetros son función de la velocidad
media (�̅�) y de la desviación estándar (𝜎𝑢). La función de densidad de
probabilidad de Weibull 𝑝(𝑈) y la función de distribución acumulada 𝐹(𝑈),
adquieren la siguiente forma
𝑝(𝑈) =𝑘
𝑐(
𝑈
𝑐)
𝑘−1
𝑒−(𝑈
𝑐)
𝑘
(1)
𝐹(𝑈) = 1 − 𝑒−(𝑈
𝑐)
𝑘
(2)
La velocidad media (�̅�) en función de los parámetros (𝑘) y (𝑐) se define
como:
4
�̅� = 𝑐 . Γ(1+
1
𝑘) (3)
Siendo Γ(𝑥) = Función Gamma de Euler = ∫ 𝑒−𝑡. 𝑡𝑥−1. 𝑑𝑡∞
0 (4)
Utilizando la distribución de Weibull, se obtiene una expresión para la
desviación estándar, según:
𝜎𝑢2 = �̅�2. [
Γ(1+2/𝑘)
Γ2(1+1/𝑘)
− 1] (5)
Existen diferentes métodos para determinar los parámetros (𝑘) y (𝑐) pero
el más utilizado es:
Método propuesto por Justus (1978) para valores 1 ≤ 𝑘 ≤ 10
𝑘 = (𝜎𝑢
�̅�)
−1.086
(6)
Fuente: HUALPA (2006)
Conocido el valor de 𝑘, utilizando ecuación (3) se determina el valor de
𝑐 :
𝐶 =�̅�
Γ(1+
1𝑘
) (7)
1.3.2. Potencia de una masa de aire en movimiento
La energía cinética de una masa 𝑚 =𝑤
𝑔 de aire que se mueve a una
Figura 1: Función de densidad de probabilidad de Weibull
5
Velocidad 𝑣 se puede expresar como:
𝐸 =1
2𝑚 ∗ 𝑣2 (8)
Teniendo en cuenta una cierta área de sección trasversal 𝐴, a travez de
la cual el aire pasa a una velocidad 𝑣, el volumen 𝑉 fluye a través de una
unidad durante cierto tiempo, el flujo del volumen es:
𝑄 = 𝑣 ∗ 𝐴 [𝑚3/𝑠] (9)
Y el flujo de masa con una densidad del aire 𝜌 es:
�̇� = 𝜌 ∗ 𝑣 ∗ 𝐴 [𝐾𝑔/𝑠] (10)
Una masa de aire de densidad 𝜌 [𝑘𝑔/𝑚3], que se mueve a una velocidad
𝑣 [𝑚/𝑠], contiene la siguiente potencia por unidad de superficie
perpendicular a la dirección del flujo (Potencia Especifica).
𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 =1
2𝜌 ∗ 𝑣3[𝑤𝑎𝑡𝑡/𝑚2] (11)
Fuente: FRANQUESA (2009)
Dónde: 𝜌: 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 [𝑘𝑔
𝑚3] , 𝑣: 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑎𝑑 [𝑚/𝑠]
En una superficie 𝐴 [𝑚2] la potencia es:
𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 =1
2𝜌 ∗ 𝐴 ∗ 𝑣3 [𝑊] (12)
Figura 2: Potencia de un caudal de aire (viento).
6
1.3.3. Límite de Betz
Fuente: FRANQUESA (2009)
Supongamos un rotor eólico ideal (sin perdidas) de velocidad constante
𝑣 [𝑚/𝑠] y superficie barrida 𝐴 [𝑚2].
Dónde:
𝑣1: Velocidad del viento delante del rotor.
𝑣′: Velocidad del viento a la altura del rotor.
𝑣2: Velocidad detrás del rotor.
Siendo: 𝑣2 < 𝑣′ < 𝑣1
Según Betz, los resultados que siguen a continuación sólo son válidos
bajo condiciones idealizadas. El rotor no tiene pérdidas mecánicas ni
aerodinámicas, El aire es incomprensible y está exento de fricción, La
corriente delante y detrás del rotor es laminar, Bajo estas condiciones, es
válida la siguiente relación de Betz:
𝑣′ =𝑣1+ 𝑣2
2 [𝑚/𝑠] (13)
Betz denomina la relación: 𝑎 =𝑣′
𝑣1 [𝐴𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙] (14)
Figura 3: Comportamiento de la velocidad del viento en un rotor bajo condiciones ideales.
7
Llamado factor de ralentización, este factor compara la velocidad del aire
muy cerca del rotor con la velocidad de delante del rotor.
Por el teorema de Betz la potencia del viento cedida al rotor se obtiene
con la ecuación:
𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 = (1
2) [1 − (
𝑣2
𝑣1)
2
] [1 +𝑣2
𝑣1] (𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜) [𝑊] (15)
Teniendo en cuenta con las ecuaciones (13) y (14)
𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 = (1
2) [(
𝑣2
𝑣1)
3
− (𝑣2
𝑣1)
2
− (𝑣2
𝑣1) + 1] (𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜) [𝑊] (16)
La máxima potencia obtenible 𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑀𝑎𝑥. se puede determinar analítica
o gráficamente para la ralentización óptima 𝑎𝑜𝑝𝑡
𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑥. = (1
2) [1 − (
1
3)
2
] [1 +1
3] (𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜)
𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑥. = (16
27) (𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜) ; 𝑎𝑜𝑝𝑡𝑖𝑚𝑜 =
2
3= 0.67
𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑥.
𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜= 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎
𝐶𝑝 = 𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎
𝑃 𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (17)
𝐶𝑝 𝑚𝑎𝑥. = (16
27) = 0.5926
La potencia máxima de un rotor eólico es entonces:
𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑥. = 𝐶𝑝 𝑚𝑎𝑥. 1
2𝜌 ∗ 𝐴 ∗ 𝑣3 [𝑊] (18)
En condiciones ambientales donde:
𝑇° = 25 °𝐶 𝑦 Presión = 1 𝑏𝑎𝑟
La densidad del aire es 𝜌 = 1.250𝑘𝑔
𝑚3
8
Entonces la ecuación queda:
𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑥. = (0.37)𝐴 ∗ 𝑣3 [𝑊] (19)
Para determinar el área de barrido:
𝐴 =𝜋𝐷2
4 (20)
Fuente: Gómez , y otros (2010)
1.3.4. Rotor Eólico Real
Como toda máquina, un rotor eólico tiene pérdidas mecánicas, eléctricas,
aerodinámicas.
Pérdidas mecánicas: Los rodamientos del eje de transmisión, los
rodamientos para girar la cola direccional, el rozamiento del rotor con el
estator tienen pérdidas mecánicas.
Pérdidas eléctricas: El alternador, los cables las baterías, el controlador,
el inversor y otros componentes asociados al aerogenerador tienen un
determinado porcentaje de pérdidas.
Pérdidas aerodinámicas:
Figura 4: Aerogenerador con indicaciones de área de barrido
9
a) Las palas de un rotor eólico no son ideales, tienen una resistencia
aerodinámica; es decir, siempre habrá una fuerza opuesta al sentido
de giro del rotor.
b) Pérdidas provocadas por la ralentización no ideal del aire a la altura
del rotor; cualquier divergencia de las condiciones aerodinámicas,
dela forma y posición óptimas de las palas provocará una
ralentización no ideal 𝛼 ≠2
3 y según la ecuación (16) una reducción
de la potencia del rotor.
c) Pérdidas causadas por turbulencias; detrás de los cantos de fuga de
las palas se genera torbellinos, especialmente en las puntas que giran
a gran velocidad. La energía que generan las turbulencias reduce la
potencia del rotor, el aire en realidad no circula en forma laminar. Esta
rotación de la masa de aire representa una pérdida adicional de
energía cinética del aire entrante, cuya magnitud aumenta con el par
de giro desarrollado por el rotor.
Entonces el rendimiento de un rotor eólico se puede definir:
𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜 = 𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑗𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟
𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑥. (21)
Dónde: 𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑗𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 es la potencia útil disponible en el eje del
rotor.
En el campo de la energía eólica en lugar del rendimiento definido en la
formula (21), es más usual utilizar el coeficiente de potencia del rotor,
que se define con respecto a la potencia del viento sin perturbación:
𝐶𝑝 = 𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑗𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟
𝑃 𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (22)
Introduciendo la ecuación (18) en (21), obtendremos la siguiente relación
entre coeficiente de potencia y el rendimiento del rotor.
𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜 =𝐶𝑝
𝐶𝑝 𝑚𝑎𝑥= 1.6875 𝐶𝑝 (23)
10
O 𝐶𝑝 = 0.5926 𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜 (24)
Según se prefiera utilizar el concepto de coeficiente de potencia o el
rendimiento neto según, la potencia útil de un aerogenerador puede
calcularse con cualquiera de las formulas:
𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑗𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = 0.37 ∗ 𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜 ∗ 𝐴 ∗ 𝑣3 [𝑊] (25)
ó 𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑒𝑛 𝑒𝑗𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = 0.62 ∗ 𝐶𝑝 ∗ 𝐴 ∗ 𝑣3 [𝑊] (26)
1.3.5. Rendimiento de un aerogenerador
Llamemos instalación eólica al conjunto formado por el rotor, cojinetes,
cables, baterías, inversor, controlador y otros dispositivos eléctricos o
mecánicos. Sean 𝜂1, 𝜂2, 𝜂3, … , 𝜂𝑛 los rendimientos de los diferentes
componentes de esta cadena alimentada por el rotor de rendimiento
𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜. La potencia al final de la cadena será la potencia útil.
𝑃𝑢𝑡𝑖𝑙 = 0.37 ∗ 𝜂𝑡 ∗ 𝐴 ∗ 𝑣3 [𝑊] (27)
Siendo: 𝜂𝑡 = 𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜 ∗ 𝜂1 ∗ 𝜂2 ∗ 𝜂3 ∗ … ∗ 𝜂𝑛 (28)
Fuente: FRANQUESA (2009)
Figura 5: Rendimientos Típicos
11
1.3.6. Velocidad Especifica del Rotor Eólico
La introducción de una relación denominada velocidad específica 𝜆0 ha
demostrado ser de gran utilidad.
𝜆0 =𝑢0
𝑣 (29)
Donde 𝑢0 es la velocidad de las puntas de las palas y 𝑣 la velocidad del
viento delante del rotor.
Fuente: FRANQUESA (2009)
Las palas de un rotor desarrollan su máxima potencia bajo una
determinada velocidad especifica 𝜆0 para la que fueron diseñadas.
𝑃(𝜆0) = 0.37 ∗ 𝜂(𝜆0) ∗ 𝐴 ∗ 𝑣3 [𝑊] (30)
Las velocidades específicas nominales 𝜆𝑑 de cada tipo de rotor se
encuentran debajo de los máximos de las respectivas características:
𝜆𝑑 = 𝜆0(𝜂) (31)
En la práctica, hoy existen rotores con 0.9 < 𝜆𝑑 > 15, en casos
excepcionales hasta 20 tenemos 𝜆𝑑 hasta 3 se les llama lentos y los de
𝜆𝑑 > 4 son los rápidos.
𝜆0 =2𝜋∗𝑅
60∗ 𝑛 [𝑚/𝑠] (32)
Figura 6: Velocidad de las puntas de las palas
12
Siendo 𝑛 la velocidad de giro del rotor [𝑅𝑃𝑀] y 𝑅 el radio en [𝑚].
Introduciendo 𝑅 =𝐷
2 en la ecuación obtenemos:
𝜆0 =𝜋∗𝐷∗𝑛
60∗𝑣 [𝑚/𝑠] (33)
1.3.7. Velocidad de giro del rotor
La velocidad de giro en [𝑅𝑃𝑀] se puede calcular con la ecuación
𝑛 =60∗𝜆0∗𝑣
𝜋∗𝐷 [𝑅𝑃𝑀] (34)
La velocidad de giro optima, bajo la cual el rotor genera su potencia
máxima, es:
𝑛𝑜𝑝𝑡𝑖𝑚𝑜 =60∗𝜆𝑑∗𝑣
𝜋∗𝐷 [𝑅𝑃𝑀] (35)
1.3.8. Par de giro del rotor
Según las leyes de la mecánica, un rotor que genera una potencia
𝑃𝑤 [𝑤] a la velocidad de giro [𝑅𝑃𝑀] desarrolla el siguiente par de giro
𝑀𝑤 [𝑁𝑚]
𝑀𝑤 =60∗ 𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎
2𝜋∗𝑛 [𝑁𝑚] (36)
1.3.9. Fuerzas aerodinámicas de la ala
Fuente: FRANQUESA (2009)
Figura 7: Las fuerzas aerodinámicas en un ala de avión
13
Supongamos que el ala de un avión avanza a una velocidad 𝑣 con
respecto a la masa del aire quieta, o lo que es lo mismo, imaginemos que
el ala esta quieta y el aire ataca a la velocidad 𝑣
Definiciones:
𝐴𝐵 ̅̅ ̅̅ ̅: Cuerda del perfil (anchura del ala), línea imaginaria que une entre
si los puntos del perfil más alejados.
𝛼 ∶ Ángulo de ataque, ángulo que forma la cuerda del perfil con la
dirección (horizontal) del aire.
𝑐: Longitud (cuerda) del perfil = anchura del ala
El canto anterior del perfil se llama borde de ataque, el canto posterior
borde de fuga. La parte inferior del perfil se llama intradós y la parte
superior extradós. En un punto del perfil llamado centro dinámico – de
momento no definido – se crea una fuerza 𝐹𝑅, que se puede
descomponer en una fuerza vertical 𝐹𝐿(sustentación) y en una
componente horizontal 𝐹𝐷 (resistencia). La fuerza 𝐹𝐿 empuja el avión
hacia arriba, es decir, lo sustenta en el aire, mientras la fuerza 𝐹𝐷 tira
hacia atrás.
Fuente: FRANQUESA (2009)
Figura 8: Descomposición de la fuerza aerodinámica de sustentación y
de resistencia
14
En la mayoría de las aplicaciones nos interesamos sobre todo por la
fuerza útil 𝐹𝐿 e intentaremos minimizar la resistencia 𝐹𝐷.
1.3.10. Fuerzas de sustentación y de resistencia
En aerodinámica es usual expresar las fuerzas de sustentación y de
resistencia con las siguientes formulas:
𝐹𝐿 = 𝐶𝐿 ∗𝜌
2∗ 𝑐 ∗ 𝑅 ∗ 𝑣2 [𝑁] (37)
𝐹𝐷 = 𝐶𝐷 ∗𝜌
2∗ ℎ ∗ 𝑅 ∗ 𝑣2 [𝑁] (38)
𝐹𝑅 = √(𝐹𝐿)2 + (𝐹𝐷)2 [𝑁] (39)
Siendo:
𝜌 =Densidad del aire [𝑘𝑔/𝑚3] ; 𝑐 =Cuerda del alabe [𝑚]
𝑅 =Radio del alabe [𝑚] ; ℎ =Altura de la cuerda [𝑚]
𝑣 =Velocidad del aire [𝑚/𝑠] ; 𝐶𝐿 = coeficiente de sustentación
𝐶𝐷 =Coeficiente de resistencia
1.3.11. Método de diseño de aeroturbinas
1.3.11.1. Selección de la celeridad de la turbina (𝝀𝒅) y número
de álabes (𝐁)
Para seleccionar la Celeridad, elegiremos un valor adecuado que este
dentro del rango disponible para aerogeneradores:
Rango → 4 ≤ λd ≤ 10
Tabla 1: Selección de alabes según celeridad
𝝀 1 - 2 2 - 3 3 - 4 4 - 5 5 - 8 8 – 15
B 6 - 20 4 - 12 3 - 6 2 - 4 2 - 3 1 – 2
Fuente: GÓMEZ, y otros (2010)
15
Fuente: GÓMEZ Rivera, y otros (2010)
𝛼 = Ángulo de ataque; 𝛽 = Ángulo de sección; ∅ = Ángulo de flujo
1.3.11.2. Cálculo de 𝑪𝑫, 𝑪𝑳 , 𝜶
Para seleccionar el Ángulo de ataque (𝛼), Coeficiente de
Sustentación (𝐶𝐿) y Coeficiente de Arrastre (𝐶𝐷), se calcula el número
de Reynolds.
𝑅𝑒 =𝜌∗𝑣∗𝑐𝑚𝑎𝑥
𝜇 (40)
Dónde:
𝑐𝑚𝑎𝑥 = Cuerda máxima del álabe [𝑚]
𝜇 = Viscosidad cinemática [(𝐾𝑔
𝑚) ∗ 𝑠𝑒𝑔]
Elegir un 𝛼, de tal manera que origine una relación 𝐶𝐷 𝑦 𝐶𝐿 mínima
para que la fuerza de arrastre también sea mínima. Con el número de
Reynolds y 𝛼 halaremos 𝐶𝐷 𝑦 𝐶𝐿 para el perfil NACA elegido.
Tabla 2: Valores de Reynolds
Curvas Reynolds Curvas Reynolds
a 9 ∗ 106 d 1.64 ∗ 105
b 6 ∗ 106 e 4.21 ∗ 104
c 3 ∗ 106
Fuente: Grupo de Energía Eólica de la Universidad de Tecnología de Eindhoven
(2004)
Figura 9: Ángulos de la cuerda
16
Fuente: Grupo de Energía Eólica de la Universidad de Tecnología
de Eindhoven (2004)
1.3.11.3. Cálculo del coeficiente de potencia máxima 𝑪𝑷 :
Es óptimo saber (CP)máx. el cual se expresa mediante:
𝐶𝑝𝑚á𝑥. = [1 − (1.386
B) (sin
ϕ
2)]
2
. [(16
27) (e−0.35.λd
(−1.29)
−CD
CL. λd)] (41)
Ángulo de flujo:
𝜙 = (2
3) (𝑡𝑎𝑛−1 1
𝜆𝑑) (42)
1.3.11.4. Verificación de la celeridad (𝛌𝐝) y el 𝐂𝐏:
Para verificar la celeridad tenemos la figura11, con los valores leídos
de 𝜆 y 𝐵, comprobamos si son cercanos a los asumidos
anteriormente, si no fuesen se vuelve a asumir otros 𝜆 y 𝐵 hasta lograr
que se verifiquen en los diagramas experimentales.
Figura 10: Coeficiente de sustentación y arrastre
17
Fuente: Grupo de Energía Eólica de la Universidad de Tecnología
de Eindhoven (2004)
1.3.11.5. Cálculo del radio de la turbina 𝑹:
𝑅 = (2∗𝑃𝑢𝑡𝑖𝑙
𝜂𝑡∗𝐶𝑝𝑚𝑎𝑥∗𝜌∗𝜋∗𝑣3)
1
2 (43)
1.3.11.6. Dimensiones y ángulos del álabe:
Para el cálculo se dividirá el álabe en secciones y se utilizará las
siguientes fórmulas:
𝜆𝑟 = (𝜆𝑑) (𝑟
𝑅) (44)
𝜙 = (2
3) [𝑡𝑎𝑛−1 (
1
𝜆𝑟)] (45)
𝐶𝑟 = (8∗𝜋∗𝑟
𝐵∗𝐶𝐿) (1 − 𝑐𝑜𝑠 𝜙) (46)
𝛽 = 𝜙 − 𝛼 (47)
Dónde:
𝜆𝑟 = Celeridad local para el radio 𝑟
Figura 11: Influencia del número de palas B y la relación 𝑪𝑫/𝑪𝑳 sobre el
coeficiente de potencia máximo permisible
18
𝜆𝑑 = Celeridad de diseño
𝑟 = Distancia del centro del rotor a la sección evaluada [𝑚]
𝑅 = Radio de la turbina [𝑚]
𝜙 =Angulo de flujo
𝐶𝑟 =Cuerda de la sección del álabe
𝐶𝑙 =Coeficiente de sustentación del álabe
𝐵 = Número de álabes
𝛽 = Ángulo de sección
𝛼 = Ángulo de ataque
Fuente: Grupo de Energía Eólica de la Universidad de Tecnología
de Eindhoven (2004)
1.3.11.7. Cálculo de la velocidad angular:
𝜔 =(𝑣)(𝜆𝑑)
𝑅 [
𝑟𝑎𝑑
𝑠𝑒𝑔] (48)
1.3.12. Variación de la velocidad del viento con la altura
La superficie terrestre ejerce una fuerza de rozamiento que se opone al
movimiento del aire y cuyo efecto es retardar el flujo, por ende disminuir
la velocidad del viento. Este efecto retardatorio de la velocidad de viento
decrece en la medida que se incrementa la altura sobre la superficie del
terreno. Esta variación de tipo estadístico, se conoce como la ley
exponencial de Hellmann, y está dada por.
𝑣1
𝑣2= (
ℎ1
ℎ2)
𝛼
(49)
Dónde: 𝑣1: Es la velocidad del viento a la altura ℎ1
Figura 12: Secciones de álabe a con diferentes medidas de r
19
𝑣2: Es la velocidad del viento a la altura ℎ2
𝛼:Es el exponente de Hellman que varía con la rugosidad del terreno
Fuente: PINILLA (2007)
Fuente: PINILLA (2007)
1.3.13. Cálculo de potencia eléctrica anual generada por las
turbinas eólicas.
𝐸𝐴𝑃 = 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑟𝑞𝑢𝑒 𝐾𝑊∗8640ℎ∗𝐹𝐶
1000 [𝑀𝑊ℎ] (50)
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑟𝑞𝑢𝑒 = 𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 [𝐾𝑊] ∗ 𝑁𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠 (51)
𝐹𝐶 Es el factor de capacidad de la mini central, el factor se emplea para
calificar inmediatamente la calidad energética de un aerogenerador.
𝐹𝐶 = [(0.07)(𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙) − 0.2] (52)
Tabla 3: Valores del exponente de Hellmann en función a la rugosidad del terreno.
Figura 13: Variación de la velocidad del viento (capa limite) en función a la altura sobre el terreno
20
Tabla 4: Factor de capacidad
Fuente: HERRADA (2014)
1.3.14. Calculo de ahorro de huella de carbono
Para calcular las emisiones de CO2 se emplea la siguiente ecuación
𝑯𝒖𝒆𝒍𝒍𝒂 𝒅𝒆 𝒄𝒂𝒓𝒃𝒐𝒏𝒐 𝑨𝒏𝒖𝒂𝒍 = 𝐸𝐴𝑃[𝐾𝑊ℎ] ∗ 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛 [𝑘𝑔 𝐶𝑂2
𝐾𝑊ℎ](53)
Fuente: Ministerio de Energia y Minas (2014)
1.3.15. Calculo del banco de baterías
𝐸𝐸𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎[𝑊ℎ] = 𝑁º𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 ∗ 𝑉 ∗ 𝐶𝑎𝑝𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎[𝐴ℎ] (54)
Factor de Capacidad Calificación
Menos de 0.2 Inaceptable
0.2 a 0.25 Aceptable
0.25 a 0.30 Bueno
0.30 a 0.40 Muy Bueno
0.40 a 0.50 Excelente
Mayor de 0.50 Extraordinario
Figura 14: Factores de emisión de CO2
21
Donde:
𝐸𝐸𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎: 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎[𝑊ℎ]
𝑉 = 𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝑑𝑒 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 [𝑉]
1.3.16. Fuerza axial en el rotor, presión del viento y momento
flexionante máximo
Fuerza axial en el rotor
𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = 𝐹𝑙 cos ∅ + 𝐹𝑑 sin ∅ (55)
Donde: ∅ = 𝐴𝑛𝑔𝑢𝑙𝑜 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜
Fuerza axial total e el rotor
𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑧 ∗ 𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 (56)
Donde: 𝑧 = 𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑎𝑏𝑒𝑠
Presión del viento
𝑃𝑤 = 𝐶𝑠 ∗𝜌
2∗ 𝑉2 (57)
Dónde: 𝑪𝒔 = Coeficiente de fuerza axial Para un motor funcionando bajo condiciones normales, podemos contar con
𝑪𝒔 = 𝟏, pero por razones de seguridad se debe contar con un coeficiente de 𝑪𝒔 = 𝟏. 𝟔, (FRANQUESA, 2009).
Momento flexionante máximo
𝑀𝑚𝑎𝑥 =𝑃𝑤∗2𝜋∗𝑅3
3∗𝑧 (58)
1.3.17. Determinación de la altura de la torre
𝐻𝒕𝒐𝒓𝒓𝒆 =𝑀𝑚𝑎𝑥
𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 (59)
1.3.18. Dimensionamiento de los cables
𝐼𝑛 =𝑃𝑜𝑡 [𝑊]
√3∗cos ∅∗𝑉 (60)
𝐼𝐷 = 𝐼𝑛 ∗ 1.25 (61)
Donde: 𝐼𝐷 = 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑑𝑖𝑠𝑒ñ𝑜
22
1.3.19. Calculos economicos
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑓𝑖𝑗𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 =𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝐹𝑖𝑗𝑜𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (62)
𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 = 𝐸𝐴𝑃 ∗ 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑓𝑖𝑗𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 (63)
𝑅𝑂𝐼 =∑ 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠
𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 (64)
Donde: ROI es retorno de inversion en años
1.3.20. Conceptos fundamentales:
1.3.20.1. Energía eólica:
La energía eólica es la energía que posee el viento, se debe al
movimiento de las masas de aire por la diferencia de presiones
existentes en la tierra, moviéndose de alta a baja presión.
1.3.20.2. Aerogenerador de eje horizontal:
Los aerogeneradores de eje horizontal o barlovento llamados, así
porque el viento encuentra antes el rotor que la torre, estos
aerogeneradores tienen mayor eficiencia que los a sotavento, ya que
no presentan interferencias aerodinámicas con la torre. En cambio
tienen un inconveniente de no alinearse autónomamente a dirección
del viento por lo que necesitan de una cola direccional o un sistema
de orientación.
1.3.20.3. Partes de un aerogenerador
Estator: Es la parte fija del equipo contiene las bobinas de cobre
conectadas en estrella.
Rotor: Es un componente esencial en la turbina incluye a los alabes y
el eje, también a un disco de metal donde están ubicados los imanes
permanentes de neodimio.
Alabes: Son los componentes de la turbina eólica encargados de
capturar la energía cinética del viento, los cuales tienen un perfil
23
aerodinámico para obtener mayor eficiencia al realizar el movimiento
del eje.
Torre: Es la estructura metálica que soporta el peso del
aerogenerador para que esté ubicado a la altura que se desea para
mayor eficiencia del aerogenerador. La torre más usada en pequeñas
turbinas de viento es la torre con riendas para subir y bajar la turbina
cuando requiera de mantenimiento.
Cola direccional: Parte que direcciona con respecto al viento para que
la turbina pueda realizar su operación.
1.3.20.4. Controlador Electrónico
Es un dispositivo electrónico que continuamente supervisa la
condición de la turbina eólica, sus funciones son frenar la turbina en
caso de velocidades mayores a las establecidas en su rango de
operación y también rectificar de corriente alterna trifásica a corriente
continua monofásica para posteriormente acumular la energía
eléctrica en baterías.
1.3.20.5. Inversor de voltaje:
La función de un inversor es cambiar un voltaje de entrada de
corriente continua a un voltaje simétrico de salida de corriente alterna,
con la magnitud y frecuencia deseada por el usuario o el diseñador.
Los inversores se utilizan en una gran variedad de aplicaciones,
desde pequeñas fuentes de alimentación para computadoras, hasta
aplicaciones industriales para controlar alta potencia.
1.3.20.6. Batería:
Las más utilizadas son las baterías denominadas estacionarias. La
principal característica es que son capaces de permanecer largos
periodos de tiempo totalmente cargados y además son capaces de
resistir descargas profundas de forma esporádica.
24
1.4. Formulación del problema
¿Es viable técnica y económicamente instalar aerogeneradores para
suministrar energía eléctrica a las viviendas del centro poblado Playa Blanca
para que satisfaga la demanda máxima de 15 KW?
1.5. Justificación del estudio
La investigación ha sido elegida porque Playa Blanca es una de las zonas
con mayor potencial eólico en nuestro país según el Atlas eólico del Perú
(Ministerio de Energía y Minas, 2008), además es justificable porque se
brinda una solución para electrificar a una zona rural sin conexión a la red,
también porque la investigación servirá como referencia para metodología
de cualquier otro proyecto a realizar. Así mismo es justificable porque
causara impacto científico, tecnológico, económico y social, metodológico y
ambiental que se detallaran a continuación.
Impacto Científico: Esta tesis incentivará la investigación de las energías
renovables, ecológicas, limpias, como la energía eólica y su aplicación en
nuestro país como una solución para electrificar zonas rurales.
Impacto Tecnológico: La investigación contribuirá con el conocimiento para
el uso de nuevas tecnologías limpias para generar energía eléctrica
aprovechando las energías renovables específicamente la energía eólica,
fuente con la que contamos en gran potencial en nuestro país.
Impacto económico y social: Servirá para que distintas comunidades de
nuestro país cuenten con energía eléctrica y puedan mejorar la calidad de
vida de nuestra población, además como un dato referencial para la inversión
en proyectos de generación de energía eléctrica para el estado peruano.
Impacto metodológico: Servirá como metodología para realizar proyectos en
distintas comunidades de nuestro país que cuenten con el recurso eólico.
25
Impacto ambiental: Con la investigación fomentara la reducción de
emisiones de 𝐶𝑂2, 𝑆𝑂2, 𝐶𝑂 y cenizas para la generación de energía utilizando
energías renovables y limpias como la energía eólica.
1.6. Hipótesis
La instalación de aerogeneradores para suministrar energía eléctrica a las
viviendas del centro poblado Playa Blanca que satisfaga la demanda
máxima de15 KW es viable técnica y económicamente.
1.7. Objetivos
1.7.1. General
Determinar la viabilidad técnica - económica de la instalación de
aerogeneradores para el suministro de energía eléctrica a las viviendas
del centro poblado de Playa Blanca.
1.7.2. Específicos
Realizar el aforo para establecer velocidad promedio del viento en Playa
Blanca.
Calcular la demanda máxima de energía eléctrica de la localidad.
Dimensionar el aerogenerador y todos sus partes.
Diseñar el aerogenerador y todos sus componentes en el software
SolidWorks.
Seleccionar los componentes electrónicos como controlador, inversor,
baterías y el conductor para la transmisión de electricidad.
Determinar los costos de fabricación, de transporte, instalación y retorno
de inversión del proyecto.
Determinar el valor de consumo de energía por KWh para la venta a los
pobladores.
26
II. MÉTODO
2.1. Diseño de la investigación
Diseño no experimental: Estudio descriptivo y correlacional
2.2. Variables, operacionalización
Variables independientes:
Potencial Eólico, Demanda de Energía Eléctrica
Variables dependientes:
Dimensiones de la turbina, Parámetros nominales de operación de la turbina.
Variable Definición conceptual Definición operacional Indicador
es
Escala de
medición
Potencial
eólico
El potencial eólico es la
cantidad de energía
cinética que contiene el
viento en un área
limitada por el diámetro
del rotor. Tomando
datos en zonas
específicas obtenemos
la potencia eólica
específica.
Para determinar el potencial
eólico se recogió datos de
velocidad del viento de la
zona con un anemómetro,
los cuales se compararon
con el atlas eólico del Perú
donde esta detallado por
departamentos, alturas y
estaciones de tiempo.
Velocidad
del viento
De
intervalo
Demanda
de energía
eléctrica
Es la cantidad de
energía eléctrica que
requiere una población
para un determinado
tiempo.
La demanda de energía
eléctrica de Playa Blanca se
determinara mediante un
estudio de mercadeo.
Voltaje
Amperaje
De
intervalo
27
Dimension
es de la
turbina
Conjunto de datos
numéricos que se
requieren para
seleccionar un equipo
o para el diseño de la
turbina.
Para determinar las
dimensiones de la turbina
tenemos que realizar todo
los cálculos de nuestro
marco teórico.
Altura de
la torre
Diámetro
del alabe
Nominal
Parámetro
s
nominales
de
operación
de la
turbina
Grupo de datos
necesarios con los que
cuenta una turbina
para que pueda
funcionar
adecuadamente.
Sirven como referencia
para una instalación.
Los parámetros de
operación los vamos obtener
calculando la velocidad
promedio del viento,
potencia generada, fuerzas
de arrastre, y por ultimo
calcular su torque de
arranque y de parada.
Torque
de
arranque
y parada
Velocidad
de
rotación
Nominal
2.3. Población y muestra
2.3.1. Para recurso eólico:
Población: Recurso eólico en la costa norte del Perú.
Muestra: El recurso de energía eólica en el centro poblado Playa Blanca,
el método de muestreo para seleccionar la muestra es Aleatorio Simple.
Unidad de análisis: Punto estratégico en la localidad de Playa Blanca
2.3.2. Para demanda de energía:
Población: Costa norte del Perú.
Muestra: Centro poblado Playa Blanca, el método de muestreo para
seleccionar la muestra es Aleatorio Simple.
Unidad de análisis: viviendas de Playa Blanca
28
2.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos
2.4.1. Técnicas
Entrevistas: Se entrevistara a las familias de la zona de estudio para
saber que artefactos usarían en caso de que haya electricidad, tanto los
de buena condición económica y los de menos recursos.
Encuestas: Se encuestara a los pobladores para realizar un estudio de
mercadeo para determinar consumo de energía eléctrica.
Revisión de bases de datos: Para saber los lugares con mayor potencial
eólico en nuestro país recurrimos al Atlas Eólico del Perú.
Aforo de parámetros y recursos: Adicional al Atlas Eólico del Perú, se
tomara datos reales de velocidad del viento en un punto escogido
adecuadamente, es decir se medirá la velocidad del viento a cierta altura
durante un periodo determinado.
Análisis documental: En la investigación analizamos antecedentes, tesis
relacionadas, proyectos realizados, fichas de registro, libros con
fundamentos teóricos.
Método Analítico: Todas las teorías y cálculos para determinar
parámetros de consumo de energía eléctrica, parámetros para el diseño
y operación de la turbina eólica, etc.
2.4.2. Instrumentos
Fichas y formatos de recolección de datos
Libros virtuales
Libros físicos.
Anemómetro digital: anemometer, modelo H4326
Anemómetro Profesional: ACURITE, Modelo 01506 (ver anexo
Cámara fotográfica: Samsung ST30
29
Laptop: Lenovo Z40-79
Software de diseño: SolidWorks
Catálogos de equipos
GPS
2.5. Métodos de análisis de datos
Se emplean métodos estadísticos como la distribución de Weibull, muy útil
para simular un amplio rango de distribuciones de velocidad del viento.
Se analizaran las fichas de registro obtenidas por la medición de la velocidad
del viento en un determinado periodo, para posteriormente determinar una
velocidad promedio y utilizarlo en las ecuaciones establecidas en el marco
teórico para obtener los resultados como potencia del viento, potencia del
rotor, velocidad específica, diámetro del rotor, etc. Con los parámetros
anteriores se diseñara el aerogenerador y todos sus componentes en el
software SolidWorks.
30
III. RESULTADOS
3.1. Del aforo :
Se determinó una velocidad promedio en un periodo de seis meses
Tabla 5: Resultados de velocidad promedio de Playa Blanca
Mes Velocidad
m/s
Febrero 6.76
Marzo 6.67
Abril 6.80
Mayo 6.76
Junio 7.20
Julio 7.37
Promedio 6.9
Fuente: Anexo V
Seleccionamos el coeficiente de Hellmann 𝛼 = 0.14 y evaluaremos a una
altura ℎ2 = 15 𝑚
De la ecuación (49) obtenemos
6.9
𝑣2= (
3
15)
0.14
→ 𝑣2 = 8.6 𝑚
𝑠
3.2. Calculo de la demanda máxima.
Para el cálculo de la demanda máxima se realizó un estudio de mercadeo
en el Centro Poblado Playa Blanca, encuestando a los pobladores
obteniendo información de cantidad de artefactos eléctricos. Luego de
obtener los datos necesarios, se identificó la potencia y la energía consumida
por cada vivienda de la siguiente manera:
Tomando como referencia la tabla N° 6 de Osinergmin, se calcula la
potencia para cada vivienda.
31
Tabla 6: Potencia de artefactos
Artefacto
Potencia
W KW
Televisor 100 0.1
DVD 20 0.02
Radiograbadora 30 0.03
Foco ahorrador 20 0.02
Equipo de sonido 80 0.08
Computadora 300 0.3
Licuadora 300 0.3
Refrigerador 350 0.35
Ventilador 50 0.05
Fuente: Osinergmin (2014)
Calculamos la demanda máxima por vivienda promedio.
Tabla 7: Calculo de demanda máxima
Artefacto Cantidad Potencia Total (KW)
Televisor 1 0.1 0.1
DVD 1 0.02 0.02
Radiograbadora 1 0.03 0.03
Foco ahorrador 4 0.02 0.08
Potencia total por vivienda 0.23
El número total de familias es (45)
DEMANDA MAXIMA DE PLAYA BLANCA 10.35
Ahora calculamos la energía consumida al día (kWh)
Tabla 8: Calculo de consumo de energía
Artefacto Total (KW) Horas Consumo diario(KWh)
Televisor 0.1 6 0.6
DVD 0.02 3 0.06
Radiograbadora 0.03 4 0.12
Foco ahorrador 0.08 6 0.48
Consumo total por vivienda 1.26
El número total de familias es (45)
CONSUMO TOTAL DE PLAYA BLANCA 56.7
32
Calculo de proyección de Demanda Máxima
La máxima demanda se proyectará para 10 años. Para lo cual se aplica la
siguiente formula:
𝐷𝑀𝑝 = 𝐷𝑀 × (1 + 𝑖)𝑛
Donde:
𝐷𝑀𝑝: Demanda máxima proyectada (kW)
𝐷𝑀 : Demanda máxima (kW).
𝑖: Tasa de crecimiento poblacional (%)
𝑛: Años de proyección. (Años)
La tasa de crecimiento poblacional del centro poblado Playa Blanca, según
INEI (año2014) es de 2.9 %.
𝐷𝑀𝑝 = 10.35 𝑘𝑊 × (1 + 0.029)10
𝐷𝑀𝑝 = 13.77 𝑘𝑊
Considerando el resultado de la demanda máxima proyectada consideramos
𝑫𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅𝒂 𝑴𝒂𝒙𝒊𝒎𝒂 = 𝟏𝟓 𝑲𝑾
3.3. Potencia de una masa de aire en movimiento.
En condiciones ambientales donde: 𝑇° = 25 °𝐶 𝑦 Presión = 1 𝑏𝑎𝑟
La densidad del aire es 𝜌 = 1.205𝑘𝑔
𝑚3
Reemplazamos en la ecuación (11)
𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = (1
2) (1.205
𝑘𝑔
𝑚3) (8.6
𝑚
𝑠)
3
𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 383.22 [𝑤𝑎𝑡𝑡
𝑚2 ]
En una superficie la potencia es:
𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 383.22 [𝑤𝑎𝑡𝑡
𝑚2 ] ∗ 𝐴 [𝑚2]
𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 383.22 ∗ 𝐴 [𝑊]
33
3.4. Patencia máxima aprovechada por el rotor - Límite de Betz
La máxima potencia obtenible 𝑃𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑀𝑎𝑥. se puede determinar analítica o
gráficamente para la ralentización óptima de las ecuación (18)
𝐶𝑝 𝑚𝑎𝑥. = (16
27) = 0.5926
𝑃 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑚𝑎𝑥. = (16
27) (
1
2) (1.205
𝑘𝑔
𝑚3) ∗ 𝐴 ∗ (8.6
𝑚
𝑠)
3
= 227.1 ∗ 𝐴 [𝑊]
3.5. Eficiencia de Rotor eólico
Reemplazamos en la ecuación (21)
𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜 =227.1 ∗ 𝐴 [𝑊]
383.22 ∗ 𝐴 [𝑊]
𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜 = 59.3 %
3.6. Método de diseño de Aero turbinas
3.6.1. Selección de coeficiente de arrastre y sustentación
Para el análisis y caculo se seleccionó parámetros como celeridad de
diseño y numero de alabes 𝜆 = 8 y 𝐵 = 3
Figura 15: Selección de coeficiente de arrastre y sustentación
34
Tabla 9: Selección de coeficientes Cd y Cl
Reynolds 9 ∗ 106 6 ∗ 106 3 ∗ 106 1.64 ∗ 105 4.21 ∗ 104
𝛼 5° 4.5° 4° 6° 9°
𝐶𝑑 0.007 0.0065 0.006 0.0155 0.0325
𝐶𝑙 0.985 0.97 0.9 0.9 0.9
𝐶𝑑
𝐶𝑙
0.0071 0.0067 0.0066 0.01722 0.036
Entonces seleccionamos de acuerdo al menor resultado de 𝐶𝑑
𝐶𝑙, en el caso
es 0.0066.
𝑅𝑒𝑦𝑛𝑜𝑙𝑑𝑠 = 3 ∗ 106
𝛼 = 4°
𝐶𝑑 = 0.006
𝐶𝑙 = 0.9
𝐶𝑑
𝐶𝑙= 0.0066
𝜆𝑑 = 8
𝐵 = 3
Reemplazando los datos anteriores en la expresión (41) calculamos el
coeficiente de potencia máxima 𝐶𝑃 :
𝐶𝑝𝑚á𝑥. = [1 − (1.386
3) (sin
4.75°
2)]
2
[(16
27) (e−0.35∗8(−1.29)
−0.006
0.9∗ 8)]
(CP)máx. = 0.51
De la ecuación (42) se obtiene
Ángulo de flujo: 𝜙 = (2
3) (𝑡𝑎𝑛−1 1
8) = 4.75
Verificamos en tabla (CP)máx.
35
Entonces: 𝐶𝑝𝑡𝑎𝑏𝑙𝑎 ≈ (CP)máx. = 0.51
3.6.2. Cálculo del radio del aerogenerador
Para el cálculo del radio del rotor usamos la ecuación (43)
𝑅 = (2 𝑃 𝑢𝑡𝑖𝑙
𝐶𝑝 𝑚𝑎𝑥. ∗ 𝜂𝑡 ∗ 𝜌 ∗ 𝜋 ∗ (𝑣3))
12
Siendo: 𝜂𝑡 = 𝜂1 ∗ 𝜂2 ∗ 𝜂3 ∗ … ∗ 𝜂𝑛
𝜂𝑎𝑙𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎𝑑𝑜𝑟 = 98 %
𝜂𝑓𝑙𝑢𝑐𝑡𝑢𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 = 70 %
𝜂𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑟𝑜𝑑𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜𝑠 = 82%
𝜂𝑡 = 𝜂𝑎𝑙𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎𝑑𝑜𝑟 ∗ 𝜂𝑓𝑙𝑢𝑐𝑡𝑢𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 ∗ 𝜂𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛
𝜂𝑡 = 0.82 ∗ 0.7 ∗ 0.98
𝜂𝑡 = 0.5625 = 56.25%
Del cálculo de demanda máxima tenemos que la potencia es 15 kW
P𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 15 KW
Figura 16: Comprobación del CP máx.
36
P𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎−𝑢𝑛𝑖𝑡𝑡𝑎𝑟𝑖𝑎 =P𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑁𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠
P𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎−𝑢𝑛𝑖𝑡𝑡𝑎𝑟𝑖𝑎 =15000 W
3
P𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎−𝑢𝑛𝑖𝑡𝑡𝑎𝑟𝑖𝑎 = 5000 𝑊
𝑅 = [2 ∗ 5000 𝑊
(0.51)(0.5625) (1.205𝑘𝑔𝑚3) (8.6
𝑚𝑠 )
3
(𝜋)]
12
𝑅 = 3.80 𝑚
Usamos la expresión anterior para calcular la potencia nominal de la
turbina
𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 =1
2∗ 𝐶𝑝 𝑚𝑎𝑥. ∗ 𝜌 ∗ 𝐴 ∗ 𝑣3 [𝑊]
𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = (1
2) (0.51) (1.205
𝑘𝑔
𝑚3) (𝜋)(3.8 𝑚)2 (8.6
𝑚
𝑠)
3
𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = 8866.24 [𝑊] ≈ 9000 [𝑊]
3.7. Cálculo de la velocidad angular:
Reemplazando en la ecuación (48) se obtiene
𝜔 =(8.6
𝑚𝑠 ) (8)
(3.8 𝑚)
𝜔 = 18.11 [𝑟𝑎𝑑
𝑠𝑒𝑔]
3.8. Cálculo de las RPM:
𝑛 =60𝜔
2𝜋 [𝑅𝑃𝑀]
𝑛 =(60) (18.11
𝑟𝑎𝑑𝑠𝑒𝑔 )
2𝜋
𝑛 = 172.94 [𝑅𝑃𝑀]
3.9. Velocidad Especifica del Rotor Eólico
De la ecuación (33) se obtiene
37
𝜆0 =(𝜋)(7.6 𝑚)(172.94 [𝑅𝑃𝑀] )
(60) (8.6 𝑚𝑠 )
𝜆0 = 8.00 [𝑚/𝑠]
3.10. Dimensiones y ángulos del álabe:
𝜆𝑟 = (𝜆𝑑) (𝑟
𝑅)
𝜙 = (2
3) [𝑡𝑎𝑛−1 (
1
𝜆𝑟)]
𝐶𝑟 = (8 ∗ 𝜋 ∗ 𝑟
𝐵 ∗ 𝐶𝐿) (1 − 𝑐𝑜𝑠 𝜙)
𝛽 = 𝜙 − 𝛼
De las expresiones 44 - 47 se obtienen los parámetros para el diseño del
alabe NACA 4412 del anexo III determinando en la sección 10 los
siguientes datos:
Tabla 11: sección 10 con cuerda máxima
sección r (m) rad Grados
10 0.38 0.80 0.60 34.23 30.23 0.613
Tabla 10: Tabla con parámetros para el
diseño Parámetros del alabe
𝝀𝒅 8
𝑹 3.8
𝑪𝒍 0.9
𝜶 4°
alabes 3
𝐶𝑟 𝛽 𝜙 𝜙 𝜆𝑟
38
3.11. Calculo del número de Reynolds
𝑅𝑒 =𝜌 ∗ 𝑣 ∗ 𝑐𝑚𝑎𝑥
𝜇
Tenemos 𝑇° = 25 °𝐶 𝜇 = 1.825 ∗ 10−5 [𝑝𝑎 ∗ 𝑠𝑒𝑔]; 𝑐𝑚𝑎𝑥 = 0.613 𝑚
𝑅𝑒 =1.205 ∗ 8.6 ∗ 0.613
1.825 ∗ 10−5 → 𝑅𝑒 = 348083.23
3.12. Cálculo de fuerza de sustentación, de resistencia, y otros
De las expresiones 37 – 38 y 39 se calcula
𝐹𝐿 = 0.9 ∗1.205
2∗ 0.613 ∗ 3.8 ∗ 8.62
𝐹𝐿 = 93.42 [𝑁]
𝐹𝐷 = 𝐶𝐷 ∗𝜌
2∗ ℎ ∗ 𝑅 ∗ 𝑣2 [𝑁]
Donde: ℎ = 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑑𝑎 = 0.21 ∗ 𝑐𝑚𝑎𝑥
𝐹𝐷 = (0.006) (1.205
2) (0.21 ∗ 0.613 𝑚)(3.8) (8.6
𝑚
𝑠)
2
[𝑁]
𝐹𝐷 = 0.13 𝑁
𝐹𝑅 = √(93.42 )2 + (0.13)2
𝐹𝑅 = 93.42 [𝑁]
3.13. Fuerza axial en el rotor, presión del viento y momento
flexionante máximo
Fuerza axial en el rotor
Reemplazando en ecuación 55 calculamos
𝜙 = 4.75
𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = (93.42 𝑁) cos 4.75 + (0.13 𝑁) sin 4.75
𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = 93.11 𝑁
39
Fuerza axial total e el rotor
Cálculo según ecuación (56) Donde: 𝑧 = 3 𝑎𝑙𝑎𝑏𝑒𝑠
𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 3 ∗ 93.11 𝑁 → 𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 279.33 𝑁
Presión del viento
𝑃𝑤 = 1.6 ∗1.205
𝑘𝑔𝑚3
2∗ (8.6)2 → 𝑃𝑤 = 71.29 𝑃𝑎
Momento flexionante máximo
De expresión (58)
𝑀𝑚𝑎𝑥 =71.29 ∗ 2𝜋 ∗ (3.8)3
3 ∗ 3 → 𝑀𝑚𝑎𝑥 = 2730.97 𝑁𝑚
Determinación de la altura de la torre
De ecuación (59), se obtiene.
𝐻𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 =799.43 𝑁𝑚
279.33 𝑁 → 𝐻𝑡𝑜𝑟𝑟𝑒 = 9.78 𝑚
3.14. Dimensionamiento de los cables
Para la selección y cálculo insertamos las ecuaciones (60) y (61)
𝐼𝑛 =5000 [𝑊]
√3 ∗ cos 0.8 ∗ 48 → 𝐼𝑛 = 60.15 𝐴
𝐼𝐷 = 60.15 𝐴 ∗ 1.25 → 𝐼𝐷 = 75.18 𝐴
Con el resultado se selecciona el conductor comercial con mayor
intensidad.
3.15. Cálculo de potencia eléctrica anual generada por los
aerogeneradores.
Remplazando la potencia de turbina en la ecuación (51)
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑟𝑞𝑢𝑒 = 9 𝐾𝑊 ∗ 3 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎𝑠
40
𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑟𝑞𝑢𝑒 = 27 𝐾𝑊
De la expresión (52) se calcula el factor de capacidad
𝐹𝐶 = [(0.07)(8.6) − 0.2] → 𝐹𝐶 = 0.4
Tabla 12: Selección del FC
Fuente: HERRADA (2014)
De la ecuación 50 calculamos 𝐸𝐴𝑃
𝐸𝐴𝑃 = 27 𝐾𝑊 ∗ 8640ℎ ∗ 0.4
1000
𝐸𝐴𝑃 = 93.312 𝑀𝑊ℎ
3.16. Cálculo de ahorro de huella de carbono.
Para calcular las emisiones de CO2 se emplea la ecuación (53)
𝐻𝑢𝑒𝑙𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 = 𝐸𝐴𝑃[𝐾𝑊ℎ] ∗ 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑐𝑖𝑜𝑛 [𝑘𝑔 𝐶𝑂2
𝐾𝑊ℎ]
Seleccionando de la tabla de factores de emisión un factor de
0.615 𝑘𝑔 𝐶𝑂2
𝐾𝑊ℎ por energía eléctrica.
Factor de Capacidad Calificación
Menos de 0.2 Inaceptable
0.2 a 0.25 Aceptable
0.25 a 0.30 Bueno
0.30 a 0.40 Muy Bueno
0.40 a 0.50 Excelente
Mayor de 0.50 Extraordinario
41
𝐻𝑢𝑒𝑙𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 = (93312 𝐾𝑊ℎ) (0.615 𝑘𝑔 𝐶𝑂2
𝐾𝑊ℎ)
𝐻𝑢𝑒𝑙𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 = 57386.88 𝑘𝑔 𝐶𝑂2 = 57.38 𝑇𝑀𝐶𝑂2
Por lo tanto el ahorro de huella de carbono, asumiendo que la turbina
eólica no produce 𝐶𝑂2 es 57.38 𝑇𝑀𝐶𝑂2 al año por generar energía
eléctrica con fuentes de energía renovables.
3.17. Cálculo del banco de baterías.
Utilizando la ecuación (54) calculamos 𝑁º𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠
Del anexo II tenemos 𝐸𝐸𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 1.26 𝐾𝑊ℎ por familia
𝐸𝐸𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 1.26 𝐾𝑊ℎ ∗ 45 𝑓𝑎𝑚𝑖𝑙𝑖𝑎𝑠
𝐸𝐸𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 = 56.7 𝐾𝑊ℎ (𝑎𝑙 𝑑𝑖𝑎)
De la ficha técnica de la batería en el anexo VII tenemos:
𝐶𝑎𝑝𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎 = 265 𝐴ℎ
𝑁º𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 =56700 𝑊ℎ
12 𝑉 ∗ 265 𝐴ℎ → 𝑁º𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 = 28.6 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠
Por la configuración de 4 baterías en serie para obtener los 48 voltios de
operación de la turbina eólica; se instalaran en paralelo 9 filas de 4 baterías
cada fila.
Fuente: TODOPRODUCTIVIDAD, (2015)
Figura 17: Configuración de 48 V
42
Entonces seleccionaríamos 𝑁º𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 = 36 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠
3.18. Calculos economicos
De la expresión (62) tenemos:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝐹𝑖𝑗𝑜𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑞𝑢𝑒 𝑒𝑜𝑙𝑖𝑐𝑜 + 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑒𝑙𝑒𝑐.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝐹𝑖𝑗𝑜𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 = 123383.4 𝑁𝑆 + 212683.36 𝑁𝑆 = 336066.76 𝑁𝑆
Para el cálculo del retorno de inversión se tomara en cuenta el costo de
energía eléctrica del pliego tarifario de la empresa concesionaria que es
el precio con el que se venderá a los pobladores de Playa Blanca.
Tabla 13: Tarifa de Energía
Fuente: Pliegos Tarifarios Usuario Final- Osinergmin.
𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 = (93312 𝐾𝑊ℎ
𝑎ñ𝑜) (0.57
𝑁𝑆
𝐾𝑊ℎ) = 53187.84
𝑁𝑆
𝑎ñ𝑜
𝑅𝑂𝐼 =336066.76 𝑁𝑆
53187.84𝑁𝑆
𝑎ñ𝑜
→ 𝑅𝑂𝐼 = 6.3 𝑎ñ𝑜𝑠
Considerando la vida util del proyecto de 10 años y que se recupera la
inversion en 6 años el beneficio seria:
𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜 = 53187.84𝑁𝑆
𝑎ñ𝑜∗ 4 𝑎ñ𝑜𝑠 = 212751.36 𝑁𝑆
También se considera vida útil de 10 años para determinar el costo
unitario de generación de energía eléctrica.
𝐸𝐴𝑃 = (93312 𝐾𝑊ℎ
𝑎ñ𝑜) (10 𝑎ñ𝑜𝑠) → 𝐸𝐴𝑃 = 933120 𝐾𝑊ℎ
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑓𝑖𝑗𝑜 𝑢𝑛𝑖𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 =336066.76 𝑁𝑆
933120 𝐾𝑊ℎ= 0.36
𝑁𝑆
𝐾𝑊ℎ
TARIFA BT5B: TARIFA CON SIMPLE MEDICIÓN DE ENERGÍA 1E
No Residencial Cargo Fijo Mensual S/./mes 3.09
Cargo por Energía Activa S/.
𝐾𝑊ℎ 0.57
43
Resumen de los resultados
Velocidad promedio del viento a 15
m de altura.
𝑣2 = 8.6 𝑚
𝑠
Potencia Específica
𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 383.22 [𝑤𝑎𝑡𝑡
𝑚2]
Eficiencia rotor eólico 𝜂 𝑅𝑜𝑡𝑜𝑟 𝑒ó𝑙𝑖𝑐𝑜 = 59.3 %
Reynolds 𝑅𝑒𝑦𝑛𝑜𝑙𝑑𝑠 = 3 ∗ 106
Angulo de ataque 𝛼 = 4°
Coeficiente de Sustentación 𝐶𝑙 = 0.9
Coeficiente de Arrastre 𝐶𝑑 = 0.006
Celeridad de diseño 𝜆𝑑 = 8
Numero de alabes 𝐵 = 3
Coeficiente de potencia máximo (CP)máx. = 0.51
Radio del aerogenerador 𝑅 = 3.8 𝑚
Potencia útil por turbina P𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎−𝑢𝑛𝑖𝑡𝑡𝑎𝑟𝑖𝑎 = 5000 𝑊
Potencia nominal por turbina 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 = 9000 [𝑊]
Velocidad angular a 8.6 𝑚
𝑠
𝜔 = 18.11 [𝑟𝑎𝑑
𝑠𝑒𝑔]
RPM 𝑛 = 172.94 [𝑅𝑃𝑀]
Velocidad Especifica del Rotor 𝜆0 = 8.00 [𝑚
𝑠]
Fuerza de sustentación 𝐹𝐿 = 93.42 [𝑁]
Fuerza de resistencia 𝐹𝐷 = 0.13 𝑁
44
Fuerza resultante 𝐹𝑅 = 93.42 [𝑁]
Fuerza axial en el rotor 𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 = 93.11 𝑁
Fuerza axial total e el rotor 𝐹𝑎𝑥𝑖𝑎𝑙 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 279.33 𝑁
Presión del viento 𝑃𝑤 = 71.29 𝑃𝑎
Momento flexionante máximo 𝑀𝑚𝑎𝑥 = 2730.97 𝑁𝑚
Intensidad nominal 𝐼𝑛 = 60.15 𝐴
Intensidad de diseño 𝐼𝐷 = 75.18 𝐴
potencia eléctrica anual generada 𝐸𝐴𝑃 = 93.312 𝑀𝑊ℎ
Demanda máxima del Centro
Poblado Playa Blanca
15 𝐾𝑊
Ahorro de huella de carbono 57.38 𝑇𝑀𝐶𝑂2
Banco de baterías. 𝑁º𝐵𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠 = 36 𝑏𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑠
Costo fijo unitario 0.36
𝑁𝑆
𝐾𝑊ℎ
ROI 6.3 𝑎ñ𝑜𝑠
(03) Inversores Inversores CZ – 5000S de 48
voltios y 5.0 KW
(03) controladores GWS 5.0 KW y 48 V
(36) Baterias Trojan 8D-GEL de 12 V, capacidad
de 265 Ah
Conductor NYY Triple de sección 3x1x10 mm2.
45
IV. DISCUSIÓN
La investigación tuvo como principal objetivo determinar el análisis técnico y
económico de la instalación de aerogeneradores para suministrar energía
eléctrica a las viviendas del centro poblado Playa Blanca – Piura. A
continuación comparamos los resultados obtenidos con las expectativas
iniciales.
Empezamos corroborando la información de velocidad del viento promedio
extraída del atlas eólico del Perú de 8-9 m/s a 80 metros de altura y de la página
web de Meteoblue que es de 15 a 30 km/h, lo cual se realizo con un
anemometro digital.
Realizando el aforo para determinar velocidad promedio del centro poblado
Playa Blanca se tomo mediciones del viento con el anemometro digital en
puntos estrategicos y determinamos una velocidad de 6.9 m/s a 3 m de altura,
la cual se modifico para 15 metros de altura, el resulto fue mayor a la velocidad
que emitieron las fuentes mencionadas anteriormente.
Para saber que potencia necesitariamos para instalar las turbinas eolicas se
relizo el estudio de mecadeo para determinar la demanda maxima del centro
ploblado de 15 KW, considerando tambien las estaciones de pesca y el
crecimiento poblacional en 10 años.
En el desarrollo del calculo de los parametros para el alabe con perfil
aerodinamico NACA 4412, se realizo varios cambios hasta el diseño final de la
turbina, en un inicio se asumio una celeridad 𝜆𝑑 = 5, los coeficientes 𝐶𝑑
𝐶𝑙=
0.0055 ,un ángulo de ataque 𝛼 = 8°, pero resultó una cuerda máxima de 884
mm lo cual aumentaba su peso y tamaño del alabe, se realizó varios cálculos
cambiando parámetros como celeridad, ángulo de ataque , etc., hasta
conseguir una cuerda máxima de 613 mm con el cual se diseñó en SolidWorks.
El diseño de la turbina eólica y todos sus componentes se realizó a mayor
escala de una turbina construida en nuestro país de 500 watts que está
operando actualmente en varias zonas rurales del Perú.
46
En el cálculo del dimensionamiento de las baterías se tiene como resultado un
banco de 36 baterías Trojan de gel de 12 Voltios y 265 Ah, es una cantidad
elevada de baterías la cuales tienen vida útil de 10 años, considerarlo para la
adquisición de nuevas antes de que termine su vida útil.
Con la instalación de 3 aerogeneradores de 9 kW de potencia nominal se
generara anual 𝐸𝐴𝑃 = 93.312 𝑀𝑊ℎ los cuales se trabajaran de manera
aislada almacenando la energía eléctrica en un banco de baterías.
El sistema de generación es tensión de 48 voltios por configuración de los
equipos electrónicos y el banco de baterías, pero el inversor realiza la
transformación de 48 voltios a 220 voltios para poder suministrarlo a las
viviendas, por lo tanto el nivel de tensión después del inversor es alterna y 220
voltios.
Por los resultados de los calculos anteriore tenemos un 𝑅𝑂𝐼 = 6.3 𝑎ñ𝑜𝑠 se
propone buscar financiamiento por parte del estado para un proyecto de este
tipo de generaciòn de energìa en zonas aisladas. Asimismo que es viable en
comparacion a la inversion de los 45 km de transmision de energìa elctrica que
tendria que realizarse para que el centro poblado tenga energìa elèctrica.
Los aerogeneradores no se conectaran al SEIN, por disposición del Decreto
Legislativo Nº 1002 en sus Disposiciones Modificatorias – Primera del artículo
3 inciso d) La generación de energía eléctrica con recursos Energéticos
Renovables conforme a la ley de la materia, con potencia instalada mayor de
500 KW.
La instalación de las turbinas eólicas se realizara con la norma técnica EM. 090
INSTALACIONES CON ENERGIA EOLICA (ver anexo XI)
47
V. CONCLUSIÓNES
Es viable técnico y económico instalar 3 aerogeneradores de 5 KW de potencia
unitaria para el suministro de energía eléctrica a las viviendas del centro poblado
de Playa Blanca con una inversión de 336066.76 nuevos soles.
Se realizó el aforo para establecer velocidad promedio del viento de 8.6 m/s a 15
metros de altura en el centro poblado de Playa Blanca.
Se realizó un estudio de mercadeo para determinar la demanda máxima de
energía eléctrica del Centro Poblado Playa Blanca de 15 KW
Se logró calcular las dimensiones del aerogenerador mediante el método
analítico para cálculo de turbinas eólicas obteniendo una radio de 3.8 m, y demás
parámetros descritos en el cuadro de resultados.
Se diseñó el alabe con perfil naca 4412 de 3.8 m en el software SolidWorks, con
ángulo de ataque 𝛼 = 4°, Coeficiente de Sustentación 𝐶𝑙 = 0.9, coeficiente de
arrastre 𝐶𝑑 = 0.006 , Celeridad de diseño 𝜆𝑑 = 8.
Se diseñó el aerogenerador y todos sus componentes como alabe, rotor, estator,
estructura, torre y bases para anclaje en el software SolidWorks.
Se seleccionaron los componentes electrónicos de la instalación, (03)
Inversores CZ – 5000S de 48/220 voltios y 5.0 KW, (03) controladores modelo
GWS 5 KW y 48 V, (36) baterías Trojan 8D-GEL capacidad de 265 Ah y se
seleccionó el conductor NYY Triple de sección 3x1x10 mm2.
El costo determinado de fabricación transporte e instalación del parque eólico de
15 KW es 123383.4 NS y el aproximado de la electrificación es 212683.36 NS
con un ROI de 6.3 años sin financiamiento.
Se determinó el costo unitario de energía eléctrica para venta de 0.57 𝑁𝑆/ 𝐾𝑊ℎ.
48
VI. RECOMENDACIONES
Como en la mayoría de trabajos de este tipo se recomienda investigar mucho
más sobre generación de energía eléctrica con energía eólica,
específicamente con turbinas eólicas de pequeña escala, puesto que será
indispensable en el futuro este tipo de generación en nuestro país que no
contaminan el medio ambiente, además que contamos con un gran potencial
eólico en toda las zonas costeras del Perú.
Realizar con más profundidad la investigación sobre el diseño de la torre de
la turbina eólica, respecto a la estructura y también a la cimentación, con el
principal motivo de obtener mayor factor de seguridad y mayor rentabilidad.
Se recomienda un estricto control y supervisión del plan de mantenimiento
para elevar la vida útil del parque eólico.
Se recomienda realizar un sistema de refrigeración en donde será instalado
el sistema electrónico (controlador, inversor, disipador de calor), e incluso en
el banco de baterías.
Realizar una investigación sobre las baterías, su capacidad, tipos, y su
configuración en el banco de baterías para tratar de reducir los costos y
alargar la vida útil de almacenamiento de energía eléctrica.
En la parte económica se recomendaría buscar financiamiento por parte del
estado para que los costos de inversión sean menores y se pueda tener un
retorno de inversión en menor tiempo.
Se recomienda también que la entidad que financie al proyecto contrate
personal para operar el sistema y para ejecutar el plan de mantenimiento.
Para la instalación se recomienda realizar el diseño de la puesta a tierra de
los aerogeneradores como está establecido en las normas para generar
energía eléctrica con fuentes renovables.
49
VII. REFERENCIAS
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de energía eólica en la zona del Parámo de Chontales, municipios de Paipa y
Sotaquira, departamento de Boyaca - Colombia. Bogotá : [s.n.], 2012. p. 143.
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Evaluación técnica y económica para la generación de energía eléctrica eólico-
solar para la comunidad de San Luis en el distrito de Pimentel, Región
Lambayeque. Lambayeque, Universidad CesarVallejo - Chiclayo. Chiclayo : [s.n.],
2010. Tesis.
FRANQUESA Voneschen, Manuel. 2009. Introducción a la Teoría de las Turbinas
Eólicas. 1era Ed. Berlin : Bauverlag, 2009. ISBN: 3762527008.
Gómez Rivera , William, Aperador Chaparro, William and Delgado Tobón,
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implementación de tecnología local. [Online] 16 Diciembre 2010. [Cited: 25 Junio
2015.] http://www.scielo.org.co/scielo.php?pid=S0123-
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GÓMEZ Rivera, William, APERADOR Chaparro, William and DELGADO Tobón,
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HERRADA Chira, Willy Roy. 2014. “ANALISIS TECNICO-ECONOMICO PARA LA
INSTALACIÓN DE UN PARQUE EOLICO EN EL DISTRITO DE ETEN –
CHICLAYO - LAMBAYAQUE”. Universidad Cesar Vallejo. Trujillo : s.n., 2014.
HUALPA Huamaní, Maimer Tomás. 2006. Estudio de Factivilidad de Sistemas
Hibridos Eólico - Solar en el Departamento de Moquegua. Lima : [s.n.], 2006.
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2015 10 6.] https://www.inei.gob.pe/sedes/.
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Ministerio de Energía y Minas. 2008. Atlas Eólico del Perú. Lima : s.n., 2008.
50
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energética. [Online] noviembre 2014. [Cited: 01 Noviembre 2015.]
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PINILLA, Alvaro. 2007. Manual de Aplicación de la Energía Eólica. Guajira :
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TEJEDA Ponce, Alex Deyvi. 2013. Parámetros de operación de una turbina eólica
de eje horizontal para un aprovechamiento racional de la energía eólica en la
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WindAid. 2015. windaid. [Online] 2015. [Cited: 13 Octubre 2015.]
http://www.windaid.org/.
51
ANEXOS
ANEXO I: PROGRAMA DE MANTENIMIENTO ANTES DE OPERACIÓN.
INSPECCIONES ANTES
DEL ARRANQUE
Diarias Semanal Semestral Anual 5
Años
10
Años
DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES
Verificación de conexiones
eléctricas en controlador,
inversor y banco de baterías.
Verificar temperaturas de las juntas
eléctricas con pistola termografía, e
inspeccionar el controlador e
inversor.
Revisión en conexión del
freno magnético.
Inspeccionar la conexión del freno
magnético y ponerlo a prueba para
seguridad.
Verificación del voltaje en
banco de baterías.
Asegurar con el multímetro que el
voltaje de la conexión del banco de
baterías sea el adecuado.
Verificación de presión en
pernos visibles.
Verificar y ajustar todo tipo de
uniones pernadas con el torqui
metro, asegurándose que el torque
sea el necesario.
52
Revisión del lubricante en
los rodamientos.
Verificar los rodamientos sin traba
de partes móviles, asegurar que su
lubricación sea la adecuada.
Limpieza con franela
industrial.
Por condiciones de humedad y
seguridad se recomienda limpiar
todas las zonas de fácil acceso.
Inspección de templadores
en el anclaje de la torre.
Verificar que los cables de anclaje
estén tensos.
Pintura en zonas afectadas
por el ensamble.
Pintar las zonas afectadas por el
ensamble o transporte para
53
PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DURANTE OPERACIÓN.
INSPECCIONES ANTES
DEL ARRANQUE
Diarias Semanal Semestral Anual 5
Años
10
Años
DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES
Revisión del estado de
conexiones eléctricas,
también controlador,
inversor.
Verificar temperaturas de las juntas
eléctricas con pistola termografía, e
inspeccionar el controlador e
inversor.
Análisis de vibraciones en
rodamientos.
Verificación visual de la alineación,
ruidos de vibraciones, y con
equipos adecuados.
Medición de amperaje y
voltaje.
Usando multímetro industrial,
pinzas de amperaje, para
corroborar la carga del sistema.
Análisis de grasas en los
rodamientos.
Verificar la consistencia y posible
contaminación de la grasa, según el
análisis quedara como historial de
mantenimiento.
54
Verificación del voltaje en
banco de baterías.
Asegurar con el multímetro
industrial que el voltaje de la
conexión del banco de baterías sea
el adecuado.
PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DURANTE EL TIEMPO DE VIDA UTIL DEL AEROGENERADOR.
INSPECCIONES ANTES
DEL ARRANQUE
Diarias Semanal Semestral Anual 5
Años
10
Años
DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES
Verificar la integridad
estructural de las palas
Inspección visual de la integridad
estructural de las palas del
aerogenerador
Cambio de rodamiento del
rotor eólico.
Cambio de rodamientos por tiempo
de servicio según catalogo o
proveedor.
55
Cambio de rodamiento de la
cola direccional.
Cambio de rodamientos por tiempo
de servicio según catalogo o
proveedor.
Verificar posibles averías en
el estator y reparar posibles
grietas.
Verificar el aislamiento del
embobinado y su contenedor de
aceite refrigerante
Análisis de balanceo
dinámico en eje.
Medir el balanceo, amplitud y fase
de todos los sistemas de
transmisión mecánicos.
Sistema de evacuación de
energía
Revisar con pistola termografía las
juntas, cables, conexión,
disipadores de calor, etc.
Problemas derivados de la
obra civil
Revisar los niveles de erosión del
terreno, la integridad estructural de
la cimentación, anclaje, etc.
56
Verificación de la estructura
de soporte
Realizar exámenes END, líquidos
penetrantes, vibraciones, etc. para
verificar la integridad estructural de
la turbina eólica.
Pintar la estructura de torre y
góndola
Verificación visual del nivel de
corrosión en la superficie, de esto
dependerá el tratamiento a realizar
en el aerogenerador.
Cambiar los componente
electrónicos como
controlador e inversor
Probablemente la vida útil del
controlador e inversor ha finalizado
según su proveedor.
57
ANEXO II: MODELO DE ENCUESTA.
ENCUESTA PARA DETERMINAR DEMANDA MAXIMA DE ENERGIA
ELECTRICA
Nombre del entrevistado: Fecha:
1. Ubicación de la vivienda:
Departamento Provincia Distrito Centro Poblado
2. Descripción del predio
Material Descripción
Paredes
exteriores de la
vivienda
Madera Ladrillo Adobe Otros
Piso de la
vivienda
Cerámica Cemento Tierra Otros
3. ¿con cuantas habitaciones cuenta esta vivienda?
4. ¿Cuantas personas residen en esta vivienda?
5. ¿Quién es el principal sostén económico de este hogar?
6. ¿A qué se dedica el (o ella)?
7. ¿En qué meses hay más pesca?
8. ¿Cuántos kilogramos de pescado saca al día?
58
9. En caso de contar con energía eléctrica que artefactos electrodomésticos
podría adquirir, y cuánto tiempo necesitaría usarlo.
Artefacto Cantidad Potencia (W) Tiempo (h) Total (W.h)
Foco ahorrador 20
Televisor 100
DVD 20
Radiograbadora 30
Equipo de sonido 80
Refrigeradora 350
Ventilador 50
Computadora 300
Impresora 200
Olla arrocera 1000
Plancha 1000
Licuadora 300
10. ¿Conoce usted o a oído hablar sobre turbinas eólicas o aerogeneradores
para producir electricidad?
11. ¿Estarían dispuestos a instalar aerogeneradores para producir electricidad?
12. ¿Cuál es el monto máximo que estarían dispuestos a pagar mensualmente
por la electricidad generada con aerogeneradores?
59
ANEXO III: Tablas con parámetros para diseñar el perfil aerodinámico NACA
4412 y determinar la cuerda máxima
sección r (m) rad Grados
1 0.04 0.08 0.99 56.95 52.95 0.161
2 0.08 0.16 0.94 53.94 49.94 0.291
3 0.11 0.24 0.89 51.00 47.00 0.393
4 0.15 0.32 0.84 48.17 44.17 0.471
5 0.19 0.40 0.79 45.47 41.47 0.528
6 0.23 0.48 0.75 42.91 38.91 0.568
7 0.27 0.56 0.71 40.50 36.50 0.593
8 0.30 0.64 0.67 38.25 34.25 0.608
9 0.34 0.72 0.63 36.16 32.16 0.613
10 0.38 0.80 0.60 34.23 30.23 0.613
11 0.42 0.88 0.57 32.43 28.43 0.607
12 0.46 0.96 0.54 30.78 26.78 0.598
13 0.49 1.04 0.51 29.25 25.25 0.586
14 0.53 1.12 0.49 27.84 23.84 0.573
15 0.57 1.20 0.46 26.54 22.54 0.559
16 0.61 1.28 0.44 25.33 21.33 0.544
17 0.65 1.36 0.42 24.22 20.22 0.529
18 0.68 1.44 0.40 23.19 19.19 0.514
19 0.72 1.52 0.39 22.23 18.23 0.499
20 0.76 1.60 0.37 21.34 17.34 0.485
21 0.80 1.68 0.36 20.51 16.51 0.471
22 0.84 1.76 0.34 19.74 15.74 0.457
23 0.87 1.84 0.33 19.02 15.02 0.444
24 0.91 1.92 0.32 18.34 14.34 0.431
25 0.95 2.00 0.31 17.71 13.71 0.419
𝐶𝑟 𝛽 𝜙 𝜙 𝜆𝑟
60
sección r (m) rad Grados
25 0.95 2.00 0.31 17.71 13.71 0.419
26 0.99 2.08 0.30 17.12 13.12 0.407
27 1.03 2.16 0.29 16.56 12.56 0.396
28 1.06 2.24 0.28 16.04 12.04 0.385
29 1.10 2.32 0.27 15.55 11.55 0.375
30 1.14 2.40 0.26 15.08 11.08 0.365
31 1.18 2.48 0.26 14.64 10.64 0.356
32 1.22 2.56 0.25 14.22 10.22 0.347
33 1.25 2.64 0.24 13.83 9.83 0.338
34 1.29 2.72 0.23 13.46 9.46 0.330
35 1.33 2.80 0.23 13.10 9.10 0.322
36 1.37 2.88 0.22 12.77 8.77 0.315
37 1.41 2.96 0.22 12.44 8.44 0.307
38 1.44 3.04 0.21 12.14 8.14 0.301
39 1.48 3.12 0.21 11.85 7.85 0.294
40 1.52 3.20 0.20 11.57 7.57 0.287
41 1.56 3.28 0.20 11.30 7.30 0.281
42 1.60 3.36 0.19 11.05 7.05 0.275
43 1.63 3.44 0.19 10.81 6.81 0.270
44 1.67 3.52 0.18 10.57 6.57 0.264
45 1.71 3.60 0.18 10.35 6.35 0.259
46 1.75 3.68 0.18 10.13 6.13 0.254
47 1.79 3.76 0.17 9.93 5.93 0.249
48 1.82 3.84 0.17 9.73 5.73 0.244
49 1.86 3.92 0.17 9.54 5.54 0.240
50 1.90 4.00 0.16 9.36 5.36 0.235
𝐶𝑟 𝛽 𝜙 𝜙 𝜆𝑟
61
sección r (m) rad Grados
51 1.94 4.08 0.16 9.18 5.18 0.231
52 1.98 4.16 0.16 9.01 5.01 0.227
53 2.01 4.24 0.15 8.85 4.85 0.223
54 2.05 4.32 0.15 8.69 4.69 0.219
55 2.09 4.40 0.15 8.54 4.54 0.216
56 2.13 4.48 0.15 8.39 4.39 0.212
57 2.17 4.56 0.14 8.25 4.25 0.208
58 2.20 4.64 0.14 8.11 4.11 0.205
59 2.24 4.72 0.14 7.97 3.97 0.202
60 2.28 4.80 0.14 7.85 3.85 0.199
61 2.32 4.88 0.13 7.72 3.72 0.196
62 2.36 4.96 0.13 7.60 3.60 0.193
63 2.39 5.04 0.13 7.48 3.48 0.190
64 2.43 5.12 0.13 7.37 3.37 0.187
65 2.47 5.20 0.13 7.26 3.26 0.184
66 2.51 5.28 0.12 7.15 3.15 0.182
67 2.55 5.36 0.12 7.05 3.05 0.179
68 2.58 5.44 0.12 6.94 2.94 0.176
69 2.62 5.52 0.12 6.85 2.85 0.174
70 2.66 5.60 0.12 6.75 2.75 0.172
71 2.70 5.68 0.12 6.66 2.66 0.169
72 2.74 5.76 0.11 6.57 2.57 0.167
73 2.77 5.84 0.11 6.48 2.48 0.165
74 2.81 5.92 0.11 6.39 2.39 0.163
75 2.85 6.00 0.11 6.31 2.31 0.161
𝐶𝑟 𝛽 𝜙 𝜙 𝜆𝑟
62
sección r (m) rad Grados
76 2.89 6.08 0.11 6.23 2.23 0.159
77 2.93 6.16 0.11 6.15 2.15 0.157
78 2.96 6.24 0.11 6.07 2.07 0.155
79 3.00 6.32 0.10 5.99 1.99 0.153
80 3.04 6.40 0.10 5.92 1.92 0.151
81 3.08 6.48 0.10 5.85 1.85 0.149
82 3.12 6.56 0.10 5.78 1.78 0.147
83 3.15 6.64 0.10 5.71 1.71 0.146
84 3.19 6.72 0.10 5.64 1.64 0.144
85 3.23 6.80 0.10 5.58 1.58 0.142
86 3.27 6.88 0.10 5.51 1.51 0.141
87 3.31 6.96 0.10 5.45 1.45 0.139
88 3.34 7.04 0.09 5.39 1.39 0.138
89 3.38 7.12 0.09 5.33 1.33 0.136
90 3.42 7.20 0.09 5.27 1.27 0.135
91 3.46 7.28 0.09 5.21 1.21 0.133
92 3.50 7.36 0.09 5.16 1.16 0.132
93 3.53 7.44 0.09 5.10 1.10 0.130
94 3.57 7.52 0.09 5.05 1.05 0.129
95 3.61 7.60 0.09 5.00 1.00 0.128
96 3.65 7.68 0.09 4.95 0.95 0.126
97 3.69 7.76 0.09 4.90 0.90 0.125
98 3.72 7.84 0.08 4.85 0.85 0.124
99 3.76 7.92 0.08 4.80 0.80 0.123
100 3.80 8.00 0.08 4.75 0.75 0.121
𝐶𝑟 𝛽 𝜙 𝜙 𝜆𝑟
63
ANEXO IV: Extradós e intradós del perfil NACA 4412
Extradós Intradós
X Y Z X Y Z
1 0 0 0.000294 0.00309 0
0.993921 0.002916 0 0.000045 0 0
0.983327 0.005768 0 0.000013 -0.000636 0
0.970981 0.009036 0 0.000204 -0.002489 0
0.957179 0.012619 0 0.00065 -0.004363 0
0.942371 0.016383 0 0.001375 -0.006226 0
0.926965 0.020212 0 0.002388 -0.008047 0
0.911233 0.024029 0 0.003688 -0.009802 0
0.895328 0.027796 0 0.005268 -0.011479 0
0.879329 0.031492 0 0.007123 -0.013073 0
0.863273 0.035107 0 0.009252 -0.014588 0
0.84718 0.038638 0 0.011665 -0.016031 0
0.83106 0.042081 0 0.014383 -0.017409 0
0.814917 0.045436 0 0.017437 -0.018731 0
0.798755 0.048702 0 0.020874 -0.020003 0
0.782575 0.051878 0 0.024755 -0.021232 0
0.766381 0.054965 0 0.029161 -0.022421 0
0.750173 0.057961 0 0.034194 -0.023569 0
0.733952 0.060865 0 0.03998 -0.024674 0
0.717721 0.063677 0 0.046675 -0.025725 0
0.70148 0.066396 0 0.054447 -0.026704 0
0.685231 0.069021 0 0.063446 -0.027585 0
0.668976 0.071551 0 0.073772 -0.028332 0
0.652716 0.073984 0 0.085432 -0.028911 0
0.636452 0.076319 0 0.098318 -0.029294 0
0.620187 0.078555 0 0.112233 -0.029471 0
0.603921 0.08069 0 0.126955 -0.029446 0
0.587657 0.082722 0 0.142284 -0.029239 0
0.571396 0.08465 0 0.158062 -0.028872 0
0.55514 0.086471 0 0.174178 -0.028372 0
0.538891 0.088183 0 0.190555 -0.027763 0
0.522652 0.089784 0 0.207138 -0.027068 0
0.506424 0.091272 0 0.223889 -0.026305 0
0.490211 0.092643 0 0.240776 -0.025493 0
0.474018 0.093895 0 0.257771 -0.024649 0
0.457849 0.095025 0 0.274842 -0.023787 0
0.441715 0.09603 0 0.291936 -0.022922 0
0.425636 0.096905 0 0.309006 -0.022068 0
0.409648 0.097646 0 0.326031 -0.021236 0
64
Extradós Intradós
X Y Z X Y Z
0.393822 0.098245 0 0.343008 -0.020432 0
0.378173 0.098649 0 0.359945 -0.019666 0
0.362628 0.09885 0 0.376857 -0.018942 0
0.347155 0.098845 0 0.393776 -0.018266 0
0.331742 0.098632 0 0.410763 -0.017625 0
0.316386 0.098209 0 0.427814 -0.016966 0
0.301089 0.097571 0 0.444911 -0.016289 0
0.285856 0.096715 0 0.462045 -0.015599 0
0.270692 0.095637 0 0.479207 -0.014901 0
0.255607 0.094333 0 0.496387 -0.014199 0
0.24061 0.092799 0 0.513569 -0.013497 0
0.225711 0.091031 0 0.53074 -0.012799 0
0.210924 0.089025 0 0.547895 -0.012108 0
0.196264 0.086778 0 0.565033 -0.011428 0
0.181751 0.084285 0 0.582153 -0.01076 0
0.167408 0.081546 0 0.599257 -0.010106 0
0.153266 0.078559 0 0.616347 -0.009469 0
0.139367 0.075326 0 0.633424 -0.008851 0
0.125765 0.071853 0 0.65049 -0.008252 0
0.112536 0.068154 0 0.667547 -0.007675 0
0.099779 0.064257 0 0.684595 -0.00712 0
0.087623 0.060204 0 0.701636 -0.006589 0
0.076219 0.056058 0 0.718671 -0.006082 0
0.065719 0.051899 0 0.735703 -0.0056 0
0.056247 0.047817 0 0.752731 -0.005143 0
0.047862 0.043889 0 0.769758 -0.004711 0
0.040548 0.040169 0 0.786784 -0.004306 0
0.034229 0.036683 0 0.80381 -0.003926 0
0.028792 0.033431 0 0.820836 -0.003572 0
0.024114 0.030397 0 0.837862 -0.003244 0
0.020082 0.027558 0 0.854886 -0.002941 0
0.016595 0.024887 0 0.8719 -0.002663 0
0.013573 0.022358 0 0.888886 -0.002409 0
0.01095 0.019948 0 0.905806 -0.002178 0
0.008675 0.017636 0 0.922576 -0.001972 0
0.006709 0.015405 0 0.939024 -0.001789 0
0.005023 0.013239 0 0.954835 -0.00163 0
0.003597 0.011126 0 0.969529 -0.001497 0
0.002417 0.009057 0 0.982584 -0.001389 0
0.001476 0.007027 0 0.993682 -0.001305 0
0.000769 0.005037 0 1 0 0
65
ANEXO V: Tablas y gráficos de velocidad del viento a 3 metros de altura
Tablas
Febrero VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)
2 h 4 h 6 h 8 h 10 h 12 h 14 h 16 h 18 h 20 h 22 h 24 h V Pro x
Día
01/02/2015 5.6 6.6 6.4 7.1 7.8 6.2 6.9 6.8 7.1 7.2 7.1 7.9 6.9
02/02/2015 6.4 6.8 6.2 6.9 7.1 6.4 6.7 6.9 7.5 7.3 6.9 7.0 6.8
03/02/2015 6.3 6.5 7.3 6.2 6.8 6.2 6.8 5.9 6.5 7.2 7.1 6.1 6.6
04/02/2015 6.8 6.2 6.6 6.8 7.0 6.3 6.6 7.2 6.9 7.4 7.3 6.9 6.8
05/02/2015 5.8 6.6 5.9 7.3 8 6.1 7.0 7.1 7.2 6.9 7.1 7.2 6.9
06/02/2015 6.2 6.4 6.1 6.7 7.2 6.0 6.8 6.9 8 7.1 6.9 6.8 6.8
07/02/2015 5.9 6.3 5.4 6.7 6.9 7.0 6.9 6.5 6.8 7.2 7.8 6.7 6.7
08/02/2015 6.4 8.2 6.8 6.4 6.8 6.6 7.2 7.6 7.8 6.2 7.1 6.3 7.0
09/02/2015 6.8 6.5 6.1 6.9 8.1 6.4 7.1 6.2 6.6 6.5 6.9 6.8 6.7
10/02/2015 5.6 6.2 6.0 6.7 7.3 7.1 6.9 7.3 7.5 7.8 6.9 7.2 6.9
11/02/2015 6.5 6.9 6.4 7.2 7.8 7.0 7.6 6.9 7.0 7.6 7.2 6.9 7.1
12/02/2015 5.6 6.3 6.2 6.9 6.9 6.2 6.5 7.1 6.9 6.7 7.3 6.2 6.6
13/02/2015 6.7 6.9 7.1 7.5 6.5 6.3 7.2 7.7 7.9 8.2 7.5 7.1 7.2
14/02/2015 6.1 5.9 6.2 6.5 7.3 6.2 6.8 7.1 6.9 7 7.2 6.8 6.7
15/02/2015 5.6 5.7 6.3 6.8 6.5 6.1 7.2 6.9 6.8 6.3 8.1 8 6.7
16/02/2015 6.5 6.7 6.8 7.3 7.2 6.9 6.2 5.8 6.9 6.8 7.2 6.9 6.8
17/02/2015 5.7 6.3 6 5.9 7 7.1 7.4 6.9 7.2 7.6 6.5 6.7 6.7
18/02/2015 6.3 5.6 6.1 6.8 6.9 7.5 7.5 7.5 6.8 6.9 5.9 6.5 6.7
19/02/2015 5.9 6.3 6.5 6.5 7.2 6.1 6.9 7.2 7.2 7.2 6.2 5.9 6.6
20/02/2015 6.1 6.1 5.9 6.7 7.6 5.8 6.7 6.9 7.5 7.6 6.8 6.3 6.7
21/02/2015 5.8 5.8 5.3 6.9 7.4 6.3 7.2 7.5 6.3 7.3 7.2 6.2 6.6
22/02/2015 6.2 5.6 5.4 7.1 6.9 6.9 7.3 6.5 6.9 6.9 7.4 5.9 6.6
23/02/2015 6.8 7 6.5 7.6 7 5.8 7 7.2 7 7.2 6.5 6.5 6.8
24/02/2015 5.9 6.5 6.3 6.9 7.3 6.7 6.9 6.9 6.8 7.5 6.6 6.6 6.7
25/02/2015 5.7 6.8 6.8 7.2 7.8 6.4 7.3 7.1 7.5 6.3 7.2 6.9 6.9
26/02/2015 5.6 5.9 7.1 7.9 7.1 5.9 6.8 6.3 7.7 6.9 6.9 6.5 6.7
27/02/2015 6.3 6.1 6.9 6.9 7.6 6.3 7.1 6.7 6.9 7 7 7.2 6.8
28/02/2015 3.7 5.8 5.4 6.8 6.8 5.8 7.2 7.1 6.1 7.6 7.1 7.5 6.4
Velocidad Promedio Mensual 6.76
66
Marzo VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)
2 h 4 h 6 h 8 h 10 h 12 h 14 h 16 h 18 h 20 h 22 h 24 h V Pro x
Día
01/03/2015 6.6 6.8 6.5 7.1 7 6.2 6.5 6.2 6 6.9 7.2 7 6.7
02/03/2015 6.3 6.1 6.3 6.9 7.2 6.4 7.2 6.8 6.9 7.1 6.9 6.5 6.7
03/03/2015 5.8 6.3 6 7.2 6.8 6.3 6.2 6.5 7.1 6.8 6.2 5.9 6.4
04/03/2015 6.9 5.8 6.2 7.1 6.7 6.1 7.8 6.9 6.2 7.6 6.8 7.4 6.8
05/03/2015 5.8 6.3 6.8 6.9 6.5 6 6.6 6.4 7.2 6.8 7.1 7.7 6.7
06/03/2015 6.2 6.5 5.9 6.7 6.9 6.9 7.5 7.6 6.4 6.9 7.5 6.8 6.8
07/03/2015 6.4 5.9 6.7 7.1 7.2 6.5 7.4 6.8 7 6.3 6.9 7.1 6.8
08/03/2015 5.7 6.1 6.5 6.9 7.3 7 7.1 5.9 6.2 7.1 6.6 7.2 6.6
09/03/2015 5.6 6 5.8 6.2 7 6.9 6.7 6.9 6.6 7.5 6.2 6.8 6.5
10/03/2015 6.5 6.8 6.1 6.3 6.8 6.8 6.8 5.9 5.7 7.6 7.8 6.9 6.7
11/03/2015 6.2 6.9 6.3 6.9 6.5 6.8 6.7 7.8 7.2 6.9 6.8 6.4 6.8
12/03/2015 6.8 5.8 7.1 7 6.8 6.1 6.6 7.7 7.4 7.7 6.8 7 6.9
13/03/2015 5.3 5.7 6.9 7.1 7.2 6.8 7.4 6.8 7.9 6.9 6.8 7.2 6.8
14/03/2015 5.7 6.7 6.5 6.8 6.8 6.6 6.4 6.6 5.9 7.2 6.8 6.6 6.6
15/03/2015 5.9 6.2 5.9 6.4 6.9 7.1 6.9 6.3 5.9 7.7 7.4 6.9 6.6
16/03/2015 6.1 6.4 6.5 7.2 7.1 5.8 7.6 7.1 6.9 7 6.8 6.4 6.7
17/03/2015 6.3 6.8 6.1 7.3 6.9 5.9 6.2 6.6 7.2 6.8 7.1 6.6 6.7
18/03/2015 5.8 5.7 6.7 6.9 7.2 6.2 7.1 6.8 6.9 6.6 7.4 7.1 6.7
19/03/2015 5.9 6.5 6.6 6.4 7 5.9 6.8 6.39 7.1 6.8 6.3 6.1 6.5
20/03/2015 5.6 6.8 5.9 6.5 6.7 6.3 5.8 6.6 6.3 7.1 6.7 7.2 6.5
21/03/2015 6.2 6.4 6.5 7 7.2 6.1 7.1 7.2 6.9 7.1 7.3 6.8 6.8
22/03/2015 6.1 6.3 7.2 7.3 7.3 6.5 5.2 6.8 7.1 6.1 6.6 7.3 6.7
23/03/2015 5.7 6.1 6.5 6.9 6.9 6.1 6.9 7.2 6.5 6.7 7.6 5.9 6.6
24/03/2015 5.1 6 6.8 7.1 7.1 5.9 6.8 6.3 7.2 6.3 6.6 7.1 6.5
25/03/2015 6.4 6.8 6.9 6.8 6.8 5.8 6.4 7.1 7 7.8 7.7 7.6 6.9
26/03/2015 6 6.5 6.6 6.9 6.9 6.3 7.2 6.9 7.3 7.2 6.9 7.1 6.8
27/03/2015 6.3 5.9 6.1 6.5 6.6 6.1 6.5 6.9 6.3 7.4 6.8 6.9 6.5
28/03/2015 6.7 6.1 5.9 6.3 7.2 5.9 7.2 7.7 7.8 6.9 6.3 6.8 6.7
29/03/2015 5.9 6.2 6.5 7 5.6 5.7 6.5 6.3 7.1 7.1 6.8 7.1 6.5
30/03/2015 6.8 6.8 6.6 6.9 6.3 6.4 6.6 6.8 7 6.9 7.2 6.5 6.7
31/03/2015 5.8 6.2 6.7 6.9 7 5.8 5.9 7.2 6.8 6.7 6.3 6.5 6.5
Velocidad Promedio Mensual 6.67
67
Abril VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)
2 h 4 h 6 h 8 h 10 h 12 h 14 h 16 h 18 h 20 h 22 h 24 h V Pro x
Día
01/03/2015 6.6 6.2 5.8 6.5 7.2 6.8 6.2 7.1 7.5 6.8 6.3 5.8 6.6
02/03/2015 5.8 6.4 6.7 7.2 6.9 5.7 6.3 6 5.9 6.1 6.5 6.2 6.3
03/03/2015 5.7 5.9 7.8 7.5 7.2 6.1 7.4 7.2 6.4 6.1 6.9 7.2 6.8
04/03/2015 6.7 6.9 7.4 7.3 6.6 7.2 6.9 7.3 8.1 7.2 7.4 6.9 7.2
05/03/2015 6.5 5.9 6.8 5.9 7.8 6.1 7.0 7.3 6.4 5.9 5.8 6.2 6.5
06/03/2015 6.3 6.4 7.2 6.5 6.6 5.3 6.5 6.3 7 7 6.9 6.6 6.6
07/03/2015 6.9 6.4 6.9 7.2 7.5 6.9 6.5 6.3 6.9 7.2 6.9 5.8 6.8
08/03/2015 5.8 6.8 8.3 6.8 7.3 7.1 6.5 7.3 6.9 6.5 6.6 6.5 6.9
09/03/2015 6.2 6.5 7.2 6.3 7.2 6.7 6.9 7.2 6.8 5.6 6.9 6.9 6.7
10/03/2015 6.6 6.5 6.1 7.2 7.6 6.7 6.5 8.2 8.2 7.2 6.9 7.1 7.1
11/03/2015 6.5 6.9 7.2 7.3 6.9 6.8 7.3 7.6 7.7 6.5 6.9 6.8 7.0
12/03/2015 5.9 6.5 6.8 7.2 7.5 6.8 6.1 6.7 7.2 7.3 6.9 6.7 6.8
13/03/2015 6.8 6.9 6.5 6.7 7.2 7.1 7.5 7.7 6.9 6.8 6.7 6.8 7.0
14/03/2015 6.8 7.5 6.6 7.1 7.4 6.9 6.7 7.5 7.2 6.8 7.3 6.9 7.1
15/03/2015 5.8 6.2 6.5 7.1 7 6.3 6.8 7.2 7.4 6.9 6.7 6.6 6.7
16/03/2015 6 5.8 6.7 6.9 7.2 6.8 7.1 7.5 8 6.5 7.1 6.9 6.9
17/03/2015 6.1 6.3 5.8 8.3 6.4 6.7 7.1 7.2 7.7 6.8 6.9 7.8 6.9
18/03/2015 6.5 5.3 6.8 6.5 7.1 7.2 6.8 6.6 6.5 7.2 7.4 6.9 6.7
19/03/2015 5.9 5.8 6.1 7.2 6.8 6.9 6.5 7.5 6.9 6.4 6.8 6.4 6.6
20/03/2015 6.4 6.5 6.8 5.8 7.2 7.5 6.8 7.3 7.7 6.9 7 7.6 7.0
21/03/2015 5.8 6.5 6.9 7.3 7.5 6.5 6.4 6.7 5.9 7.8 6.8 7.3 6.8
22/03/2015 6.9 6.5 7.2 7.5 6.9 7.2 7.4 6.8 6.4 7.3 7.7 5.7 7.0
23/03/2015 6 6.9 6.7 7.3 7.2 6.1 6.9 6.8 7.3 7.6 7.5 6.8 6.9
24/03/2015 5.8 6.2 6.7 6.9 6.8 7.1 7.2 7.5 6.8 6.3 6.7 7.2 6.8
25/03/2015 6.4 6.3 6.7 7.2 7.7 6.7 5.6 6.4 6.9 6.4 6.5 6.3 6.6
26/03/2015 5.6 6.3 6.9 6.7 7.3 7.6 6.7 6.9 7.2 7.3 6.9 6.8 6.9
27/03/2015 6.1 6.5 5.9 6.3 6.8 7.2 6.8 7.3 7.5 7.7 6.8 5.8 6.7
28/03/2015 5.9 5.7 6.8 6.5 5.9 6.1 7.1 7.2 7.8 7.7 7.6 6.5 6.7
29/03/2015 6.3 6.9 6.5 7.5 7.6 6.3 7.5 7.8 6.7 6.5 6.3 6.2 6.8
30/03/2015 6.5 6.9 7.2 7.5 6.8 7.3 6.8 6.5 6.9 7.1 7 6.5 6.9
Velocidad Promedio Mensual 6.80
68
Mayo VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)
2 h 4 h 6 h 8 h 10 h 12 h 14 h 16 h 18 h 20 h 22 h 24 h V Pro x Día
01/03/2015 6.3 6.4 5.8 7.1 6.9 6.5 7 7.5 6.8 5.9 6.3 5.8 6.5
02/03/2015 5.9 6.1 6 6.5 6.7 6.8 6.9 6.5 7.2 7.5 6.8 6.1 6.6
03/03/2015 6.3 6.8 7.1 7 7.2 6.9 7.2 6.8 6.5 7.2 7.6 6.5 6.9
04/03/2015 6.5 7.1 6.5 6.8 6.4 7 6.5 6.1 7.2 5.9 6.5 6.3 6.6
05/03/2015 5.8 6.6 6.7 7.2 7.1 6 6.2 6.5 7.2 6.9 8.5 5.9 6.7
06/03/2015 6.8 6.9 6.5 7.1 6.7 6.7 7.2 7.8 6.8 7.3 7.5 6.6 7.0
07/03/2015 7.2 6.5 6.4 7.4 6.8 6.4 7.5 6.6 6.8 7.1 7.8 6.2 6.9
08/03/2015 6.8 6.9 6.2 5.9 5.6 6.9 7.8 6.9 6.6 6.8 7.2 7.4 6.8
09/03/2015 5.9 6.1 6 5.6 6.4 6.8 6.7 7.2 6.8 6.9 7.5 6.4 6.5
10/03/2015 6.6 6.3 5.7 5.9 5.7 6.5 6.2 6.8 6.2 8.2 7.1 7.6 6.6
11/03/2015 6.5 5.8 5.9 6.4 7.1 6.3 7.3 7.2 6.8 6.7 6.6 7.1 6.6
12/03/2015 6.3 6.8 7 7.1 5.9 6 6.3 7.2 8 6.9 6.3 6.5 6.7
13/03/2015 5.8 6.5 6.3 7.2 7.1 5.9 5.8 7.6 7.8 6.8 7.6 7.4 6.8
14/03/2015 7 7.5 6.8 6.5 5.9 6.2 6.5 7.1 6.9 7.5 6.8 6.3 6.8
15/03/2015 6.5 6.5 6.3 7 7.1 6.9 7.1 6.2 6.8 6.3 8.3 6.3 6.8
16/03/2015 6.3 5.9 7.2 6.4 7.1 7.3 6.3 6.8 6.6 7.6 6.9 6.8 6.8
17/03/2015 5.8 6.9 6.4 6.1 5.9 6.4 7.4 6.8 7.6 7.2 8.3 7.3 6.8
18/03/2015 7.1 7.3 6.4 6.8 7.8 6.9 7.6 6.8 6.9 7.8 7.1 6.5 7.1
19/03/2015 7.1 6.6 6.9 7.4 6.3 7.2 6.8 7.3 7.1 6.8 6.3 6.2 6.8
20/03/2015 6.8 6.1 7.2 5.8 6.6 7.1 6.3 6.5 6.9 7.2 6.8 7.4 6.7
21/03/2015 6.6 5.9 6.8 8.6 7 7.1 7.5 6.9 6.2 6.4 6.6 5.9 6.8
22/03/2015 5.8 6.5 6.8 6.9 7 6.9 7.2 7.6 6.8 7.2 7.1 6.5 6.9
23/03/2015 6.9 5.9 7.2 6.8 6.9 6.4 5.9 6.7 7.1 8.5 6.8 6.7 6.8
24/03/2015 5.9 6.5 6.8 6.7 6.4 7.3 7.2 6.5 6.9 7.2 7.4 6.5 6.8
25/03/2015 6.2 6.8 7.1 7.3 6.8 6.5 7.6 6.9 6.4 6.8 7.2 7.3 6.9
26/03/2015 5.7 6.3 6.5 7.2 6.7 6.8 7.5 6.3 6 6.4 7.5 6.5 6.6
27/03/2015 7.1 6.8 7.4 7.6 7.5 6.8 7.9 7.1 7 6.3 6.7 6.9 7.1
28/03/2015 6.3 6.8 6.6 6.9 6.6 5.9 6.8 7.6 6.8 7.1 6.5 6.3 6.7
29/03/2015 5.9 5.1 6.6 6.3 6.7 7.7 7.4 6.8 7.4 7.1 6.8 5.4 6.6
30/03/2015 6.1 6.5 6.7 7.2 7.2 6.2 5.6 6.4 6.3 7.2 8.5 6.1 6.7
31/03/2015 6.4 6.7 7.5 6.4 5.7 5.9 6.3 6.8 7.2 6.8 7.9 6 6.6
Velocidad Promedio Mensual 6.8
69
Junio VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)
2 h 4 h 6 h 8 h 10 h 12 h 14 h 16 h 18 h 20 h 22 h 24 h V Pro x
Día
01/03/2015 6.8 6.9 7.5 7.2 6.9 7.6 7.7 6.9 6.5 7.3 7.6 6.5 7.1
02/03/2015 6.3 7.1 7 6.8 7.2 6.7 6.5 7.3 7.5 6.7 7.8 6.8 7.0
03/03/2015 7.2 7.8 7.6 6.9 6.2 6.8 7.5 7.2 6.4 6.8 7.3 6.9 7.1
04/03/2015 6.6 6.8 7.2 7.6 7.1 7.5 6.4 6.8 6.6 7.4 7.8 6.7 7.0
05/03/2015 7.5 6.4 6.8 7.1 7.4 7.3 8.3 7.5 8 7.7 7.6 6.5 7.3
06/03/2015 6.6 7.2 7.5 6.8 7.2 6.6 7.1 7.2 7.6 7.4 6.8 6.6 7.1
07/03/2015 5.9 6.9 6.4 7.6 7.4 5.8 7.8 6.9 8.2 7.4 6.5 7.2 7.0
08/03/2015 6.6 8.2 8 7.5 6.8 7.2 6.6 7.1 7.2 6.8 7.6 6.6 7.2
09/03/2015 7.2 6.5 6.8 6.6 7.4 7.5 6.8 8.1 6.9 7.1 7.2 6.4 7.0
10/03/2015 7.7 6.8 7.5 8.3 8.4 7.6 7.8 7.9 7.6 6.8 7.1 7.5 7.6
11/03/2015 6.5 7.5 7.4 7.1 6.8 6.3 7.9 7.6 6.9 6.1 7.1 6.4 7.0
12/03/2015 6.2 6.8 7.5 7.7 6.8 6.4 7.2 7.6 7.2 6.6 6.9 7.5 7.0
13/03/2015 6.7 6.4 6.1 6.8 7.2 7.8 7.8 7.6 6.9 7.5 7.2 6.8 7.1
14/03/2015 7.5 6.8 7.1 7.2 7 6.7 6.6 6.9 7.7 7.4 6.8 5.8 7.0
15/03/2015 6 6.6 7.2 6.8 7.5 7 8.1 8 8.1 7.6 7.8 7.5 7.4
16/03/2015 6.6 7.1 6.8 6.9 7.2 6.1 6.8 7.1 7.3 7.7 7.5 7.4 7.0
17/03/2015 5.8 6.8 7.1 7.5 7.8 7.9 6.5 7.2 7.9 7.1 6.8 7.3 7.1
18/03/2015 7.3 6.8 7.1 8.1 8.3 7.2 7.8 8.3 8.1 8.2 7.8 6.8 7.7
19/03/2015 7.6 7.2 6.5 6.8 7.7 7.8 7.4 8.2 8.1 7.2 7.8 7.6 7.5
20/03/2015 6.9 7.7 7.4 7.8 7.1 6.9 6.9 8 8.3 7.6 8.2 7.2 7.5
21/03/2015 7.7 7.6 7.9 6.9 6.8 7.2 7.6 7.7 7.8 8.1 7.8 6.9 7.5
22/03/2015 6.4 7.6 7.3 7.2 6.6 6 6.8 6.9 6.4 7 6.8 6.5 6.8
23/03/2015 7.2 7.8 7.9 8.1 6.9 6.8 7.5 7.3 7.4 8.2 7.7 7.4 7.5
24/03/2015 7.3 6.4 7.1 7.2 7 6.1 6.8 5.9 6.2 8.2 7.6 7.4 6.9
25/03/2015 6.9 7 6.3 6.8 7.2 7.9 6.8 7.1 7 6.8 7.9 7.7 7.1
26/03/2015 6.6 6.8 7.8 5.9 6.5 6.3 6.9 7.2 7.4 7.8 8.1 7.2 7.0
27/03/2015 6.4 6.8 7.2 7.4 7.8 7.7 6.9 8.2 7.5 7.9 7.8 7.7 7.4
28/03/2015 6.5 7.3 6.5 7 7.5 8.1 7.2 7.8 7.9 8.1 7.3 7.6 7.4
29/03/2015 6.9 6.8 7.5 7 7.6 7.5 6.9 8.1 8.3 7.6 7.5 6.9 7.4
30/03/2015 6.5 6.6 7.8 7.6 7.9 8.2 7.5 7.6 7.8 6.5 7 6.6 7.3
Velocidad Promedio Mensual 7.2
70
Julio VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)
2 h 4 h 6 h 8 h 10 h 12 h 14 h 16 h 18 h 20 h 22 h 24 h V Pro x
Día
01/03/2015 6.7 6.6 7 7.6 7.1 7.8 6.8 7.1 6.9 7.5 7.9 6.6 7.1
02/03/2015 7.1 6.9 7.5 7.1 6.8 6.9 7.8 7.1 8.2 7.9 7.6 7.7 7.4
03/03/2015 6.9 6.6 6.8 7.1 6.9 6.2 7.9 7.8 7.9 8 7.3 6.8 7.2
04/03/2015 6.8 7.3 7.5 6.6 7.5 7.2 6.4 6.8 6.9 7.9 8.2 7.5 7.2
05/03/2015 6.8 6.9 7.2 7.9 7.1 7.2 7.0 6.6 6.8 7.8 7.9 6.4 7.1
06/03/2015 6.5 7.2 7.8 7.9 8.2 6.7 6.6 7.5 8.1 8.2 7.9 7.3 7.5
07/03/2015 6 6.2 7.5 7.6 7.9 6.8 7.2 6.6 7.8 8.1 6.5 7.8 7.2
08/03/2015 6.5 7.2 6.8 7.2 7.3 7.3 7.8 8.2 8.3 8 6.9 7.2 7.4
09/03/2015 5.8 6.9 7.2 7.8 7.6 6.8 7.8 8.4 7.9 7.8 7.6 6.9 7.4
10/03/2015 6.8 7.2 7.3 7.5 6.8 6.9 8.2 8.1 7.6 7.8 7.9 6.5 7.4
11/03/2015 5.9 6.3 6.8 6.7 7.2 7.1 7.8 7.9 8.2 8.3 7.5 6.6 7.2
12/03/2015 6.8 6.9 7.1 7.3 7.7 7.8 8.1 8.3 8 6.9 7.5 7.7 7.5
13/03/2015 6.9 6.8 7.8 7.9 7.5 6.5 6.9 6.4 7.1 7.5 7.3 7.2 7.2
14/03/2015 6.8 7.5 7.8 7.9 7.2 6.8 7.8 7.9 8.1 6.9 7.8 7.9 7.5
15/03/2015 7.1 7.2 8.1 6.9 8.2 7.5 7.9 7.8 8.2 8.5 8.6 6.8 7.7
16/03/2015 5.9 6.8 6.7 7.7 7.5 7.8 7.6 8.1 7.9 7.5 8.2 6.9 7.4
17/03/2015 6.8 6.9 7.1 7.2 7.8 6.5 7.9 7.8 8.1 8.2 6.5 6.8 7.3
18/03/2015 5.9 6.3 6.6 7.7 7.5 7.8 6.9 7.7 7.9 8.1 7.9 7.3 7.3
19/03/2015 6 6.5 6.8 7.2 7.1 7.6 7.9 7.2 8.1 7 6.9 7.9 7.2
20/03/2015 6.4 7.1 7.6 7.3 8.2 6.6 6.8 8.5 8.3 7.8 7.9 6.5 7.4
21/03/2015 6.5 6.9 7.2 7.3 7.3 6.8 7.8 7.9 8.1 7.9 7.8 7.6 7.4
22/03/2015 6.8 6.5 7.5 7.3 7.2 7.8 6.9 7.6 7.8 7.9 8.1 6.9 7.4
23/03/2015 6.8 7.5 7.6 8.1 7.5 7.9 6.8 7.5 8.1 8 7.8 6.7 7.5
24/03/2015 6.4 6.6 6.8 7.5 7.8 6.5 7.8 7.9 7.7 8.4 7.8 6.9 7.3
25/03/2015 6.3 7.5 7.8 7.2 7.8 7.5 8.1 8.2 6.8 7.7 7.6 6.6 7.4
26/03/2015 6.6 6.8 7.2 7.1 7.8 8.1 7.2 7.8 7.9 8.3 7.5 7.6 7.5
27/03/2015 6.4 6.9 7.5 7.3 7.8 7.9 6.8 7.7 7.9 8.1 8.1 7.1 7.5
28/03/2015 6.1 6.3 7.2 7.9 7.1 6.8 7.7 7.8 7.4 8 7.9 6.8 7.3
29/03/2015 6.6 6.4 7.2 7.3 6.8 7.5 7.9 7.8 8.3 8.4 7.5 7.6 7.4
30/03/2015 7.2 7.8 7.9 8.1 7.6 7.1 7.8 8.2 8.5 8.4 7.2 6.7 7.7
31/03/2015 6.8 6.9 7.5 7.6 7.8 6.8 8.2 8.3 7.9 7.8 8.1 6.5 7.5
Velocidad Promedio Mensual 7.4
71
Gráficos
5.00
5.50
6.00
6.50
7.00
7.50
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Ve
loci
dad
de
l vie
nto
[m
/s]
Tiempo [h]
Febrero
5.60
5.80
6.00
6.20
6.40
6.60
6.80
7.00
7.20
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Ve
loci
dad
de
l vie
nto
[m
/s]
Tíiempo [h]
Marzo
5.80
6.00
6.20
6.40
6.60
6.80
7.00
7.20
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24Ve
loci
dad
de
l vie
nto
[m
/s]
Tiempo [h]
Abril
72
5.80
6.00
6.20
6.40
6.60
6.80
7.00
7.20
7.40
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Ve
loci
dad
de
l vie
nto
[m
/s]
Tiempo [h]
Mayo
6.40
6.60
6.80
7.00
7.20
7.40
7.60
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Ve
loci
dad
de
l vie
nto
[m
/s]
Tiempo
Junio
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Ve
loci
sas
de
l vie
nto
[m
/s]
Tiempo [h]
Julio
73
ANEXO VI
Graficas referenciales de velocidad del viento de Bayovar, lugar muy cercano a
Playa Blanca.
Año 2012
Año 2013
Año 2014
88
ANEXO XII: Costos Generales
Costos de la instalación eólica
Aerogenerador de 5 kW
S./ $
ALABES
Espuma Aeroespacial poliuretano (2.4l) 184.8 56.86
Fibra de carbono Thornel Mat VMA 1000.00 307.69
Fibra de vidrio Mat 450 200.00 61.54
Resina polyester 460.00 141.54
Barras y platinas( x3) 200.00 61.54
Tubos plásticos 30.00 9.23
Masilla de sellado 17.00 5.23
Fabricación 1200 369.23
SUB TOTAL 3291.80 1012.861538
ROTOR Y ESTATOR
Rodamientos 400.00 123.08
Discos de rotor(x2) 400 123.08
Imanes neodimio 2600 800.00
Pegamento epóxido zapp 28 8.62
cable de cobre laqueado AWG 14 585 180.00
Corte de discos 100 30.77
Fabricación discos de rotor (x2) 600 184.62
Fabricación estator 400 123.08
SUB TOTAL 5113.00 1573.23
ESTRUCTURA
Cuerpo y cola estructura 400 123.08
Torre 9m 750 230.77
Base torre 220 67.69
Barril base 125 38.46
Cables de acero (soportes) 600 184.62
Soldadura 84 25.85
Estructura de Cimientos 400 123.08
Estructura anclajes 185 56.92
Fabricación torre y estructura 450 138.46
Fabricación anclajes y base 300 92.31
SUB TOTAL 3514 1081.23
ACABADOS
Arenado 320 98.46
Pintura 300 92.31
Thinner 125 38.46
Madera de cola 190 58.46
89
Foil de aluminio 20 6.15
Mano de obra 250 76.92
SUB TOTAL 1205 370.77
TOTAL EN AEROGENERADOR 13123.80 4038.09
TOTAL EN 3 AEROGENERADORES 39371.4 12114.27692
ELECTRONICOS
S./ $
Baterías (X 84) 54000 16615.38
Conexión de Baterías (bornes) 250 76.92
Inversor 48V 5 kW (X3) 5850 1800.00
Watt's Up Meter 420 129.23
Controlador de voltaje (X3) 5850 1800.00
Llave freno 30 9.23
Caja Eléctrica 250 76.92
Fusibles 30 9.23
Conductor 3x 12 AWG 1417 436.00
cable de batería AWG #4 1950 600.00
TOTAL EN ELECTRONICOS 228714 70373.54
TRANSPORTE
S./ $
Embalaje de Generador 475 146.15
Bus Transporte 1500 461.54
Mano de obra 300 92.31
Varios 200 61.54
TOTAL EN TRANSPORTE 2475 761.54
INSTALACION
S./ $
Movimiento de tierras 640 196.92
Cimentación 1550 476.92
Varios 500 153.85
Mano de obra 5000 1538.46
EPP 2000 615.38
Ingeniero residente de obra 1800 553.85
TOTAL EN INSTALACION 11490 3535.38
COSTO TOTAL EN INSTALACION EOLICA 123383.4 37964.12
90
Resumen de costos aproximados en electrificación de los 45 predios del
centro poblado Playa Blanca.
Costos (Nuevos soles)
SUMINISTRO DE MATERIALES
1 POSTES DE CONCRETO ARMADO CENTRIFUGADO 16,760.00
2 CABLES Y CONDUCTORES DE ALUMINIO 63,596.53
3 ACCESORIOS DE CABLES AUTOPORTANTES 9,287.00
4 CABLES Y CONDUCTORES DE COBRE 10,592.20
5 LUMINARIAS, LAMPARAS Y ACCESORIOS 8,087.56
6 RETENIDAS Y ANCLAJES 6,204.25
7 ACCESORIOS DE FERRETERIA PARA ESTRUCTURAS
2,440.00
8 PUESTA A TIERRA 7,583.30
9 CONEXIONES DOMICILIARIAS 8,338.30
TOTAL SUMINISTRO DE MATERIALES 132,889.14
MONTAJE ELECTROMECANICO
10 OBRAS PRELIMINARES 3,532.16
11 INSTALACIÓN DE POSTES DE CONCRETO 16,629.00
12 INSTALACIÓN DE RETENIDAS 5,232.00
13 MONTAJE DE ARMADOS 2,020.76
14 MONTAJE DE CONDUCTORES AUTOPORTANTES 3,028.40
15 INSTALACIÓN DE PUESTA A TIERRA 2,335.00
16 PASTORALES, LUMINARIAS Y LAMPARAS 1,150.39
17 CONEXIONES DOMICILIARIAS 4,640.10
18 PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO: 5,554.25
TOTAL MONTAJE ELECTROMECÁNICO 44,122.06
TRANSPORTE DE MATERIALES
19.00 POSTES DE CONCRETO ARMADO CENTRIFUGADO 5,040.00
20.00 CABLES Y CONDUCTORES DE ALUMINIO 1,662.25
21.00 CABLES Y CONDUCTORES DE COBRE 194.00
22.00 EQUIPOS DE ALUMBRADO PUBLICO 606.00
23.00 FERRETERIA. 1,075.90
24.00 CONEXIONES DOMICILIARIAS 975.00
TOTAL TRANSPORTE DE MATERIALES 9,553.15
TOTAL EN COSTOS DIRECTOS 186,564.35
GASTOS GENERALES 26119.009
TOTAL BRUTO 212,683.36
91
ANEXO XIII: Fotos de estudio de mercadeo de energía eléctrica y de aforo
para determinar velocidad promedio del viento.
Imágenes encuestando a los pobladores del centro poblado Playa Blanca
93
Imágenes realizando la toma de datos de la velocidad del viento
ANEXO XIV: FICHA TECNICA Y FOTOS DEL ANEMOMETRO PROFESIONAL
94
Para obtener la recolección de datos se instaló una estación de medición en Playa
Blanca conjuntamente con la empresa WindAid SAC.
ANEXO XV: