Este documento describe un proyecto de titulación para optar al título de Ingeniero Naval en la Universidad Austral de Chile. El proyecto evalúa una turbina hidrocínética Darrieus para generar energía en la localidad de Melinka, Región de Aysén. Se presenta una introducción al problema energético en Chile y la zona de estudio. Luego, se describe brevemente el dispositivo y sus componentes principales, y se incluyen cálculos preliminares de diseño.

1. Universidad Austral de Chile
Facultad de Ciencias de la Ingeniería
Escuela de Ingeniería Naval
“EVALUACIÓN DE UNA TURBINA
TURBINA
HIDROCINÉTICA DE TIPO DARRIEUS PARA
TIPO
LA LOCALIDAD DE MELI
MELINKA”
Proyecto para optar al Título de
Ingeniero Naval.
Menciones
Arquitectura Naval
ectura
Transporte Marítimo
Profesor Patrocinante
Dr. Ingeniero Naval Sr. Gonzalo
Tampier Brockhaus
PABLO WALTERIO JOOST WINKLER
VALDIVIA-CHILE
2012
1

2. Este Proyecto de Titulación ha sido sometido para su aprobación a la Comisión de Tesis,
como requisito para obtener el grado de Licenciado en Ciencias de la Ingeniería.
El proyecto de Titulación aprobado, junto con la nota de examen correspondiente, le
permite al alumno obtener el título de Ingeniero Naval, mención Arquitectura Naval y Transporte
Marítimo.
EXAMEN DE TITULO:
Nota de Presentación (Ponderada) (1) : ……………………………
Nota de Examen (Ponderada) (2) : ……………………………
Nota Final de Titulación (1+2) : ……………………………
COMISION EXAMINADORA:
--------------------------------------- ---------------------------
DECANO FIRMA
--------------------------------------- ---------------------------
EXAMINADOR FIRMA
--------------------------------------- ---------------------------
EXAMINADOR FIRMA
--------------------------------------- ---------------------------
EXAMINADOR FIRMA
--------------------------------------- ---------------------------
SECRETARIO ACADEMICO FIRMA
Valdivia,…………………………………………………………………………………………………………………………
Nota de Presentación = NC/NA * 0,6 + Nota de Tesis * 0,2 Nota Final = Nota de Presentación +
Nota Examen * 0,2 NC = Sumatoria Notas de Currículo, sin Tesis NA = Número de asignaturas
cursadas y aprobadas, incluida Práctica Profesional.
2

3. Índice
Resumen.............................................................................................................................................. 5
Abstract ............................................................................................................................................... 5
Introducción ........................................................................................................................................ 6
Objetivos ............................................................................................................................................. 7
Objetivo Primario ............................................................................................................................ 7
Objetivos Secundarios ..................................................................................................................... 7
Capítulo 1 - Descripción del problema ................................................................................................ 8
1.1 Problema energético nacional .................................................................................................. 8
1.2 Diversificación de la matriz energética ..................................................................................... 8
1.3 Tendencias ................................................................................................................................ 8
1.4 ERNC .......................................................................................................................................... 9
1.5 Melinka ...................................................................................................................................... 9
Capítulo 2 – Descripción de la zona de Aplicación ............................................................................ 10
2.1 Ubicación ................................................................................................................................. 10
2.2 Energía en Melinka .................................................................................................................. 11
2.3 Hidrología ................................................................................................................................ 11
2.4 Comportamiento del Consumo de Energía en Melinka .......................................................... 13
Capítulo 3 - Descripción General del Dispositivo ............................................................................. 14
3.1 Turbina .................................................................................................................................... 14
3.1.1. Perfiles ............................................................................................................................. 17
3.1.2 Eje ..................................................................................................................................... 18
3.2 Transmisión Mecánica............................................................................................................. 18
3.3 Generador Eléctrico ................................................................................................................ 20
3.4 Electrónica de Potencia ........................................................................................................... 22
3.5 Transmisión Eléctrica .............................................................................................................. 22
3.6 Panel Eléctrico ......................................................................................................................... 23
3.7 Casco ....................................................................................................................................... 23
3.8 Estimación Preliminar de las características del dispositivo ................................................... 24
3.8.1. Diseño de la Turbina........................................................................................................ 26
3.8.1.1 Perfiles hidrodinámicos ............................................................................................. 27
3

4. 3.8.1.2 Estimación de Fuerzas ............................................................................................... 30
3.8.1.3 Dimensionamiento del eje del rotor ......................................................................... 36
3.8.2 Generador Eléctrico y Caja Multiplicadora ...................................................................... 38
3.8.3 Electrónica de Potencia .................................................................................................... 41
3.8.3 Transmisión eléctrica ....................................................................................................... 42
3.8.4 Casco ................................................................................................................................ 42
Capítulo 4 – Estimación de costos..................................................................................................... 46
4.1 Fabricación .............................................................................................................................. 46
4.2 Instalación ............................................................................................................................... 46
4.3 Mantención ............................................................................................................................. 47
4.4 Sistema alternativo ................................................................................................................. 47
Capítulo 5 – Comparación de Tecnologías ........................................................................................ 48
Conclusiones ..................................................................................................................................... 49
Bibliografía ........................................................................................................................................ 50
4

5. Resumen
En este escrito se describen los diversos problemas energéticos y las tendencias que
apuntan a diversificar la matriz utilizando fuentes alternativas de energía, conocidas como ERNC.
También se conoce el caso particular de Melinka, localidad ubicada en la Región de Aysén que
carece de acceso a la red pública de energía. Se describen las características del lugar seleccionado
para aplicar la turbina, utilizando información basal obtenida de estudios previos.
También, se hace una descripción del dispositivo proyectado, mostrando sus
características principales, clarificando conceptos a través de una serie de esquemas. Se definen
dimensiones iniciales en base a cálculos teóricos. Posteriormente se realizará una estimación de
los costos de fabricación, instalación y operación del dispositivo. Con los costos claros, se realiza
una evaluación y se compara económicamente con un sistema diesel de generación eléctrica.
Abstract
This paper describes some energy issues and trends that point to diversify the use of alternative
energy sources, known as NCRE. Also known the particular case of Melinka, a town located in the
Aysén Region without access to power net. It describes the characteristics of the site selected to
implement the turbine, using baseline information obtained from previous studies.
Also, a description of the planned device, showing its main characteristics, clarifying concepts
through a series of schemes. Initial dimensions are defined based on theoretical calculations.
Subsequently carry out an estimate of the costs of manufacturing, installation and operation of
the device. With the costs clear, an assessment is made and compared economically with diesel
power generation system.
5

6. Introducción
En este proyecto de título realiza una evaluación económica de una turbina hidrocinética
de tipo Darrieus, ubicada en una localidad aislada en los canales del sur de Chile, Melinka.
Para establecer los criterios y realizar dicha evaluación, se requiere dimensionar
adecuadamente el dispositivo, de forma tal que cumpla con los requerimientos tanto energéticos
como estructurales. Para ello se describe inicialmente una reseña respecto a la situación
energética nacional y global, de forma que se justifica la inclusión de nuevos tipos de tecnologías.
Por otro lado, con el fin de realizar un buen diseño, deben conocerse los parámetros
ambientales que afectan al dispositivo, vale decir, la corriente y profundidad del canal
seleccionado, dado que como se verá, estos factores representan limitantes y capacidades para el
dispositivo.
La estimación de los costos debe tener sustento en la realidad, y para ello se realiza una
revisión a través de la web de los diversos proveedores de insumos. Estos datos son asimilados
directamente al dispositivo, de forma que se pueda generar una idea o estimación de costos
totales de fabricación, instalación y operación de la turbina.
6

7. Objetivos
Objetivo Primario
- Analizar la viabilidad de una planta de generación de energía, utilizando una turbina
hidrocinética tipo Darrieus, que abastece al Aeródromo de Melinka, ubicado en esta
localidad de la Región de Aysén. Se estima que la potencia requerida es de unos 10 kW.
Objetivos Secundarios
- Conocer sobre el problema energético actual y la tendencia de las políticas de desarrollo
de las ERNC.
- Determinar una configuración de componentes en una turbina hidrocinética tipo Darrieus,
detallando sus características y funcionamiento.
- Realizar una estimación de costos de la construcción, instalación y operación de una
turbina hidrocinética tipo Darrieus.
- Conocer el caso particular de la localidad de Melinka, destacando su situación energética
respecto del resto del país. Además, describir las características que sustentan una planta
de energía mareomotriz.
7

8. Capítulo 1 - Descripción del problema
1.1 Problema energético nacional
En Chile, cada 10 años es necesario duplicar la producción de energía para mantener el
nivel de crecimiento en el desarrollo económico/industrial. Se ha estimado que es necesario
instalar alrededor de 8.000 MW para el año 2020 [1]. De esta manera, el Estado a través de la
Comisión Nacional de Energía CNE a través de diversos estudios ha llevado a cabo políticas de
largo plazo tendientes a apoyar el desarrollo sostenible, satisfaciendo la demanda energética
industrial y doméstica de manera segura, equitativa, a buen precio y velando por la preservación
de los bienes ambientales y recursos naturales.
Sin embargo, desde el año 2000 ha tenido un significativo aumento la producción de
energía por Gas Natural, Diesel y Carbón. Básicamente, el país ha duplicado prácticamente la
producción energética en base a recursos no renovables y que además aportan con un alto
impacto en los ecosistemas.
1.2 Diversificación de la matriz energética
Si bien no se aprecia un avance que apunte hacia la utilización masiva de las Energías
Renovables No Convencionales (ERNC), es loable que la matriz energética presente una
diversificación de las fuentes de obtención sin embargo, según la Agencia Internacional de Energía,
para el año 2020 en América Latina el nivel de penetración de las ERNC sería del orden de un 6%,
dado que tiene directa relación con el nivel de desarrollo de los países. Por su parte, Europa
tendría el 2020 un nivel de penetración de ERNC del orden de un 20%. Uno de los principales
avances en Chile respecto de la ERNC es la aprobación en el congreso de la Ley 20.257 el año 2008,
que obliga a las compañías generadoras a que el retiro de energía ya sea por sus propios medios o
contratados sea en un 10% proveniente de ERNC, sin embargo el sistema permite que los
excedentes de energía “limpia” sean transferidos a otra compañía generadora, lo que impide la
diversificación a nivel de compañías [2].
1.3 Tendencias
Mientras que en los países miembros de la OECD durante los años 2001-2008, la emisión
de CO2 por consumo de combustible aumentó en un 0,9% respecto del 2001, en Chile se produjo
un aumento de un 37,7% [3]. Se perfila entonces una necesidad imperiosa; impulsar políticas de
desarrollo y financiamiento de proyectos de bajo impacto medioambiental.
8

9. El objetivo de la Ley 20.257 es que la inyección de energía a través de ERNC sea de forma
gradual, iniciando el año 2010 con un 5% para llegar al año 2024 con un 10%. Sin embargo la Ley
no toca temas esenciales como subvención o bonos a empresas o instituciones que generen ERNC.
1.4 ERNC
La situación actual de las ERNC es bastante alentadora. Según el SEIA un 37% de los
proyectos en evaluación corresponden a ERNC, mientras que de los proyectos aprobados y sin
construir solo un 15% corresponde a ERNC. Esto es reflejo de que cada proyecto que se inicia tiene
un sustento y una vez que se ha generado es llevado adelante hasta que se concreta.
1.5 Melinka
Este poblado de pescadores y mariscadores ha sufrido un incipiente aumento de
población debido a la actividad industrial relacionada a la crianza del salmón destinado a la
exportación a distintos países de la Unión Europea, Estados Unidos, Japón e incluso Brasil. A raíz
de ello, los medios de transporte desde y hacia la isla se han diversificado, desarrollándose
ampliamente la oferta aérea civil. Esto ha suscitado por lo tanto una mejora en las características
de los diferentes puntos de acceso (rampas, muelles, aeródromo). En definitiva, se ha mejorado
notoriamente la calidad de vida en el pueblo, cambios que están orientados a satisfacer las
necesidades de la industria. Sin embargo, existe un gran problema, relacionado a la generación de
energía eléctrica domiciliaria e industrial, la cual está acotada debido a la utilización de motores
generadores diesel.
Todos estos antecedentes, nos dan luces sobre la necesidad de una solución innovadora,
práctica y segura que ayudaría a mitigar las falencias energéticas de la localidad, en especial
cuando tiene relación con la seguridad en la navegación aérea civil.
9

10. Capítulo 2 – Descripción de la zona de Aplicación
Este capítulo entrega información general respecto de la zona de aplicación del
dispositivo, junto con algunos elementos que resultan claves para la determinación de las
características de éste.
2.1 Ubicación
Melinka es un pueblo de pescadores y mariscadores ubicado en la zona norte de la Región
de Aysén, a unos 300 kilómetros de la Capital Regional Coihaique y 90 kilómetros del centro
urbano más cercano, Quellón en la isla de Chiloé.
Isla Ascensión
Isla Westhoff
Melinka
Figura 2: Melinka en Google Earth
Figura 1: Mapa de XI Región
Las rutas de navegación definidas por la autoridad marítima pasan al oriente de la Isla
Westhoff, por el cual transitan las embarcaciones de mayor tamaño. De esta manera el canal formado
entre la Isla Ascensión y la Isla Westhoff está libre de embarcaciones de gran tamaño. Por otro lado,
este canal tiene aproximadamente 4 cables de ancho (unos 740 metros) [4].
10

11. 2.2 Energía en Melinka
Durante el mes de Junio del año 2012 el precio de 1 litro de petróleo fue
aproximadamente de $900 en Melinka. Durante el mismo periodo el valor del litro de petróleo en
la Región Metropolitana fue de $520 aproximadamente (según Informe Semanal de Precios ENAP
[5]) resultando en una diferencia de un 73% en el valor. En adición a esto en Puerto Montt,
durante el mismo periodo el valor promedio del litro de petróleo, fue de $630, resultando en una
diferencia de un 42% respecto del valor promedio en Melinka (valores observados en terreno).
Existe una empresa Distribuidora en la zona, la cual además vende el combustible a la
empresa generadora de energía que depende de la Municipalidad de Guaitecas la que a su vez
recibe dinero de parte del Gobierno Regional.
Junto a todo lo anterior, se suma el clima de la zona que aporta en el aislamiento y por
tanto la vulnerabilidad del suministro.
En lo concreto, la generación eléctrica se realiza en base a 2 motores diesel de 360 KVA
cada uno.
2.3 Hidrología
Las profundidades del canal entre la Isla Ascensión y la Isla Westhoff, según consta en el
Atlas Hidrográfico de la Armada de Chile, varían entre 31 metros en su parte media y alrededor de
13-15 metros en la costa. Estos valores son conocidos como N.R.S. (Nivel de Reducción de Sondas)
y es la mínima profundidad que se puede presentar en el lugar señalado. Se garantiza la
profundidad mínima en el lugar señalado al realizar una lectura de las profundidades en este Atlas.
Lógicamente, en caso de existir un evento que altere la geografía, deberán realizarse nuevamente
las mediciones de profundidad.
Si bien no se conocen antecedentes específicos sobre las corrientes en este canal, en el
mismo Atlas se pueden apreciar valores que han sido ingresados por el SHOA, los cuales varían
entre 2 y 4 nudos de velocidad.
A pesar de eso, el año 2009 se realizó en la Universidad de Valparaíso un estudio llamado
“Generación de Energía por Corrientes Marinas. Una aplicación al caso de Melinka” [6]. En éste se
entregan datos relevantes respecto a la batimetría de la zona y también a las medidas de
corrientes. Sin embargo, lo más importante a extraer de este estudio, es el resultado de la
modelación numérica que simplifica el fenómeno de las corrientes.
Si bien no se entregan datos precisos del canal seleccionado como emplazamiento del
dispositivo, se entregan algunas señales de cual debiera ser el comportamiento de las velocidades
del agua, dado que se pueden incorporar los datos conocidos desde el SHOA.
11

12. El estudio es claro, la ventaja de elaborar un modelo es que permite caracterizar la
hidrodinámica de las corrientes sobre toda la región abarcada por el modelo [6].
Gracias a la modelación, se extrae el siguiente diagrama, en el cual el estudio de la
Universidad de Valparaíso hace énfasis en las corrientes producidas en los canales Leucayec y
Carbunco, ubicados ligeramente al sur de Melinka.
Punto de Interés
Figura 3: Simulación de corrientes, U. Valparaíso [6]
Si bien la imagen no es clara, en el documento original se puede apreciar claramente que
el rango de velocidades en el canal de interés es entre 1.5 a 2.0 m/s. Además, se entrega el
siguiente gráfico con la variación de velocidad del agua durante un periodo de tiempo. De la
información del SHOA podemos permitirnos decir que la velocidad media en el canal es de 1.5
m/s. Como se verá más adelante, éste es uno de los datos más importantes al momento de
dimensionar el dispositivo.
Figura 4: Distribución de Velocidad de corrientes, U. Valparaíso [6]
12

13. La consultora Garrad Hassan, realiza el año 2009 una selección preliminar de sitios clave
para la energía marina. Aquí se enfoca en dos tipos de energía en particular, la energía undimotriz
y la energía mareomotriz [7].
A pesar de que considera otros elementos, como proximidad a centros urbanos, a líneas
de transmisión entre otros, entrega también un mapeo del potencial por corrientes en el cual, en
general, todos los canales interiores se encuentran en rangos de entre 1.4 a 1.6 m/s.
2.4 Comportamiento del Consumo de Energía en Melinka
Si bien el consumo energético en Melinka, descrito por la Universidad de Valparaíso, no
tiene directa relación con el consumo de las instalaciones del aeródromo, puede entregar luces
respecto a cuándo se tendrán los peaks de consumo.
Figura 5: Patrón de Consumo en Melinka, U. Valparaíso [6]
Se puede apreciar en la Figura 5, que el peak de consumo energético medio en la localidad de
Melinka es entre las 18 hrs y las 24 hrs. Por otro lado, de acuerdo al horario de vuelo de la línea
Aerocord [8], que realiza el recorrido hacia la isla, el peak de consumo debiera darse entre las 13
hrs y las 15 hrs aproximadamente (se considera el uso de equipos de comunicaciones, iluminación,
etc.). Se puede suponer entonces que se tendrán dos horarios en que el consumo será llevado al
límite, entre las 13 hrs a 15 hrs y entre las 18 hrs a las 24 hrs.
13

14. Capítulo 3 - Descripción General del Dispositivo
Para comprender los distintos elementos que componen el dispositivo de generación, se
presenta el siguiente esquema simplificado.
Figura 6: Esquema Simplificado de Dispositivo
3.1 Turbina
El objetivo general de una turbina como se conoce tradicionalmente es convertir la
energía hidráulica generada por la corriente de un fluido en energía mecánica, la cual es utilizada
por un generador eléctrico el cual la convierte finalmente en corriente eléctrica. Sin embargo, las
turbinas son parte de una clasificación más general, dado que se encuentran dentro de las
llamadas turbomáquinas.
Las turbomáquinas son aquellas máquinas en las que el intercambio de energía es
producido por la variación del movimiento cinético de un fluido al pasar por un órgano que se
mueve de forma rotacional llamado rotor [9].
Las turbomáquinas se pueden clasificar según la compresibilidad del fluído, a pesar de que
todo fluído real es compresible. Se tiene entonces la clasificación:
a. Turbomáquinas térmicas, en las que el fluído presenta una variación de la densidad tal que
no puede obviarse y trabajarse como constante en el diseño.
b. Turbomáquinas hidráulicas, en las cuales el fluído presenta una variación despreciable de
su densidad y por lo tanto de su volumen específico.
14

15. Las turbomáquinas también se clasifican según el sentido de intercambio de la energía, de
acuerdo a dicha clasificación, se tienen:
a. Turbomáquinas motoras o motrices, las cuales transfieren energía mecánica al fluído.
b. Turbomáquinas generadoras o generatrices, las cuales de forma inversa a las primeras,
transfieren o transforman la energía cinética del fluído en energía mecánica.
Otra forma de clasificación que cabe destacar es de acuerdo a la dirección del flujo
incidente sobre el rotor. De acuerdo a esta clasificación, se tienen:
a. Turbomáquinas de flujo axial, en las que toda partícula de fluído recorre el rotor de forma
paralela al eje de éste.
b. Turbomáquinas de flujo radial, en las cuales el fluído recorre el rotor siguiendo una
trayectoria perpendicular a éste, es decir, sobre un plano que corta el eje en el sentido del
radio de éste.
c. Turbomáquinas de flujo diagonal, en la que el flujo incide sobre el rotor siguiendo una
trayectoria diagonal al eje, como por ejemplo, siguiendo la trayectoria de un ducto cónico.
La tecnología seleccionada para desarrollar este proyecto de evaluación, como se anticipa
en el título, es la generación a través de un sistema que utiliza un rotor de tipo Darrieus. Esta
turbina fue patentada por un ingeniero aeronáutico el año 1931, el francés George Darrieus, al
cual debe su nombre la turbina.
La turbina Darrieus es una turbomáquina hidráulica generatriz, está constituida por un eje
vertical al que van unidos una serie de perfiles que giran de forma solidaria al eje. La dirección del
flujo es horizontal de forma que este incide de forma radial en el eje y por lo tanto en el rotor.
La turbina Darrieus no es la única en su tipo, dado que existen otras configuraciones de
perfiles como la turbina Gorlov (Fig. 7.d) o la turbina Savonius (Fig. 7.e).
Como se puede apreciar en la Figura 7, existen a su vez diferentes tipos de turbina
Darrieus, como la turbina Darrieus Jaula de Ardilla (Fig. 7.a), la turbina H-Darrieus (Fig. 7.b) o la
turbina Darrieus Troposkien (Fig. 7.c).
15

16. Figura 7: Tipos de Turbinas Axiales Verticales [11]
Si bien la turbina Darrieus fue desarrollada para ser aplicadas en sistemas de generación
por viento, ya se han realizado experiencias con flujos de agua, tanto para corrientes producidas
por la influencia de las mareas, como para corrientes producidas por ríos.
Una de las experiencias que cabe destacar, es la desarrollada por la firma canadiense New Energy
Corporation [10], quienes desde el año 2003 han explotado comercialmente turbinas tipo Darrieus
de 5, 10 y 25 kW de potencia, apoyados también con investigación respecto al desempeño de
dichas turbinas. Otra experiencia notable es la desarrollada el año 2012 en la Universidad Austral
de Chile en la que construyó un prototipo de turbina Darrieus y se ensayó en dependencias del
Instituto de Ciencias Navales y Marítimas [11].
Una de las principales razones para utilizar este tipo de turbinas, es que se considera que
en sistemas de aerogeneradores ha demostrado ser un aparato eficiente, con un diseño simple y
de fácil construcción. Por otro lado, la forma en que está diseñado permite que opere sin
distinción de la dirección del flujo, es decir que éste puede incidir en el dispositivo desde distintos
ángulos respecto de la crujía del pontón, ya que el flujo se mantiene siempre en un plano
perpendicular al eje del rotor.
Sumado a lo anterior es altamente ventajoso el diseño que permite acceder al sistema de
transmisión, generación y control de potencia sin mayores complicaciones que montarse en el
pontón, dado que estos sistemas están instalados sobre la cubierta del pontón.
16

17. 3.1.1. Perfiles
La turbina de tipo Darrieus se construye utilizando perfiles hidrodinámicos. En este caso se
ha definido utilizar un perfil perteneciente a la serie NACA, específicamente un perfil
l
perteneciente a la serie de 4 dígitos llamado NACA 0015.
Los perfiles NACA son una serie de perfiles creados por la “National Advisory Committee
for Aeronautics”, quienes desde la década de 1930 iniciaron la investigación de perfiles
,
aerodinámicos analizando los efectos del espesor, curvatura y diversas formas geométricas.
Existen diversas series, que aparecieron en función a la complicación que fueron presentando las
geometrías, que se diferencian por el número de dígitos utilizados para denominarlas y definirlas
de acuerdo a sus características. Entre las series de perfiles NACA se consideran las Serie-1, Serie-
. Serie
4, Serie-5, Serie-6, Serie-7 y Serie [12]
7 Serie-8.
La serie de 4 dígitos, NACA 4 Serie, define sus características geométricas de acuerdo a la
4-Serie,
siguiente nomenclatura: El primer dígito indica la máxima curvatura en porcentaje respecto de la
cuerda del perfil, el segundo dígito indica la posición del punto de máxima curvatura a lo largo de
la línea media en décimos de cuerda. Por último los dos dígitos restantes indican el espesor
máximo del perfil expresado en porcentaje de la cuerda.
El caso particular del perfil seleccionado NACA 0015, tiene un espesor máximo de 15% de
seleccionado,
la cuerda y además indica que este no posee curvatura (es un perfil simétrico), por lo que la
distancia de esta es también 0.
Figura 8: Perfil NACA 0015 [12]
Una de las principales ventajas que presenta este perfil es su fácil construcción, su simetría
este
y además que está disponible para ser utilizado (libre de patentes).
17

18. 3.1.2 Eje
El eje forma parte fundamental del sistema de la turbina. Debe ser dimensionado de forma
que soporte los esfuerzos producidos en él por la fuerza del agua en los perfiles. El material
seleccionado debe tener las características adecuadas para construir ejes de maquinarias y
además debe ser capaz de soportar los embates del medioambiente, ya que está inmerso en un
ambiente marino.
Es por ello que para su elección deben considerarse el esfuerzo admisible del material y las
características químicas que lo definen.
3.2 Transmisión Mecánica
Uno de los principales elementos que componen el dispositivo es el sistema de
transmisión mecánica. En el desarrollo del prototipo de la Universidad Austral de Chile, podemos
apreciar que, llevadas adelante una serie de mejoras al sistema de transmisión, la velocidad del
rotor no supera las 120 RPM. Es conocido que un generador eléctrico trabaja a altas RPM y bajo
torque, por lo que se hace necesario un sistema que amplifique las RPM de entrada a éste. Si bien
el dispositivo se debe diseñar de acuerdo a las condiciones particulares del lugar de
emplazamiento, es impensable que las RPM del rotor sean suficientes para satisfacer las
necesidades del generador eléctrico.
Una clasificación general de los distintos sistemas de engranajes, puede darse de la
siguiente manera:
a. Según la distribución espacial de los ejes de rotación
b. Según la forma de dentado
c. Según la curva generatriz de diente
Comúnmente se clasifican los engranajes de la primera forma señalada, distinguiendo 3
subclases, a saber:
a. Engranajes Cilíndricos
i. De dientes rectos (Interiores y Exteriores)
ii. De dientes helicoidales (Interiores y Exteriores)
iii. De dientes rectos con cremallera
b. Engranajes Cónicos
i. De dientes rectos
ii. De dientes helicoidales
c. Engranajes hiperbólicos
i. Sin fin-corona
18

19. ii. Hipoidales
iii. De dientes helicoidales y ejes cruzados
d. Engranajes No Circulares
e. Ruedas dentadas para fines específicos
De acuerdo al reporte “Sistema Mecánico de Transmisión de Aerogeneradores de Eje
Horizontal” de Francisco González [13], las cajas multiplicadoras de justifican por la diferencia en
el régimen de giro del rotor y del generador. Según este autor, los engranajes de dientes
helicoidales son los utilizados en las cajas multiplicadoras de tipo planetario, y la relación de
multiplicación por cada etapa puede ser como máximo de 1:12. Esto deja entrever la necesidad de
contar con una caja multiplicadora que empleen al menos dos o tres etapas de multiplicación. El
rendimiento depende del número y tipo de etapas de multiplicación, la potencia transmitida y la
velocidad de giro. Dado lo anterior, un sistema de multiplicación con engranajes helicoidales
(sistema planetario) presenta perdidas del orden del 1% por cada etapa.
Figura 9: Caja Multiplicadora Planetaria, Romax Technology
En la Figura 9 se puede apreciar el modelo de una caja multiplicadora planetaria de dos
etapas de multiplicación con engranajes helicoidales y una tercera etapa con un engranaje recto.
Al respecto, González indica que los engranajes de dientes rectos pueden presentar una relación
de multiplicación de 1:5 por cada etapa como máximo, con pérdidas de un 2% aproximadamente.
19

20. 3.3 Generador Eléctrico
Un generador por definición, es un dispositivo capaz de mantener una diferencia de
potencial entre 2 puntos llamados polos. Esto se logra gracias a la aplicación de un concepto
conocido como fuerza electromotriz.
Los generadores se clasifican en:
a. Generadores de Corriente Alterna
i. Monofásicos
ii. Polifásicos
b. Generadores de Corriente Continua
i. Dínamos
ii. Excitación Independiente
iii. Excitación en paralelo
iv. Excitación en serie
v. Excitación Compuesta
Los generadores son máquinas de rotación y como tal el voltaje se genera al girar el
devanado de armadura o inducido alrededor de un campo magnético o viceversa. En las máquinas
de corriente alterna, el devanado o inducido se encuentra en la porción estacionaria del
generador, también conocido como estator. En las máquinas de de corriente continua el devanado
se encuentra en el miembro que gira, llamado rotor [14].
Figura 10: Vista esquemática de un generador Síncrono Trifásico de 2 polos, Fitzgerald [14]
20

21. Figura 11: Máquina elemental de Corriente Continua con conmutador, Fitzgerald [14]
Elegir adecuadamente un generador puede resultar bastante dificultoso cuando no se
poseen conocimientos acabados de electricidad. Es por ello que en esta investigación se
homologarán las características de un generador eléctrico utilizado en la producción de energía
con aerogeneradores. Esto se justifica debido a que el funcionamiento de ambos dispositivos
presenta características similares.
Casi todos los aerogeneradores pequeños utilizan generadores de imanes permanentes
PMG (Permanent Magnet Generator) [15]. Este produce corriente alterna AC y las bobinas están
dispuestas en 3 fases de forma que a la salida del rectificador la tensión de la corriente sea lo más
pareja posible.
Figura 12: Pequeño generador PMG, Ibáñez [15]
21

22. Es fundamental comprender el impacto que la correcta elección de un generador tendrá
sobre el desempeño final del dispositivo. La principal ventaja de este tipo de generadores, y que se
homologa desde los aerogeneradores, es la amplia gama de revoluciones por minuto RPM que
admite para operar eficientemente. Por otro lado, los generadores de corriente continua trabajan
con escobillas en el rotor, los que requieren una mantención constante, por lo que no son opción
para dispositivos instalados en lugares aislados y afectos a condiciones climáticas exigentes.
3.4 Electrónica de Potencia
Sobre el dispositivo flotante, que además de cargar con la turbina y generador, debe
instalarse un sistema adecuado para controlar la energía que será enviada a tierra a través de las
líneas de transmisión.
La corriente AC variable proveniente del generador eléctrico no puede ser manejada por la
red de energía, entonces se rectifica obteniendo corriente DC y para ello se utiliza tiristores o
transistores. Posteriormente, la corriente pasa a través de un inversor del cual obtenemos una
corriente AC estable, es decir, de 220 V a 50 Hz dado que de esa manera puede ser utilizada por
los diversos aparatos que se conectarán a la red.
Debe considerarse para ello un sistema electrónico diseñado para trabajar en condiciones
de operación similares a las que presentan los aerogeneradores o los sistemas de paneles solares.
3.5 Transmisión Eléctrica
Este elemento constituyente del sistema, es de relevancia pues transmite la energía desde
el punto de generación al punto en que se ocupará la misma.
Deben tomarse en cuenta una serie de características para realizar una elección adecuada
del tipo de transmisor. Los materiales utilizados para la fabricación de conductores eléctricos son
el cobre y el aluminio [16]. Según la red latinoamericana para la promoción del uso del cobre,
PROCOBRE [16], el cobre es el material utilizado más comúnmente dado sus características de
conductividad eléctrica y resistencia mecánica
El cobre puede presentarse como de temple duro (con una capacidad de ruptura de 37 a
45 kg/mm2) o de temple blando (con una capacidad de ruptura media de 25 kg/mm2), siendo el
segundo el que posee mejores capacidades conductivas.
Según PROCOBRE, el conductor eléctrico se compone de tres partes bien definidas: el alma
o elemento conductor, el aislamiento y la cubierta protectora.
22

23. Los conductores eléctricos se clasifican según su constitución:
a. Alambre, cuya alma conductora está formada por un solo elemento o hilo conductor
b. Cable, cuya alma conductora es una serie de hilos o alambres de baja sección que
otorgan gran flexibilidad
Según el número de conductores:
a. Monoconductor, que posee solo un alma conductora
b. Multiconductor, con dos o más almas conductoras aisladas entre sí.
Dadas las condiciones particulares de operación, se deberán tomar todos los cuidados
necesarios, especialmente al estimar el tipo de aislación y recubrimiento. PROCOBRE toma todos
los elementos necesarios y clasifica los conductores de acuerdo al uso que se le dará. Podemos
distinguir de esta clasificación los cables submarinos y los cables navales.
3.6 Panel Eléctrico
Este es el punto desde el cual se distribuye la energía al recinto e instalaciones del
aeródromo. Debe ser adecuado y poseer todos los implementos que garanticen la protección
eléctrica de los circuitos interiores y exteriores.
3.7 Casco
Una de las principales ventajas de un sistema de este tipo es que, mientras se realicen los
estudios hidrográficos adecuados, puede moverse el dispositivo a cualquier lugar en el que se
requiera la potencia para el cual fue diseñado. Para ello, se ha considerado un sistema de
flotadores, dispuestos en forma de catamarán, en cuya estructura de unión se instalarán los
equipos.
Es necesario que, para soportar tanto el peso como los esfuerzos producidos por el
funcionamiento del dispositivo, ambos cascos y la estructura de unión sean construidos en un
material adecuado. Además, deberán considerarse los momentos producidos por el agua en la
turbina, lo que se traduce en un movimiento de pitch en la estructura flotante.
Se deberá diseñar de forma que el costo no sea elevado y que la vida útil de los cascos no
sea relevante en la vida útil del dispositivo.
23

24. 3.8 Estimación Preliminar de las características del dispositivo
Para realizar una caracterización del dispositivo es necesario considerar los diversos
factores que intervienen en el resultado final del dispositivo, la Potencia Eléctrica Generada. Sin
embargo, cabe destacar que la estimación de los valores que determinan las características del
dispositivo carece de una certeza absoluta dado que en diversas ocasiones se generaliza o
suponen condiciones de operación, las cuales debieran ser estudiadas de forma particular
realizando ensayos específicos para cada una.
De la bibliografía [9] se desprende una ecuación que puede ayudar en la estimación de las
características del dispositivo.
1
ܲ= ∗ ߩ ∗ ‫ ܸ ∗ ܣ‬ଷ ∗ ‫ ݂ܥ‬ሾܹܽ‫ݐݐ‬ሿ
2
El análisis de esta ecuación nos entrega las siguientes consideraciones:
La determinación de la potencia suministrada por el dispositivo es altamente influenciada
por la Velocidad del flujo, dado que esta variable se encuentra en función a una potencia cúbica.
Cabe destacar que esta variable es determinante al momento de situar el dispositivo en su
localización final debido a que, sin utilizar ningún mecanismo o dispositivo auxiliar, no se tiene
control del flujo. Es importante por lo tanto que se realice un detallado análisis de las corrientes
en la zona de aplicación.
Otro factor importante es la proyección frontal del Área de barrido del rotor de la turbina,
debido a que puede ser modificada y adaptada durante la etapa de diseño del dispositivo. Al ser
directamente proporcional a la Potencia, el Área descrita nos permite anticipar el tamaño total del
dispositivo, además de dar luces sobre los sistemas de sujeción, anclaje, etc.
El valor Cf en la ecuación adquiere una especial importancia. Corresponde al producto de
las pérdidas de energía que tiene el sistema. Ésta considera los siguientes elementos:
‫ܥ = ݂ܥ‬௉ ∗ ߟொ஼. ∗ ߟீாே. ∗ ߟ ்ோ஺ேௌி. ∗ ߟ ்ோ஺ேௌெ.
Donde:
CP, Coeficiente de Potencia
ηMECÁNICO, Rendimiento del sistema de Transmisión Mecánico Turbina-Generador
ηGENERADOR, rendimiento que posee el Generador, debido principalmente a pérdidas por calor
ηTRANSFORMADOR, rendimiento asociado al transformador de corriente
ηTRANSMISIÓN, pérdida de potencia asociada a la transmisión de la corriente desde el dispositivo al
panel de control en tierra.
24

25. Preliminarmente estableceremos los siguientes valores estimativos para cada uno de estos
coeficientes, de acuerdo a la recopilación de datos.
CP = 0,40
ηTRANSMISIÓN MECÁNICA = 0,95
ηGENERADOR = 0,98
ηELECTRONICA DE POTENCIA = 0,98
ηTRANSMISIÓN ELÉCTRICA =0,98
De los datos previos y dado su magnitud, el más influyente dentro de la ecuación de
cálculo de Cf, es el llamado Coeficiente de Potencia CP. En una primera aproximación al
documento “The Darrieus Turbine: A Performance Prediction Model Using Multiple Streamtubes”
de James Strickland [17], se pueden apreciar valores para el Coeficiente de Potencia de 0,4. Se ha
asumido entonces este valor (CP=0,4) con objeto de realizar el dimensionamiento del rotor, pero
se trabajará posterior a ese paso con los valores que permiten obtener mayor claridad respecto a
este coeficiente. A modo de anticipo, cabe destacar los siguientes conceptos:
a. TSR (Tip Speed Ratio), también llamado Celeridad, que representa la relación entre la
velocidad tangencial de la pala y la velocidad de incidencia del fluido. El TSR es un valor
asignado por el diseñador y representa por lo tanto un dato de entrada para el diseño de
ܸ௧
la turbina.
ܴܶܵ =
ܸ௙
b. Solidez de la turbina, que representa la relación entre la superficie de los perfiles y la
superficie barrida por estos. Para la obtención de la solidez S, con valores TSR<10 también
se puede utilizar el cálculo simple que se muestra a continuación.
0,872
ܵ= − 0,086
ܴܶܵ
c. Número de Reynolds, que relaciona la velocidad de un flujo, la dimensión (en este caso
del perfil NACA 0015) y la viscosidad cinemática del fluído, y entre otras cosas sirve para
determinar si el flujo es laminar o turbulento.
ܸ∗‫ܮ‬
ܴ݊ =
ߥ
25

26. De acuerdo a la expresión, se define entonces el Área proyectada de la turbina desde la
ecuación siguiente.
1
ܲ= ∗ ߩ ∗ ‫ܸ ∗ ܣ‬௙ ଷ ∗ ‫ ݂ܥ‬ሾܹܽ‫ݐݐ‬ሿ
2
Según la información recabada, la velocidad media de operación se estima en 1,5 m/s. La
potencia requerida es de 10 kW. El desarrollo de la ecuación, arroja el siguiente valor del área
proyectada.
2∗ܲ 2 ∗ 1019,36
‫=ܣ‬ = ݉ଶ
ߩ ∗ ܸ௙ ∗ ‫ܥ‬௙
ଷ 104,6 ∗ 1,5ଷ ∗ 0,35
࡭ = ૚૟, ૛ ࢓૛
3.8.1. Diseño de la Turbina
La ecuación de cálculo de potencia, revisada en el punto previo, sin considerar el
Coeficiente Cf, entrega el valor de la energía por unidad de tiempo, que es producto de la sección
de agua. Sin embargo, como se anticipó existe un coeficiente particular entre la potencia
suministrada por las sección de agua y el punto de salida en el eje de la turbina hacia el sistema de
transmisión. Este Coeficiente de Potencia CP, el cual de forma inicial se ha considerado con un
valor de 0,40.
El diseño de la turbina consiste en un eje al cual se unen varios perfiles por medio de unos
brazos de soporte (Figura 17). En este caso, se ha determinado que se utilizarán perfiles NACA
0015 distribuidos uniformemente en torno al eje.
Se define un valor de operación TSR = 6. El TSR fue definido como la relación entre la
velocidad tangencial de la pala y la velocidad de incidencia del flujo de agua. De esta manera,
podemos realizar la siguiente relación de dimensiones:
ܸ௧ ݉ ݉
ܴܶܵ = → ܸ௧ = 6 ∗ 1,5 = 9
ܸ௙ ‫ݏ‬ ‫ݏ‬
Si, la velocidad angular es ω y el radio r, V = ω * r. Además, de acuerdo al criterio
personal, se establecen la altura de la sección como 3,2 metros y el ancho (y por lo tanto el
diámetro del rotor) de 5 metros. Dadas esas condiciones, la velocidad angular ω resulta en 3,68
rad/s. Realizando la conversión correspondiente, la velocidad media del rotor es de 35 RPM.
26

27. 3.8.1.1 Perfiles hidrodinámicos
Se ha utilizado la relación de aspecto RA que se define como el cociente de la Envergadura
sobre la Cuerda con un valor de 6.5, dado que este valor fue el utilizado en el diseño del prototipo
en la Universidad Austral de Chile [11]. Se ha definido la Envergadura de los perfiles, al
dimensionar la sección de agua de la cual se obtiene la energía.
‫ܧ‬
ܴ‫= ܣ‬ = 6.5
‫ܥ‬
‫ܧ‬ 3.2 ݉
‫=ܥ‬ = = 0.5 ݉
ܴ‫ܣ‬ 6.5
Envergadura E = 3,2 m
Cuerda C = 0,5 m
Espesor máximo t = 0,075 m
De acuerdo a la información recopilada, la posición del espesor máximo en perfiles
NACA0015 está dada por la relación x/C, con “x” medido desde el borde de ataque del perfil. Para
relaciones t/C con intervalos de 0,12 a 0,25 podemos encontrar valores de x/C de 0,2 a 0,4. En esta
aplicación, se utilizará una relación x/C de 0,3. El radio del borde de ataque corresponde al valor
de 1.1t2, dando como resultado 0.006 m.
Con las dimensiones del perfil establecidas, cabe preguntarse si el Coeficiente de Potencia
establecido está en concordancia con el diseño implementado. Para ello se presentan y analizan
los siguientes gráficos.
Figura 13: Efecto de la Solidez en Cp para Rn = 0,3x106, Strickland [17]
27

28. Figura 14: Efecto de la Solidez en Cp para Rn = 3x106, Strickland [17]
Debe notarse que la diferencia entre uno y otro gráfico, radica en el Número de Reynolds
(Rn) que ya se ha definido en el punto 3.8. Además se ha dibujado de forma conveniente una recta
de color rojo en las dos imágenes precedentes que indica el máximo Coeficiente de Potencia para
un valor de Solidez de 0,1 y una recta de color azul que indica el valor TSR para el máximo
Coeficiente de Potencia (S = 0,1)
Dado que la velocidad tangencial del rotor es de 9 m/s, la cuerda del perfil es de 0,5 m y la
viscosidad cinemática del agua a 20°C es de 1,004x10-6 m2/s, el valor del Número de Reynolds es
de 4,48x106. El resultado de Rn se ajusta más al segundo gráfico (Rn=3x106).
Se aprecia una tendencia frente al aumento del valor de Rn; mientras mayor es el valor de
Rn (S = 0,1), mayor es el CP y menor es el TSR. De forma más precisa, el valor de Rn se acerca a 0,4
y el valor del TSR a 6. Esto permite de cierta forma comprobar que los datos dados inicialmente
para CP y TSR representan valores adecuados y por lo tanto, se aprueban para proseguir con las
siguientes etapas del cálculo del dispositivo.
Francisco Maldonado en “Diseño de una turbina de río para la generación de electricidad
en el distrito de Mazán-Región Loreto” [18] entrega una tabla con recomendaciones sobre la
cantidad de álabes en función del valor TSR de operación del dispositivo. También de forma
general anticipa que para generación de electricidad, se trabaja con valores TSR de al menos 5.
28

29. Figura 15: Número de álabes recomendados en función del valor TSR, Maldonado
Considerando el valor TSR que ya se encuentra definido con un valor de 6, el número de
álabes debiera ser entre 2 y 3, sin embargo dado criterios de diseño se opta por utilizar 4 perfiles,
que como se anticipaba corresponden a la serie NACA de 4 dígitos, NACA 0015.
Los perfiles NACA 0015, por lo tanto simétricos, definen su geometría con el siguiente polinomio
[12], donde “x” es la coordenada de cuerda (0,1; 0,2; 0,3;…; 1) e “y” es la coordenada vertical.
‫ݐ‬
±‫= ݕ‬ ൫0.2969√‫ ݔ6153.0 − ݔ0621.0 − ݔ‬ଶ + 0.2843‫ ݔ‬ଷ − 0.1015‫ ݔ‬ସ ൯
0,2
Una ayuda tecnológica para graficar perfiles, es la herramienta en línea JavaFoil [19].
Figura 16: Perfil NACA0015, JavaFoil
En adición, se ubica el centro de apoyo en el 25% de la cuerda del perfil. Al unir los
elementos con los que se cuenta, se procede a modelar de forma inicial la conformación del
dispositivo, anticipando un eje y sistema de sujeción. Esto se realiza a través del software
Rhinoceros.
29

30. Figura 17: Modelo inicial incorporando perfiles
3.8.1.2 Estimación de Fuerzas
Con objeto de dimensionar los elementos de sujeción de los perfiles, así como los ejes, es
necesario conocer las fuerzas a las que estarán sometidos los perfiles producto del flujo de agua
[13].
Figura 18: Diagrama de Fuerzas sobre perfil hidrodinámico
30

31. En el esquema anterior se definen los siguientes parámetros:
α = ángulo de incidencia del flujo
P = punto de apoyo del perfil hidrodinámico
CP = centro de presiones del perfil para el α determinado
A = fuerza axial, paralela a la línea media del perfil
N = fuerza normal al perfil, perpendicular a la línea media del perfil
L = fuerza de sustentación, perpendicular al flujo incidente
D = fuerza de arrastre, paralela al flujo incidente
R = fuerza resultante, resultado de los vectores de L y D o los vectores de A y N
VR = Velocidad del flujo incidente
At = Área lateral proyectada del perfil, definida como E*C
Se definen también las siguientes ecuaciones:
ଵ ଵ
‫ = ܮ‬ଶ ∗ ߩ ∗ ‫ܣ‬௧ ∗ ܸோ ଶ ∗ ‫ܥ‬௅ ‫ = ܦ‬ଶ ∗ ߩ ∗ ‫ܣ‬௧ ∗ ܸோ ଶ ∗ ‫ܥ‬஽
ܴ = √‫ܮ‬ଶ + ‫ ܦ‬ଶ ܰ = ‫ߙ݊݁ݏܦ + ߙݏ݋ܿܮ‬ ‫ ܰ√ = ܣ‬ଶ − ܴ ଶ
Los coeficientes CL y CD se obtienen de forma empírica mediante el ensayo en túneles de
viento o de forma teórica a través de métodos computacionales (CFD), sin embargo existen
herramientas computacionales simples que entregan valores para cada ángulo de incidencia α. En
este caso, se ha utilizado el software JavaFoil, que realiza un análisis de flujo potencial tomando
diversas coordenadas para calcular la velocidad local a lo largo de la superficie de sustentación
[19].
Para realizar el análisis se define el “Grado de avance del perfil”. Este se mide respecto a la
línea perpendicular a la dirección del flujo de la corriente, en sentido anti horario con β = 0° en el
primer cuadrante.
Figura 19: Definición del grado de avance del perfil
31

32. Se presenta entonces una serie de casos particulares para diferentes grados de avance de
un perfil. No debe confundirse con la distribución de los 4 perfiles mostrada en 3.8.1.1.
Figura 20: Diferentes posiciones del perfil
Dado el esquema previo, la fuerza resultante para un perfil a lo largo de su trayectoria
radial es la siguiente.
β Vr (m/s) α CL CD L (kg) D (kg) R (kg)
0 10,50 0 0 0,01867 0,0 172,2 172,2
45 10,12 6,7 0,797 0,02323 6825,5 198,9 6828,4
90 9,12 9,46 1,045 0,0327 7279,8 227,8 7283,4
135 8,01 7,6 0,89 0,02518 4778,2 135,2 4780,1
180 7,50 0 0 0,01867 0,0 87,9 87,9
225 8,01 7,6 0,89 0,02518 4778,2 135,2 4780,1
270 9,12 9,46 1,045 0,0327 7279,8 227,8 7283,4
315 10,12 6,7 0,797 0,02323 6825,5 198,9 6828,4
360 10,50 0 0 0,01867 0,0 172,2 172,2
Con objeto de garantizar la resistencia del perfil a la fuerza producida por el flujo de agua,
se analiza el punto en que la fuerza resultante R tiene su mayor magnitud, es decir, para un Grado
de avance β = 90°. Aún a pesar que la fuerza resultante en β = 90° tiene una dirección distinta a la
del flujo, se considera para este cálculo incidiendo de forma perpendicular. También, de acuerdo a
BALAU [12], se determina el Centro de Presión del perfil para este caso.
ܺ
‫ ∗ ܥ = ܲܥ‬ሾ0,23(1 + 0,02ߙ)(1,75 − 2,5 )
‫ܥ‬
CP = 0,32; medido en C desde el borde de ataque
32

33. Por otro lado, se considera el caso de menor inercia del perfil, como muestra la figura.
Figura 21: Condición definida para el perfil
Se considera que la acción de la fuerza resultante es una carga distribuida a lo largo de la
Envergadura del perfil, además se obtiene el valor de Ixx y valor de ӯ mediante el uso del software
AutoCAD. Para realizar el análisis de los Momentos presentes en el perfil, se asume este como una
viga simplemente apoyada
Figura 22: Viga simplemente apoyada, Hibbeler
De acuerdo a R.C. Hibbeler en “Mecánica de Materiales” [20], se llama viga a miembros
esbeltos que soportan cargas aplicadas perpendicularmente a sus ejes longitudinales, y en general
son barras rectas y largas con una sección transversal conocida. Para diseñar adecuadamente una
viga es necesario determinar las fuerzas cortante máxima y el momento flexionante máximo. Sin
embargo, el interés actual es determinar si el perfil NACA 0015, cuyas características geométricas
ya están determinadas, resiste los esfuerzos producidos por el flujo de agua.
Según Hibbeler, en una viga simplemente apoyada los valores de momento flexionante
están dados por el esquema siguiente, que además entrega el máximo valor.
Figura 23: Diagrama de momentos flexionante, Hibbeler
33

34. En la figura precedente, “L” corresponde a la envergadura del perfil, y “w” corresponde a
la carga distribuida sobre el perfil, equivalente a 2275 Kg/m. Dados estos valores, se tiene que el
Momento Máximo se produce en L/2, y tiene un valor calculado M = 2912 Kg*m.
Se tiene entonces el Momento Máximo y también los valores que describen la capacidad
de la sección, y se trabajan en la siguiente ecuación para determinar el Máximo Esfuerzo
producido en la sección.
‫ܯ‬ ‫ܯ‬ 2912 ‫݉ .݃ܭ‬ ‫݃ܭ‬
ߪ= = = = 14330708 ൗ ଶ = 143 ‫ܽܲܯ‬
ܹ ‫ܫ‬௫௫ൗ 7,62‫݉ ଺ି01ݔ‬ସൗ ݉
‫ݕ‬ത 0,0375 ݉
Si considera la construcción de los perfiles con fibra de carbono, este material aporta con
una gran resistencia a los esfuerzos y una baja densidad. Los valores de esfuerzo permisible
bordean los 1750 MPa y la densidad es de 1750 kg/m3. Si bien la sección de perfil hidrodinámico
cumple con los criterios de Esfuerzo, un buen diseño debiera considerar la especificación del
espesor de la pared del perfil, sin embargo no es objetivo de este estudio.
Otro elemento a considerar para el caso más desfavorable β = 90° es el sentido del
momento generado por la fuerza resultante R, dado que un momento negativo frena el
dispositivo. Sin embargo, en este caso, se debe analizar utilizando la fuerza R real, no idealizada
como se hizo en el paso anterior. Para esto, se considera el ángulo de incidencia α = 9,46°.
Dado α = 9,46°, BALAU define el CP = 0,115. Conocidos L = 7279 Kg, D = 227 Kg y R = 7283
Kg, se define θ como el ángulo entre R y L. Cabe recordar que L es perpendicular a α. De esta
manera, obtenemos el valor θ utilizando el teorema del seno.
‫ܦ‬
ߠ = ‫ି݊݁ݏ‬ଵ ൬ ൰
ܴ
En resumen, para un ángulo β = 90°, con α = 9,46°, tenemos θ = 1,8°.
Figura 24: Diagrama angular de fuerzas L, D y R
34

35. Dado el esquema anterior, se obtiene el Momento producido por la fuerza resultante R
sobre el eje central del dispositivo.
ߠ ᇱ = ߙ − ߠ = 9,46° − 1,8° = 7,66°
ܾ = 2,5 ∗ ‫ ߠ݊݁ݏ‬ᇱ = 0,33 ݉
‫݉33,0 ∗ ݃ܭ3827 = ܾ ∗ ܴ = ܾ ∗ ܨ = ݋ݐܯ‬
‫݉ .݃ܭ0042 = ݋ݐܯ‬
Figura 25: Método de cálculo de “b”
Este valor está dado para un perfil. Luego se unen los momentos producidos por los 4 perfiles.
35

36. El cálculo del momento se ha realizado para la condición más desfavorable que presenta el
perfil a lo largo de su trayectoria, dado que para ésta solo 2 perfiles presentan la condición L > D.
Ahora, integrando todos los perfiles como un conjunto “rotor”, se tiene el siguiente esquema,
junto con el momento total.
A la izquierda se puede apreciar las
fuerzas que intervienen en el
funcionamiento del rotor en la peor
condición de operación. Para garantizar la
continuidad en el movimiento rotatorio,
debe darse que ΣMtos > 0.
෍ ‫3ܴ − 33,0 ∗ 2ܴ + 5,2 ∗ 1ܴ− = ݋ݐܯ‬
∗ 2,5 + ܴ4 ∗ 0,33
Figura 26: Diagrama de fuerzas
Donde: R1 = 172 Kg R2 = 7283 Kg
R3 = 87,9 Kg R4 = 7283 Kg
෍ ‫݉ .݃ܭ 7514+ = ݋ݐܯ‬
El resultado garantiza la continuidad del movimiento del rotor, que como se describió
antes, gira en sentido anti horario a 35 RPM.
3.8.1.3 Dimensionamiento del eje del rotor
Se destaca que, en la condición β = 90° (y correspondiente posición de los demás perfiles),
la suma de las fuerzas resultante otorga al Momento de Torsión del eje un valor bajo. Es por ello
que el sistema de ejes debe ser analizado para β = 45° (y correspondiente posición de los demás
perfiles).
36

37. Ya se ha calculado las fuerzas presentes en esta nueva condición de operación sin
embargo, debe determinarse el brazo “b” para completar la igualdad ‫ ݀ ∗ ܨ = ݋ݐܯ‬de cada uno de
los perfiles. Se calcula utilizando la misma dinámica previa, asignando valores de θ’ al ángulo
formado entre el radio del rotor (definido por β), y la extensión del vector R. Para simplificar la
lectura de los datos, estos se presentan en la siguiente tabla.
β° α° b (m) R (Kg) Mto (Kg.m)
45 6,7 0,21 6828 +1433
135 7,6 0,25 4780 +1195
225 7,6 0,25 4780 +1195
315 6,7 0,21 6828 +1433
∑ ‫ ,݉ .݃ܭ 6525 = ݋ݐܯ‬es el mayor Momento aplicado al eje del rotor.
ெ∗௬ത
Por resistencia de materiales se sabe que ߪ =
ூ
, además si consideramos la
construcción del eje utilizando un acero SAE 4340 [21], cuyo σf = 70 Kg/mm2. Por otro lado la
గ∗஽ ర
inercia para una sección circular se define como ‫= ܫ‬
଺ସ
, y la distancia a la fibra más alejada como
D/2. Asumiendo un coeficiente de seguridad n=2 el esfuerzo admisible σadm= 35 kg/mm2 = 350
MPa.
32‫ܯ‬ య 32‫ܯ‬
ߪ௔ௗ௠ = ⇒‫ =ܦ‬ඨ
ߨ∗‫ܦ‬ ଷ ߨ ∗ ߪ௔ௗ௠
‫݉݉ 011 = ݉ 11,0 = ܦ‬
Por lo tanto, se considera un eje construido en acero SAE 4340 con un diámetro mínimo de
110 mm.
37

38. 3.8.2 Generador Eléctrico y Caja Multiplicadora
El rotor definido, que para una velocidad del flujo de 1,5 m/s gira a 35 RPM, tiene un
coeficiente de potencia CP= 0,4 y conectado a él, tiene una caja multiplicadora con un rendimiento
mecánico ηTRANSMISIÓN MECÁNICA = 0,95. Para esta condición de operación, la potencia en el eje del
Generador Eléctrico está dada por la siguiente expresión.
1
ܲ௘௝௘ ௚௘௡௘௥௔ௗ௢௥ = ∗ ߩ ∗ ‫ܸ ∗ ܣ‬௙ ଷ ∗ ‫ܥ‬௉ ∗ ߟ ்ோ஺ேௌெூௌூÓே ொ஼Áேூ஼஺
2
Peje generador = 1086 Kg.m/s = 10860 W
El Generador Eléctrico, tiene un rendimiento ηGENERADOR = 0,98 que representa la capacidad
de convertir energía es éste. Dada la potencia entregada al Generador, este debiera tener una
salida de 10,6 kW para la velocidad de operación de 1,5 m/s.
Sin embargo, se debe considerar un factor altamente relevante. La velocidad de la
corriente es variable a lo largo del tiempo, alcanzando peaks de 2 m/s como ya se vio en el
Capítulo 1. Como es deseable convertir toda la energía posible, debe considerarse en el diseño un
generador que tenga la capacidad de trabajar en peaks de velocidad. En virtud a esta nueva
consideración, se debe calcular la capacidad del generador utilizando el valor Vf = 2 m/s.
1
ܲ௘௝௘ ௚௘௡௘௥௔ௗ௢௥ = ∗ ߩ ∗ ‫ܸ ∗ ܣ‬௙ ଷ ∗ ‫ܥ‬௉ ∗ ߟ ்ோ஺ேௌெூௌூÓே ொ஼Áேூ஼஺
2
Peje generador = 2575 Kg.m/s = 25750 W
Considerando un rendimiento del generador eléctrico ηGENERADOR = 0,98 nuevamente se
calcula la potencia de salida del generador, que debiera ser de 25,2 kW. En resumen, si se desea
aprovechar toda la energía disponible en el eje de entrada del generador, en aquellos peaks de
velocidad, debe considerarse un generador eléctrico que sea de esta potencia.
Se procede entonces a realizar una búsqueda de un generador que se adecúe a las
características deseadas. El módulo debe ser un generador de imanes permanentes (PMG)
diseñado para entregar 25 kW y que además soporte las condiciones de trabajo (ambiente
marino).
Se tiene entonces un generador de fabricación francesa, marca PRECILEC [22] que está
concebido para trabajar con turbinas de viento y funciona con RPM relativamente bajas.
38

39. Figura 27: Generador PMG de PRECILEC [22]
Las características generales que permiten identificar el modelo exacto de generador, se
encuentran en el catálogo on-line del producto.
Figura 28: Características de serie R/S H250 de PRECILEC [22]
39

40. Se aprecia que el modelo R/S H250 ATR 210 tiene un máximo de capacidad de generación
de aproximadamente 23 kW, lo que supone una pérdida de 2 kW al operar a la máxima velocidad
del flujo, sin embargo esta pérdida es despreciable en relación a la necesidad energética real, es
decir, la finalidad de optar por un generador de mayor capacidad es el aprovechamiento del
exceso de energía. Las características específicas del generador seleccionado se aprecian en la
siguiente tabla.
Otro elemento que cabe destacar en la Figura 28 es que, para producir los 10,6 kW para la
velocidad de corriente de 1,5 m/s el generador debe girar a 200 RPM aproximadamente. Estos
valores son de importancia para definir la caja multiplicadora planetaria que más acomode a los
requerimientos de operación.
A una velocidad del flujo de agua de 1,5 m/s la velocidad del rotor es de 35 RPM y la
velocidad requerida por el generador para producir los 10,6 kW son 20 RPM aproximadamente.
Esto implica que la relación de multiplicación debe ser de 200:35 o más bien de 5,7:1. El torque en
el eje del rotor ya fue calculado para su dimensionamiento, con un valor de 52 KN m.
Se selecciona una caja multiplicadora del fabricante italiano BREVINI [23] el cual posee
dentro de su catálogo la serie de alto torque llamada “S Series”. En particular se elige el modelo
BREVINI S12001, con una relación de multiplicación de 6:1 y que soporta un torque máximo de
198 kN m.
Figura 29: Multiplicadora Planetaria BREVINI S12001 [23]
40

41. 3.8.3 Electrónica de Potencia
Como se mencionó antes, el dispositivo requiere un sistema de control de potencia dado
que la velocidad del rotor (y por lo tanto del generador eléctrico) es variable. Esto ocasiona que la
corriente AC producida no tenga una frecuencia constante de 50 Hz ni que el voltaje sea de 220 v.
Para ello se selecciona un inversor del fabricante norteamericano Power-One [24] cuya
línea Aurora Wind de inversores aporta con el modelo de 25 kW, cuyas características hacen
posible que este pueda configurarse a la medida del usuario. Su eficiencia es de un 99,6% y su
peso aproximado es de 25 kg
Figura 30: Control de Potencia Aurora 25 kW, Power-One [24]
41

42. 3.8.3 Transmisión eléctrica
El cálculo de la sección del cable resulta simple utilizando como fuente la información
emanada desde la industria. Dados el largo del cable L, la potencia máxima transportada W, la
conductibilidad eléctrica K, la caída de tensión ΔV (equivalente al 2% de V) y la tensión de servicio
V, la sección del cable se define se la siguiente manera.
‫ܹ∗ܮ‬
ܵ= ݉݉ଶ
‫ ∗ ܭ‬Δܸ ∗ ܸ
Por lo tanto, S = 138 mm2 y el diámetro del cable resulta en D = 13,2 mm.
3.8.4 Casco
En el punto 3.7 se realizó una descripción sobre la estructura flotante que soporta tanto el
peso del dispositivo, como también el momento de pitch generado por el flujo de la corriente.
Inicialmente se consideró un diseño de catamarán, dado que era una configuración adecuada, sin
embargo, al dimensionar el dispositivo se hace necesario un sistema de flotadores que permita
por un lado soportar el peso en cubierta y por otro lado, que tenga suficiente eslora para soportar
los momentos de pitch. No es objetivo de este estudio realizar el cálculo de la estructura flotante,
más bien se requiere conocer una aproximación de esta con el fin de atribuir un costo económico
de su fabricación. Sin embargo, se deja constancia de los valores que deben considerarse para el
diseño adecuado.
Se consideran los siguientes pesos aproximados.
Ítem Peso (Kg)
Perfiles + Componentes 1100
Eje Principal 240
Transmisión 50
Generador + Inversor 150
Peso Liviano 8000
Varios ( 30% del total) 2860
TOTAL 12400 Kg
Por otro lado, la componente de la fuerza resultante en el sentido de la crujía Fx se calcula
considerando el ángulo de la fuerza resultante de cada perfil con 45° respecto a la crujía del
dispositivo, dado que los ángulos θ’ definidos con anterioridad no superan los 2°. Dicho lo
anterior, Fx se calcula de la siguiente manera.
‫°54ݏ݋ܿ ∗ )4ܴ + 3ܴ + 2ܴ + 1ܴ( = ݔܨ‬
‫݃ܭ 31461 = ݔܨ‬
42

43. Con objeto de simplificar el cálculo, la fuerza se aplica en E/2, generando entonces un
momento igual a la fuerza Fx por el brazo E/2, con un valor de 26,2 Ton.m
Un diseño innovador para la plataforma flotante se presenta a continuación, entendiendo
que es solo un esquema conceptual.
Figura 30: Diseño conceptual de flotadores
En el diseño debe considerarse inicialmente el peso total para calcular el desplazamiento
de cada casco. Se ha estimado que el desplazamiento total es de 12,4 Ton, es decir que cada casco
debe desplazar 3,1 Ton. Se establecen las medidas de cada casco cuya relación L/B = 3, B/T = 2 y
un coeficiente de block CB = 0,8. Si ∆= ‫ܥ ∗ ߛ ∗ ܶ ∗ ܤ ∗ ܮ‬஻ y utilizando las relaciones previas, se
despeja el valor de la Manga B, dando un valor de B = 1,35 m, L = 4,5 m y T = 0,68 m.
De acuerdo al diseño del rotor y los cascos, la Eslora Total del pontón es de 14 metros, y la
Manga Total del pontón es de 6,7 metros. Estas medidas consideran espacio para el Rotor,
recordando que este tiene un diámetro de 5 metros.
De acuerdo a lo calculado anteriormente, el momento producido en el pontón por efecto
de la fuerza del agua sobre los perfiles (26 Ton.m) ocasionaría un hundimiento de 0,4 metros en
los cascos de “proa”. Resulta razonable entonces que el puntal de cada casco sea el Calado T, más
el hundimiento producto de la operación más un francobordo adecuado. Resumiendo, el pontón y
los cascos tendrían las siguientes características:
-Eslora Total = 14 metros
- Manga Total = 6,7 metros
- Eslora Casco = 4,5 metros
- Manga Casco = 1,35 metros
- Puntal Casco = 1,5 metros
43

44. 3.8.5 Diversas consideraciones
De acuerdo a la información que hasta el momento se maneja, la velocidad de la corriente
,
puede alcanzar peaks de hasta 2 m/s. De acuerdo a la distribución de la velocidad a través del
tiempo, se presenta un gráfico con la potencia generada en un periodo de tiempo de 12 horas.
25000
20000
15000
10000
5000
0
0 5 10 15
Figura 31: Distribución de potencia entregada
El diagrama tiene una importancia relevante para evaluar la viabilidad del proyecto. No se
ha mencionado antes, pero es necesario contar con un sistema de almacenamiento de energía,
dado que la demanda energética es de 10 kW. Como no se han considerado patrones de consumo
en la demanda, se asume que esta es constante a lo largo del tiempo (una presunción irreal).
,
Dado lo anterior, se hace necesario cubrir los baches energéticos con un sistema de
baterías el cual debe contar con una capacidad suficiente para soportar la entrega de la potencia
requerida por el espacio de tiempo que se necesite.
Figura 32 Potencia Entregada vs Potencia Requerida
2:
En la figura, la potencia requerida es de 112 kWhr y la potencia entregada es de 134 kWhr.
Los baches de energía se complementan con el uso de baterías, las que debieran suplir la cantidad
de energía en kWhr que restan entre los puntos donde la energía entregada es menor que la
energía
44

45. energía requerida. Una aproximación lineal a estos requerimientos se puede apreciar en la
siguiente imagen.
Figura 33: Potencias consideradas
Este esquema representa el peor caso de operación. Las baterías deben tener una
capacidad de potencia de 48 kWhr. Dada las condiciones de operación y de acuerdo con la
investigación sobre el tema, se recomienda el uso de baterías de “ciclo profundo” que permiten la
descarga total. La industria nuevamente aporta, entregando como dato que se requiere un banco
de baterías con una capacidad de 850 Ah.
45

46. Capítulo 4 – Estimación de costos
Se comienza a definir el proyecto y con el fin de cumplir los objetivos propuestos, es
necesario realizar una estimación preliminar de los costos de fabricación, instalación y operación
del dispositivo.
4.1 Fabricación
ITEM COSTO $
Cuerpo Rotor (Perfiles + Eje ) 5.000.000
Transmisión Mecánica 500.000
Generador + Electrónica de Potencia 2.000.000
Transmisión eléctrica 2.800.000
Pontón 15.000.000
Baterías 1.000.000
Varios (10% de total) 2.630.000
TOTAL 28.930.000 ̴US$ 58,000.00
4.2 Instalación
ITEM COSTO $
Barcaza con grúa x 10 días 6.000.000
Muertos de concreto 500.000
Tendido cable 1.000.000
Configuración sistemas 500.000
Varios 1.000.000
TOTAL 9.000.000 ̴ US$ 18,000.00
46

47. 4.3 Mantención
Los gastos de mantención son anuales y se consideran visitas técnicas semestrales.
ITEM COSTO $
Honorarios + Gastos 2.000.000
Gastos administrativos 1.000.000
Varios 1.000.000
TOTAL 4.000.000
4.4 Sistema alternativo
Como se ha mencionado, actualmente la energía eléctrica en Melinka se obtiene a través
de generadores diesel. Para cumplir con el requerimiento de 10 kW para este proyecto, se
selecciona un generador diesel marca Kubota [25] con capacidad máxima de 25 kW diseñado para
operar 24 hrs al día. El costo aproximado de este equipo es de $4.000.000. Los costos de
instalación se estiman en $4.000.000 dada la distancia desde los centros de consumo y por lo
tanto la logística asociada a la operación.
El consumo promedio de este generador al 50% de su capacidad es de 4,5 lts/hr.
Realizando el cálculo correspondiente, anualmente se tendría un consumo aproximado de 40.000
litros de diesel. Llevados al valor del combustible en Melinka, suma un gasto de $36.000.000
anuales. Por otro lado se tienen los costos por mantención, equivalentes a $2.000.000 anuales,
tendríamos con gasto anual de $38.000.000.
Este consumo se encuentra abultado dado que se ha considerado la operación del
generador durante las 24 hrs del día. Si consideramos una operación de 12 hrs diarias, implica una
reducción de los costos anuales de operación del generador. En ese caso, el costo anual de
operación considerando el consumo de combustible y los gastos por mantención, asciende a la
suma de $20.000.000.
47

48. Capítulo 5 – Comparación de Tecnologías
Considerando todos los elementos tratados hasta este momento, se ordenan los datos de
la siguiente manera.
Inversión Inicial
Tecnología COSTO $ (millones)
HIDROCINÉTICA 37,9
DIESEL 8
Ahorro Diesel 78%
Claramente la opción más económica desde el punto de vista de inversión inicial es la
compra de un generador diesel.
Gastos Anuales
Se realiza para el funcionamiento del generador diesel durante 12 y 24 hrs al día.
Tecnología COSTO $ (millones)
HIDROCINÉTICA 4
DIESEL 12 hrs 20
DIESEL 24 hrs 38
Este punto resulta crucial y concluyente. La utilización de un dispositivo captador de la
energía de las corrientes marinas es altamente viable a lo largo del tiempo.
Por una parte la utilización de un generador diesel durante 12 hrs diarias, tiene un gasto
anual de 5 veces más que lo que tiene la turbina Darrieus. En adición, el generador operando las
24 hrs del día, tiene un costo que llega a las 9,5 veces el costo de operación de la turbina Darrieus.
Lo anterior, entrega una rentabilidad al proyecto al finalizar el segundo año de operación
considerando la operación del generador las 24 hrs, dado que este último tiene un gasto de 1.83
veces más que la inversión, instalación y operación de la turbina Darrieus.
Por su parte, con una operación de 12 hrs diarias, el gasto anual del generador diesel al
finalizar el segundo año es de 1.04 veces el gasto de la turbina Darrieus. El tercer año se hace
evidente la conveniencia de la operación del dispositivo dado que el gasto del generador diesel es
1,5 veces mayor que el dispositivo hidrocinético.
48

49. Conclusiones
Del desarrollo de este proyecto de titulación podemos extraer las siguientes conclusiones:
1. Se ha presentado un proyecto de evaluación sobre la viabilidad económica de una turbina
hidrocinética de tipo Darrieus, la cual en base a los costos de fabricación, instalación y
operación, resulta viable a corto plazo. Esto comparado con la tecnología actual utilizada
en la zona de aplicación del dispositivo.
2. Melinka representa uno de los cientos de casos en Chile de aislamiento no solo geográfico,
sino que también energético. Este tipo de dispositivo no representa una solución definitiva
y total al problema energético, pero sin duda puede aportar a una matriz energética que
contemple la generación diesel, mareomotriz e hidroeléctrica, entre otras.
3. El diseño de este tipo de dispositivos requiere una amplia investigación, dado que a pesar
de existir algunos casos de aplicación comercial, requiere verificación de información para
ser aplicada en condiciones distintas, por ejemplo, velocidades de corrientes inferiores,
configuraciones de turbinas diferentes o incluso considerar turbinas híbridas.
4. A pesar de lo anterior, es altamente probable que la viabilidad económica para este tipo
de instalaciones, sea efectiva. Sin embargo es recomendable utilizar información precisa
para un correcto diseño. Uno de los principales factores a considerar en el diseño de este
tipo de turbinas es la velocidad de la corriente. En el caso presentado, esta velocidad es
relativamente baja y por lo tanto la turbina debe ser muy grande.
5. Sin embargo, se puede prever un futuro auspicioso a este tipo de tecnologías siempre y
cuando se fundamenten en estudios acabados tanto a nivel hidrológico como de eficiencia
de los perfiles, específicamente lo que tiene relación al Coeficiente de Potencia.
6. Una de las principales falencias son los conocimientos específicos que deben aplicarse
para el desarrollo de un proyecto de este tipo. Dicho eso, es importante que en el
desarrollo comercial de éstos, sea un equipo multidisciplinario el que trabaje en el diseño
y ejecución de las obras.
49

50. Bibliografía
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[2] Ley 20257. Ministerio de Economía. Chile 2008
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de Valparaíso. 2009
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generación de corriente eléctrica. Oyarzo, Eduardo. UACh 2012.
[12] Apuntes de Maniobrabilidad y Timones. Pérez, Nelson. UACh 2011
[13] Reporte 2007-13: Sistema Mecánico de Transmisión de Aerogeneradores de Eje Horizontal.
González, Francisco. Venezuela. 2007
[14] Máquinas Eléctricas 6ta Edición. Fitzgerald, A. E. Editorial McGraw Hill
[15] Especificación técnica para la réplica en la UPC de un aerogenerador de baja potencia. Ibáñez.
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[16] Conductores Eléctricos, PROCOBRE, Perú
[17] The Darrieus Turbine: A Performance Prediction Model Using Multiple Streamtubes.
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