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SUBSECRETARÍA DE EDUCACIÓN SUPERIOR

DIRECCIÓN GENERAL DE

EDUCACIÓN

SUPERIOR TECNOLÓGICA

INSTITUTO TECNOLÓGICO DE PACHUCA

DIVISIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E

INVESTIGACIÓN

Diseño de un aerogenerador de 12 kW de

potencia para el Instituto Tecnológico de

Pachuca.

Tesis

Que para obtener el grado de

Maestro en Ingeniería Mecánica

Presenta

Juan Luis Cuevas Roldán

Director de Tesis: Dr. Abdiel Gómez Mercado

Codirectores:

Dr. Celerino Reséndiz Rosas

Dr. Mario Emigdio Rodríguez Catillo

Pachuca de Soto, Hgo., México, Diciembre 2011

Instituto Tecnológico de Pachuca Juan Luis Cuevas Roldán

Diseño de un aerogenerador de 12kW de potencia para el Instituto Tecnológico de Pachuca

Agradecimientos.

Agradezco al CONACyT y COCyTEH por la beca proporcionada para mis estudios

de maestría, a través del Fondo Mixto de Fomento a la Investigación Científica y

Tecnológica CONACyT - Gobierno del Estado de Hidalgo: Proyecto No. FOMIX-

HGO-2009-C01-131238.

A mis padres que con todo su cariño y amor han pasado gran parte de su vida a

mi lado apoyándome en todo momento que con su ejemplo de tenacidad ha sido

mi inspiración para seguir adelante, para las personas más querida en mi vida

gracias, no tengo manera de pagarles todo el apoyo que me han brindado por ser

la persona que soy gracias los amo…

A mis hermanos (Jazmín y Omar), por todo su apoyo y consejos de seguir

luchando día a día para llegar a la meta gracias…

A mis catedráticos que han sido un ejemplo a seguir y por el apoyo recibido en las

aulas día a día. A mi asesor Dr. Abdiel Gómez Mercado un agradecimiento

especial por ser la persona que me ha encaminado para realizar este trabajo.

A mis amigos con los que he compartido experiencias inolvidables en las aulas,

los cuales en momentos difíciles me apoyaron y para todas las personas que

participaron en la realización de este trabajo directa o indirectamente gracias.

Esperando que a algunas de ellas les sirva de inspiración para seguir luchando

día a día.



i

Resumen.

La energía eólica ha tomado relevancia en la tendencia de reemplazo de las

fuentes de energías tradicionales; el diseño y montaje de sistemas de

aprovechamiento, es materia de estudio creciente. En este trabajo se presenta

una metodología para el diseño y construcción de un aerogenerador de baja

potencia, cuyo propósito es suministrar energía eléctrica a la unidad de posgrado

del Instituto Tecnológico de Pachuca.

Se parte de un enfoque conceptual del diseño para delimitar los alcances del

proyecto; se plantean además los estudios anemométricos y de emplazamiento

del dispositivo. Se discute posteriormente la selección de componentes,

materiales y consideraciones de construcción. Finalmente, se establecen las

mediciones y cálculos que con el equipo se pueden realizar y se enuncian algunas

conclusiones y expectativas.



ii

Abstract.

The wind energy has taken relevance in the replacement tendency of traditional

sources of power sources. This work presents and assembly of systems for its

applications, is matter of increasing study. This work presents a methodology for

the design and construction of a low-power turbine, whose purpose is to supply

electric power to the Postgraduate Building at Instituto Tecnologico de Pachuca.

This work starts with a conceptual design approach to delimit the scope of the

project; the anemometric analysis is stated as well as the location studies of the

device. Afterwards the selection of components, materials and some constructions

considerations are discussed. Finally, measurements and calculations, that cab be

performed with the equipment, are proposed. Some conclusions and expectatives

are then explained.



iii

Índice

RESUMEN i

ABSTRACT ii

INDICE iii

LISTA DE SIMBOLOS iv

LISTA DE FIGURAS vii

LISTA DE TABLAS ix

INTRODUCCION 1

CAPÍTULO I.- Antecedentes Históricos

1.1 Energía eólica 10

1.1.1 Procedencia de la energía eólica 10

1.1.2 Variación del viento 11

1.2 Aplicaciones de la energía eólica en México 13

1.3 Características y situación de la energía eólica en general 14

1.4 Aerogenerador 17

1.4.1 Partes principales de un Aerogenerador 17

1.4.1.1 Rotor 18

1.4.1.1.1Palas 18

1.4.1.1.2 Bujes fijos – Basculantes 20

1.4.1.2 Tren de potencia 20

1.4.1.3 Sistemas de control 21

1.4.1.4 Generador eléctrico 22

1.4.1.4.1 Generador Síncrono 23

1.4.1.4.2 Generador Asíncrono 23

1.4.1.5 Sistemas de orientación. 25

1.4.1.5.1 Sistemas auto orientables molino de cola. 25

1.4.1.5.2 Veleta de cola 25

1.4.1.5.3 Orientación asistida 25

1.4.2 Clasificación de aerogeneradores. 26

1.4.2.1 Aerogeneradores de eje horizontal. 26

1.4.2.2 Aerogeneradores de eje vertical. 28

CAPÍTULO II.- Diseño General

2.1 Concepto 31

2.2 Prediseño. 32

2.3 Diseño. 32



iv

2.3.1 Funcionamiento de un aerogenerador. 33

2.4 Fundamentos teóricos 36

2.5 El viento. 37

2.5.1 Medición del viento. 38

2.5.1.1 Medición de la velocidad del viento. 39

2.5.1.1.1 Mapas Eólicos. 40

2.5.1.1.2 Distribución de velocidades. 40

2.5.1.1.3 Perfil de velocidades 41

2.6 Selección de materiales. 42

2.6.1 Torre soporte 42

2.6.1.1 Torre de celosía 42

2.6.2 Tren de potencia. 43

2.6.3 Base Góndola 43

2.6.4 Buje 43

2.6.5 Nariz y capota. 44

2.6.6 Palas. 44

2.6.6.1 Materiales empleados para la elaboración de palas. 44

2.6.6.1.1 Madera 44

2.6.6.1.2 Acero 44

2.6.6.1.3 Aluminio 45

2.6.6.1.4 Materiales compuestos 45

2.7 Dibujos de partes del aerogenerador 48

CAPÍTULO III.- Diseño de las aspas

3.1 Parámetros prácticos utilizados en el diseño de las aspas. 53

3.2 Resistencia aerodinámica del rotor 65

3.3 Valores de parámetros de formas 71

3.4 Cálculo del coeficiente ascensional Cy máximo. 72

3.5 Ángulo inclinación 74

3.6 Haciendo comparación mediante software. 77

3.7 Selección de torre 79

3.7.1 Torre 79

CAPITULO IV.- Resultados y Estudios de Viabilidad

4.1 Mantenimiento. 83

4.2 Análisis ambiental. 84

4.2.1 Fase de planificación y diseño 84

4.2.2 Fase de construcción. 84



v

4.2.3 Fase de operación. 85

4.2.3.1 Avifauna. 85

4.2.3.2 Impacto Visual. 85

4.2.3.3 Impacto derivado del ruido. 86

4.2.3.4 Impacto derivado de las sombras. 87

CONCLUSIONES 88

REFERENCIAS 90

APENDICES

Apéndice A-1. Programa de Estancias Inter-Universitarias de Investigación Desarrollo Tecnológico de Innovación 2009.

92

Apéndice A-2. 16a Semana Estatal de Ciencia y Tecnología. 93

Apéndice A-3. 16a Semana Estatal de Ciencia y Tecnología. Expositor de conferencia: Aerogenerador para el I.T.P

94

Apéndice A-4. “Fuentes Alternativas de Energía” 95

Apéndice A-5. Congreso Internacional sobre Energía Eólica. 96

Apéndice A-6. Taller de Sistemas de Control y Monitorización de una Turbina Eólica del Congreso Internacional sobre Energía Eólica.

97

Apéndice A-7. 17a Semana Nacional de Ciencia y Tecnología. 98

Apéndice A-8. Taller de LABVIEW y equipo de adquisición de datos del Congreso Internacional sobre Energía Eólica.

99

Apéndice B. Diseño de un aerogenerador de baja potencia 12Kw.

100

Apéndice C. Normas DIN 108

Apéndice D. Dibujos 111



vi

Lista de Símbolos

A: área transversal.

= densidad del viento.

t = eficiencia de conversión.

)(vC p= eficiencia del rotor.

m = eficiencia de la transmisión.

G = eficiencia del generador.

E = energía por unidad de tiempo (Watts).

R = resistencia mecánica.

V = velocidad del viento (m/s).

1V = velocidad del viento a una altura 1h .

2V = velocidad del viento a una altura 2h .

= valor de topografía del terreno.



vii

Lista de figuras

CAPÍTULO I: Antecedentes Históricos

Fig. 1.1 Distribución de Weibull. 12

Fig. 1.2 Capacidad eólica mundial total instalada y previsiones 1997-2010. 16

Fig.1.3 Partes principales de un aerogenerador. 17

Fig. 1.4 Generador síncrono. 24

Fig.1.5 Generador asíncrono. 24

Fig. 1.6 Sistema auto orientable de cola. 25

Fig.1.7 Veleta de cola. 26

Fig. 1.8 Aerogenerador de 3 palas. 28

Fig. 1.9 Turbina multipala. 28

Fig. 1.10 Aerogenerador de eje vertical. 29

CAPÍTULO II.- Diseño General

Fig. 2.1 Coeficiente de potencia. 35

Fig. 2.2 Potencia de un aerogenerador. 35

Fig. 2.3 Circulación de aire en la superficie de la tierra 37

Fig. 2.4 Curva de distribución de velocidad del viento, Vd velocidad de diseño, Va velocidad de arranque.

40

Fig. 2.5 Vista sección lateral 48

Fig. 2.6 Orientación mediante aleta estabilizadora 49

Fig. 2.7 Detalle unión buje - pala 49

Fig. 2.8 Detalle del sistema de fijación del rodamiento A y B 50

Fig. 2.9 Detalle de sección frontal de la góndola 50

Fig. 2.10 Detalle unión torre - góndola 51

CAPITULO III.- Diseño de las aspas

Fig. 3.1 Coeficientes de arrastre y de sustentación del perfil FX60-126. 54

Fig. 3.2 Coeficientes de arrastre y de sustentación en función de α 56



viii

Fig. 3.3 Relación entre el rendimiento aerodinámico, el TSR y el número de palas para, (D/L).

58

Fig. 3.4 Relación entre el rendimiento aerodinámico, el TSR y la relación, D/L. 58

Fig. 3.5 Curvas (haerod - TSR). 59

Fig. 3.6 Curvas (haerod-TSR), para hélices. 59

Fig. 3.7 División de una pala de eolostato. 70

Fig. 3.8 Valores de q en función del SR. 71

Fig. 3.9 Valores del (SP) en función del SR. 72

Fig. 3.10 Realizando Malla. 77

Fig. 3.11 Presión. 77

Fig. 3.12 Residuales. 78

Fig. 3.13 Torres tubulares de acero 79

Fig. 3.14 Torre de celosía. 80

Fig. 3.15 Torres de mástil. 80

Fig. 3.16 Torres híbridas 81



ix

Lista de Tablas CAPÍTULO I.- Antecedentes Históricos

Tabla 1.1 Comportamiento de una pala a diferentes velocidades 22

CAPITULO II.- Diseño General

Tabla 2.1 Valores típicos de γ 41

Tabla 2.2 Característica de los materiales. 47

CAPITULO III.- Diseño de las aspas

Tabla 3.1 Máquinas de viento de eje horizontal. 55

Tabla 3.2 Valores del factor de potencia F. 64

Tabla 3.3 Factores de corrección de la densidad del aire. 64

Tabla 3.4 Valores estimados de la eficiencia. 64

Tabla 3.5 Datos de aeroturbinas tipo hélice. 66

Tabla 3.6 Número de palas en función del TSR. 69

CAPITULO IV.- Resultados y estudio de viabilidad

Tabla 4.1 Límites máximos permisibles de ruido 86



1

Introducción.

Desde el inicio de la humanidad se utilizó la energía del sol y de la combustión de

la madera para satisfacer las necesidades energéticas del hombre (calentarse,

cocer alimentos, etc.), el carbón vegetal era utilizado para fundir metales hacia el

año 5000 A.C.

A partir de la invención de la máquina de vapor en 1712 se inició el uso del carbón

y posteriormente del petróleo para producir energía, el petróleo fue descubierto en

1859, se inició su uso para proporcionar luz y calor en lugares alejados y carentes

de suministro de gas.

Los combustibles fósiles se han usado cada vez en mayores cantidades, debido al

progreso y al deseo de tener mayores comodidades. Actualmente es un hecho

que los combustibles fósiles son finitos. Solo es cuestión de tiempo para que las

reservas de combustible fósiles se agoten, por lo que la gente comprende ahora la

necesidad de investigar y desarrollar fuentes alternas de los combustibles factibles

de convertir económicamente en energía eléctrica y térmica.

Las actuales reservas nacionales de hidrocarburos estimados, que son nuestra

principal fuente de energía, se acabarán en menos de dos generaciones y según

algunos especialistas en un plazo de 30 años.

Para el ahorro y uso eficiente de la energía es necesario crear una cultura

empresarial que se base en los siguientes puntos:

El aprovechamiento máximo de la capacidad instalada de una empresa, en

un tiempo definido.



2

Cumplimiento de normas de calidad.

El menor consumo de energía por producto elaborado y vendido provoca

una menor cantidad de contaminantes emitidos.

Los análisis del uso racional de la energía, indican que en varias ramas del sector

industrial se consume hasta el 50 % de energía más de lo necesario. La planta

industrial gasta la tercera parte del consumo total nacional, el uso racional de la

energía aumentaría el tiempo de agotamiento de recursos energéticos no

renovables en un 15%.

Los países con mayor consumo de energía en la industria, son los de mayor

empuje industrial durante los últimos 40 años: Corea del Sur, España, Japón,

Taiwan y Venezuela.

Los países con menor consumo en el transporte son los que implantaron políticas

de ahorro, como Corea del Sur, Finlandia, Japón, Suecia y Taiwan, que

aprovechan de una manera adecuada las facilidades para el transporte pluvial y

marítimo.

Los países con mayor consumo de energía final proporcional en el sector residual,

comercial y agroindustrial, son los que tienen climas fríos y con la infraestructura

desarrollada para el bienestar social como son: Alemania, Canadá, Finlandia,

Francia, Israel, Italia, Reino Unido y Suecia.

Los países con mayor consumo de energéticos primarios en el uso no energético

son los que tienen desarrollada la industria de pinturas como Taiwan, México,

Italia y Francia entre otros.



3

Justificación.

Los procesos convencionales para la generación de electricidad que se basan en

la quema de combustibles fósiles, emiten cantidades importantes de gases de

efecto invernadero y de contaminantes atmosféricos. Se atribuye a estos procesos

ser la fuente principal de emisiones de bióxido de carbono. Por ello, varios países

ven las energías renovables como un medio de diversificar la generación de

energía eléctrica que puede contribuir a mitigar el cambio climático global.

La investigación y desarrollo de nuevos diseños y materiales para aplicaciones en

aerogeneradores eólicos, hacen de esta tecnología una de las más dinámicas. Por

lo que constantemente están saliendo al mercado nuevos productos (más

eficientes, con mayor capacidad y confiabilidad). Lo anterior es una alternativa

factible de nuestros días, ya que los estudios realizados demuestran que una sola

turbina de un megavatio (1 MW), que funciona durante un año puede remplazar la

emisión de más de 1.500 toneladas de dióxido de carbón, 6.5 toneladas de dióxido

de sulfuro, 3.2 toneladas de óxido de nitrógeno y 60 libras de mercurio.

El campo de la investigación en diseños aerodinámicos y en la estructura de

materiales de ingeniería se encuentra muy avanzado. Por lo que se debe

aprovechar, aplicando estos conocimientos al desarrollo de este tipo de máquinas

hidráulicas obteniendo un beneficio tangible el cual redituará en ahorro de energía

y disminución gradual al daño que se realiza actualmente al medio ambiente.

Ventajas y limitaciones.

En el aprovechamiento de la energía eólica su principal ventaja es que el recurso

es prácticamente inagotable, no contamina, es modular, la energía generada es en

grandes bloques y tiene una gran gama de aplicaciones.

Es una de las fuentes más baratas, puede competir en rentabilidad con otras



4

fuentes de energía tradicional como centrales térmicas de carbón, las centrales de

combustibles e incluso las centrales nucleares considerando los costos de

reparación medio ambientales.

El generar energía eléctrica sin que exista un proceso de combustión o una etapa

de transformación térmica supone desde un punto de vista medioambiental un

procedimiento muy favorable por ser limpio exento de problemas de

contaminación.

Entre las limitaciones se encuentra, que no en todos los lugares hay viento en

magnitud suficiente aplicable y las variaciones son considerables incluso en un

mismo día.

Desde un punto de vista ético, la energía eólica produce un impacto visual

inevitable ya que por sus características precisa unos emplazamientos que

normalmente resultan ser los que más evidencian la presencia de las maquinas

(cerros, litorales). En este sentido, la implantación de energía eólica a gran escala,

puede producir una alteración clara sobre los paisaje, que deberán ser evaluadas

en función dela situación previa existente en cada localización.

Planteamiento del problema.

Uno de los principales inconvenientes en la producción de energía eléctrica a nivel

mundial, es el uso de combustibles fósiles, ya que este tipo de combustibles

producen gases nocivos como CO, CO2 y NOX causantes de la degradación de

los ecosistemas del mundo. A si como provocar la destrucción progresiva de la

capa de ozono y cambios drásticos del clima por el calentamiento global del

planeta.



5

Considerando lo anterior, es necesario tener en mente otro tipo de tecnología para

generar energía eléctrica en todo el mundo.

Hipótesis.

Existe la posibilidad de utilizar una energía natural como es la del viento (energía

cinética generada por efecto de las corrientes de aire), que es limpia e inagotable.

Esta energía se encuentra libre por lo que es necesario aprovecharla mediante

una turbina eólica la cual transformará la energía eólica en energía mecánica de

giro y ésta se utiliza para poner en marcha la generación de electricidad.

Viendo la necesidad el Instituto Tecnológico de Pachuca se ha preocupado por

investigar el campo de las fuentes de energía alterna por lo que se pretende

desarrollar este proyecto.

Objetivo general.

Diseñar un aerogenerador de baja potencia que cubra las necesidades

energéticas del edificio de posgrado del Instituto Tecnológico de Pachuca a bajo

costo de infraestructura y operación. Para ello es necesario realizar un estudio

energético el cual define el tamaño del aerogenerador.

Objetivos específicos.

Diseño del álabe del aerogenerador.

Selección de materiales de las partes primordiales de aerogenerador.

Desarrollar un estudio de impacto ambiental.

Desarrollar un plan de mantenimiento.



6

Capítulo I

Antecedentes históricos.

En este primer capítulo se expone una breve

introducción a la energía eólica y a los

aerogeneradores, se comentan de forma resumida los

factores que se tendrán en cuenta para el diseño de

un aerogenerador y escoger un emplazamiento óptimo

para el mismo.



7

Capítulo I

Antecedentes Históricos.

Hasta la aparición de la máquina de vapor en el siglo XIX, la única energía de

origen no animal para realización de trabajo mecánico era la proveniente del agua o

del viento. La primera y más inmediata forma de aprovechamiento de la energía

eólica ha sido desde los tiempos más remotos aplicada a la navegación; las

primeras referencias de la utilización de embarcaciones a vela proceden de Egipto y

datan del IV o V milenio antes de J.C. En el siglo V A.C. los egipcios utilizaron la

energía del viento para la navegación.

Los molinos de viento existían ya en la más remota antigüedad. Persia, Irak, Egipto

y China disponían de máquinas eólicas muchos siglos antes de J.C.; Hammurab I. rey

de Babilonia, 17 siglos antes de J.C. utilizó molinos accionados por el viento para

regar las llanuras de Mesopotamia y para la molienda del grano. Se trataba de

primitivas máquinas eólicas de rotor vertical con varias palas de madera, cuyo

movimiento de rotación era comunicado directamente por el eje a las muelas del

molino. En China hay referencias de la existencia de molinos de rotor vertical y palas

a base de telas colocadas sobre un armazón de madera, que eran utilizados para el

bombeo de agua, máquinas conocidas como panémonas, precursoras de los

molinos persas. El egipcio Hero de Alejandría representa en un estudio un molino de

eje vertical de cuatro palas. Los molinos de viento fueron utilizados en Europa en la

Edad Media, comenzando a extenderse por Grecia, Italia y Francia. Si el origen de las



8

máquinas eólicas presenta notables incertidumbres, no menos lo hace su expansión

por el Mediterráneo y por toda Europa.

Europa desarrolla su propia tecnología, claramente distinta de la oriental, ya que en

Europa se imponen fundamentalmente los molinos de eje horizontal, mientras que los

molinos orientales eran de eje vertical. Sea cual fuese la forma de aparición de

estas máquinas en diversos países europeos, lo cierto es que se encuentran

abundantes ejemplos de la importancia que los molinos de viento llegaron a tener en

diversas aplicaciones; citemos como ejemplo relevante los literarios molinos

castellanos utilizados para la molienda y los no menos conocidos molinos holandeses

usados desde 1430 para la desecación de los polders, todos ellos de eje horizontal.

En el siglo XVI Holanda perfecciona el diseño de los molinos y los utiliza para el

drenaje; entre los años 1609 y 1612, Beemster Polder fue drenado con la ayuda de

estas máquinas; sin embargo, no sólo utilizaron los molinos para drenar el agua, sino

también para extraer aceites de semillas, moler grano, etc; precisamente el nombre

de molinos proviene de este tipo de aplicaciones. Una idea de la importancia que en

el pasado adquirió la energía eólica nos la da el hecho de que en el siglo XVIII, los

holandeses tenían instalados y en funcionamiento 20.000 molinos, que les

proporcionaban una media de 20 kW cada uno, energía nada despreciable para las

necesidades de aquella época.

En 1724 Leopold Jacob proyecta un molino de ocho palas que mueve una bomba

de pistón; en 1883 aparece el pequeño multipala americano diseñado por Steward



9

Perry. Este molino, de unos 3 metros de diámetro utilizado para bombeo, ha sido el

más vendido de la historia, llegándose a fabricar más de seis millones de unidades,

de las que existen varios miles en funcionamiento. Como precursor de los actuales

aerogeneradores, es necesario citar la aeroturbina danesa de Lacourt (1892),

máquina capaz de desarrollar entre 5 y 25 kW.

Hasta ese momento, las velocidades típicas que se habían conseguido con los

molinos multipalas eran de dos veces la del viento, mientras que los molinos

clásicos habrían funcionado con velocidades en el extremo de la pala del mismo

orden de magnitud que la del viento. La teoría de la aerodinámica se desarrolla

durante las primeras décadas del siglo XX, permitiendo comprender la naturaleza y

el comportamiento de las fuerzas que actúan alrededor de las palas de las turbinas.

Los mismos científicos que la desarrollaron para usos aeronáuticos Joukowski,

Drzewiechy y Sabinin en Rusia; Prandtl y Betz en Alemania; Constantin y cumplir las

nuevas generaciones de turbinas eólicas.

En los años 20 se empiezan a aplicar a los rotores eólicos los perfiles

aerodinámicos que se habían diseñado para las alas y hélices de los aviones. En

1927, el holandés A.J. Dekker construye el primer rotor provisto de palas con sección

aerodinámica, capaz de alcanzar velocidades en punta de pala, cuatro o cinco veces

superiores la del viento incidente. En Estados Unidos Marcelus Jacobs, retomando y

generando nuevas adaptaciones de los molinos para bombeo, llego a un modelo



10

simplificado al que le adapto un generador de corriente eléctrica, con lo cual llego a su

conocido generador triaspas.

1.1 Energía eólica.

El uso de la energía eólica es uno de los métodos de aprovechamiento de

energía renovables más antiguos que existen y en su empleo industrial se pueden

citar como ejemplos los molinos utilizados para el bombeo de agua o el molino de

grano. En la actualidad, se está en la era de su aprovechamiento comercial

como productor de energía eléctrica.

La energía eólica como todas las fuentes de energía renovables (excepto la

mareomotriz y la geotérmica) proviene del sol. La Tierra recibe 1,74*1017 W de

potencia del Sol y alrededor de un 2% de esta energía es convertida en energía

eólica.

1.1.1. Procedencia de la energía eólica.

La energía eólica está asociada a la energía cinética del viento. La circulación del

viento se debe a la diferencia de temperaturas de las zonas que se encuentran en el

ecuador a 0º de latitud con las zonas ubicadas más alejadas de éste. El aire caliente

es más ligero que el frío, por lo que subirá hasta alcanzar una altura

aproximada de 10 km y se extenderá hacia el norte y sur. Alrededor de los 30º de

latitud se encuentra una zona de altas presiones por lo que el aire empezará a



11

descender y por lo tanto es atraído por la zona de baja presión que se encuentra

ubicada en el ecuador. En general, el viento sopla de las zonas de alta presión a

las de baja presión, modificando su dirección en función de la rotación del planeta

(hacia la derecha en el hemisferio Norte y hacia la izquierda en el Sur).

En el anterior párrafo se ha estado hablando, de hecho, de los vientos globales los

cuales, son apenas influenciados por la superficie terrestre. Además de este tipo,

existen otros como los vientos locales, de entre los cuales destacan los vientos de

superficie, los cuales son frenados por la rugosidad terreno de la Tierra y por los

obstáculos. También hay que mencionar la brisa marina, corriente que se genera

debido al gradiente de temperaturas que se origina entre el día y la noche entre el mar

y la tierra; durante el día la brisa sopla del mar a la tierra mientras que durante la

noche la dirección del viento se invierte. Por último mencionar la importancia de los

vientos de montaña ocasionados por el calentamiento del aire próximo a las

laderas, que hace ascender éste hasta la cima debido a la disminución de la

densidad y como en el caso anterior durante la noche la dirección del viento se

invierte. Es importante al hacer un estudio de la zona de la cual se obtenga la

energía eólica, tener en cuenta qué tipos de vientos locales existen cuyo efecto

se sumen al de los vientos globales.

1.1.2. Variación del viento.

Para la industria eólica es muy importante ser capaz de describir la variación

de la velocidad del viento. Esto es así ya que los proyectistas necesitan la



12

información para optimizar el diseño de los aerogeneradores y poder minimizar sus

costos. Un modelo utilizado para describir la variación del viento en un

emplazamiento dado es la Distribución de Weibull.

Fig. 1.1. Distribución de Weibull [10]

El gráfico de la Fig. 1.1 muestra una distribución de probabilidad. El área bajo la

curva siempre vale exactamente 1, ya que la probabilidad de que el viento sople a

cualquiera de las velocidades, incluyendo el cero, debe ser del 100 %.

La distribución de Weibull indica que la probabilidad de que sople el viento a bajas

velocidades es más alta que en el caso de que sople a altas velocidades; si mide las

velocidades del viento a lo largo de un año se puede observar que en la mayoría de

áreas los fuertes vendavales son raros, mientras que los vientos frescos y moderados

son bastante comunes.



13

La distribución estadística de las velocidades del viento varía de un lugar a otro del

globo terráqueo, dependiendo de las condiciones climáticas locales, del paisaje y

de su superficie.

Un aspecto a destacar en el momento de diseñar un aerogenerador es que no

basta con tomar datos de las velocidades y después utilizar la velocidad media

para los cálculos, hay que ponderar la probabilidad de cada velocidad del viento

con la correspondiente cantidad de potencia que es capaz de extraer a esa

velocidad.

1.2 Aplicaciones de la energía eólica en México.

En México el recurso eólico es basto y es posible utilizarlo para bombeo de agua y

generación de energía eléctrica. Desde principios de siglo se han utilizado las Aero

bombas, el uso de aerogeneradores, prácticamente se inició en 1988, en Guerrero

Negro, Baja california sur, en donde se instaló uno de origen Japonés.

En la zona de la Ventosa en Oaxaca, con una extensión cercana a 2,000 Km2 el

potencial eólico es significativo. Sólo el 10% de esa área sería suficiente para

instalar aerogeneradores con una potencia total de 2,000 MW.



14

La investigación sobre el aprovechamiento de la energía eólica en el instituto de

investigaciones eléctricas se inició a fines de 1976. Las áreas que se han

atacado son:

Estudio del comportamiento del viento en áreas de interés.

Desarrollo de equipos meteorológicos y de evaluación y control de sistemas de

control de energía eléctrica.

Desarrollo de Sistemas Conversores de Energía Eléctrica.

Estudio de factibilidad de aplicación de sistemas de control de energía eléctrica.

1.3 Características y situación de la energía eólica en general.

El potencial eólico y técnicamente aprovechable es altamente sensible a la

capacidad tecnológica de aprovechamiento. En este sentido, a medida que

evoluciona el nivel técnico de los aerogeneradores, con el aprovechamiento de

mayores rangos de velocidad del viento, los potenciales aumentan

progresivamente.

El desarrollo de la energía eólica en los últimos años ha permitido alcanzar unos

niveles técnicos avanzados, que se traducen en mayores potencias, mejores

rendimientos y altas disponibilidades. Actualmente, los aerogeneradores de las

empresas líderes del sector son máquinas de unos 500-1000 kW frente a los

25/50 de hace algunos años. Estas potencias permiten alcanzar producciones muy

importantes con un número reducido de equipos, lo que implica un mejor

aprovechamiento de los emplazamientos. A título de ejemplo basta citar el caso de



15

Dinamarca, donde sustituyendo las máquinas antiguas por nuevas, pasarían de

producir el 2% de su energía eléctrica al 20%.

Aunque hay algunas empresas que desarrollan otros diseños, la mayor parte de

las máquinas que actualmente se instalan, tienen rotores de eje horizontal, de

gran diámetro, situados en lo alto de grandes torres. Para 660 kW de potencia

nominal, las torres suelen ser de 40-50 m de altura y la longitud de las palas es de

20-25 m. Como la energía que se extrae del viento es función del área barrida y no

de la superficie de las palas, el número de éstas varía entre 1 y 3, aunque, por

razones de simetría y equilibrio de esfuerzos, la mayor parte de los modernos

generadores eólicos se construyen con tres palas.

Las palas giran a velocidad fija o variable, y se acoplan, con un multiplicador, a un

alternador. Las de velocidad fija, se orientan en función del empuje aerodinámico

para mantener las revoluciones.

Todos los equipos están situados en una barquilla, en lo alto de la torre. La

barquilla gira sobre un eje vertical, de modo que se oriente en la dirección del

viento.

La corriente eléctrica, generada a baja tensión, es conducida por cables a la base

de la torre donde se transforma a media tensión y se conduce, con canalizaciones

enterradas, hasta el centro de transformación del parque, del que sale la línea

para la conexión con la red de alta tensión.



16

La velocidad de viento mínima para iniciar el funcionamiento suele ser de 4 m/s y

con 16 m/s se alcanza la potencia máxima. Para velocidades mayores se

mantiene la potencia (que está limitada por la capacidad del generador), hasta que

al superar los 25 m/s se para el rotor por razones de seguridad.

Fig. 1.2 Capacidad eólica mundial total instalada y previsiones 1997-2010. [15]

En esta grafica representa la tendencia e importancia del uso de la energía eólica,

muestra datos de capacidad instalada del año de 1997 al año 2010. Nos podemos

dar cuenta que en el año de 1997 se tenía 7.475 MG y al año 2010 son 160 MG.

Quiere decir que se aumento152 .525 MG.

http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Wind_2006andprediction_en.png



17

1.4 Aerogenerador.

Es un aparato capaz de generar energía eléctrica a través del giro de un rotor

inducido por la energía cinética generada por el viento.

1.4.1 Partes principales de un Aerogenerador.

Rotor (aspas, cubo y nariz).

Tren de potencia (flecha principal, caja de engranes y acoplamientos).

Sistemas de control.

Generador eléctrico.

Subsistema de orientación al viento.

Subsistema de regulación de potencia.

Subsistemas de seguridad (frenos).

Chasis principal.

Torre.

Fig.1.3 Partes principales de un aerogenerador. [10]

Transmisión Generador

Tolva protectora

Motor de orientación

Flecha principalTorre

Aspa

Cubo

Chasis principal

Freno de disco



18

1.4.1.1 Rotor.

1.4.1.1.1 Palas.

son los elementos del aerogenerador que capturan la energía cinética del

viento. Todas las palas del aerogenerador se unen de forma solidaria a un soporte

denominado buje o cubo.

Número de palas.

Una de las primeras opciones que se analizaron para la reducción de peso, es

reducir el número de palas. Para un rotor tripala de 60 m., el peso de cada pala es

de aproximadamente 6 toneladas. Además, los bujes de los aerogeneradores

bipalas suelen ser más ligeros que los de los tripalas. La reducción total que se

puede conseguir eliminando una pala puede ser evaluada hasta un 30% del peso

total. No obstante, existen desventajas, como la aparición de mayores cargas

asimétricas en el buje, lo que nos llevará a tener que diseñar bujes basculantes,

incrementando su complejidad y costo. Para un mayor conocimiento sobre el

número de palas en un aerogenerador.

Velocidad específica de diseño.

La velocidad específica de diseño afecta al peso del tren de potencia,

esencialmente a aquellos componentes del mismo que se dimensionan en función

del par motor. Para una potencia dada, el par será inversamente proporcional a la

velocidad específica de diseño. La reducción total del peso que puede conseguirse



19

al incrementar la velocidad de diseño de 7 a 10, puede evaluarse en un 20 %. El

principal problema radica en el aumento del ruido aerodinámico, al incrementar la

velocidad en punta de pala.

Espesor relativo de los perfiles.

La utilización de perfiles aerodinámicos denominados gruesos, es decir, de gran

espesor relativo (espesor/cuerda), puede llevar a disminución en el peso de las

palas hasta un 10%. Por lo tanto, el desarrollo de nuevas familias de perfiles

aerodinámicos de gran espesor, específicamente desarrollados para su utilización

en aerogeneradores, representa uno de los caminos potenciales de reducción del

peso.

Flexibilidad de la pala.

La flexibilidad de la pala es un factor importante en la reducción de cargas sobre

las máquinas. Con respecto a la fluctuación de las cargas, una pala flexible

funciona como un amortiguador de las mismas.

La amortiguación es principalmente de naturaleza aerodinámica, con una pequeña

contribución de amortiguación de tipo puramente estructural. La flexibilidad se

puede conseguir por medio de articulaciones, o por medio de diseños específicos

como vigas flexibles.



20

1.4.1.1.2 Bujes Fijos-Basculantes.

Es el elemento que realiza la unión de todas las palas del aerogenerador. El buje

se monta sobre el eje de baja velocidad, desde el cual se transmite el par motriz

a la transmisión de potencia del aerogenerador (normalmente al multiplicador).

El equipo que permite la multiplicación de velocidad, adaptando el eje de baja

velocidad al eje de alta velocidad donde se acopla el generador recibe el nombre

de multiplicador.

Otra forma de flexibilidad en el rotor se puede introducir por medio de bujes

basculantes, que reducirá las cargas asimétricas sobre el rotor. El efecto en

reducción de peso sobre el rotor puede alcanzar hasta un 15 %, si bien se

obtienen rotores más complejos y, por lo consiguiente, más caros.

1.4.1.2 Tren de potencia.

El principal parámetro que influye en el costo del tren de potencia de un

aerogenerador es el par motor. La caja de engranajes se dimensiona por el par

nominal, multiplicado por un factor de servicio que tiene en cuenta las

fluctuaciones de dicho motor, y que depende del concepto técnico en

funcionamiento de la máquina. Así, para una máquina tripala de velocidad

constante, diseñada a una velocidad específica de 7 m/s con control por pérdida,

este factor de servicio se estima en 2.0 mientras que, para una máquina de

velocidad variable con control por variación del ángulo de paso en punto de pala



21

mediante control avanzado multivariable, el factor de servicio se estima en 1.1,

con el consiguiente ahorro en el costo del subsistema.

Con respecto a la forma de construcción, podemos distinguir entre trenes de

potencia modulares e integrados. Se estima, que pueden obtenerse disminuciones

en el peso del tren de potencia de hasta un 30% con los diseños integrados

respecto a los diseños modulares.

1.4.1.3 Sistemas de control.

Las diferentes estrategias de control las dividimos para su estudio en tres

categorías:

Etapa aeromecánica: Aspas, eje de baja velocidad, engranes y eje de alta

velocidad

Etapa eléctrica: Generador síncrono

Etapa electrónica de potencia: Rectificador, enlace de inductor, inversor de

corriente, modelado como una fuente de voltaje

Hay una ventaja sustancial en usar control por cambio de paso en punta de pala,

frente al cambio de paso en toda la pala por dos razones principales.

En primer lugar, porque los cojinetes de giro se desplazan del lugar de cargas

máximas (raíz de pala), pudiendo hacerse una zona mucho más eficiente, desde



22

el punto de vista de costos. En segundo lugar, los sistemas de punta de pala

pueden variar bastante más rápidamente, lo cual posibilita a usar un sistema de

control diferencial, en vez del tipo proporcional e integral.

Los inconvenientes surgen del ruido aerodinámico producido en la zona de

discontinuidad, así como por las posibilidades de inestabilidades debido a

separaciones de la capa límite en la discontinuidad.

Tabla 1.1 Comportamiento de una pala a diferentes velocidades.

Velocidad Constante

Pequeñas variaciones en la velocidad de giro; (generador

asíncronos)

Velocidad Variable

Control por perdida

Cambio paso en punta de

pala

Cambio paso en toda la

pala


pala

Cambio paso

en toda la pala


pala

1.4.1.4 Generador eléctrico.

Está formado por una máquina eléctrica encargada de transformar la energía

mecánica de rotación en energía eléctrica. Al ser una máquina eléctrica se

compone de un rotor (parte móvil que genera un campo magnético variable al girar

las palas) y un estator (parte fija sobre la que se genera la corriente eléctrica

inducida).



23

Excepcionalmente, algunos aerogeneradores incorporan un controlador

electrónico que tiene un ordenador que continuamente monitoriza las

condiciones del aerogenerador y que controla el mecanismo de orientación y la

posición de las palas así como dirige los frenos. Éste es el caso de

aerogeneradores de grandes potencias, como los que se observan en los parques

eólicos.

En aerogeneradores conectados a la red se utilizan generadores síncronos y de

inducción.

1.4.1.4.1 Generador síncrono.

Son máquinas que generan corriente directa, se utilizan para para convertir

potencia mecánica en potencia eléctrica. Sus mayores ventajas son la buena

calidad de la potencia suministrada y el hecho de estar autoexcitado. Por contra

los sistemas de control necesarios son más caros, requieren amortiguación y

flexibilidad adicional en el tren de Potencia y además se requiere la instalación de

un sistema de control de velocidad del rotor para la buena sincronización Fig. (1.4)

1.4.1.4.2 Generador asíncrono

Son máquinas para generar corriente alterna. Sus ventajas son un sistema de

control sencillo, flexibilidad y amortiguación inherentes al generador. No es

necesario un sistema de control de velocidad para arranques. Como inconveniente

presenta la necesidad de excitación a través de la red, la necesidad de utilizar



24

condensadores para corregir el factor de potencia eléctrico y el hecho de provocar

perturbaciones en la red eléctrica. La mayoría de los aerogeneradores utilizan

generadores de inducción. Son baratos y robustos reduciendo el costo del

aerogenerador.

Los generadores síncronos se utilizan cuando se requiera una elevada calidad en

la potencia suministrada Fig. 1.5

Fig. 1.4 Generador síncrono [10]

Fig.1.5 Generador asíncrono [10]



25

1.4.1.5 Sistemas de orientación.

1.4.1.5.1Sistemas auto orientables Molino de cola.

Su uso está restringido a pequeñas máquinas. Trabajan adecuadamente aunque

presentan bastantes fallas. Fig. 1.6 y Fig. 1.7.

Fig. 1.6 Sistema auto orientable de cola [10]

1.4.1.5.2 Veleta de cola

También se utiliza en pequeños aerogeneradores Fig. 1.7.

1.4.1.5.3 Orientación asistida.

Utilizan estos sistemas un motor para accionar un engranaje que encaja en otro

situado en la última sección de la torre. Se requiere por lo tanto la presencia de un

sensor que detecte la dirección del viento incidente relativo al rotor.



26

Fig.1.7 Veleta de cola [10]

1.4.2 Clasificación de aerogeneradores.

Una clasificación de aerogeneradores se basa en la posición de su eje principal.

Existen dos tipos de aerogeneradores: los de eje horizontal y los de eje vertical.

1.4.2.1 Aerogeneradores de eje horizontal.

Deben su nombre al hecho que poseen los ejes principales situados paralelos al

suelo. Este tipo de aerogeneradores necesitan un sistema de control de

orientación al viento (normalmente un pequeño motor eléctrico para

aerogeneradores de más de 50 kW). Los elementos de conexión



27

(multiplicador y generador) se encuentran alojados a la altura del rotor en la

góndola situado en lo alto de la torre.

En este tipo de aerogeneradores las palas pueden estar en barlovento (situadas

frente al viento) o bien en sotavento (situadas detrás del viento). La ventaja de

poseer las palas en barlovento es que evita el abrigo tras la torre pero su

desventaja es que el rotor ha de ser lo más rígido posible. Por otra parte si las

palas están situadas en sotavento el flujo del viento se distorsiona por entrar en

contacto con la góndola antes de incidir sobre las palas. En los aerogeneradores

con palas situadas en sotavento las se producen fluctuaciones de la potencia

eólica, lo cual puede crear cargas de fatiga.

Otra posible clasificación dentro de los aerogeneradores de eje horizontal es

función del número de palas. Fig. 1.8 y Fig. 1.9.

Las primeras se les denomina turbinas rápidas y generalmente son bipalas o

tripalas; el número de palas no tiene influencia en la potencia proporcionada, sino

que es función de la superficie barrida por el rotor y cuya aplicación es la

generación de energía eléctrica. En cambio las eólicas multipalas están

compuestas por múltiples placas metálicas de perfil no aerodinámico y poseen

un par de arranque proporcional al número de palas y al diámetro. Estas últimas

destacan en aplicaciones mecánicas de baja potencia como por ejemplo el

bombeo de agua.



28

Fig. 1.8 Aerogenerador de 3 palas [10]

Fig. 1.9. Turbina multipala. [10]

1.4.2.2 Aerogeneradores de eje vertical.

Los aerogeneradores de eje vertical con los ejes principales perpendiculares al

suelo, tienen la ventaja fundamental que captan el viento en cualquier dirección,



29

por lo que no necesitan control de orientación. El enlace con los

multiplicadores y generadores se realiza en el suelo, lo que supone una mayor

sencillez y una reducción de costos en el montaje. Sin embargo poseen una

eficiencia menor que los aerogeneradores de eje horizontal. En la Fig. 1.10 se

muestra un aerogenerador de eje vertical (Rotor Darrieux).

Fig. 1.10. Aerogenerador de eje vertical [10]



30

Capítulo II

Diseño general.

En este capítulo se estudian en forma general el

diseño para cada componente: el dispositivo de

orientación, la transmisión de potencia, la

góndola, la unión torre–góndola, el generador, el

sistema de frenado, las palas y el tipo de torre



31

Capítulo II

Diseño General

Generalmente el diseño es un proceso cíclico dividido en tres fases:

Concepto

Pre diseño

Diseño

2.1 Concepto

En la fase de concepto se deberán elegir unas opciones de diseño y las dimensiones

principales deberán ser decididas. Para un aerogenerador conectado a red con un

régimen de viento especificado las opciones principales son:

Número de palas

Radio de pala

Perfil de la pala

Distribución de cuerda y de torsión de la pala

Potencia nominal

Altura del buje



32

Control de potencia por perdida aerodinámica o por control de paso

Control de potencia activo o pasivo

Buje fijo, buje articulado

Vueltas fijas o variables

Torre rígida o flexible

Multiplicadora o conexión directa al generador

2.2 Prediseño

En la fase de prediseño se realizan los cálculos de cargas estáticas, que aparecen

como niveles de tensiones en un número limitado de puntos, que normalmente suelen

ser los que mayores cargas sufren. Asimismo, la viabilidad económica del concepto

elegido es evaluada mediante la estimación del costo de producción de una unidad de

energía (kWh). El resultado del prediseño dependerá si el concepto elegido es

económico y a su vez técnicamente viable. En el caso de no ser así es necesario

volver atrás y realizar un concepto más realista.

2.3 Diseño

En la siguiente fase se genera el diseño real en varios ciclos. En cada ciclo se calcula

la media y las fluctuaciones de las cargas, así como las deflexiones, incluyendo la



33

parte dinámica en el modelo de la turbina. La resistencia estática y la resistencia a

fatiga se determinan para un gran número de puntos de la construcción.

2.3.1 Funcionamiento de un aerogenerador

Los aerogeneradores obtienen su potencia de entrada convirtiendo la fuerza del

viento en un par que actúa sobre las palas del rotor. La cantidad de energía

transferida al rotor por el viento depende de la densidad del aire, del área de

barrido de las palas y de la velocidad del viento.

La energía cinética de un cuerpo en movimiento es proporcional a su masa. Así

pues, la energía cinética del viento depende de la densidad del aire. A presión

atmosférica normal y a 15ºC la densidad del aire es 1,255 kg/m3 aunque éste

valor disminuye ligeramente con el aumento de la humedad.

En referencia al área de barrido de las palas, ésta determina cuanta energía del

viento es capaz de capturar el aerogenerador. A mayor diámetro de palas, la

superficie es mayor y por lo tanto la energía que absorbe el rotor es mayor.

La velocidad del viento es un parámetro muy importante para la cantidad de

energía que un aerogenerador puede transformar en electricidad. A mayor

velocidad de viento, la energía que capte el aerogenerador es mayor.

La energía cinética del viento es capturada por aerogenerador gracias a las

palas de rotor. Cuando el viento incide contra las palas, éstas giran en torno el eje

del rotor y por lo tanto hacen girar el eje de baja velocidad al que está acoplado el



34

buje. Éste gracias al multiplicador hace girar el eje de alta velocidad al que está

acoplado el generador, que es el productor de energía eléctrica.

El rotor del aerogenerador se mueve gracias a la sustentación que se produce

en las palas. La sustentación es una fuerza perpendicular a la dirección del viento y

se produce debido a la diferencia de presiones a ambos lados de la pala, es decir,

gracias al hecho de que el aire que se desliza a lo largo de la superficie superior del

ala se mueve más rápidamente que el de la superficie inferior. Si la inclinación de

las palas es muy elevada se puede producir el fenómeno conocido como pérdida de

sustentación, en el que el flujo de aire de la superficie superior deja de estar en

contacto con la superficie del ala y por tanto las palas dejan de girar. Es por este

motivo que las palas de los aerogeneradores están alabeadas con el fin de que el

ángulo de ataque sea el óptimo a lo largo de toda la longitud de la misma y no se

produzca dicho fenómeno.

Como todas las máquinas transformadoras de energía los aerogeneradores no

son capaces de transformar toda la energía eólica disponible del viento en energía

mecánica y por lo tanto hay que tener en cuenta un rendimiento denominado

coeficiente de potencia Cp. El coeficiente de potencia es la relación que hay entre la

potencia eólica del emplazamiento y la potencia mecánica que se obtiene. Este

coeficiente depende de la velocidad del viento (Fig. 2.1), a bajas velocidades el

rendimiento del aerogenerador es mayor que a altas.

De igual forma que el coeficiente de potencia, la potencia de un aerogenerador

es variable con la velocidad del viento (Fig. 2.2). Esto se refleja en las curvas



35

de potencia de los aerogeneradores, las cuales muestran la potencia eléctrica

disponible en un aerogenerador a diferentes velocidades de viento.

Fig. 2.1. Coeficiente de potencia.[7]

Fig. 2.2 Potencia de un aerogenerador. [7]


Diseño de un aerogenerador de 12kW de potencia para el instituto tecnológico de Pachuca

36

2.4 Fundamentos teóricos

La primera acción a realizar es la medición del viento para lo cual utilizaremos un

anemómetro PROVA INSTRUMENTS INC. AVM-01.

Utilizando la ecuación:

3

2

1AvP (2.1)

Dónde:

- densidad del viento

v - velocidad del viento

A - área transversal

Podemos calcular la potencia teórica que se puede obtener del viento.

A continuación podemos calcular la eficiencia de la maquina utilizando la

expresión:

Gmpt vC )( (2.2)

Dónde:

t - eficiencia de conversión

)(vC p- eficiencia del rotor



37

m - eficiencia de la transmisión

G - eficiencia del generador

2.5 El viento

El aire se mueve desde las zonas de alta presión a las de baja presión. Durante el

día el agua de los océanos permanece relativamente más fría que la tierra, debido

a que el agua tiene más capacidad para absorber calor, que la tierra, debido a

eso, la temperatura de la tierra es superior a la del mar, por lo tanto el aire

circundante de la tierra, tiende a elevarse debido a que pierde presión por su

aumento de temperatura, y el aire frío que viene del mar reemplaza al aire

caliente.

A nivel planeta el ecuador es más caliente que los polos, lo que origina una

circulación de aire frío del polo hacia el ecuador, cercana a la tierra como lo indica

la Fig. 2.3.

Fig. 2.3 Circulación de aire en la superficie de la tierra. [10]



38

El diagrama de la Fig. 2.3, sería válido si no existiera rotación del planeta, dado

que la tierra tiene rotación, la circulación del viento se vuelve más compleja.

Además existen otros parámetros que afectan el movimiento del viento, como son:

La situación geográfica.

Las características microclimáticas locales.

La estructura topográfica.

Las irregularidades del terreno.

La altura sobre el nivel del suelo.

2.5.1 Medición del viento

La energía cinética de una masa en movimiento (de aire) viene dada por la

expresión (2.3)

35.0 AVE (2.3)

Dónde:

E - energía por unidad de tiempo

A - área interceptada

- densidad del aire

V - velocidad del viento



39

2.5.1.1 Medición de la velocidad del viento

Se utilizan principalmente dos instrumentos, el Anemómetro, el cual registra

gráficamente la velocidad del viento y el Anemoscópio que registra los cambios en

la dirección del viento. Dichos instrumentos se deben situar como mínimo a 10

metros sobre el nivel del suelo.

Los datos del viento proporcionan información sobre la energía disponible, facilitan

la selección del sitio y permiten definir rangos apropiados de operación del sistema

de conversión de energía eólica.

Para obtener un buen aprovechamiento del viento es necesario buscar un lugar en

el que la velocidad del viento tenga un elevado valor medio y sople con

regularidad. Las mediciones se deben llevar a cabo durante un periodo

relativamente grande (tres años) si el proyecto es de varios millones de dólares, o

con simples exploraciones y mediciones cuando el sistema a instalar es pequeño.

Para proyectos que sean de más de 5 KW, se deben llevar a cabo mediciones por

periodos cortos, de 4 a seis meses, pero para más de 20 KW, es recomendable

medir al menos un año, para poder elaborar:

Mapas Eólicos.

Distribución de velocidades.

Perfil de velocidades.



40

2.5.1.1.1 Mapas Eólicos.

Proporcionan una información global sobre el nivel medio de los vientos en un

área geográfica, son unas familias de líneas (isolíneas) que indican velocidades

del viento.

2.5.1.1.2 Distribución de velocidades.

La función de distribución de velocidades proporciona el número de horas al año

en que la velocidad del viento es superior a un valor determinado, la curva de

distribución de velocidades se obtiene por procedimientos estadísticos a partir de

mediciones tomadas en el lugar del emplazamiento. Se pueden usar las

distribuciones de Weibull y de Raleigh de forma aproximada, Fig.(2.4)

Fig. 2.4 Curva de distribución de velocidad del viento, Vd velocidad de diseño, Va

velocidad de arranque. [5]

3000 7000

8

16

24

1000 5000

Va

Vd

HORAS AL AÑO

VE

LO

CID

AD



41

2.5.1.1.3 Perfil de velocidades

El perfil de velocidades nos da la variación de la velocidad del viento a medida que

ganamos altura con respecto al suelo, la distribución de velocidades en función de

la altura sigue una ley exponencial, ecuación (2.4)

2

1

2

1

h

h

V

V (2.4)

Dónde:

1V - velocidad del viento a una altura 1h .

2V - velocidad del viento a una altura 2h .

El exponente es un parámetro que depende de la topografía del terreno y de las

condiciones meteorológicas.

Valores típicos de

Tabla 2.1 Valores típicos de [5]

Tipo de área Valor Típico

Descubierta 0.14 - 0.34

Boscosa 0.35 - 0.6

Edificada 0.6 - 0.8



42

2.6 Materiales.

Los materiales que forman las diferentes partes de un sistema eólico están

sometidos a cargas variables, que pueden ser aleatorias, como las debidas a la

variación del viento, o de carácter cíclico y determinístico, por lo que es necesario

realizar el dimensionamiento en fatiga de los elementos. Cada uno de ellos se

verá sujeto a un número muy elevado de ciclos de carga-descarga, habiendo sido

hasta hace poco tiempo un serio problema la falta de datos de fatiga para más de

un millón de ciclos. Por otra parte, la variabilidad en las cargas y las condiciones

de brusca aplicación de las mismas hacen que deba tenerse muy en cuenta la

tenacidad del material.

2.6.1 Torre soporte

Se utilizan dos tipos estructurales de torres principalmente:

2.6.1.1 Torre de celosía

Estructura de barras articuladas que trabajan a tracción o compresión.

Torre tubular

Estructura en forma de tubo cilíndrico o tronco-cónico de pared delgada que

trabaja como una viga esbelta empotrada sometida a esfuerzos normales,

cortantes, momentos flectores y torsores.

Los materiales a utilizar son:

Acero:

Acero estructural soldable con R> 360 MPa

Aceros St-37 - St-52 (DIN 17100)



43

Hormigón reforzado:

Hormigón con resistencia característica a los 28 días > 15 MPa acero de refuerzo

(DIN 488)

2.6.2 Tren de potencia

Ejes:

Acero DIN 34CrMo4 o DIN 37MnSí5 forjado o conformado en caliente según (DIN

17200).

Piñones rodamientos y engranajes:

Aceros endurecidos superficialmente (DIN 17210)

Carcasa de multiplicador:

Fundición con grafito esferoidal GGG (DIN 1693)

Fundición con grafito lamelar GG (mm. GG2O)(DIN 1691).

2.6.3 Base Góndola

Acero estructural soldable R > 360 MPa

Aceros St-37 - ST-52 (DIN 17100)

2.6.4 Buje.

GS-38; GS-45; GS-52 (DIN 1681)

Acero fundido GS-16Mn5; GS-20Mn5 (DIN 17182)

GS-25; GS-CK25 (DIN 17425)



44

2.6.5 Nariz y capota

Se utiliza normalmente material compuesto de fibra de vidrio cortada, distribuida

aleatoriamente y con un porcentaje bajo de fibra, fabricados normalmente por

proyección.

2.6.6 Palas.

Es el elemento estructural más importante de la aeroturbina y el que requiere un

diseño estructural más cuidadoso.

2.6.6.1 Materiales empleados para la elaboración de palas.

2.6.6.1.1 Madera:

La madera, un material natural de estructura fibrosa, proporciona una buena

relación resistencia/peso por su baja densidad y tiene también una excelente

tenacidad. Como sus propiedades dependen del contenido en agua, suele tratarse

con productos antihumedad y es frecuente también el recubrir el borde de ataque

de las palas con una lámina metálica para aumentar su duración. Las palas de

pequeños aerogeneradores pueden hacerse de maderas naturales, aunque para

tamaños medianos se emplean preferentemente laminados con capas cuyas fibras

se disponen formando 90º entre sí. Las maderas son fácilmente conformables y a

menudo permiten obtener los rotores más económicos.

2.6.6.1.2 Acero:

Los aceros presentan como ventajas más señaladas su isotropía y el tener un

límite de fatiga definido (excepto en atmósfera corrosiva). Un inconveniente es su



45

poca resistencia a la oxidación, que obliga a proteger las piezas con pinturas o

recubrimientos electrolíticos. Por otra parte, tienen algunas propiedades que

facilitan su conformación.

2.6.6.1.3 Aluminio:

Las aleaciones ligeras, preferentemente de aluminio, ofrecen buenas relaciones

resistencia/peso y tenacidad/peso. Son fáciles de conformar por extrusión,

procedimiento por el que se obtienen los perfiles aerodinámicos comerciales.

2.6.6.1.4 Materiales compuestos:

Los materiales compuestos, normalmente una matriz polimérica reforzada con

fibras, se emplean con éxito en todo tipo de tamaños. El único problema reside en

el costo relativamente elevado de los moldes, que sólo se amortizan cuando se

fabrican series medias o grandes.

Los materiales compuestos son muy apropiados para la fabricación de palas de

aeroturbinas. El conseguir la adecuada eficiencia aerodinámica de las palas de

aeroturbinas supone el conseguir complicadas formas, sumamente esbeltas, de

perfiles aerodinámicas con superficies externas muy lisas.

Por otro lado el conseguir la adecuada resistencia estructural de las palas para

soportar las elevadas cargas producidas durante la vida en servicio de la máquina

necesita palas de gran robustez y resistencia. El material compuesto de fibra de

vidrio y poliéster conjuga unas características de resistencia elevadas con un

mínimo peso y un costo reducido.



46

Otras características de estos materiales que les hace muy atractivos para palas

es su versatilidad de formas de fabricación y la posibilidad de ser moldeados con

las formas que se deseen, pudiéndose distribuir la resistencia y espesor de

acuerdo a las exigencias del diseño.

Los materiales compuestos de fibra de vidrio tienen también como ventaja su bajo

coeficiente de dilatación y conductividad eléctrica (buen comportamiento frente a

rayos), transparencia a las ondas electromagnéticas (no producen interferencias

de radio y TV).

En cuanto al comportamiento frente a la fatiga de los materiales compuestos, este

es superior al de otros materiales convencionales, aunque no existen aún

suficientes datos para conocer con todo detalle cuál es su resistencia a fatiga

sobre todo cuando se une además la acción de los agentes atmosféricos (agua,

hielo, rayos U.V.).

Entre los inconvenientes que tienen los materiales compuestos para la fabricación

de palas están:

Materias primas todavía caras (excepto fibra de vidrio)

Necesitan procesos de fabricación no estándar

Comportamiento estructural no intuitivo

Falta de bases de datos fiables de características mecánicas

Control de calidad aún incipiente.



47

A continuación se presentan las características elásticas y de resistencia de los

materiales compuestos más ampliamente utilizados:

Tabla 2.2 Característica de los materiales. [11]

CONSTANTES ELASTICAS

MATERIAL r Vf Ex Ey

n xy ES

gr/cm3 % GPa GPa GPa

F. de Carbono 1.6 70 181 10.3 0.3 7.2

T400/5208

F. de Boro 2 50 204 18.5 0.23 5.6

B(4)5505

F. de Carbono 1.6 66 138 8.9 0.30 7.1

AS/3501

F. de Vidrio 1.8 45 39 8.3 0.26 4.1

Scotchply 1002

F. de Aramida 1.46 60 76 5.5 0.34 2.3

Kevlar49/epoxy

F. de Vidrio /poliester 1.93 50 38 10 0.26 4.5

RESISTENCIA MÁXIMA

MATERIAL X X’ Y Y’ S

MPa MPa MPa MPa MPa

F. de Carbono 1500 1500 40 246 68

T400/5208

F. de Boro 1260 2500 61 202 67

B(4)5505

F. de Carbono 1447 1447 52 206 93

AS/3501

F. de Vidrio 1062 610 31 118 72

Scotchply 1002

F. de Aramida 1400 235 12 53 34

Kevlar49/epoxy

F. de Vidrio /poliester 750 850 22 110 55



48

2.7 Dibujos de partes del aerogenerador.

El dispositivo de orientación se realiza mediante veleta que se une a la góndola

por medio de un soporte. El conjunto se une a la torre por medio de un

soporte con rodamientos que permite su giro. El sistema de frenado que se

selecciona va unido a la elección del tipo de torre, se selecciona una torre

abatible que actúe como freno en caso de vientos fuertes.

Fig. 2.5 Vista sección lateral del conjunto [14]

La solución con aleta estabilizadora se emplea principalmente para la

orientación de eólicas hasta diámetros de 6 m. Esta solución consiste en una

aleta que se acopla al rotor de la eólica tal como se observa en la Fig. 2.6 y

mantiene el plano de rotación de las palas perpendicular al viento.



49

Fig. 2.6 Orientación mediante aleta estabilizadora. [14]

Fig. 2.7 Detalle unión buje-palas. [14]



50

Fig. 2.8 Detalle del sistema de fijación del rodamiento A y B. [14]

Fig. 2.9 Detalle de una sección frontal de la góndola. [14]



51

Sobre la base se mecanizan alojamientos para los soportes de los rodamientos y

éstos se fijan a la misma mediante soldadura para asegurar una correcta

alineación y no tener problemas una vez se monte el eje. Una vez soldados se

mecanizan los alojamientos de los rodamientos.

Fig. 2.10 Detalle unión torre-góndola. [14]

En estas figuras se muestra un panorama general del prototipo del aerogenerador

que se está estudiando actualmente.



52

Capítulo III

Diseño de aspas.

En este capítulo se realiza los cálculos para el diseño de la

aspa FX60-126 comparándola con un perfil Naca 4422.



53

Capítulo III

Diseño de las aspas

3.1 Parámetros prácticos utilizados en el diseño de las aspas

Relación de velocidad periférica TSR. La relación de velocidad específica o periférica

(TSR, Tip-Speed-Ratio,) es un término que sustituye al número de revoluciones por

minuto n del rotor; sirve para comparar el funcionamiento de máquinas eólicas

diferentes, por lo que también se le suele denominar velocidad específica. El TSR

indica que la periferia de la pala circula a una velocidad TSR veces mayor que la

velocidad del viento v y es la relación entre la velocidad periférica u de la pala (Rw) la

del punto más exterior sobre la misma a partir del eje de rotación, y la velocidad v del

viento, en la forma:

v

Rn

v

RwTSR

30cot

(3.1)

Si se conoce la velocidad v del viento, el radio de la pala y el número n de rpm a las

que funciona, se puede calcular el TSR a cualquier distancia r comprendida entre el

eje de rotación del rotor y la periferia de la pala, relación entre velocidades que se

conoce como SR, y es de la forma:

kv

Rn

kv

rnTSR 105.0

60

2

(3.2)

En la que k es una constante de ajuste de las diversas unidades que se pueden

emplear, tomando los Siguientes valores:



54

1,47 cuando la velocidad del viento r v esté en millas por hora y el radio en ft

1 cuando r v esté en ft/seg y el radio en ft

1 cuando r v esté en metros/seg y el radio en metros

3,6 cuando r v esté en km/hora y el radio en metros

Relaciones prácticas entre Cx y Cy. En la Fig. 3.1 se presenta la polar del perfil FX60-

126 y a la misma escala la representación de Cy en función del ángulo de ataque a;

de ellas se obtiene que la sustentación máxima se presenta para un ángulo de ataque

(a= 12°) y que el arrastre mínimo se produce para un valor de (Cx = 0,006), que se

corresponde con un coeficiente de sustentación (Cy = 0,2). El mejor funcionamiento

de la pala se produce para un ángulo de ataque a en el que la relación (Cy/Cx) sea

máxima, es decir, el coeficiente ascensional tiene que ser grande, pero no

necesariamente el máximo absoluto, al tiempo que el coeficiente de arrastre tiene que

ser lo más pequeño posible, compatible con la relación anterior.

Fig. 3.1 Coeficientes de arrastre y de sustentación del perfil FX60-126. [11]



55

También se observa que el mínimo arrastre se produce para (Cy = 0,2) que es un

valor bajo comparado con el máximo posible (Cy = 1,6). Para encontrar el ángulo de

ataque a para el que la relación (Cy/Cx) se hace máxima, se traza la tangente a la

polar desde el origen de coordenadas; el punto de tangencia P se corresponde con el

máximo valor de (Cy/Cx) del perfil de la pala, proporcionando en este caso un valor de

(Cy = 1,08) y un valor de (Cx = 0,0108), obteniéndose un ángulo de ataque a = 5º y:

1000108.

08.1

Cx

Cy

(3.3)

Colocando el perfil con este ángulo, para una determinada velocidad del viento,

funcionará en condiciones óptimas de funcionamiento.

Tabla 3.1 Máquinas de viento de eje horizontal. [11]

Tipo de máquina TSR de diseño

Tipo de pala

Bombeo de agua

1 Placa plana 10

1 Placa curva 20-40

1 Ala de la tela 10-25

Generadores eólicos pequeños

3-4 Perfil simple 10-50

4-6 Perfil alabeo 20-100

3-5 Ala de tela 20-30

Generadores eólicos grandes 5-15

Perfil alabeado 20-100



56

Factor de actividad, FA. El factor de actividad indica la capacidad estructural de un

rotor para generar energía; se define en la forma:

∫

(

) (

) (3.4)

Fig. 3.2 Coeficientes de arrastre y de sustentación en función de . [11]

Siendo: L la longitud de la cuerda media, R el radio y r la distancia al eje.

Los valores admisibles del factor de actividad están comprendidos entre 15 y 60. Con

valores por debajo de 15 el rotor carece de resistencia estructural, por lo que grandes

valores del FA se corresponden con palas anchas, mientras que pequeños valores se

Coe

ficie

nte

s a

ero

din

ám

icos

Co

eficie

nte

s a

ero

din

ám

icos

Coe

ficie

nte

de

pa

r

Ángulo de ataque α Ángulo de ataque α



57

corresponden con palas fijas. Los valores del FA mayores de 15 se corresponden con

(6,5 < TSR < 10), D/L del orden de 60 y coeficiente de potencia CN del orden de 0,4

Rendimiento aerodinámico. Se ha definido el rendimiento aerodinámico como la

relación entre la potencia generada por el aerogenerador y la energía del viento que

atraviesa el rotor, en la forma:

(3.5)

Coeficiente de par CM.- Se define el coeficiente de par CM mediante la ecuación:

(3.6)

Para el caso particular de un rotor de hélice, el valor del área frontal barrida es (A = p

R2) y el coeficiente de par CM correspondiente:

(3.7)



58

El par motor se puede expresar también en función del rendimiento aerodinámico o

coeficiente de potencia CN y de la potencia útil del viento en la forma:

Fig. 3.3 Relación entre el rendimiento aerodinámico, el TSR y el número de palas para, (D/L) [3]

Fig. 3.4 Relación entre el rendimiento aerodinámico, el TSR y la relación, D/L. [3].

ɳ

Re

nd

imie

nto

ae

rod

inám

ico ɳ

(TSR)



59

Fig. 3.5 Curvas (haerod - TSR). [4]

Fig. 3.6 Curvas (haerod-TSR), para hélices. [4]

(3.8)

Ren

dim

iento

ae

rod

inám

ico

ɳ

(TSR)

Ren

dim

iento

en

%



60

Teniendo en cuenta lo anterior, podemos determinar la calidad de una máquina eólica,

considerando las curvas del tipo (haerod - TSR), de las que en primer lugar se puede

hacer una clasificación mediante la representación gráfica de la figura 3.5,

obteniéndose las siguientes conclusiones:

a) Los molinos multipala y Savonius obtienen su máximo rendimiento

aerodinámico para TSR pequeños, es decir, giran a baja velocidad; asimismo

funcionan con velocidades (v) del viento pequeñas.

b) El rendimiento aerodinámico y, por tanto, la potencia útil es superior en los

aparatos Darrieux y hélice.

c) El rendimiento aerodinámico se mantiene siempre por debajo del límite de

Betz, y se aproximaría a él si el TSR tendiese a infinito.

d) Si el TSR es mayor que 3,5 las palas funcionan principalmente por empuje

ascensional, y si es menor que 3,5 funcionan por arrastre.

Área frontal barrida por la pala. El área A barrida por el rotor y que éste presenta

frontalmente al viento, es un parámetro que se utiliza con cierta frecuencia en los

cálculos de energía eólica.

Este área, para una hélice, es la superficie total barrida por las palas del rotor,

perpendicular a la dirección del viento. Para un rotor de hélice, de eje horizontal,

paralelo a la dirección del viento, y diámetro D, el valor de A es:



61

(3.9)

Para máquinas de eje vertical (viento transversal), con un radio uniforme alrededor del

eje de rotación igual a (d/2) y altura h, el área A barrida es:

(3.10)

De aplicación al rotor Savonius y a los rotores Darrieux de palas planas tipo giromill.

En un rotor Darrieux, la curva envolvente que conforma el perfil (catenaria)

proporciona el área A. Sin embargo, en algunos casos, esta curva envolvente se

puede aproximar bastante bien, mediante dos medias parábolas, por lo que el área

frontal sería, aproximadamente, igual a:

(3.11)

Siendo d el diámetro máximo de giro y h la altura del aparato, (distancia entre los

extremos del rotor). El tamaño y dimensiones de un rotor eólico se determinan

calculando:

a) El área frontal A del mismo; para ello se le puede suponer como una máquina

motriz, a la que de antemano se tiene que prefijar y asignar la energía que se

desea generar.

b) El promedio de energía que se puede obtener a partir de los recursos eólicos

del lugar donde se vaya a instalar la máquina eólica.



62

Conocidos los datos energéticos, de la máquina y de la fuente energética, se igualan,

y se determina. El área A barrida por el rotor, y la longitud de las palas. El diseño de la

máquina es relativamente sencillo, mientras que el estudio y elección de un lugar con

recursos eólicos puede ser más complicado, pudiéndose obtener resultados muy

ajustados entre la energía que se desea obtener y la energía del viento disponible y

necesaria para conseguirla. Estos promedios de energía eólica necesarios Nútil,

vienen dados por la ecuación:

(3.12)

Siendo ( = haerod) el rendimiento aerodinámico global del aerogenerador.

Despejando el valor de A se obtiene:

(3.13)

Con Nútil en kW, y en la que:

F es un factor que depende de la velocidad del viento y cuyos valores se indican en la

Tabla 3.2 CA y CT son dos factores de corrección de la densidad del aire, en función

de la altitud (en metros) y de la temperatura del lugar en ºC, valores que vienen

indicados en la Tabla 3.3 Si se dispone de un aerogenerador eólico ya instalado y se

conoce la eficiencia del mismo, la fórmula anterior permite comprobar si el área frontal



63

del aparato se corresponde con las necesidades energéticas programadas de

antemano; por eso, cuando se diseña una máquina eólica es preciso fijar en forma

aproximada la eficiencia de la misma, que es un factor desconocido, para lo que se

puede hacer uso de la Tabla 3.4

Tamaño de las palas y coeficiente de solidez. Cuando una máquina eólica dispone de

un número determinado de palas Z, la superficie total de las mismas se puede calcular

mediante la expresión:

Área total de las palas = Z S = Solidez W x Área A barrida por el rotor por lo que la

solidez W del rotor se puede interpretar como la relación entre el área geométrica de

la pala (S = R L) y el área barrida por ella en su giro, es decir:

(3.14)

Para obtener la superficie de una pala se divide el área total así obtenido por el

número de ellas. El coeficiente de solidez W guarda una relación inversa con el TSR.

En la Fig. 3.6 se ha hecho una representación en función del nº de palas, sin tener en

cuenta sus características; sin embargo, en los actuales aerogeneradores con valores

del TSR mayores de 10 la solidez es del orden de 2,5 por ser las palas muy esbeltas.



64

Tabla 3.2 Valores del factor de potencia F. [4]

V mph 6 7 8 9 10 11

F 1.07 1.78 2.62 3.74 5.13 6.82

V mph 18 19 20 21 22 23

F 29.9 35.2 41 47.5 54.6 62.4

V mph 12 13 14 15 16 17

F 8.86 11.3 14.1 17.3 21 25.2

EnV mph 24 25 26 27 28 29

F 70.9 80.1 90.1 101 113 125

Tabla 3.3 Factores de corrección de la densidad del aire. [4]

Altitud en m Temperatura °C

0 1 -18 1.13

750 0.898 -6 1.083

1500 0.819 4 1.04

2250 0.744 16 1

3000 0.676 27 0.963

38 0.929

Tabla 3.4 Valores estimados de la eficiencia. [4]

Maquina eólica Eficiencia en %

construcción Simplificada Diseño óptimo

Bomba de agua Multipala 10 30

Bomba de agua de Palas de tela 10 25

Bomba de agua Darrieux 15 30

Aeromotores Savonius 10 20

Prototipos de aeromotores pequeños menores a 2kW

20 30

Prototipos de aeromotores medianos de 2 a 10 kW

20 30

Prototipos grandes de más de 10 K 0 30 a 40

Generadores eólectricos 15 35



65

3.2 Resistencia aerodinámica del rotor

Fuerza centrífuga. La fuerza centrífuga empuja las palas hacia afuera y tiende a

arrancarlas del cubo del rotor viene dada por la ecuación:

{ }

(3.15)

En la que:

G es el peso de la pala en kg, y k un valor que depende de las unidades SRG es la

relación de la velocidad tangencial referida al viento en el centro de gravedad de la

pala a la distancia rG es la distancia en metros, desde el eje de rotación del rotor al

c.d.g. de la pala.

Como la velocidad del viento está elevada al cuadrado, un aumento brusco de la

misma originaría un gran aumento en la fuerza centrífuga.



66

Tabla 3.5 Datos de aeroturbinas tipo hélice [4]

Diámetro del rotor (metros) Número de r.p.m Potencia en KW

v = 5 m/s v = 7 m/s v = 5 m/s v = 7 m/s

1 935 1340 0.07 0.2

2 470 670 0.27 0.8

3 310 450 0.6 1.8

4 235 335 1.07 5

10 95 134 6.7 20

15 62 90 15 45

20 47 67 26.8 80

30 31 45 60 180

40 23 33 107 320

50 19 27 168 500

Para un rotor que funciona con un TSR fijo, la fuerza centrífuga crece con el cuadrado

de la velocidad del viento.

Existen dos condiciones operativas a tener en cuenta para el cálculo de la fuerza

centrífuga:

a) Lo primero que hay que prever, cuando todavía el rotor está en fase de diseño, es

la velocidad del viento máxima que podrá soportar el aparato antes de que el

regulador comience a limitar su número de revoluciones.

b) Una vez construida la máquina y entra en funcionamiento, si se embala por fallo del

mecanismo de regulación hay que prever la máxima velocidad que puede permitírsele

alcanzar; si la máquina eólica es pequeña, puede soportar un exceso en la velocidad

de rotación de hasta un 50%, pero si es grande, en estas circunstancias, quedaría

averiada e inutilizada.



67

Resistencia aerodinámica de la pala. Una fórmula aproximada para determinar la

resistencia aerodinámica de un aerogenerador en rotación, inmerso en una corriente

de aire de velocidad v, se puede expresar en la forma:

(3.15)

En la que A viene dada en , y v en m/seg.

Si la máquina eólica está parada, pero inmersa en la corriente de aire, la resistencia

estática aerodinámica por pala se calcula mediante la expresión:

(3.16)

Momento flector en la pala. El momento flector de la pala se calcula a partir de las

fuerzas aerodinámicas que actúan sobre las palas, que son paralelas al eje de giro, a

la distancia rG del mismo, de la forma:

(3.17)

Que proporciona sólo un valor aproximado, por cuanto los factores que intervienen en

el cálculo, son también aproximados, pero suficientes para gran número de

aplicaciones; para valores exactos sería precisa una formulación más compleja.



68

Para un aerogenerador de diámetro de palas igual a 3,7 metros y (rG = D/4) se obtiene

un momento flector, para el modo operativo (máquina en funcionamiento), igual a

16,42 m.kg, mientras que para el modo estacionario (máquina parada), sería de 3,28

m.kg. El punto de máximo esfuerzo, que a su vez está sometido a una fatiga máxima,

se encuentra situado en la zona donde la pala se une al cubo del rotor.

Momento de torsión del eje de giro. El momento de torsión de las palas respecto al eje

de giro (par motor), viene dado por la expresión:

{

(3.18)

O también:

{

(3.19)

Diámetro del rotor. Para calcular el diámetro del rotor, se iguala la potencia específica

proporcionada por el generador, a la potencia de salida del sistema a la velocidad

máxima del viento; si se supone que:

Nútil = 1 kW ; r = 1,25 kg/m3 ; v = 6,7 m/seg ; h = 25%



69

Si se aumenta el rendimiento a un 35%, para obtener la misma energía de 1 kW se

podría utilizar un rotor más pequeño, cuya superficie frontal fuese:

(3.20)

Un aumento de la velocidad del viento implica una disminución del diámetro de las

palas para obtener la misma potencia.

Solidez y No. De palas. Una vez seleccionada la relación de multiplicación del

acoplamiento rotor-generador y por tanto del TSR se determina la solidez W mediante

la gráfica de la figura 6.7, y el número Z de palas según la Tabla 6.7, deduciéndose

que para un (TSR= 6) la solidez tiene que ser del orden de un 5% y el rotor tripala.

Tabla 3.6 Número de palas en función del TSR. [4]

TSR 1 2 3 4 5 a 8 8 a 15

Número de palas 6 a 20 4 a 12 3 a 8 3 a 5 2 a 4 1 a 2

Sin embargo, el número de palas de un aerogenerador no es de gran importancia en

su actuación, por cuanto sus criterios de selección son más bien económicos, ya que

a más palas mayor coste; a mayor número de palas mayor par de arranque.



70

Perfil de la pala. Interesan perfiles con altos valores de (D/L) del orden de 60, para Cy

próximo a la unidad; el espesor del perfil disminuye desde el entronque con el cubo a

la periferia; cuando el espesor del perfil aumenta, disminuye la relación (D/L) y el perfil

transmite menos fuerza al rotor. Como los perfiles gruesos, por razones estructurales,

deben estar más próximos al cubo, producen muy poco par, y por ello, teóricamente,

se podrían suprimir en esa zona; concretamente, en el 10% ó 15% de la pala próximo

al cubo no sería necesario poner perfiles aerodinámicos, siempre que los problemas

de fijación al cubo estuviesen resueltos, que no es el caso en los actuales

aerogeneradores; en la periferia de las palas, éstas nunca deben superar espesores

del 18%. Para perfilar una pala se procede en primer lugar a hacer un esquema de la

misma, Fig. 3.7, dividiéndola en varias secciones, calculando la relación de

velocidades SR correspondiente a cada una de ellas.

Fig. 3.7 División de una pala de eolostato. [12]



71

{

;

(3.21)

3.3 Valores de parámetros de formas

Teniendo en cuenta las gráficas de las Fig. 3.8 y Fig. 3.9, se determinan el ángulo Ѳ

y un (SP) a partir del SR, tal como se indica a continuación:

Fig. 3.8 Valores de Ѳ en función del SR. [12]

An

gu

lo ɵ

(SR)



72

.

Fig. 3.9 Valores del (SP) en función del SR. [12]

{ {

} ; { {

}

{ {

} ; { {

}

(3.22)

3.4 Cálculo del coeficiente ascensional Cy máximo

Una vez elegido el tipo de perfil y determinado el coeficiente Cy que se obtiene de su

polar, se determina la longitud L de la cuerda; para el perfil FX60-126 de la Fig. 3.1, el

máximo valor de (Cy=1,08) se tiene para una relación:

Pa

rám

etr

o d

e fo

rma

(S

P)

(SR)



73

(3.23)

Siendo el ángulo de ataque correspondiente, a = 5°

Longitud L de la cuerda. Para cada distancia radial r se calcula la longitud L de la

cuerda, siendo Z el número de palas, mediante la expresión:

(3.24)

Longitud de la cuerda

Corrección del ángulo de incidencia. El ajuste del ángulo de ataque a para un valor

óptimo de la relación (Cy/Cx) se puede hacer mediante la siguiente ecuación

empírica:

(3.25)



74

En la que DL es una relación, en primera aproximación, entre la envergadura de la

pala (su longitud) definida por su radio máximo R y el promedio de las longitudes de

las cuerdas en las distintas secciones consideradas, que sirve para corregir el ángulo

de incidencia a:

(3.26)

3.5 Ángulo inclinación

Un factor importante en el diseño de superficies alabeadas es determinar la torsión de

la pala que se proyecta de forma que su ángulo de calaje b no sea constante, es

decir, tiene que existir una variación de dicho ángulo a lo largo del perfil, con el fin de

subsanar el hecho de que para diversos radios a lo largo de la pala, la velocidad del

viento a la salida varía con la distancia al eje de giro, lo que hace que el ángulo q no

sea constante en cada sección del perfil. El ángulo b se llama también torsión y se

determina mediante la corrección del ángulo de ataque a, obteniéndose para cada

sección transversal la inclinación de las diferentes cuerdas de la pala, para cada

distancia r al eje de giro, mediante la ecuación:

(3.27)

De acuerdo con los datos experimentales ya conocidos, podemos establecer una

eficiencia de 25% para las aspas.



75

Por lo tanto tenemos:

%25

Conocida la velocidad del viento a nivel del suelo:

smv /10

Ahora bien, de tabla 3.2 obtenemos un factor de potencia de:

35.68F

Para una temperatura estándar de 27º C

3/963.0

963.0

819.0

mkg

C

C

T

A

Calculando el área de barrido:

2

3345.3

)963.0)(819.0)(/963.0)(25.0(

)5.0)(2(932m

mkg

kw

CFC

N

v

NA

TA

úttilaerogútil

Obteniendo el diámetro:

mmmA

d 10.209.2)45.3)(4(4 2



76

Del redondeo anterior en el diámetro obtenemos un área de barrido de:

246.3 mA

De la tabla 3.6 elegimos un TSR igual a:

6TSR

De acuerdo con el TSR ya obtenido:

07.0

Por lo tanto tendremos una superficie total de las palas:

224245.0)4636.3)(07.0( m

Entonces se tiene una superficie en cada pala de:

22

0808.03

24245.0m

m

Por recomendaciones de diseño se evita en el 15% de longitud de la pala más

cercano al cubo introducir el perfil aerodinámico.



77

3.6 Haciendo comparación mediante software.

Se realiza un modelo en ANSYS Fluent.

Fig. 3.10 Realizando Malla.

En la Fig. 3.10 se realiza una malla para el perfil naca 4412 para después realizar

una comparación con el perfil FX60-126 del cual se realizaron cálculos, en función del

número de discretización se puede obtener una malla más fina, en base a esa malla

podemos calcular con mayor exactitud los resultados y así poder realizar una mejor

comparación de los perfiles mencionados.

Fig. 3.11 Presión



78

En la Fig. 3.11 se realiza un análisis de presión del perfil naca 4412 el cual nos

muestra que tenemos complicaciones a la entrada del este puesto que el flujo

comienza a separarse y obteniendo este resultado no es conveniente para el análisis

de flujo del aspa puesto que queremos obtener la mayor cantidad de viento para llegar

a la potencia requerida del aerogenerador.

Fig. 3.12 Residuales

En la gráfica de residuales se compara posición contra temperatura y nos damos

cuenta que la gráfica no comienzan a converger esto nos lleva a realizar un análisis

el cual nos indica que mientras tengamos un número mayor de iteraciones el flujo a

comienza a separarse más del aspa es por lo cual se opta por el perfil FX60-126.

Temperatura

Estática (k)

Posición (m)



79

3.7 Selección de Torre.

3.7.1 Torre

La torre es elemento que sustenta todo el aerogenerador. Existen varias

soluciones posibles para el diseño de la torre dependiendo del tamaño del

aerogenerador.

Para grandes aerogeneradores se tratan de torres tubulares de acero,

fabricadas en secciones de 20-30 m y acopladas con bridas en los extremos

Fig. 3.13.

Fig. 3.13. Torres tubulares de acero. [10]

Otra alternativa son las torres de celosía (ver Fig. 3.14) que son fabricadas

utilizando perfiles de acero soldados. La ventaja básica de este tipo de torres es

su costo, ya que sólo requiere la mitad de material que una torre tubular con la

misma rigidez. Pero debido a su apariencia visual este tipo de torres han ido

desapareciendo.



80

Fig. 3.14. Torre de celosía. [10]

Muchos de los aerogeneradores pequeños están construidos con delgadas

torres de mástil sostenidas con cables tensores. La ventaja es el ahorro de peso

y por tanto de costo (Fig.3.15).

Fig.3.15 Torre mástil. [10]



81

Además de las soluciones que se han comentado existen soluciones de torres

híbridas. Estas son torres realizadas con diferentes combinaciones de las

mencionadas como la que se puede observar en la Fig. 3.16 de la que podría

decirse que es un híbrido entre una torre de celosía y una torre tensada.

Fig. 3.16. Torres híbridas. [10 ]

Debido a que la potencia a generar es baja y considerando las dimensiones y

peso del aerogenerador se aplicará la alternativa de torre de mástil. Además de

ser la solución adecuada para instalar el sistema de frenado que ya se ha

comentado anteriormente.



82

Capítulo IV

Resultados y estudio de

viabilidad.

En este capítulo se darán algunos puntos importantes para el

mantenimiento del aerogenerador, así como dar a conocer los

efectos en cuestión ambiental y resultados obtenidos.



83

Capítulo IV

Resultados y estudio de viabilidad.

4.1 Mantenimiento.

Dentro de las tareas de mantenimiento se debe distinguir entre mantenimiento

preventivo o planificado y el correctivo o no planeado como respuestas a problemas

descubiertos por el usuario.

En este capítulo se habla de mantenimiento preventivo. Dentro de las tareas de

mantenimiento se deben realizar inspecciones anuales de:

Inspección y ajuste de tuercas

Inspección de las palas

Inspección de los ejes

Inspección del alternador

Engrasar los rodamientos del soporte de la góndola

Inspección de las conexiones eléctricas



84

4.2 Análisis ambiental.

El análisis ambiental tiene como objetivo identificar, describir y valorar los

efectos previsibles que el proyecto en sí puede provocar sobre los recursos

naturales y el medio ambiente. Para ello se evaluarán los posibles impactos en

todas las fases del proyecto.

4.2.1 Fase de planificación y diseño.

Desde la fase de concepción del aerogenerador se deben de tener en cuenta

ciertos aspectos que pueden causar efectos importantes durante la fase de

explotación u operación. Uno de los efectos negativos que producen los

aerogeneradores consiste en el ruido que hacen cuando están en

funcionamiento, por eso, se tienen que buscar diseños de palas y elementos

mecánicos de transmisión que no produzcan mucho ruido.

Dentro de esta fase, se ha de buscar un emplazamiento óptimo tal que no genere un

impacto visual ni un impacto derivado de las sombras que produce el aerogenerador

así como que respete la avifauna existente en la zona. Es obvio que obtener un

impacto nulo es imposible, así pues se buscarán emplazamientos donde éste sea

mínimo.

4.2.2 Fase de construcción.

Durante la fase de construcción existe un impacto considerable sobre la flora de la

zona donde se vaya a instalar debido a movimientos de tierra, cimentaciones,



85

accesos, caminos, etc. En el caso de un aerogenerador de baja potencia las

consecuencias de su instalación serán mínimas aún así es conveniente una vez

realizada la instalación dejar el terreno lo más parecido posible al entorno natural.

4.2.3 Fase de operación.

La fase de operación es una de las más importantes en cuanto a impacto

medio ambiental se refiere ya que se tienen que considerar diversos aspectos, tales

como la avifauna, el impacto visual, el impacto derivado del ruido y el impacto de la

sombra que produce el aerogenerador.

4.2.3.1 Avifauna.

En referencia a los efectos sobre la avifauna, existen casos puntuales de colisiones de

aves con turbinas eólicas. Aun así debe tenerse en cuenta las rutas de migración y

zonas peculiares con alto número de especies sensibles o en peligro de extinción.

De todas formas al tratarse de un aerogenerador de tamaño pequeño los efectos

sobre las aves son mínimos.

4.2.3.2 Impacto Visual.

Respecto al impacto visual, cabe destacar la dificultad de evaluación del mismo, ya

que si es verdad que los aerogeneradores atraen la atención, no es menos

cierto que la reacción que provoca en los observadores es subjetiva y difícil de

cuantificar.



86

4.2.3.3 Impacto derivado del ruido.

El impacto derivado del ruido que hacen los aerogeneradores durante su

funcionamiento puede dividirse en dos tipos en función de la naturaleza de su

fuente: ruido mecánico procedente del generador, caja multiplicadores y

elementos de transmisión y ruido aerodinámico producido por el movimiento de

las palas.

El primero se puede reducir mejorando los diseños. En cambio el segundo

depende del número de palas, de la formas de las mismas y de las turbulencias

locales. Al aumentar la velocidad del viento, aumenta la velocidad de rotación

y por tanto el ruido se intensifica, por lo que se recomienda diseños en los que

la velocidad del rotor no sea excesiva.

A pesar de estas recomendaciones de cara a disminuir este efecto, es

importante asegurar que el aerogenerador no supere los límites permisibles de

ruido.

Para el estudio realizado de este aerogenerador, se espera que alcance un

máximo de 45 dB y comparándolo con la tabla 4.1 está por debajo de los límites

permisibles.

Tabla 4.1 Límites máximos permisibles de ruido. [16]

Nivel de exposición de ruido Tiempo máximo permisible de exposición

90 dB(A) 8 Horas

93 dB(A) 4 Horas

96 dB(A) 2 Horas

99 dB(A) 1 Horas

102 dB(A) 30 Minutos

105 dB(A) 15 Minutos



87

4.2.3.4 Impacto derivado de las sombras.

Los aerogeneradores, al igual que el resto de estructuras altas, proyectan

sombra en las áreas vecinas cuando el Sol esta visible. Si existen personas

que vivan cerca de la turbina pueden verse molestados si las palas del rotor

cortan la luz solar, causando un efecto de parpadeo cuando el rotor está en

movimiento. Si se conoce la zona donde el potencial efecto de parpadeo va a

tener un determinado tamaño, se es capaz de situar las turbinas de forma que

se evite cualquier molestia para los vecinos.

4.3 Resultados.

En base al estudio realizado en el capítulo III en el cual estamos comparando los

perfiles naca 4412 y FX60-126 nos damos cuenta que el perfil más óptimo es el

perfil FX60-126 ya que es el que capta más flujo y por lo cual podemos llegar a la

potencia deseada, a su vez nos damos cuenta que la torre será una torre cónica

de acero estructural la cual estará colocada a 15m de altura comenzando de la

parte superior del edificio del posgrado del Instituto Tecnológico de Pachuca

Realizando el estudio de viabilidad, el mantenimiento es una parte primordial para

el funcionamiento del aerogenerador ya que esta es recomendable darla cada

medio año, en cuanto a lo que es el ruido se espera un máximo de 45db y este

resultado está dentro de los límites permisibles de ruido ya que es te es de 90 db

máximos.



88

Conclusiones

La conciencia sobre el cambio climático y los efectos de los gases contaminantes

sobre la atmosfera están haciendo que el mundo migre en la generación eléctrica

de la quema de hidrocarburos a las fuentes renovables.

La energía eólica (parques eólicos) puede competir en rentabilidad con

otras fuentes energéticas tradicionales como las centrales térmicas de

carbón, las centrales de combustible e incluso con la energía nuclear.

La energía eólica no produce ningún contaminante que incida sobre el

medio ambiente. El generar energía eléctrica sin que exista un proceso de

combustión o una etapa de transformación térmica supone un procedimiento

muy favorable por ser limpio. De cada kW·h generado mediante energía eólica

en lugar de carbón se evita generar:

- 0,60 kg de CO2

- 1,33 gr de SO2

- 1,67 gr de NOx

Lo que nos da como resultado un ahorro en costos generados por daños medioambientales.

El rendimiento de la instalación es bajo. La aplicación depende del rendimiento

de las palas y del rendimiento del alternador. Básicamente el rendimiento

de las instalaciones eólicas es bajo por el proceso de transformar la energía



89

eólica en mecánica (rendimiento de las palas). Por eso se instalan baterías

para poder almacenar energía eléctrica, para así poder en todo momento

suministrar la energía que se demande. En caso de que el viento no sople lo

suficiente durante varios días, se pueden instalar sistemas híbridos, es

decir, sistemas de generación de energía eléctrica compuestos por

aerogeneradores y otro sistema como por ejemplo, placas fotovoltaicas, etc.

Para este trabajo se realizaron análisis comparando el perfil FX60-126

comparándolo con un Naca 4422 por lo cual nos dimos cuenta que en más

aceptable para este proyecto es el FX60-126

Dentro de lo que es la parte de las aspas y la torre el material para la aspa

deberá de ser de madera y para la torre será acero y dentro de este trabajo se

realizó un estudio de ruido, el cual estamos por debajo de los límites

permisibles de ruido ya que es te es como máximo de 90 dB y el prototipo

propuesto se espera que este entre los 45 a 55 db.

En función de los estudios realizados nos podemos dar cuenta que es muy

importante desarrollar nuevas fuentes de energía, para así cuidar nuestro

medio ambiente.



90

Referencias

[1] C. Tovar R. “Educación y nuevas tecnologías”. Centrales eoloeléctricas IIE, Vol.

8, 2007.

[2] T. Jons, E. Petrie. “Energía alternativa y sostenibilidad”. Revista ABB, Vol.13,

2001.

[3] Determinación de los parámetros eléctricos de salidas de alternador para uso

automotriz Norma Mexicana NMX-D-007-1973.

[4] Caldera Muñoz E. La generación de electricidad con energía eólica en México,

1996.

[5] Morillón G. D. “Mapas de vientos máximos de la República Mexicana”.

Energías renovables y medio ambiente, Vol.10, 2002.

[6]Boletín IIE julio / agosto 1994.

[7] http://rabfis15.uco.es/lvct/tutorial/41/inicio.htm

[8] http://es.scribd.com/doc/49679080/10/El-Generador-

[9] http://www.epasa.cl/tecnologia/generador-asincronico/

[10] http://www.windpower.org

http://rabfis15.uco.es/lvct/tutorial/41/inicio.htm

http://es.scribd.com/doc/49679080/10/El-Generador-

http://www.epasa.cl/tecnologia/generador-asincronico/

http://www.windpower.org/



91

[11] Le Gourieres D. Energía Eólica: Teoría, Concepción y Cálculo Práctico.

Ed.Masson,1982.

[12] Castro Gil M. Energía Eólica. Ed. Progensa, 1997.

[13] http://www.meteocat.com/anuaris

[14] http://www.greenhouse.gov.au/yourhome/technical/fs48.htm

[15] http://www.wwindea.org/home/index.php

[16] http://www.asinom.stps.gob.mx:8145/upload/noms/nom011

http://www.meteocat.com/anuari

http://www.greenhouse.gov.au/yourhome/technical/fs48.htm

http://www.wwindea.org/home/index.php



92

Apéndices.

Apéndice A-1. Programa de Estancias Inter-Universitarias de Investigación Desarrollo

Tecnológico de Innovación 2009.



93

Apéndice A-2. 16a Semana Estatal de Ciencia y Tecnología.



94

Apéndice A-3. 16a Semana Estatal de Ciencia y Tecnología. Expositor de conferencia:

Aerogenerador para el I.T.P



95

Apéndice A-4. “Fuentes Alternativas de Energía”



96

Apéndice A-5. Congreso Internacional sobre Energía Eólica.



97

Apéndice A-6. Taller de Sistemas de Control y Monitorización de una Turbina Eólica del Congreso

Internacional sobre Energía Eólica.



98

Apéndice A-7. 17a Semana Nacional de Ciencia y Tecnología.



99

Apéndice A-8. Taller de LABVIEW y equipo de adquisición de datos del Congreso

Internacional sobre Energía Eólica.



100



101



102



103



104



105



106



107

Apéndice B. Diseño de un aerogenerador de baja potencia 12Kw



108

Section

ASME(ASTM) KS JIS

DIN SPEC. GRADE

ST'D

NUMBER SYMBOL ST'D

NUMBER SYMBOL

Forgings Carbon steel for piping components SA-105

D3710 SF 50 G 3201 SF 50

D3710 SF 50 G 3201 SF 50PV

D3710 SF 45 G 3201 SF 45

D3752 SF 30C G 40511 SF 30C

D3752 SF 25C G 4051 SF 25C

Seamless carbon steel pipe for high-

temperature service

SA-106

Gr. A

D 3564 SPPH 38 G 3455 STS38 DIN 1629 St 35.4

D 3570 SPHT 38-S G 3456 STPT 38-S DIN 17175 St 35.8

Gr. B

D 3564 SPPH 42 G 3455 STS 42 DIN 1629 St 45.4

D 3570 SPHT 42-S G 3456 STPT 42-S DIN 17175 St 45.8

Gr. C

D 3564 SPPH 49 G 3455 STS 49 DIN 1629 St 52.4 SEW 610-17Mn4

SEW 610-19Mn5

D 3570 SPHT 49-S G 3456 STPT 49-S

DIN 17175 St 45.8 SEW 610-17Mn4

SEW 610-19Mn5

Forged or rolled steel pipe flanges, Forged fittings, and valves and

parts for high- temperature service.

SA-182

F 1 D 4110 SFHV 12B G 3213 SFHV 12B SEW 550 22Mo4

SEW 620 15Mo3

F 2 D 4110 SFHV 13B G 3213 SFHV 13S SEW 620 12CrMo44 SEW 620 13CrMo44

F 5 D 4110 SFHV 25 G 3213 SFHV 25 VaTUVWb1.1207-12CrMo19

F 9 D 4110 STS 26B G 3213 SFHV 26B Wat-Nr1.7388-12CrMo91

F 11 D 4110 STS 23B G 3213 SFHV 23B SEW 810-12CrMo44 SEW 810-13CrMo44

F 12 D 4110 STS 22B G 3213 SFHV 22B SEW 810-12CrMo44

SEW 810-13CrMo44

F 22 D 4110 STS 24B G 3213 SFHV 24B SEW 810-10CrMo910

F 304 D 3214 STS 304 G 3214 SUSF 804 SEW 880-5CrMo1810 SEW 17440-2CrMo1812

F 304H D 3214 STS 304H G3214 SUSF 804H F 304L D 3214 STS 304L G 3214 SUSF 804L DIN 17440-2CrNi189

F 310 D 3214 STS 301 G 3214 SUSF 810

F 316 D 3214 STS 316 G 3214 SUSF 816 DIN 17440-5CrNiMo1810 DIN 17440-5CrNiMo1812

F 316H D 3214 STS 2316H G 3214 SUSF 816H

F 316L D 3214 STS 316L G 3214 SUSF 816L DIN 17440-2CrNiMo1810 DIN 17440-2CrNiMo1812

F 321 D 3214 STS 321 G 3214 SUSF 821 DIN 17440-10CrNiMo189 SEW 680-10CrNiMo1810

F 321H D 3214 STS 321H G 3214 SUSF 821H

F 347H D 3214 STS 347 G 3214 SUSF 847 DIN 17740-10CrNiMo189 SEW 680-10CrNiMo1810

F 347H D 3214 STS 347H G 3214 SUSF 847H SEW 870-8CrNiMo1518



109

Section

ASME(ASTM) KS JIS

DIN SPEC. GRADE

ST'D

NUMBER SYMBOL ST'D

NUMBER SYMBOL

Alloy-steel and stainless steel bolting materials for high- temperature service SA-

193

Gr. B5 D 3755 SNB 5 G 4107 SNB 5

Gr. B7 D 3755 SNB 7 G 4107 SNB 7 DIN 17240-24CrMo5

Gr. B16

D 3755 SNB 16 G 4107 SNB 16 DIN 17240-21CrMoV55

Carbon and alloy steel nuts for high pressure and high temperature

SA-194

Gr. 2H D 3752 SM 45C G 4051 S 45C DIN 17100 St 50-2

Gr. 3 D 3755 SNB 5 G 4107 SNB 5 -

Gr. 4 - - - - DIN 17240-24 CrMo5

Carbon steel castings suitable for fusion welding for high- temperature service

SA-216

Gr. WCA D 4101 SC 42 G 5101 SC 42 DIN 1681 GS-38

D 4106 SCW 42 G 5102 SCW 42 DIN 1681 GS-38.5

D 4107 SCPH 1 G 5151 SCPH 1

DIN 1681 GS-38 DIN 1681 GS-45 DIN 17245 GS-C25

Gr. WCB D 4101 SC 49 G 5101 SC 42 DIN 1681 GS-52

D 4106 SCW 49 G 5102 SCW 49 DIN 1681 GS-45.3

D 4107 SCPH 2 G 5151 SCPH 2

DIN 1681 GS-52 DIN 17245 GS-C25

Gr. WCC D 4106 SCW 49 G 5102 SCW 49 DIN 1681 GS-45.3

D 4107 SCPH 2 G 5151 SCPH 2

DIN 1681 GS-52 DIN 17245 GS-C25

Martensitic stainless steel and alloy steel casting for pressure containing parts suitable for high- temperature service

SA-217

Gr. WC1 D 4107 SCPH 11 G 5151 SCPH 11 DIN 17245 GS-22Mo4

Gr. WC6 D 4107 SCPH 21 G 5151 SCPH 21 DIN 17245 GS-17CrMo55

Gr. WC9 D 4107 SCPH 32 G 5151 SCPH 32 SEW 595 GS-12CrMo910

Gr. C5 D 4107 SCPH 61 G 5151 SCPH 61 SEW 595 GS-12CrMo195 SEW 595 GS-12CrMo101

Gr. C12 D 4107 SCPH 61 G 5151 SCPH 61

SEW 595 GS-12CrMo195 SEW 595 GS-12CrMo101



110

Section

ASME(ASTM) KS JIS

DIN SPEC. GRADE

ST'D NUMBER SYMBOL

ST'D NUMBER SYMBOL

Chromium and chromium-nickel stainless steel plate, sheet, and strip for fusion- welded unfired pressure vessels.

SA-240

Type 302

D 3705 STS 302 G 4304 SUS 302

Type 304

D 3705 STS 304 G 4304 SUS 304 SEW 680 5CrNi 1810 DIN 17440 5CrNi 189

Type 304L D 3705 STS 304L G 4304 SUS 304L DIN 17440 2CrNi 189

Type 309S D 3705 STS 309S G 4304 SUS 309S

Type 310S D 3705 STS 310S G 4304 SUS 310S

Type 316

D 3705 STS 316 G 4304 SUS 316 DIN 17440 5CrNiMo1812 DIN 17440 5CrNiMo1810

Type 316L D 3705 STS 316L G 4304 SUS 316L

DIN 17440 7CrNiMo1812 DIN 17440 7CrNiMo1810

Type 321 D 3705 STS 321 G 4304 SUS 321

DIN 17440 10CrNiTi1810 SEW 880 10CrNiTi1810

Type 347

D 3705 STS 347 G 4304 SUS 347 DIN 17440 10CrNiTi189

Type 405

D 3705 STS 405 G 4304 SUS 405 DIN 17440 7CrAl 13

Type 410

D 3705 STS 410 G 4304 SUS 410 DIN 17440 10Cr 13

Type 429

D 3705 STS 429 G 4304 SUS 429 -

Type 430

D 3705 STS 430 G 4304 SUS 430 DIN 17440 8Cr 17

Low and intermediate-tensile strength carbon steel plates of structural SA-

283

Gr. C D 3503 SB 41 G 3101 SS 41 DIN 17100 USt 37-1

Gr. D D 3503 SB 41 G 3101 SS 41 DIN 17100 USt 42-1

Low and intermediate-tensile strength carbon steel plates for pressure vessels SA-

285

Gr. B D 3560 SBB 35 G 3103 SB 35

Gr. C D 3560 SBB 42 G 3103 SB 42 DIN 17155 H11

Cow carbon steel externally and internally threaded standard fasteners

SA-307

Gr. B D 3503 SM 42 G 3101 SS 41 (B) DIN 267 B1. 3-4. 6 (N) DIN 257 B1. 4-5

D 3752 SM 25C G 4051 S 25C

(B) DIN 267 B1. 35-6 DIN 17240 C 35, CK35 (N) DIN 267 B1. 45 DIN 17100 St 50-2

Apéndice C. Normas DIN.

1318

300

0

231

60°

60°

120°

120°

330

DERECHOS RESERVADOS

ESTE DIBUJO EN DETALLE Y DISEÑO

AUTORIZANDO EL USO SOLO EN CONEXION

CON TRABAJOS EFECTUADOS POR SYCSA

INST

ITUT

O TE

CNOL

OGICO

DE P

ACHU

CA

ES PROPIEDAD EXCLUSIVA DE

DIMENSIONES CRITICAS

NORMAS APLICABLESREFERENCIA: VER CARPETA DE NORMAS EN LUGARES ASIGNADOS

REF. MFG:

REVO.C.

N/A 0

O.C. Y REVISIONES

D E S C R I P C I O N

REVISION INTERNA INGENIERIA No.ASPA-P-01A.G.M.

VoBoPORFECHA

JLCR

ING.J. LUIS CUEVASROLDAN

INSTITUTO TECNOLOGICO DE PACHUCADIBUJO :DIBUJO : DR.

ABDIEL GOMEZ MERCADO

REVISO :REVISO : DR.ABDIEL GOMEZMERCADO

APROBO :APROBO :

0REV

FECHA:FECHA:

AEROGENERADOR 12 kw

T I P O D E D I A G R A M A O P L A N O :

C L I E N T E :

ASPAE Q U I P O :

ESCALA:

PLANO

ACOTACIONES:

mm[in] sin

12/06/11

FECHA

D E S C R I P C I O N :

PARTE

XXXX

TELS. 710103073CARRETERA MEXICO-PACHUCA KM 87.5

INSTITUTO TECNOLOGICO DE PACHUCA

151

00 1

5659

3746

1358

DERECHOS RESERVADOS




INST

ITUT

O TE

CNOL

OGICO

DE P

ACHU

CAES PROPIEDAD EXCLUSIVA DE



REF. MFG:

REVO.C.

N/A 0

O.C. Y REVISIONES


REVISION INTERNA INGENIERIA No.TORRE-P-01

A.G.M.

VoBoPORFECHA

JLCR


INSTITUTO TECNOLOGICO DE PACHUCADIBUJO :DIBUJO : ING.

ABDIEL GOMEZMERCADO

REVISO :REVISO : ING.ABDIEL GOMEZMERCADO

APROBO :APROBO :

0REV

FECHA:FECHA:

AEROGENERADOR 12 kw


C L I E N T E :

TORREE Q U I P O :

ESCALA:

PLANO

ACOTACIONES:

mm[in] sin

12/06/11

FECHA


PARTE

XXXX

TELS. 710103073CARRETERA MEXICO-PACHUCA KM 87.5

INSTITUTO TECNOLOGICO DE PACHUCA

16°

3002

151

00 1

5659

DERECHOS RESERVADOS




INST

ITUT

O TE

CNOL

OGICO

DE P

ACHU

CA

ES PROPIEDAD EXCLUSIVA DE



REF. MFG:

REVO.C.

N/A 0

O.C. Y REVISIONES


REVISION DE INGENIERIA No.AER-E-00A.G.M.

VoBoPORFECHA

JLCR


ITPDIBUJO :DIBUJO : DR.

ABDIEL GOMEZMERCADO

REVISO :REVISO : DR.ABDIEL GOMEZMERCADO

APROBO :APROBO :

0REV

FECHA:FECHA:

INSTITUTO TECNOLOGICO DE PACHUCACARRETERA MEXICO-PACHUCA KM 87.5

TELS. 710103073

ESCRIBA DESCRIPCIÓN


C L I E N T E :

AEROGENERADOR DE 12kwE Q U I P O :

ESCALA:

PLANO

ACOTACIONES:

mm[in] sin

12/16/11

FECHA


ENSAMBLE

XXXX

diseño de un aerogenerador de 12 kw de potencia para el ... · resumen. la energía eólica ha...

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