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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


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)


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.


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


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.


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


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


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:


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


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

AVELLANADA Cusaría, Jose Alfonso. 2012. Estudio del potencial de generación

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.

CORNEJO Flores, Luis Fernando and GAYOSO Chavez, Hubert Paul. 2010.

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,

Emilio. 2010. Desarrollo de rotores para turbina eólica de 200 vatios mediante la

implementación de tecnología local. [Online] 16 Diciembre 2010. [Cited: 25 Junio

2015.] http://www.scielo.org.co/scielo.php?pid=S0123-

21262011000200001&script=sci_arttext.

GÓMEZ Rivera, William, APERADOR Chaparro, William and DELGADO Tobón,

Emilio. 2010. Desarrollo de rotores para turbina eólica de 200 vatios mediante la

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Grupo de Energía Eólica de la Universidad de Tecnología de Eindhoven . 2004.

Rotores para Eólica . [Online] 01 Enero 2004. [Cited: 28 Junio 2015.]

http://www.arrakis.nl/reports/M-rotors_dreamw.html.

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.

Instituto Nacional de Estadistica e Informatica. 2015. INEI. [Online] 2015. [Cited:

2015 10 6.] https://www.inei.gob.pe/sedes/.

Meteoblue. 1993. Meteoblue. [Online] 1993. [Cited: 17 Noviembre 2015.]

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Ministerio de Energía y Minas. 2008. Atlas Eólico del Perú. Lima : s.n., 2008.

50

Ministerio de Energia y Minas. 2014. La huella de carbono y la eficiencia

energética. [Online] noviembre 2014. [Cited: 01 Noviembre 2015.]

http://www.minem.gob.pe/giee/pdf/ficha-informativa-02-secundaria.pdf.

Osinergmin. 2014. [Online] 03 Septiembre 2014. [Cited: 12 Marzo 2015.]

www.osinergmin.gob.pe.

PINILLA, Alvaro. 2007. Manual de Aplicación de la Energía Eólica. Guajira :

CopyRight INEA, 2007. ISBN: 9589612156.

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

universidad cesar vallejo. Trujillo, Universidad Cesar Vallejo. Trujillo : [s.n.], 2013.

p. 78, Informe de tesis.

TODOPRODUCTIVIDAD. 2015. TODOPRODUCTIVIDAD. [Online] 2015. [Cited:

07 Noviembre 2015.] http://todoproductividad.blogspot.pe/2011/01/calculadores-

para-dimensionar-baterias.html.

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


Años

10

Años


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


Años

10

Años


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


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


60


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


61


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


62


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


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)


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


67

Abril VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)


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


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


69

Junio VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)


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


70

Julio VELOCIDAD DEL VIENTO (m/s)


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


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

74

Año 2015

77

La fuente de todas las imágenes mostradas es: (Meteoblue, 1993)

78

ANEXO VII: Ficha técnica de batería seleccionada

80

ANEXO VIII: Ficha técnica del controlador eólico

82

ANEXO IX: Ficha técnica de inversor

83

ANEXO X: Ficha técnica de los conductores

85

ANEXO XI:

Norma técnica EM 090: INSTALACIONES CON ENERGI EOLICA

86

ANEXO XI: Norma técnica EM 090

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


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


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

92

Imágenes encuestando y la instalación de toma de datos.

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:

95

PLANOS DEL DISEÑO DE LA TURBINA EÓLICA DE 5 KW DE POTENCIA.

facultad de ingenierÍa - core.ac.uk · de la turbina eólica, radio del rotor, altura de la torre,...

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