pre-factibilidad técnico-económica de instalar una micro
TRANSCRIPT
Pre-factibilidad técnico-económica
de instalar una micro-central
hidroeléctrica en el fundo “Los Pinos”.
Tesis para optar al título de
Ingeniero Civil en Obras Civiles
Profesor Patrocinante:
Sr. Andrés Iroumé A.
FABIOLA CASTILLO CASTRO
VALDIVIA – CHILE
2014
Índice
Capítulo I: Introducción .................................................................................................. 1
I.1. Planteamiento del problema. ............................................................................. 1
I.1.1. Contexto Nacional de la problemática. ......................................................... 1
I.1.2. Contexto local de la problemática ................................................................. 2
I.1.3. Definición de la problemática. ....................................................................... 2
I.2. Objetivos ............................................................................................................ 3
I.2.1. Objetivo General ........................................................................................... 3
I.2.2. Objetivos Específicos ................................................................................... 3
I.3. Alcances y limitaciones ...................................................................................... 5
Capítulo II: Revisión Estado del Arte ........................................................................... 6
II.1. Energía Hidroeléctrica ........................................................................................ 6
II.2. Central Hidroeléctrica ......................................................................................... 6
II.2.1. Clasificación de Centrales ............................................................................ 7
II.2.2. Tipos de Centrales Hidroeléctricas ............................................................... 8
II.2.2.1. Micro-centrales Hidroeléctricas .............................................................. 9
II.3. Micro-centrales hidroeléctricas en Chile ............................................................ 9
II.4. Mercado eléctrico en Chile ............................................................................... 10
II.4.1. Energías Renovables no convencionales ................................................... 10
II.4.2. Estado de proyectos ERNC en Chile .......................................................... 11
II.4.3. La Generación ERNC en el Mercado Eléctrico ........................................... 13
II.4.4. Evolución del Mercado ............................................................................... 14
II.5. Sistema Interconectado Central (SIC) .............................................................. 15
II.6. Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) ........................................... 17
II.7. Generación Hidráulica ...................................................................................... 20
II.8. Mercado de los bonos de carbono. .................................................................. 21
II.9. Análisis de precios ........................................................................................... 22
II.9.1. Precio de Nudo de corto plazo.................................................................... 22
II.9.2. Análisis de Precios Spot (Ref. Quillota 220) ............................................... 23
II.9.3. Análisis Precio Medio de Mercado .............................................................. 24
II.10. Nueva ley N°20.257 a las ERNC .................................................................. 25
Capítulo III: Marco teórico o conceptual ..................................................................... 27
III.1. Definiciones relevantes .................................................................................... 27
III.2. Potencia hidráulica ........................................................................................... 28
III.3. Descripción del Sistema ................................................................................... 29
III.3.1. Obras civiles ............................................................................................ 30
III.3.1.1. Obras de toma ..................................................................................... 30
III.3.1.1.1. Bocatoma ...................................................................................... 30
III.3.1.1.2. Aliviaderos .................................................................................... 32
III.3.1.2. Obras de conducción ........................................................................... 34
III.3.1.2.1. Desarenador ................................................................................. 34
III.3.1.2.2. Canal de derivación ...................................................................... 38
III.3.1.2.3. Cámara de carga .......................................................................... 45
III.3.2. Sistema electromecánico ........................................................................ 61
Capítulo IV: Metodología ............................................................................................. 71
IV.1. Área de estudio ................................................................................................ 71
IV.2. Desarrollo técnico ............................................................................................ 72
IV.2.1. Análisis de la cartografía del predio ........................................................ 72
IV.2.1.1. Análisis estadístico de caudales ......................................................... 72
IV.2.2. Determinación de la ubicación de los componentes principales de la
micro-central ........................................................................................................... 74
IV.2.3. Diseño de obras civiles y selección del equipo electromecánico ............ 77
IV.3. Análisis económico .......................................................................................... 77
Capítulo V: Análisis y Resultados .............................................................................. 79
V.1. Ubicación y diseño bocatoma .......................................................................... 79
V.2. Determinación del caudal de diseño ................................................................ 80
V.3. Determinación del caudal máximo a nivel horario ............................................ 85
V.3.1. Cálculo del caudal máximo horario según Distribución de Gumbel. ........ 86
V.4. Diseño del canal de derivación ........................................................................ 87
V.4.1. Cálculos ................................................................................................... 89
V.4.2. Aliviadero ................................................................................................. 95
V.5. Diseño desarenador ......................................................................................... 96
V.6. Cámara de carga ............................................................................................. 98
V.7. Diseño Tubería de presión o forzada ............................................................... 99
V.8. Selección de la turbina hidráulica .................................................................. 105
V.8.1. Equipo de generación seleccionado ...................................................... 106
V.9. Casa de máquinas ......................................................................................... 107
V.10. Presupuesto del proyecto ........................................................................... 108
V.11. Flujo de caja ............................................................................................... 109
Capítulo VI: Conclusiones ......................................................................................... 111
Capítulo VII: ANEXOS ............................................................................................ 112
VII.1. ANEXO 1 .................................................................................................... 112
VII.2. ANEXO 2 .................................................................................................... 113
VII.3. ANEXO 3 .................................................................................................... 115
Capítulo VIII: Bibliografía ......................................................................................... 116
Índice de Figuras
Figura 1: Estación de monitoreo, fundo Los Pinos (Fotografía: Fabiola Castillo). ........... 2
Figura 2: Esquema básico energía hidroeléctrica. (Seminario Mini y Micro Centrales
Hidroeléctricas en canales de riego agrícola, 2011). ........................................................ 6
Figura 3: Esquema general de una central hidroeléctrica (Alejo, 1999). ......................... 7
Figura 4: Generación ERNC reconocida y obligación mensual (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013). ................................................................................................................ 11
Figura 5: Generación reconocida y generación por empresa (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013). ................................................................................................................ 11
Figura 6: Aliviadero y compuertas de control (Coz et al., 1995). ................................... 33
Figura 7: Vista lateral aliviadero y compuertas de control (Coz et al., 1995). ................ 33
Figura 8: Vista superior aliviadero y compuertas de control (Coz et al., 1995). ............ 33
Figura 9: Esquema del desarenador (Coz et al.,1995) .................................................. 34
Figura 10: Vista lateral desarenador (Coz et al.,1995). ................................................. 35
Figura 11: Desarenador sin depósito (VH baja) (Coz et al., 1995). ............................... 35
Figura 12: Desarenador con depósito (VH de diseño) (Coz et al., 1995). ...................... 36
Figura 13: Trayectoria de las partículas (Coz et al., 1995). ........................................... 36
Figura 14: Desagüe de limpieza (Coz et al., 1995). ...................................................... 38
Figura 15: Sección transversal del canal (Coz et al., 1995). ......................................... 40
Figura 16: perímetro mojado. (Coz et al., 1995). ........................................................... 43
Figura 17: Cruces de canal (Coz et al., 1995). .............................................................. 44
Figura 18: Esquema cámara de carga (Coz et al., 1995). ............................................. 46
Figura 19: Vista lateral cámara de carga (Coz et al., 1995). ......................................... 46
Figura 20: Rejilla en la cámara de carga (Coz et al., 1995). ......................................... 47
Figura 21: Componentes de una tubería de presión (Coz et al., 1995). ........................ 49
Figura 22: Pérdidas debido a turbulencias (Coz et al., 1995). ....................................... 54
Figura 23: Anclajes y apoyos en la tubería de presión (Coz et al., 1995). .................... 57
Figura 24: Esquema de Turbina de acción y reacción (Wikipedia, 2007). ..................... 61
Figura 25: Clasificación de turbinas hidráulicas según principio de funcionamiento
(Seminario Mini y Micro Centrales Hidroeléctricas en canales de riego agrícola, 2011).
....................................................................................................................................... 64
Figura 26: Ábaco para la selección del tipo de turbina (Carrillo, 2009). ........................ 68
Figura 27: Mapa de la localización del fundo Los Pinos, Valdivia. ................................ 71
Figura 28: Ubicación bocatoma (Elaboración propia). ................................................... 79
Figura 29: Esquema general bocatoma (Elaboración propia). ...................................... 80
Figura 30: Reservorio natural contiguo-previo a bocatoma (Elaboración propia). ......... 96
Figura 31: Dimensionamiento cámara de carga. (Coz et al., 1995). ............................. 98
Figura 32: Esquema del volumen de decantación. (Elaboración propia) ...................... 99
Figura 33: Esquema de instalación subterránea de la tubería. (Elaboración propia) .. 105
Figura 34: Equipo de generación. ............................................................................... 106
Figura 35: Orientación de la admisión. (Floran, 2008) ................................................ 107
Índice de Gráficos
Gráfico 1: Estado de Proyectos ERNC en Chile (MW). (Olivares et al., 2013).............. 12
Gráfico 2: Capacidad instalada ERNC (MW). (Olivares et al., 2013) ............................ 13
Gráfico 3: Evolución generación Ley 20.257 (MW). (Olivares et al., 2013) ................... 14
Gráfico 4: Evolución precio-energía SING y SIC. (Olivares et al., 2013). ...................... 14
Gráfico 5: Energía almacenada en principales embalses (Systep Ingeniería y Diseño,
2013). ............................................................................................................................. 15
Gráfico 6: Energía mensual generada en el SIC (Systep Ingeniería y Diseño, 2013). .. 15
Gráfico 7: Energía mensual generada en el SING (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
....................................................................................................................................... 17
Gráfico 8: Proyección de costos marginales SING para la barra Crucero 220 kV, para
distintas condiciones de demanda. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013). ....................... 18
Gráfico 9: Generación histórica de energía (GWh). (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
....................................................................................................................................... 19
Gráfico 10: Tasa de crecimiento de energía (%). (Systep Ingeniería y Diseño, 2013). . 20
Gráfico 11: Análisis Hidro-Generación, mensual (GWh). (Systep Ingeniería y Diseño,
2013). ............................................................................................................................. 20
Gráfico 12: Análisis Hidro-Generación, anual (GWh). (Systep Ingeniería y Diseño,
2013). ............................................................................................................................. 21
Gráfico 13: Precios históricos de Bonos de Carbono (SEDECO2, 2013). .................... 22
Gráfico 14: Precio nudo energía y monómico SIC. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
....................................................................................................................................... 23
Gráfico 15: Costo marginal Quillota 220 (US$/MWh). (Systep Ingeniería y Diseño,
2013). ............................................................................................................................. 24
Gráfico 16: Precio medio de mercado base SIC. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013). . 24
Gráfico 17: Precio medio de mercado libre y costo marginal. (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013). ................................................................................................................ 25
Gráfico 18: Diámetro económico tubería de presión (Coz et al., 1995). ........................ 56
Gráfico 19: Eficiencia turbina Pelton (Zona Ingeniería, 2009). ...................................... 65
Gráfico 20: Eficiencia turbina Francis (Zona Ingeniería, 2009). .................................... 66
Gráfico 21: Eficiencia turbina Kaplan (Zona Ingeniería, 2009). ..................................... 66
Gráfico 22: Energía disponible al año por altura unitaria de salto. (Elaboración propia).
....................................................................................................................................... 83
Gráfico 23: Energía disponible al año por altura unitaria de salto en términos
porcentuales. (Elaboración propia). ................................................................................ 84
Gráfico 24: Velocidad de diseño del canal. (Elaboración propia). ................................. 94
Gráfico 25: Diámetro económico de la tubería. (Elaboración propia). ......................... 102
Índice de Tablas
Tabla 1: Árbol de objetivos (elaboración propia). ............................................................. 4
Tabla 2: Estado de Proyectos ERNC en Chile (MW). (Olivares et al., 2013). ................ 12
Tabla 3: Supuestos, proyección de costos marginales a 12 meses. (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013). ................................................................................................................ 16
Tabla 4: Indicadores estadísticos de resultados de proyección, promedio 4 meses SIC,
barra Alto Jahuel 220 (Systep Ingeniería y Diseño, 2013). ............................................ 17
Tabla 5: Supuestos proyección de costos marginales a 12 meses. (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013). ................................................................................................................ 19
Tabla 6: Costos marginales proyectados próximos 12 meses (US$/MWh). (Systep
Ingeniería y Diseño, 2013). ............................................................................................ 23
Tabla 7: Velocidad de decantación de partículas de arena (Coz et al., 1995). .............. 37
Tabla 8: Características de las secciones transversales (Coz et al., 1995). .................. 40
Tabla 9: Velocidad máxima del agua recomendada. (Coz et al., 1995). ........................ 41
Tabla 10: Velocidades mínimas recomendadas para evitar sedimentación (Coz et al.,
1995). ............................................................................................................................. 41
Tabla 11: Talud recomendado para canales de sección trapezoidal (Coz et al., 1995). 42
Tabla 12: Valores de 𝜎𝑦 y 𝜇𝑦 para el cálculo de la función de Gumbel (Sánchez, 2008).
....................................................................................................................................... 74
Tabla 13: Determinación del caudal de diseño. (Elaboración propia). ........................... 81
Tabla 14: Cálculo del caudal máximo horario para cada año. (Elaboración propia) ...... 86
Tabla 15: Cálculo del costo total del canal. (Elaboración propia). ................................. 93
Tabla 16: Características del canal. (Elaboración propia) ............................................. 94
Tabla 17: Presupuesto del proyecto (Elaboración propia) ........................................... 109
Tabla 18: Flujo de Caja del proyecto (Elaboración propia) .......................................... 110
Tabla 19: Coeficiente de rugosidad para distintos tipos de canales. (Coz et al., 1995).
..................................................................................................................................... 112
Tabla 20: Costos totales en función del diámetro. (Elaboración propia). ..................... 115
Resumen
En la presente tesis se evalúa la pre-factibilidad técnico y económica de
implementar una micro-central hidroeléctrica en el fundo “Los Pinos”, propiedad de la
Universidad Austral de Chile, con el fin de aprovechar su potencial hídrico.
El tema desarrollado es puesto en contexto dando a conocer el estado reciente
de la generación eléctrica en Chile, destacándose cómo la alta influencia de los
combustibles fósiles en la matriz energética ha elevado el costo de la electricidad con
fuentes de generación altamente contaminantes cada vez más rechazadas por una
ciudadanía empoderada. Es por esto que la explotación de energías renovables no
convencionales ha cobrado particular relevancia, en especial los proyectos de micro
generación hidroeléctrica, con alto potencial en el centro y sur del país.
En la evaluación técnica se ha determinado el potencial hidroeléctrico del predio,
por medio del estudio exhaustivo de la cartografía del lugar así como los datos
pluviométricos e hídricos en la principal cuenca del predio. De este modo se determinó
que la localización óptima de captación de las aguas otorga una altura bruta de salto de
94 metros, lo que provee una energía hidráulica neta de 452.332 kWh por año, al elegir
110 lt/s como caudal óptimo de diseño, con el cual es posible aprovechar un 93,2% de
la energía hidráulica total disponible. La conducción de agua desde la bocatoma hasta
la turbina requiere de la construcción de 350 metros de canal trapecial, más otros 405
metros de tubería HDPE de 315 mm de diámetro, de este modo alimenta una turbina
Pelton de doble rodete conectada a un generador eléctrico de 90 kVA a través de
transmisión por correas.
En el aspecto económico, la construcción de la micro-central requiere una
inversión inicial de $39.619.568 con la cual se podrá generar un ingreso bruto anual de
$12.867.398, obteniendo una tasa interna de retorno de 26,2 %, de este modo el
periodo de retorno de la inversión es de 5 años, considerando una vida útil del proyecto
de 20 años.
Basados en la información recopilada en esta investigación y dentro del marco
de los alcances de la misma, es posible concluir que la micro-central hidroeléctrica es
factible de ser construida desde un punto de vista técnico y económico.
Summary
This thesis evaluates the technical and economic feasibility of implementing a
micro-hydropower plant for the Universidad Austral de Chile on one a site named Los
Pinos, with the aim of utilizing its hydraulic potential.
This topic is contextualized by showing the current status of electrical generation
of Chile, highlighting how the huge influence of fossil fuels in the energy matrix has
raised the cost of electricity, with contaminated sources of energy generation becoming
more and more rejected by an empowered citizenry. It is for this reason that the
utilization of unconventional renewable energy has become particularly relevant, in
particular the micro hydropower projects, with high potential in the central and Southern
areas of the country.
In the technical evaluation, the hydraulic potential of the site was evaluated
through exhaustive study of cartography of the site such as pluviometric and hydraulic
data in the main watershed area of the site. Using these methods, it was determined
that the optimal location of the water catchment provides a total head of 94 meters
which provides a net hydraulic energy measurement of 452.332 kWh per annum. By
choosing 110 Liters per second as the optimal design flow, it is possible to take
advantage of 93,2% of the total hydraulic energy available.
The water conveyance from the intake to the turbine requires the construction of
350 meters of trapezoidal channel, and 405 meters of a 315 millimeter HDPE penstock
to feed a double impeller Pelton turbine connected to a 90 kVA electric generator via the
belt drive.
In economic terms, the construction of the micro-hydropower plant requires an
initial investment of CLP $39.619.568. This would then generate an annual gross
income of CLP $12.867.398 obtaining an internal return rate of 26.2%; this way the
period of return on investment is 5 years, considering a project lifetime of 20 years.
Based on the information collected in this research, it is possible to conclude that
the micro-hydropower plant is indeed feasible to be built from both a technical and
economic perspective.
1 Fabiola Castillo
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
I.1. Planteamiento del problema.
I.1.1. Contexto Nacional de la problemática.
Chile enfrenta en la actualidad una crisis de múltiples dimensiones en el sector
eléctrico: altos niveles de contaminación y elevados precios de la energía; inseguridad
en el abastecimiento por restricciones hídricas, estrechez y congestión en los sistemas
de transmisión eléctricos; persistentes irregularidades en la aprobación y fiscalización
de los sistemas de generación y transmisión; además de la excesiva concentración y
falta de transparencia en el mercado eléctrico (Comisión Ciudadana – Técnico –
Parlamentaria para la Política y la Matriz Eléctrica, 2011).
Uno de los desafíos centrales que se ha propuesto el Gobierno de Chile es lograr
un crecimiento del Producto Interno Bruto, PIB, de un seis por ciento anual, y para
lograr esta meta se requerirá duplicar la matriz energética al año 2020. Ello implica
enormes esfuerzos, considerando las fuentes energéticas existentes hoy en día;
hidráulica 31,8%; petróleo/gas 47,8%; carbón 17% y Energías Renovables No
Convencionales (ERNC) 3,4% la insuficiente diversificación de la matriz y las
dificultades de abastecimiento de combustibles, especialmente de gas natural, que se
han presentado en el pasado reciente.
Un segundo desafío en materia energética es impulsar considerablemente la
producción de energía renovable por medios no convencionales, aspirando a alcanzar
hacia el año 2020 un 20% de presencia de dichos medios de producción en la matriz
energética de Chile, que actualmente tiene cerca de 480 MW de capacidad instalada.
Las ERNC son una fuente de suministro local y limpio que permite inyectar energía al
sistema con una mirada de sustentabilidad y largo plazo que no puede menospreciarse
en un escenario de cambio climático.
Según el Gobierno de Chile, el país cuenta hoy con una capacidad instalada total
de aproximadamente 17.000 MW, de la cual un 73,6% corresponde al Sistema
Interconectado Central (SIC), un 25,6% al Sistema Interconectado del Norte Grande
(SING) y un 0,8% a los sistemas medianos de Aysén y Magallanes (Ministerio de
Energía Gobierno de Chile, 2012).
2 Fabiola Castillo
I.1.2. Contexto local de la problemática
El fundo “Los Pinos”, propiedad de la Universidad Austral de Chile, posee una
extensión de 435,67 has, y se encuentra localizado aproximadamente a 16 km al norte
de la ciudad de Valdivia, a un costado de la ruta T 202T.
En el predio existe un cauce de agua que está siendo monitoreado desde el año
1997, contándose con datos hasta el año 2010, con una estación fluviométrica que
controla una cuenca aportante de 91 ha. La estación de monitoreo de caudal de la
Figura 1, consta de una caseta para albergar los equipos de almacenamiento de datos,
un caudalímetro, un canal de hormigón y un vertedero rectangular. El canal tiene un
ancho de aproximadamente 115 cm., y el vertedero un ancho de 53 cm.
Aguas abajo, la cuenca crece en
tamaño incrementando proporcionalmente su
caudal, pero disminuyendo paulatinamente su
cota geográfica hasta descender a un mínimo
de aproximadamente 7 m.s.n.m. Existen
también en el predio otras cuencas de menor
tamaño, cuyos afluentes se unen finalmente al
de la cuenca principal, lo que generaría
mayores caudales a los que están siendo
monitoreados. En la actualidad este potencial
hídrico no es aprovechado.
Figura 1: Estación de monitoreo, fundo Los
Pinos (Fotografía: Fabiola Castillo).
I.1.3. Definición de la problemática.
El fundo “Los Pinos” propiedad de la Universidad Austral De Chile, posee cauces
hídricos cuya energía potencial no es actualmente aprovechada, desperdiciándose la
oportunidad de aprovechar este recurso, transformando esta energía hidráulica en
energía eléctrica, con el beneficio económico asociado.
Es por esto que la Universidad Austral de Chile pretende aprovechar el potencial
energético hidráulico existente en el cauce hídrico del fundo “Los Pinos”. Se requiere
saber si es posible aprovechar este recurso hídrico por medio de un estudio de pre-
factibilidad que contemple aspectos hidrológicos, económicos y técnicos.
3 Fabiola Castillo
I.2. Objetivos
I.2.1. Objetivo General
Determinar la pre-factibilidad técnico-económica de instalar una micro-central
hidroeléctrica, en el fundo “Los Pinos”, propiedad de la Universidad Austral de Chile.
I.2.2. Objetivos Específicos
Definir la localización óptima donde la relación caudal-altura genere la máxima
potencia hidráulica.
Determinar la potencia hidráulica disponible en diversos puntos del cauce de agua
en estudio.
Analizar el lugar en el cual se construiría la micro-central y las obras civiles para
obtener la solución más satisfactoria posible, desde el punto de vista económico.
Definir el sistema de generación eléctrica más adecuado.
Definir la turbina y la cantidad de éstas más adecuada para el caudal y altura neta
disponibles.
Determinar el sistema de transmisión mecánica (polea-correa, engranaje, directo,
etc.)
Determinar las inversiones (obras civiles y electromecánicas), los costos de
mantención, operación y los ingresos de la micro-central hidroeléctrica.
Determinar los componentes, diseño y parámetros de las obras civiles de la micro-
central hidroeléctrica.
Determinar los ingresos de generación de energía.
Determinar el valor de las compensaciones económicas por la venta de bonos de
carbono.
4 Fabiola Castillo
Tabla 1: Árbol de objetivos (elaboración propia).
Objetivos Nombre
del criterio
Definición Unidades de medida
1. Determinar la factibilidad técnico-económica de instalar una micro-
central hidroeléctrica en el fundo “Los Pinos”, propiedad de la Universidad
Austral de Chile.
Factibilidad Posibilidad de instalar la
micro-central bajo un nivel de gastos razonable.
Sí / No
2. Definir posibles puntos de ubicación donde la relación caudal-altura genere la máxima potencia
hidráulica.
Relación caudal-altura.
El producto del caudal y la altura elevado.
m*(lt/s)
2.1 Determinar la potencia hidráulica disponible en diversos puntos del
cauce de agua en estudio.
Potencia hidráulica disponible.
El producto del caudal y la altura elevado.
kW
3. Analizar el lugar en el cual se construirá la micro-central y las obras civiles para obtener la solución más satisfactoria posible, desde el punto
de vista económico.
Potencia generada / inversión.
Maximizar la generación energética minimizando la
inversión inicial. kW / $
4. Definir el sistema de generación eléctrica más adecuado.
Eficiencia Mejor eficiencia con un
costo de implementación razonable.
%
4.1 Definir la turbina y la cantidad de éstas más adecuada para el caudal y
altura neta disponibles. Eficiencia
Mejor eficiencia con un costo de implementación
razonable. %
4.2 Determinar el sistema de transmisión mecánica (polea-correa,
engranaje, directo, etc.) Eficiencia
Mejor eficiencia con un costo de implementación
razonable. %
5. Determinar los costos de implementación (obras civiles y obras electromecánicas), de mantención y
operación de la micro-central hidroeléctrica.
Costos Determinación de costos. $
5.1 Determinar los componentes, diseño y parámetros de las obras
civiles de la micro-central hidroeléctrica.
Obras Civiles
Componentes de las obras civiles que
conforman la micro-central.
N° componentes
6. Determinar los ingresos de generación de energía.
Ingresos Ingresos percibidos por la
venta de energía. $
7. Determinar el valor de las compensaciones económicas de la
venta de bonos de carbono.
Venta de bonos
Toneladas de carbono / kW.
$
5 Fabiola Castillo
I.3. Alcances y limitaciones
La presente tesis se limita a:
Análisis de la cartografía del predio
Análisis estadístico de los caudales
Diseño preliminar de las obras civiles
Selección del equipo electromecánico
Estimación de inversiones y costos: obras civiles y equipo electromecánico
Evaluación y Análisis económico
La presente tesis no contempla el desarrollo de:
Levantamiento topográfico
Ingeniería de detalle
Planos de detalle
Procedimientos constructivos de las obras civiles
Estudio de suelos
Evaluación de impacto ambiental
6 Fabiola Castillo
CAPÍTULO II: REVISIÓN ESTADO DEL ARTE
II.1. Energía Hidroeléctrica
Según CER (2011) la energía hidroeléctrica es la energía obtenida a partir de
flujos superficiales de agua. El agua es un recurso renovable cuyo aprovechamiento es
considerado como un proceso limpio, eficiente, confiable y durable, que incurre en bajos
costos de mantención y operación. Además, presenta una larga vida útil y tiene un bajo
impacto ambiental. También es una forma de energía renovable, es decir, no se agota
(al menos mientras subsista el ciclo hidrológico).
El agua es uno de los grandes recursos energéticos con que contamos. La
energía hidroeléctrica es la que proviene del aprovechamiento de la energía potencial
acumulada en el agua y que al caer desde cierta altura se convierte en energía cinética,
una vez que ha caído, una buena parte de dicha energía cinética se transforma en
energía eléctrica por medio de los transformadores conectados a las turbinas.
Finalizado el proceso, la electricidad ya está lista para ser distribuida (ver Figura 2).
Figura 2: Esquema básico energía hidroeléctrica. (Seminario Mini y Micro Centrales Hidroeléctricas en
canales de riego agrícola, 2011).
II.2. Central Hidroeléctrica
Según Carrillo (2009) una central hidroeléctrica es un conjunto de obras
destinadas a transformar la energía cinética y potencial del agua, en electricidad. Esto
se puede realizar mediante la acumulación de agua, lo que permite que el agua
incremente su energía potencial, la que posteriormente, al ser conducida hacia las
turbinas irá aumentando su energía cinética, ésta al chocar sobre los álabes de las
7 Fabiola Castillo
turbinas genera un movimiento de rotación (energía mecánica), este movimiento de
rotación acciona a un generador eléctrico, el cual es el encargado junto con otros
aparatos de producir la electricidad que posteriormente será distribuida por las
empresas respectivas (ver Figura 3).
Figura 3: Esquema general de una central hidroeléctrica (Alejo, 1999).
II.2.1. Clasificación de Centrales
Las centrales hidroeléctricas se pueden clasificar según varios parámetros, esto
debido a las condiciones geográficas e hidrológicas de cada lugar en el que se quiera
construir (Carrillo, 2009). A continuación se detallan las clasificaciones más usadas para
estas mismas:
Según Potencia:
Hidrocargadores
Potencia inferior a los 1,5 (kW)
Generan electricidad en corriente continua, es utilizada para cargar baterías
Micro-centrales Potencia entre 1,5 (kW) y 100 (kW)
Mini-centrales Potencia entre 100 (kW) y 1 (MW)
Centrales de potencia media Potencia entre 1 (MW) y 10 (MW)
Centrales de gran potencia Potencia superior a los 10 (MW)
Según altura de caída:
Pequeña altura Altura menor a 15 mt.
Mediana altura Altura entre 15 mt y 50 mt.
Gran altura Altura mayor a 50 mt.
8 Fabiola Castillo
Según economía de la explotación:
Centrales independientes No participan en el sistema interconectado
Centrales dependientes Participan en el sistema interconectado
Según funcionamiento en el sistema interconectado:
Centrales de base Suministran energía en forma continua, y
con toda su capacidad
Centrales de punta Suministran energía solamente en las
horas de máximo consumo
Según la existencia y capacidad de embalse:
Centrales de Pasada Funcionan en forma continua, ya que no tienen capacidad para
almacenar agua, pues no poseen embalse o éste es muy pequeño. Tienen un tiempo de llenado inferior a 2 horas.
Centrales de Embalse
Funcionan en base a acumulación de agua, inundando terrenos y aumentando su altura de caída, manteniendo
siempre el recurso hídrico necesario para estar en operación. Tienen un tiempo de llenado entre 2 y 400 horas.
Centrales de lago Similares a las centrales de embalse, pero con un tiempo de
llenado superior a las 400 horas.
Centrales de acumulación por bombeo
En horas de alta demanda, funciona como una central convencional, pero en horas de poca demanda se bombea agua de sectores con menor cota hacia el embalse, con la
finalidad de reutilizar el recurso.
Según lugar de instalación de la sala de máquinas:
Centrales de derivación La sala de máquinas está a cierta distancia de la cámara
de carga, está unida mediante una tubería forzada.
Centrales de pie de presa La sala de máquinas queda inmediatamente debajo de la
presa.
II.2.2. Tipos de Centrales Hidroeléctricas
Centrales de pasada: También denominadas centrales de filo de agua o de agua
fluyente, utilizan parte del flujo de un río para generar energía eléctrica. Operan en
9 Fabiola Castillo
forma continua porque no tienen capacidad para almacenar agua, no disponen de
embalse. Turbinan el agua disponible en el momento, limitadamente a la capacidad
instalada. En estos casos las turbinas pueden ser de eje vertical, cuando el río
tiene una pendiente fuerte u horizontal cuando la pendiente del río es baja
(Wikipedia, 2013).
Centrales de embalse: Es el tipo más frecuente de central hidroeléctrica. Utilizan
un embalse para reservar agua e ir graduando el agua que pasa por la turbina. Es
posible generar energía durante todo el año si se dispone de reservas suficientes.
Requieren una inversión mayor (Wikipedia, 2013).
II.2.2.1. Micro-centrales Hidroeléctricas
Una micro-central hidroeléctrica es un sistema hídrico para obtener energía a
partir de pequeños cauces de agua, utilizando una turbina conectada a un generador.
Se ubican generalmente sobre el mismo cauce de agua, requiriendo obras civiles
menores para su instalación. Esta tecnología se aplica tanto para obtener energía
eléctrica como también mecánica. En donde la potencia generada es inferior a 1MW
(Endesa, 2012).
II.3. Micro-centrales hidroeléctricas en Chile
En Chile actualmente existe más de un centenar de micro-centrales
hidroeléctricas, ubicándose un gran porcentaje de ellas en el sector cordillerano desde
la VII a la X región (Carrillo, 2009).
Según APEMEC (2013) hoy se tienen en operación, en proyectos mini-hidro, 293
MW a lo largo de todo el territorio, lo que implica una inversión de alrededor de MUS$
700 de este sector en Chile.
Por otra parte, la energía generada por esta tecnología es muy competitiva a
diferencia de otras ERNC. Además es segura, ya que si una línea de transmisión
enfrenta una falla puntual, no afecta a todo el país y eso reduce la posibilidad de cortes
a nivel nacional. El impacto ambiental que tienen las pequeñas centrales hidroeléctricas
(PCH) es muy acotado y perfectamente mitigable, y dada la cercanía de las pequeñas
centrales a los centros de consumo, las pérdidas de energía son menores.
10 Fabiola Castillo
II.4. Mercado eléctrico en Chile
El mercado eléctrico en Chile según Generadoras de Chile A.G. (2013), está
compuesto por las actividades de; generación, transmisión y distribución de suministro
eléctrico. Estas actividades son desarrolladas por empresas que son controladas en su
totalidad por capitales privados, mientras que el estado sólo ejerce funciones de
regulación, fiscalización y de planificación indicativa de inversiones en generación y
transmisión, aunque esta última función es sólo una recomendación no forzosa para las
empresas.
Participan de la industria eléctrica nacional un total aproximado de 40 empresas
generadoras, 10 empresas transmisoras y 31 empresas distribuidoras, que en conjunto
suministran una demanda agregada nacional que en el 2007 alcanzó los 52.961,8
(GWh). Esta demanda se localiza territorialmente en cuatro sistemas eléctricos (SING,
SIC, Aysén y Magallanes).
En el mercado eléctrico chileno los generadores se enfrentan esencialmente a
dos mercados para su venta de energía: el mercado de contratos con grandes clientes
o empresas distribuidoras y el mercado marginal (denominado mercado spot), donde
los generadores intercambian energías excedentarias o deficitarias al costo marginal
horario. Los primeros son contratos financieros, donde por una venta de energía, se
estabilizan los ingresos del generador vendedor. El mercado spot es el mercado físico,
donde todos los generadores aportan energías generadas, no necesariamente
alineadas con sus ventas por contratos.
II.4.1. Energías Renovables no convencionales
Del balance de Energías Renovables No Convencionales (ERNC)
correspondiente al mes de abril de 2013, los retiros de energía afectos a la obligación
establecida en la Ley 20.257 fueron iguales a 2.896 GWh durante ese mes. Por lo tanto,
la obligación vigente equivalente al 5% de dichos retiros fue igual a 144,8 GWh. A su
vez, la generación reconocida de ERNC durante abril fue igual a 187,8 GWh, es decir,
un 30% mayor que la obligación.
De las inyecciones de energía ERNC del mes de abril, la mayor parte fue
generada por centrales en base a biomasa (53,8%), seguido de centrales hidráulicas
11 Fabiola Castillo
(33,6%) y eólicas (12,4%). En tanto, los generadores en base a tecnología solar
representaron el 0,2% de las inyecciones ERNC del mes de abril (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013).
La Figura 4 muestra las inyecciones reconocidas de los mayores productores de
ERNC en los sistemas SIC y SING durante el mes de abril. Se muestran también las
obligaciones de cada empresa de acuerdo a los retiros de cada una (ver Figura 5).
Figura 4: Generación ERNC reconocida y obligación mensual (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
Figura 5: Generación reconocida y generación por empresa (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
II.4.2. Estado de proyectos ERNC en Chile
En mayo 2013, se presentaron al Sistema de Evaluación Ambiental un total de
trece proyectos por 969 MW, correspondientes a tres parques eólicos de 321 MW,
nueve plantas solares de 649 MW y una mini central hidráulica de 0,75 MW. En el
mismo periodo se aprobaron un total de diez proyectos por 912 MW, correspondientes
12 Fabiola Castillo
a parques solares por 764 MW, una mini central hidráulica de 3 MW, un parque eólico
de 75 MW y una central geotérmica de 50 MW.
Actualmente, existen 92 proyectos operando en el país, los cuales totalizan una
capacidad instalada de 1.047 MW (ver Tabla 2), cifra que incluye 4,8 MW de plantas
solares y eólicas aisladas. Durante mayo iniciaron operación las mini centrales
hidráulicas de pasada, Roblería de 4 MW en la región del Maule y Don Walterio de 3
MW en la región de Los Ríos (Olivares et al., 2013). En el Gráfico 1 se muestra el
estado de proyectos de ERNC en Chile.
Estado Global de las ERNC en Chile.
*Incluye 4,8 MW solares y eólicos aislados
Tabla 2: Estado de Proyectos ERNC en Chile (MW). (Olivares et al., 2013).
Gráfico 1: Estado de Proyectos ERNC en Chile (MW). (Olivares et al., 2013)
SEIA
Estado Operación
(MW) Construcción
(MW)
RCA aprobada, sin construir
(MW)
En calificación (MW)
Biomasa 431 24 108 6
Eólica 302 271 4106 1899
Mini-Hidro 311 53 273 121
Solar 3,5 69 4012 2201
Geotermia 0 0 120 0
Total 1047* 416 8620 4227
13 Fabiola Castillo
Capacidad instalada ERNC conectada a la red
La capacidad instalada conectada a los cuatro sistemas mayores, con la
incorporación de 7 MW a la red en mayo, corresponde a 1.042 MW, lo que equivale a
un 5,91% de la potencia total del país (ver Gráfico 2). (Olivares et al., 2013).
Gráfico 2: Capacidad instalada ERNC (MW). (Olivares et al., 2013)
II.4.3. La Generación ERNC en el Mercado Eléctrico
En mayo, Olivares et al. (2013) señalan que el aporte de fuentes ERNC alcanzó
a 343,6 GWh, equivalentes al 6,04% de la generación total del SIC y SING. El día de
mayor participación de ERNC, fue el 21 de mayo cuando el aporte de fuentes
renovables no convencionales fue de 7,09% de la generación total del SIC y SING.
La generación reconocida por la Ley 20.257, referida a la inyección de centrales
ERNC conectadas con fecha posterior al 1 de enero de 2007, llegó a 188 GWh en abril
de acuerdo a lo informado por el CDEC, equivalente a 6,49%, cifra inferior al periodo
anterior, pero de igual forma superior a la obligación del 5% (145 GWh).
La inyección acumulada en el 2013 llega a 820 GWh, un 43% superior a lo
acumulado en el mismo periodo del año 2012. En el Gráfico 3 se muestra el
comportamiento de la generación de ERNC en los años 2012 - 2013.
14 Fabiola Castillo
Gráfico 3: Evolución generación Ley 20.257 (MW). (Olivares et al., 2013)
II.4.4. Evolución del Mercado
Según Olivares et al. (2013) para el Sistema Interconectado Central, indican que
el costo marginal promedió 211 US$/MWh en mayo, cifra 27% superior a abril, atribuido
a un alza del 7% en la inyección de centrales térmicas y una baja de las centrales
hidráulicas de pasada y embalse de un 6% y 5%, respectivamente.
Durante mayo, el costo marginal del Sistema Interconectado del Norte Grande
promedió 71 US$/MWh, valor inferior en un 11% al mes anterior, producto de una
menor inyección de las centrales que utilizan Diesel y Fuel Oil. En el Gráfico 4 se
aprecia el comportamiento del precio de la energía en los dos sistemas principales
durante los años 2012 - 2013.
Gráfico 4: Evolución precio-energía SING y SIC. (Olivares et al., 2013).
15 Fabiola Castillo
II.5. Sistema Interconectado Central (SIC)
Análisis de operación del SIC
Systep Ingeniería y Diseño (2013) señala que durante el mes de mayo de 2013
la participación de las centrales hidráulicas mantuvo un nivel minoritario en la matriz de
generación (29%), situación que se ha agudizado aún más en los últimos meses,
resultando en altos precios spot de la energía. La escasez hidráulica ha resultado en
agotamiento de todas las reservas de energía en los embalses del SIC (ver Gráfico 5).
Gráfico 5: Energía almacenada en principales embalses (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
En el mes de mayo del año 2013, el costo marginal del SIC promedió los 219
US$/MWh en la barra Alto Jahuel 220. Este valor representa una baja de un 15,7%
respecto al mes de mayo de 2012 (260 US$/MWh), diferencia que se explica
fundamentalmente por la mayor oferta de generación en base a carbón (ver Gráfico 6).
El costo marginal respecto al mes de abril representa un aumento de 27,7% (172
US$/MWh).
Gráfico 6: Energía mensual generada en el SIC (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
16 Fabiola Castillo
Proyección de costos marginales a 12 meses
Systep Ingeniería y Diseño (2013) plantea que Endesa y British Gas (BG)
habrían renegociado el precio y volumen del suministro de GNL (gas natural licuado),
acuerdo que entraría en vigencia a partir del año 2014. A diferencia de la proyección del
mes de mayo, en esta proyección se consideran ambas unidades de San Isidro con
GNL disponible, y un rango de precios que va desde 8 a 13 US$/MMBtu el 2013, y
entre 8 y 10,5 US$/MMBtu el 2014, los cuales representarían posibles precios de GNL a
que accedería Endesa con motivo del nuevo acuerdo, según ha sido señalado en la
prensa (ver Tabla 3). Por lo anterior, en esta proyección se corrige a la baja el costo
marginal proyectado.
Para el horizonte de la proyección se considera el ingreso de 694 MW de
capacidad de generación.
Tabla 3: Supuestos, proyección de costos marginales a 12 meses. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
A modo de representar la variabilidad hidrológica, en la Tabla 4 se muestran los
resultados estadísticos de la simulación de 50 escenarios hidrológicos históricos, en
donde se considera igual probabilidad de ocurrencia para cada uno.
17 Fabiola Castillo
Tabla 4: Indicadores estadísticos de resultados de proyección, promedio 4 meses SIC, barra Alto Jahuel
220 (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
II.6. Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Análisis de operación del SING
En términos generales, durante el mes de enero del 2013, Systep Ingeniería y
Diseño (2013) señala que la generación de energía en el SING disminuyó en un 1,4%
respecto a diciembre, con un aumento de 5,0% respecto a enero del 2012.
En el Gráfico 7 se muestra un gráfico de torta de la energía generada en el mes
de mayo del año 2013 y del año 2012.
Gráfico 7: Energía mensual generada en el SING (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
Proyección de costos marginales a 12 meses
Para los próximos 12 meses se espera un crecimiento importante de la demanda
eléctrica del SING, impulsado fuertemente por la conexión de nuevos proyectos
industriales como Sierra Gorda, Desaladora, Ministro Hales, Degradación Térmica; así
como incrementos en la demanda de clientes industriales existentes. Sin embargo,
existe incertidumbre respecto al cumplimiento efectivo de las condiciones de demanda
esperadas, situación que en el pasado ha conducido a sobrestimación de la demanda
esperada por parte del mercado.
18 Fabiola Castillo
Para abordar la incertidumbre asociada a los niveles de demanda, en esta
proyección se simulan 3 casos con distintos niveles de demanda (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013). Se considera un crecimiento de la demanda base, elaborado a partir de
las expectativas informadas por los grandes clientes, y dos casos adicionales: demanda
baja y demanda alta (ver Gráfico 8).
Gráfico 8: Proyección de costos marginales SING para la barra Crucero 220 kV, para distintas
condiciones de demanda. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
En la Tabla 5 los resultados de la proyección muestran que bajo una condición
de demanda baja el costo marginal promedio asciende a los 72,4 US$/MWh, en
comparación a los 122,9 US$/MWh del escenario de demanda base. Por otra parte, en
el escenario de demanda alta el costo marginal promedio podría alcanzar los 154,5
US$/MWh (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
19 Fabiola Castillo
Tabla 5: Supuestos proyección de costos marginales a 12 meses. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
Generación de energía
Respecto a las expectativas para el año 2013, el CDEC-SIC (Centro de
Despacho Económico de Carga) en su programa de operación 12 meses, estima una
generación de 51.508 GWh, lo que comparado con los 48.857 GWh del año 2012
representaría un crecimiento anual para el año 2013 del 5,9% (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013).
El Gráfico 9 muestra la generación de energía en el SIC durante el año 2012 así
como la generación hasta el mes de febrero del presente. El Gráfico 10 muestra el
promedio acumulado del crecimiento de la producción de energía durante el año 2013.
Gráfico 9: Generación histórica de energía (GWh). (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
20 Fabiola Castillo
Gráfico 10: Tasa de crecimiento de energía (%). (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
II.7. Generación Hidráulica
Según Systep Ingeniería y Diseño (2013) la generación en el SIC en el mes de
febrero de 2013, utilizando el recurso hídrico para la producción de energía, muestra
una variación de un -14,3% respecto al mismo mes del año anterior, de un -18,1% en
comparación al mes de enero, tal como se aprecia en el Gráfico 11, y de un -5,7% en
relación a los últimos 12 meses según lo exhibido en el Gráfico 12.
Gráfico 11: Análisis Hidro-Generación, mensual (GWh). (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
21 Fabiola Castillo
Gráfico 12: Análisis Hidro-Generación, anual (GWh). (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
II.8. Mercado de los bonos de carbono.
Los bonos de carbono (también llamados "Créditos de Carbono") son un
mecanismo internacional de descontaminación para reducir las emisiones
contaminantes al medio ambiente; es uno de los tres mecanismos propuestos en el
Protocolo de Kioto para la reducción de emisiones causantes del calentamiento global o
efecto invernadero (GEI o gases de efecto invernadero), los bonos de carbono también
ayudan a la agricultura para una mejor producción (Biocrece, 2010)
Inicialmente fue una propuesta lanzada por la economista argentina Graciela
Chichilnisky en 1993 y finalmente fue incluida dentro de los mecanismos de desarrollo
limpio del protocolo de Kioto en 1997 (Wikipedia, 2013).
Según datos históricos del precio de los créditos de carbono mostrados en el
Gráfico 13, desde hace ya varios años el precio de los bonos ha venido cayendo
progresivamente y en forma sostenida, pasando de valores por sobre los 27 euros en
2008 hasta un promedio en torno a los 4,5 euros durante lo que va del 2013. Esta caída
tan abrupta del precio de los bonos de carbono puede resultar compleja a la hora de
intentar proyectar los valores futuros de los créditos de reducción de emisiones,
configurando un escenario de gran incertidumbre sobre los posibles ingresos futuros
debidos a este concepto.
22 Fabiola Castillo
Gráfico 13: Precios históricos de Bonos de Carbono (SEDECO2, 2013).
II.9. Análisis de precios
II.9.1. Precio de Nudo de corto plazo
El día 12 de febrero de 2013 fue publicado en el Diario Oficial el nuevo decreto
de precios de nudo. Con esto, se oficializan los nuevos precios de nudo de energía y
potencia en el SIC, correspondientes a la fijación realizada en octubre de 2012, los
cuales tienen vigencia retroactiva a partir del primero de noviembre de 2012 (ver Gráfico
14).
Los valores definidos por la autoridad son: 45,199 $/kWh y 5.026,00 $/kW/mes
para el precio de la energía en la barra Alto Jahuel 220 y el precio de la potencia en la
barra Maitencillo 220 respectivamente, resultando un precio monómico de 54,36 $/kWh.
Este valor representa un alza de 0,6% respecto a la fijación de precios de nudo de abril
de 2012 (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
0
5
10
15
20
25
30
01-01-2008 19-01-2009 07-02-2010 26-02-2011 16-03-2012 04-04-2013
€/T
Precios históricos de Bonos de Carbono
23 Fabiola Castillo
Gráfico 14: Precio nudo energía y monómico SIC. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
II.9.2. Análisis de Precios Spot (Ref. Quillota 220)
Los costos marginales promedio de febrero de 2013 presentan una variación de
4,1% respecto a los registrados en el mes de enero, con una baja de -32,0% respecto a
lo observado en febrero de 2012.
En la Tabla 6 y en el Gráfico 15 se muestran los valores esperados de los costos
marginales ante los distintos escenarios hidrológicos.
Tabla 6: Costos marginales proyectados próximos 12 meses (US$/MWh). (Systep Ingeniería y
Diseño, 2013).
24 Fabiola Castillo
Gráfico 15: Costo marginal Quillota 220 (US$/MWh). (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
II.9.3. Análisis Precio Medio de Mercado
El precio medio de mercado vigente a partir del 01 de Marzo de 2013 es de 53,35
$/kWh, lo que representa una variación de -2,10% con respecto al precio vigente en la
fijación de precio de nudo Octubre 2012 (54,49 $/kWh) (Systep Ingeniería y Diseño,
2013). El Gráfico 16 muestra el precio medio de mercado base y real para el sistema
interconectado central, mientras que el Gráfico 17 muestra la relación entre el precio
medio de mercado libre y el costo marginal.
Gráfico 16: Precio medio de mercado base SIC. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
25 Fabiola Castillo
Gráfico 17: Precio medio de mercado libre y costo marginal. (Systep Ingeniería y Diseño, 2013).
II.10. Nueva ley N°20.257 a las ERNC
La Biblioteca del Congreso Nacional de Chile (2008) explica que la nueva ley de
fomento a las energías renovables no convencionales aprobada en Chile exige que a
partir del año 2010 las empresas generadoras de nuestro país con capacidad instalada
superior a 200 MW deberán acreditar que una cantidad de energía equivalente al 10%
de sus retiros en cada año haya sido inyectada por medios de generación renovable no
convencional, pudiendo ser estos medios propios o contratados.
Esta obligación será aplicada de manera gradual siendo de un 5% para los años
2010 a 2014, y aumentándose anualmente un 0,5% a partir del año 2015 para alcanzar
así el 10% previsto en el año 2024. Es importante recalcar que este aumento progresivo
no aplica respecto de los retiros de energía asociados al suministro de empresas de
distribución eléctrica para satisfacer consumos de clientes regulados, a quienes se les
exigirá cumplir con el 10% partiendo del 2010.
La ley permite que una empresa eléctrica traspase sus excedentes a otra
empresa eléctrica, pudiendo realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas
eléctricos.
El cargo asociado al no cumplimiento de la obligación dictada por ley será de 0,4
UTM por cada MW/hora de déficit respecto de su obligación. En caso de que dentro de
los tres años siguientes a un incumplimiento la empresa volviese a no cumplir lo
exigido, el cargo aumentará a 0,6 UTM por cada MW/hora de déficit. Al valor del tipo de
cambio actual (cerca de $ 450 por dólar) y de la UTM, este cargo de 0,4 UTM implica un
26 Fabiola Castillo
valor de aproximadamente 30 US$ por cada MW/h de déficit. Si este valor lo
comparamos con los precios de nudo de energía actualmente vigentes, alrededor de 80
US$ por MWh, tenemos que el valor de este recargo asciende a casi un 40% por sobre
el precio de venta de energía a empresas distribuidoras.
27 Fabiola Castillo
CAPÍTULO III: MARCO TEÓRICO O CONCEPTUAL
III.1. Definiciones relevantes
Watt (W): Unidad básica de potencia en el Sistema Internacional, equivalente a 1
joule/segundo, o en su forma esencial, 1 [kg·m²] / [s²].
Megawatt (MW): Unidad de medida de potencia. Quiere decir “Un millón de
watts”. Habitualmente se habla de la potencia de las centrales, sin embargo la energía
(GWh) que éstas efectivamente generen dependerá de su factor de planta.
Megawatt-hora (MWh): Unidad de energía, equivalente a la energía consumida
un Megawatt de potencia en el transcurso de una hora.
Sistema Interconectado Central (SIC): Sistema eléctrico que se extiende entre
las localidades de Taltal y Chiloé, corresponde al sistema eléctrico de mayor tamaño en
el país, en el cual las centrales hidroeléctricas constituyen la principal fuente de
generación.
Comisión Nacional de energía (CNE): Organismo público, dependiente del
Ministerio de Minería, responsable de los planes, políticas y normas relacionadas con el
mercado energético chileno, así como el encargado de velar por el cumplimiento de las
mismas.
Costo marginal: Los costos marginales de la energía eléctrica son los
principales indicadores del mercado eléctrico y de su condición de adaptación entre
oferta y demanda. Es el costo que tiene para el sistema el proveer una unidad adicional
de energía en cada hora. En la práctica, como el despacho de los generadores lo
realiza el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) en orden creciente de
costos, el costo marginal se define como el costo variable de la unidad generadora más
cara que se encuentra operando para abastecer la demanda en un instante
determinado, y corresponde al precio en que se valorizan las inyecciones y retiros de
todas las empresas generadoras del sistema. El costo marginal, en un sistema con
importantes aportes hidroeléctricos como el chileno, depende principalmente de i) la
variabilidad hidrológica anual/mensual, (ii) de la matriz de tecnologías de generación
existente, que se caracteriza por una gran diversidad de costos variables de
generación, y (iii) la demanda del sistema.
28 Fabiola Castillo
Mercado Spot: Mercado en el que se transa energía y potencia al precio
marginal que el CDEC calcula a intervalos horarios. Las transacciones se llevan a cabo
entre generadoras o entre éstas y clientes libres.
Precio de Nudo: Los precios de nudo se fijan semestralmente, en los meses de
abril y octubre de cada año. Su determinación es efectuada por la Comisión Nacional
de Energía (CNE).
Precio medio de mercado: El precio medio de mercado se determina con los
precios medios de los contratos, tanto con clientes libres como regulados, informados
por las empresas generadoras a la CNE, correspondientes a una ventana de cuatro
meses, que finaliza el tercer mes anterior a la fecha de publicación del precio medio de
mercado. Este precio se utiliza como señal de indexación del nudo de corto plazo de la
energía para el SIC.
III.2. Potencia hidráulica
Un hidrosistema requiere de un caudal y una diferencia de altura o salto para
producir potencia útil o neta. Se trata de un sistema de conversión de energía, es decir,
se toma energía en forma de caudal y salto y se entrega energía en forma de
electricidad.
La potencia hidráulica es proporcional a la altura del salto y al caudal turbinado,
por lo que es muy importante determinar correctamente estas variables para el diseño
de las instalaciones y el dimensionamiento de los equipos.
Potencia hidráulica disponible (Pdisp):
Pdisp = γ ∙ Q ∙ H
Donde;
Pdisp: Potencia hidráulica disponible [kW]
: Peso específico del agua [N/m3]
Q: Caudal [m3/s]
H: Altura [m]
29 Fabiola Castillo
Potencia neta o útil (Pn):
Pn = Pdisp ∙ η
Donde;
η: grado de eficiencia del sistema (tubería, turbina, generador, etc.)
III.3. Descripción del Sistema
En la etapa previa al diseño de una micro-central hidroeléctrica, se debe realizar
un estudio del recurso hídrico y un estudio de la cartografía existente de este predio, ya
que no se realizará un levantamiento topográfico de éste, con el fin de conocer los
niveles del terreno. De este estudio se desprenderán los parámetros básicos de una
micro-central con los que se podrán determinar aspectos tales como obras civiles y
sistema electromecánico.
El diseño de una MCH comprende tres aspectos fundamentales para su correcto
funcionamiento:
Obras Civiles
Bocatoma o captación
Aliviaderos
Desarenador
Canal de derivación
Cámara de carga
Tubería forzada
Sala de máquinas
Obras de descarga (desagüe)
Sistema electromecánico
Turbina
Generador
Transmisión de potencia mecánica
Sistema de control
Válvulas
30 Fabiola Castillo
III.3.1. Obras civiles
Las obras civiles representan una parte importante de los costos de inversión de
la micro-central, por lo tanto se debe tener especial consideración en la selección y
diseño de los componentes para reducir de esta manera los costos de implementación
de ésta. Se clasifican dentro de las siguientes categorías: obras de toma o captación,
obras de conducción y sala de máquinas.
III.3.1.1. Obras de toma
Según Carrillo (2009) las obras de toma se pueden realizar de diversas formas,
ya sea simplemente desviando el río, por medio de una presa o una combinación de
ambas. Pero sea cual sea la disposición de las obras que se van a ejecutar, siempre
hay que tener en cuenta factores como los mencionados a continuación:
La toma de agua debe quedar en un lugar apropiado del lecho del río, para evitar así
la captación de aguas con contenido de sólidos, ya sean ramas, hojas, sedimento,
piedras, basura, etc.
Se debe tener en cuenta que los caudales, según sea la ubicación geográfica de la
obra, variarán de gran manera en épocas de lluvias, llegando a ser decenas de
veces superiores al caudal de diseño, es por esto que se deben ejecutar obras de
evacuación de crecidas, así como también hay que proteger los contornos de la
presa de la erosión que generará el excesivo aumento de caudal.
III.3.1.1.1. Bocatoma
Es una estructura destinada a extraer el agua del afluente y desviarla hacia un
canal o acueducto. La bocatoma tiene que desviar el caudal requerido, respetando el
medio ambiente en que se integra, con la mínima pérdida de carga posible y sea cual
sea el caudal de agua que fluye por el río o estero. La toma actúa como zona de
transición entre el curso de agua (río o estero), y el canal de derivación. Su diseño,
basado en consideraciones geomorfológicas, hidráulicas, estructurales y económicas,
requiere un cuidado especial para evitar problemas de funcionamiento y conservación a
lo largo de toda la vida de la central (Ubilla et al., 2008).
31 Fabiola Castillo
Desde el punto de vista del curso del río, Coz et al. (1995) mencionan que la
mejor ubicación para las bocatomas corresponde a los tramos rectos y estables del
mismo. En caso de no contarse con estas condiciones, preferentemente se ubicarán en
los primeros tramos de la curva y siempre en la parte convexa. Los tramos finales de
una curva convexa estarán muy expuestos a los embates de las crecientes y de las
velocidades erosivas, mientras que la zona cóncava es probable que pueda colmarse
fácilmente.
La captación se puede realizar por medio directo o mediante obras de
embalsamiento de aguas.
El embalsamiento de aguas según Carrillo (2009) se puede realizar mediante la
construcción de una presa, obra que puede ser ejecutada en hormigón armado, tierra,
madera, enrocado, gaviones, etc. o la combinación de algunos de ellos. Esta obra tiene
la finalidad de crear un remanso o laguna, la cual asegurará una cantidad constante de
agua para satisfacer las necesidades de la MCH en horas de mayor consumo, por otro
lado al elevarse las aguas entregará mayor altura al sistema.
La presa debe tener contemplado la construcción de vertederos, para poder
evacuar de forma instantánea de los excesos de aguas, producidos por las crecidas del
afluente.
La necesidad de construir una presa se determina a través de los siguientes
criterios:
Si el caudal de instalación es inferior al mínimo caudal disponible, no es necesario
construir una presa
Si el caudal de instalación es superior al mínimo caudal disponible, es necesaria la
construcción de una presa.
Las bocatomas más usadas en MCH son la bocatoma de alta montaña y la
bocatoma convencional.
La bocatoma convencional consiste en la captación de las aguas de forma lateral
al curso original del afluente, por medio de una reja recibe las aguas, las cuales son
32 Fabiola Castillo
separadas de todos los elementos extraños que arrastra el afluente, por medio de un
desarenador y un vertedero para posteriormente ser enviadas al canal de aducción.
La bocatoma de alta montaña por otro lado, capta las aguas en el fondo del
cauce, interviniéndolo de forma perpendicular, captando las aguas por medio de una
reja y derivando el fluido hacia el canal de aducción de forma similar al de la bocatoma
convencional. Para este tipo de obras se necesita que la pendiente del río sea a lo
menos de un 3%.
La ventaja de la bocatoma convencional es que al tener una captación lateral,
ingresa una menor cantidad de sólidos, mientras que la bocatoma de alta montaña tiene
la ventaja de poder captar el flujo con mayor facilidad (Carrillo, 2009).
III.3.1.1.2. Aliviaderos
En tiempos de lluvias, donde se excederá la capacidad de los embalses y de los
canales, se deberá prever la construcción de ciertas obras de seguridad, como son los
vertederos, éstos podrán estar ubicados en la presa, en la cámara de carga e incluso
en los canales, para así evitar el desbordamiento de las aguas, lo que llevaría consigo
efectos catastróficos para las obras civiles de nuestra MCH. Todas estas aguas
deberán ser evacuadas de forma correcta hacia el cauce original del río (Carrillo, 2009).
Un aliviadero es un tipo de vertedero. Se llama vertedero a un dispositivo
hidráulico que consiste en una escotadura a través de la cual se hace circular el agua.
Los aliviaderos son estructuras de regulación y de protección que sirven para
evacuar caudales de demasías o caudales superiores a los del diseño. Si estas aguas
excedentes ingresaran a las diferentes obras que componen el sistema, podrían
ocasionar daños de imprevisibles consecuencias. Su diseño define básicamente tres
características: largo, altura (tirante útil más borde libre) y tipo de cresta que será
definida por un coeficiente de descarga (Segura et al., 1995).
El aliviadero se combina con las compuertas de control para el desagüe del
mismo (ver Figura 6). Las compuertas de control de la Figura 7 y Figura 8
(denominadas A, B y C) deben estar situadas por encima del nivel de la avenida y a una
distancia del río como la que se aprecia en la Figura 8, a fin de permitir un fácil acceso
cuando el río está crecido.
33 Fabiola Castillo
Figura 6: Aliviadero y compuertas de control (Coz et al., 1995).
Figura 7: Vista lateral aliviadero y compuertas de control (Coz et al., 1995).
Figura 8: Vista superior aliviadero y compuertas de control (Coz et al., 1995).
Coz et al. (1995) señalan que es recomendable construir otros aliviaderos a
intervalos de 100 m a lo largo de todo el canal principal, así como tener desagües para
conducir el agua de rebose lejos de la base del canal. El costo de incluir estos reboses
34 Fabiola Castillo
y desagües es considerablemente menor que el costo de la erosión de la pendiente y
los daños que le ocurrirían al canal si éste llegara a rebalsarse.
III.3.1.2. Obras de conducción
Las obras de conducción se encuentran ubicadas entre la bocatoma y la sala de
máquinas, principalmente compuestas por canales abiertos, tubería de presión y la
cámara de carga.
III.3.1.2.1. Desarenador
El agua captada del río y conducida a la turbina transporta pequeñas partículas
de materia sólida en suspensión compuesta de materiales abrasivos (como arena) que
ocasionan el rápido desgaste de los álabes de la turbina. Para eliminar este material se
usan los desarenadores (ver Figura 9 y Figura 10). En ellos la velocidad del agua es
reducida con el objeto de que las partículas de arena o piedras se asienten en el fondo
de donde podrán ser removidas posteriormente. Las partículas de diámetro superior a
0.2 mm ocasionan daños en la turbina por lo que deberán ser retenidas y eliminadas al
momento. Un buen diseño pondrá especial atención en la velocidad del agua dentro del
desarenador y en su longitud. Es necesario que el sedimento se asiente tanto a la
entrada del canal como a la entrada de la cámara de carga (Coz et al., 1995).
Figura 9: Esquema del desarenador (Coz et al.,1995)
35 Fabiola Castillo
Figura 10: Vista lateral desarenador (Coz et al.,1995).
Consideraciones de diseño
Ancho y longitud del desarenador
Según Coz et al. (1995), la longitud total del desarenador se divide en tres
partes: entrada (Le), decantación (Ld) y salida (Ls). La parte central es el área de
decantación.
La profundidad del desarenador se divide en dos partes: decantación (dd) y
recolección (dr). Es muy importante saber distinguir entre estas dos profundidades, ya
que el desarenador funcionará correctamente sólo si no se permite que la
sedimentación que se va formando exceda del borde del área de recolección que se
encuentra en el límite superior de la zona de recolección (dr). La Figura 11 y Figura 12
muestran la trayectoria seguida por las partículas de arena, sin depósito y con depósito
respectivamente.
Figura 11: Desarenador sin depósito (VH baja) (Coz et al., 1995).
36 Fabiola Castillo
Figura 12: Desarenador con depósito (VH de diseño) (Coz et al., 1995).
La velocidad horizontal del agua (VH) será baja (ver Figura 13), puesto que la
zona de decantación del desarenador tiene una gran sección transversal (A). Para
diseñar un desarenador se elige una velocidad de agua adecuada. Se recomienda un
valor de 0,2 m/s en la mayoría de los casos, pero también pueden adoptarse valores
más altos, hasta de 0,5 m/s. Luego se debe escoger un valor de profundidad de
decantación (dd), se recomienda no seleccionar valores mayores a 1 m.
Figura 13: Trayectoria de las partículas (Coz et al., 1995).
Si el terreno sobre el cual se va a construir el desarenador es muy escarpado,
entonces puede ser impracticable construir uno ancho. Los valores de (VH) y de (dd)
pueden seleccionarse nuevamente para conseguir un desarenador más angosto pero
más largo.
Cuando el flujo del agua no es turbulento, la velocidad de decantación Vd
(vertical) de partículas pequeñas es conocida. En la mayoría de las micro-centrales
hidráulicas es suficiente eliminar partículas que tengan más de 0,3 mm de diámetro, las
cuales tienen velocidades de decantación mayores de 0,03 m/s (ver Tabla 7). El
desarenador debe ser lo suficientemente largo como para permitir que se decanten las
partículas más livianas cuando la zona de decantación esté llena (Coz et al., 1995).
37 Fabiola Castillo
La longitud de decantación se calcula:
Ld =Vh
Vd∙ dd ∙ f
Donde f: factor de seguridad, recomendable un valor de 2 a 3.
Tamaño de la partícula (mm) Vd (m/s)
0,1 0,01
0,3 0,03
0,5 0,05
1 0,1
Tabla 7: Velocidad de decantación de partículas de arena (Coz et al., 1995).
Tendencia al desplazamiento y turbulencia.
En el diseño de los desarenadores, Coz et al. (1995) indican que hay que evitar
dos cosas: la turbulencia y la tendencia al desplazamiento. Es importante evitar la
turbulencia porque agita el sedimento manteniéndolo en suspensión. La tendencia al
desplazamiento de los depósitos es la capacidad que tiene el agua de moverse
rápidamente desde la entrada hasta la salida transportando consigo una cantidad de
sedimento.
Secciones de ingreso del desarenador
La longitud de entrada y salida (Le y Ls) debe ser 2,5 veces el ancho de la zona
de decantación si es que se quiere evitar la turbulencia en el agua (Coz et al., 1995).
Limpieza de desarenadores y cortes de agua
Por lo general la limpieza es un proceso bastante tedioso: se abre la compuerta y
el sedimento es removido con pala a lo largo del piso del depósito con el fin de dirigirlo
a través de la compuerta. El piso del depósito debe estar ligeramente inclinado para
facilitar esta operación.
Durante la limpieza manual, la compuerta de control de la bocatoma debe estar
cerrada a fin de parar la turbina. El vaciado hay que realizarlo en periodos en que no se
necesita la energía de la turbina.
Se pueden diseñar algunos dispositivos de limpieza semiautomáticos a fin de
evitar el excesivo trabajo manual y los cortes de energía. Una posibilidad es el
38 Fabiola Castillo
reemplazo de una compuerta de apertura lenta por un tubo de desagüe de limpieza, tal
como se aprecia en la Figura 14. El tubo también actúa como aliviadero. Para evitar los
cortes de energía se puede emplear un canal auxiliar (by pass), que permite el paso de
sedimentos (durante el vaciado), que se decantarán en la cámara de carga aguas abajo
o en un segundo depósito ubicado en el canal auxiliar. La primera opción es más
económica y conveniente. El vaciado del desarenador no debe ser tan frecuente y hay
que tratar de realizarlo cuando se producen cortes de energía (Coz et al., 1995).
Figura 14: Desagüe de limpieza (Coz et al., 1995).
III.3.1.2.2. Canal de derivación
El canal de derivación según Carrillo (2009), es un canal destinado a transportar
las aguas obtenidas en la bocatoma hasta la cámara de carga, para ello debe tener una
pendiente que sea mínima, con el fin de no perder altura de caída, pero que garantice el
escurrimiento normal del fluido, ésta es del orden del 0,001 al 0,05 %, dependiendo de
la longitud del tramo y si éste es o no totalmente recto.
El canal óptimo para una MCH será aquel que para el mismo caudal presente la
mínima superficie mojada, ya que se ahorrará dinero en materiales, se perderá menor
cantidad de agua por infiltración y la velocidad será mayor al haber menos roce con las
paredes. Por otro lado se recomienda que la velocidad del agua sea superior a los 0,4 o
0,5 m/s ya que así se evita la proliferación de pastos y algas en el canal.
39 Fabiola Castillo
La solución más común a este requerimiento la entrega el canal con sección
trapesoidal, cuyas paredes laterales están a 60º con la base, y las cuales son tangentes
a una circunferencia de diámetro igual a la altura del agua que llevará el canal.
Según Coz et al. (1995) existen diferentes tipos de canales, tales como:
Canal de tierra sin revestimiento.
Canal de tierra con sello o revestimiento: El “sellado” o revestido se refiere a la
aplicación de una capa delgada de material que no agrega resistencia estructural;
pero sirve para reducir la fricción y la filtración.
Canal de mampostería o concreto.
Acueductos hechos de planchas de acero galvanizado, madera o tubos cortados por
la mitad.
Dentro de los revestimientos para canales más comunes están: la madera, el
hormigón simple, hormigón con malla, pavimentos asfálticos, geotextil y mampostería.
Por lo general este tipo de obras se ejecuta en hormigón simple, por el método
tradicional de encofrado, lo que deja al canal con un espesor de aproximadamente 10
cm., espesor excesivo si se tiene en cuenta que la finalidad del revestimiento es evitar
la pérdida por infiltración y proteger al canal de la erosión provocada por la velocidad
del agua. Es por este motivo que actualmente se está utilizando otro método como es el
de los bastidores o cerchas, el cual permite reducir a la mitad el espesor del canal,
llevando consigo un ahorro en mano de obra de alrededor de un 30 % y en materiales
un 50 % (Carrillo, 2009).
Los canales revestidos permiten que el agua sea transportada a una mayor
velocidad puesto que sus paredes son más resistentes a la erosión. Además, impiden la
formación de turbulencias y filtraciones (Coz et al., 1995).
Es necesario tener en cuenta que en el caso de los canales no revestidos hay
tres desventajas asociadas a la conducción de agua a poca velocidad:
Riesgo de crecimiento de plantas
Riesgo de que los sedimentos se asienten
Mientras más grande sea el canal, más espacio habrá que usar.
40 Fabiola Castillo
Sección transversal
En la Tabla 8 se muestran los diferentes tipos de sección transversal para el
canal y en la Figura 15 se aprecia la sección transversal del canal.
Tipo de sección transversal Perímetro mojado (P) Base mayor (W)
Rectangular B + 2H B
Trapezoidal B + 2H √1 + 𝑍2 B + 2HZ
Triangular 2H √1 + 𝑍2 2HZ
Tabla 8: Características de las secciones transversales (Coz et al., 1995).
Donde,
B: Ancho de la base menor
H: Altura
W: Base mayor
Z: cotg θ
Figura 15: Sección transversal del canal (Coz et al., 1995).
Consideraciones de diseño
Velocidad del agua “v”
Un flujo de agua excesivamente rápido erosionará las paredes de un canal,
mientras que velocidades demasiado bajas permitirán el depósito de sedimentos y la
obstrucción del mismo (Coz et al., 1995). La Tabla 9 proporciona las velocidades
recomendadas para canales de diferentes materiales.
41 Fabiola Castillo
Material
Velocidad máxima
menos de 0,3 m de profundidad
menos de 1 m de profundidad
Arena 0,3 m/s 0,5 m/s
Greda arenosa 0,4 m/s 0,7 m/s
Greda 0,5 m/s 0,8 m/s
Greda de arcilla 0,6 m/s 0,9 m/s
Arcilla 0,8 m/s 2,0 m/s
Mampostería 1,5 m/s 2,0 m/s
Concreto 1,5 m/s 2,0 m/s
Tabla 9: Velocidad máxima del agua recomendada. (Coz et al., 1995).
Como se mencionó previamente, para evitar la formación de sedimentos en el
fondo del canal, con la consiguiente obstaculización del flujo de éste, es necesario que
la velocidad del flujo sea mayor a la velocidad mínima recomendada para el tipo
específico de partículas sólidas arrastradas por el agua. La Tabla 10 muestra valores de
velocidad mínima para contenidos típicos de sólidos en el agua.
Calidad del agua Velocidad mínima
Con sedimentos finos 0,3 m/s
Con arena 0,5 m/s
Tabla 10: Velocidades mínimas recomendadas para evitar sedimentación (Coz et al., 1995).
Talud para sección trapezoidal
Coz et al. (1995) mencionan que el flujo de agua en un canal hecho de material
suelto como suelo arenoso, hará que las paredes se desmoronen hacia adentro, a
menos que los lados estén ligeramente inclinados y el ancho del canal esté en relación
a su profundidad. La ventaja de revestir los canales es que resultan más angostos para
el mismo caudal. De allí que no se necesita una gran excavación horizontal en una
ladera angosta. Normalmente, se prefieren perfiles trapezoidales porque son muy
eficientes hidráulicamente, aunque dependiendo del material, los rectangulares son a
veces más fáciles de construir. La Tabla 11 da algunos valores del ángulo del talud
recomendado para diferentes materiales.
42 Fabiola Castillo
Material Talud (Z = ctan 0)
Arena 3
Arena y greda 2
Greda 1,5
Greda y arcilla 1
Arcilla 0,58
Concreto 0,58
Tabla 11: Talud recomendado para canales de sección trapezoidal (Coz et al., 1995).
Rugosidad “η”
Coz et al. (1995) mencionan que cuando el agua pasa por el canal, pierde
energía en el proceso de deslizarse por las paredes y el lecho. Mientras más rugoso es
el material del canal, hay más pérdida por fricción y mayor será la pendiente o desnivel
que se requerirá entre la entrada y la salida del canal. En la Tabla 19 del ANEXO 1 se
muestran los factores de rugosidad para diferentes materiales de canal.
Borde Libre
El borde libre es la distancia vertical que hay entre el nivel normal del agua al
extremo superior de las paredes del canal. Su objetivo es evitar que en el canal se
rebalse cuando ingrese mayor cantidad de agua que la proyectada, ya que ello podría
producir daños en la ladera del cerro sobre la que ha sido construido. El borde libre es
normalmente un tercio de la profundidad del flujo ó 0,15 m., escogiéndose el mayor por
seguridad (Coz et al., 1995).
Perímetro mojado “P”
El perímetro mojado es la longitud en que la sección transversal moja el lecho y
los lados del canal como se aprecia en la Figura 16.
P = P1 + P2 + P3
43 Fabiola Castillo
Figura 16: perímetro mojado. (Coz et al., 1995).
Radio hidráulico “Rh”
El radio hidráulico es una cantidad que describe la eficiencia del canal. Si el
canal tiene una gran área de sección transversal y un perímetro mojado relativamente
pequeño, implica que es eficiente y que el agua tendrá la velocidad requerida con una
pérdida relativamente pequeña. El perfil más eficiente es un semicírculo, la sección
trapezoidal es la mejor aproximación práctica a éste (Coz et al., 1995).
El radio hidráulico se calcula con la siguiente expresión:
Rh =A
P
Donde;
A: Sección transversal
P: perímetro mojado
Sección transversal (A).
La sección transversal de un canal se calcula con la siguiente ecuación:
A = Q ∙ V
Velocidad del agua en el canal
La velocidad que adquiera el agua en el canal estará dada por la ecuación de
Manning:
V =1
n∙ Rh
23⁄ ∙ i
12⁄
Donde;
V: Velocidad del fluido [m/s]
n: Coeficiente de rugosidad de manning
Rh: Radio hidráulico de la sección [m]
44 Fabiola Castillo
i: Pendiente del canal
Cruces de canal
En el caso que existan torrentes pequeños o arroyos que crucen el trayecto del
canal, Coz et al. (1995) establecen que hay que tomar todas las providencias para
protegerlo, por lo que es necesario tener en cuenta las avenidas. Durante una tormenta,
un arroyo se convierte en un torrente capaz de arrasar fácilmente el canal.
Por lo general, colocar una alcantarilla o un desagüe pequeño que haga correr el
arroyo por debajo del canal no es tomar una protección adecuada, éste tenderá a
bloquearse justo cuando más se le necesite, como se muestra en la Figura 17. A largo
plazo, es más económico construir un cruce completo.
Figura 17: Cruces de canal (Coz et al., 1995).
Pérdida de altura en el canal
El canal al tener un escurrimiento gravitacional, perderá altura a medida que
aumente su largo. Esta altura se puede determinar mediante la siguiente expresión:
∆h = ∑ ij
n
j=1
∙ Dj
45 Fabiola Castillo
Donde;
∆h: Pérdida de altura total [m]
i: Pendiente en cada tramo del canal
D: Distancia de cada tramo del canal [m].
Es importante considerar todas las pérdidas que se tengan en el sistema, debido
a que esto ocasionará que tengamos una menor potencia disponible. Aunque estas
pérdidas se puedan considerar muy pequeñas, es importante considerarlas cuando la
distancia que recorre el agua es muy grande y no se dispone de una gran altura
(Carrillo, 2009).
III.3.1.2.3. Cámara de carga
Es una obra sólidamente construida en hormigón o mampostería en piedra, la
cual se ubica al final del canal de aducción, y tiene la finalidad de empalmar a este
último con la tubería forzada, además cumple la función de aquietar las aguas y permitir
la decantación del material sólido para su posterior evacuación. La cámara de carga
debe tener un volumen suficiente para absorber las variaciones de caudal producidas
por la micro-central, además de un vertedero para poder evacuar las aguas excedentes
(Carrillo, 2009).
Tiene básicamente 4 vías de movimiento de fluido (ver Figura 18 y Figura 19). La
primera es la acometida por donde ingresa el agua traída desde la bocatoma, la
segunda es el vertedero por donde se eliminan las aguas no turbinables, la tercera es el
descargador de fondo que permitirá la eliminación del sedimento y la cuarta es el
desagüe hacia la tubería forzada pasando antes por una rejilla que impedirá el paso a
todo elemento extraño, que se pueda atorar en la tubería o producir desgaste en los
álabes de la turbina (Carrillo, 2009).
46 Fabiola Castillo
Figura 18: Esquema cámara de carga (Coz et al., 1995).
En teoría, la cámara de carga deberá tener una capacidad de colección menor
que el desarenador ya que la carga del sedimento debe ser baja. En la práctica, es muy
posible que el agua del canal contenga sedimento a causa de desechos o de fallas en
el depósito de la entrada. Por esta razón la cámara de carga debe ser dimensionada del
mismo modo que el desarenador y vaciada con la frecuencia que sea necesaria (Coz et
al., 1995).
Figura 19: Vista lateral cámara de carga (Coz et al., 1995).
Distancia entre las rejillas.
En el caso de una turbina Pelton, el espacio entre las rejillas “S” no debe ser
mayor que la mitad del diámetro del inyector. Si se usa una válvula de aguja sebe ser
un cuarto de éste (ver Figura 20). Para una turbina Francis, “S” no debe exceder la
distancia entre los álabes del rodete (Coz et al., 1995).
47 Fabiola Castillo
Figura 20: Rejilla en la cámara de carga (Coz et al., 1995).
Tubería forzada o de presión
El uso de una tubería resulta considerablemente más caro que el de un canal
abierto. Por ello, en el diseño de un sistema es importante conseguir que la tubería sea
lo más corta posible. La selección de la tubería más conveniente requiere como primer
paso determinar el diámetro de la misma y la presión de trabajo que deberá soportar.
Se encuentra ubicada a continuación de la cámara de carga y transporta el agua
bajo presión hasta la turbina.
Actualmente existe una gran variedad de materiales con los cuales se fabrican
estas tuberías, entre los más comunes están el acero, HDPE, PVC, concreto, etc.
El uso de tuberías plásticas solo se recomiendan cuando los diámetros son
inferiores a los 300 mm, aunque esta solución da muchas ventajas por sobre la tubería
de acero, como por ejemplo: reducen a la mitad el costo de la tubería, por su bajo peso
el montaje y transporte es más sencillo y económico, posee alta resistencia química,
tiene un bajo índice de rugosidad y porosidad, posee una vida útil de aproximadamente
30 años, no necesita apoyos de concreto y los anclajes son menos costosos, etc.
(Carrillo, 2009).
Pese a las múltiples ventajas de las tuberías plásticas, algunos materiales como
el PVC posee la desventaja de tener que ir enterrado ya que es menos resistente a los
impactos externos, así como a la acción de los rayos ultravioleta que afectan su
resistencia y durabilidad. Sin embargo una alternativa que no posee dicha desventaja
48 Fabiola Castillo
es el HDPE, ya que posee buena resistencia a los rayos ultravioletas, resistente a bajas
temperaturas, es muy ligero, baja permeabilidad, alta resistencia a la tensión,
compresión y tracción, etc. Este producto termofusionable ofrece una solución a los
problemas tradicionales de conducción, garantizando una larga vida útil superior a los
50 años y minimizando costos de mantención en sus diferentes aplicaciones como:
conducción de fluidos (líquido o gas), relaves y soluciones de lixiviación; en emisarios
marinos, obras sanitarias, sistemas de riego, entre otros.
Debido a que el costo de la tubería puede representar gran parte del presupuesto
de toda la micro-central, Coz et al. (1995) señalan que es prioritario optimizar su diseño
para reducir no sólo los costos de mantenimiento sino también la inversión inicial.
Para que los costos de mantenimiento sean bajos hay que colocar los soportes y
los anclajes de la tubería en pendientes estables y encontrar buenos cimientos. No
deberá haber peligro de erosión por desprendimientos en las laderas, pero sí, acceso
seguro para hacer los trabajos de mantenimiento y reparación.
Tubería corta
En este caso, la tubería es corta pero el canal es largo. Según Coz et al. (1995)
el canal largo está expuesto a un mayor riesgo de bloqueo, colapso o deterioro como
producto de un escaso mantenimiento. Construir el canal a través de una pendiente
escarpada puede ser difícil, costoso y a veces imposible.
El riesgo que implicaría tener una pendiente escarpada en erosión podrá hacer
que el sistema de tubería corta sea una opción inaceptable, ya que la operación
proyectada y el costo de mantenimiento de dicho sistema podrían ser muy altos y
sobrepasar el beneficio del costo de compra inicial.
Tubería larga
En este caso la tubería se instala a lo largo del río. Aunque este sistema es
necesario cuando resulta imposible construir un canal debido a las características del
terreno. Lo más importante es asegurar que la avenida temporal del río no dañe o
deteriore la tubería. También es vital calcular el diámetro más económico, pues si se
trata de una tubería larga el costo será muy elevado (Coz et al., 1995).
49 Fabiola Castillo
Los principales componentes de una estructura de tubería se pueden apreciar en
la Figura 21.
Figura 21: Componentes de una tubería de presión (Coz et al., 1995).
Material de la tubería
Los materiales frecuentemente utilizados en las tuberías forzadas son:
Acero comercial
Policloruro de vinilo (PVC)
Polietileno de alta densidad (HDPE)
Hierro dúctil centrifugado
Asbesto-cemento
Resina poliéster con fibra de vidrio reforzado.
Al decidir el material que se empleará para la tubería, se deben considerar los
siguientes factores:
Presión de diseño
Tipo de unión
Diámetro y pérdida por fricción
Peso y grado de dificultad de la instalación
Terreno y tipo de suelo
Mantenimiento y vida esperada de la instalación
50 Fabiola Castillo
Condiciones climáticas
Costo relativo
Consideraciones de diseño
Presión máxima
La tubería que se utilizará como tubería forzada deberá soportar la presión
originada por el escurrimiento normal del fluido, así como también las presiones
extraordinarias producidas por el golpe de ariete. Este esfuerzo de presión adicional
puede perfectamente romper nuestra tubería, si ésta no está diseñada para soportarlo
(Carrillo, 2009). La presión normal a la cual estará sometida la tubería está dada por la
siguiente expresión:
P = γ ∙ H
Donde;
P: Presión normal [kg/cm2]
: Peso específico del agua [Kg/cm3]
H: Altura bruta en [cm]
Si el flujo de agua en la tubería se detiene bruscamente (por ejemplo a causa de
un bloqueo repentino cerca de la turbina), se originarán sobrepresiones muy altas
llamadas golpes de ariete. La sobrepresión que se producirá en la tubería cuando el
agua se detenga está dada por la siguiente expresión:
P´ =c ∙ V
g
Donde;
P´: Variación de la presión al producirse la obstrucción [Kg/cm2]
c: Celeridad o velocidad de propagación de la onda en la tubería [m/s]
V: Velocidad del agua [m/s]
g: Aceleración de gravedad [m/s2]
La celeridad se calcula de la siguiente manera:
51 Fabiola Castillo
c2 =
Eρ
1 +E ∙ D
Em ∙ e
Donde;
E: Módulo de elasticidad del agua [N/m2]
ρ: Densidad del agua [Kg/m3]
D: Diámetro interno de la tubería [m]
Em: Módulo de elasticidad del material [N/m2]
e: Espesor de la tubería [m]
Por lo tanto la presión máxima que tendrá la tubería será la suma algebraica de
estas dos presiones:
Pmáx = P + P´
Donde;
Pmáx: Presión máxima en la tubería [Kg/cm2]
P: Presión normal [Kg/cm2]
P´: Variación de la presión al producirse la obstrucción [Kg/cm2]
Esta presión máxima debe ser siempre menor que la presión que podrá soportar
la tubería (Presión de ensayo hidrostático), para que funcione sin inconvenientes.
Altura mínima de agua sobre la tubería de presión.
El costo de la estructura del tanque de presión se incrementa con el aumento de
la profundidad a la que está colocada la salida de la tubería de presión, por esta razón
para una máxima economía ésta debería estar lo más alta posible. Pero por otro lado,
esta situación es un poco peligrosa debido a que se pueden formar vórtices que
permiten la entrada de aire a la tubería ocasionando problemas en la misma y
afectando la eficiencia de las turbinas. El problema entonces consiste en establecer qué
altura bajo el nivel del agua debe quedar la parte superior de la tubería considerando el
aspecto económico y evitando la zona en que se producen vórtices para lograr una
buena eficiencia hidráulica (Novillo, 1985).
52 Fabiola Castillo
La mínima altura de agua sobre la tubería de presión se puede calcular con las
siguientes fórmulas:
h = 0.543 ∙ V ∙ d1
2⁄ Para salida frontal del flujo
h = 0.724 ∙ V ∙ d1
2⁄ Para salida lateral del flujo
Donde;
V: velocidad en la tubería de presión [m/s]
d: diámetro de la tubería [m]
Pérdidas de cargas en la tubería
Según Carrillo (2009) las pérdidas en la tubería se clasifican de dos formas, una
es por el roce que existe entre las partículas de agua y la tubería, las cuales se
denominan “pérdidas primarias” y la otra es por los accesorios, denominadas “pérdidas
secundarias”.
Las pérdidas primarias se determinan con la siguiente expresión:
Hp =f
2∙
L
D∙
V2
g
Donde;
Hp: Pérdida de carga primaria [m.c.a.]
f: factor de fricción
L: largo de la tubería [m]
D: diámetro de la tubería [m]
V: velocidad del agua [m/s]
g: aceleración de gravedad [m/s2]
Cálculo de la velocidad del agua en la tubería:
V =Q
A
Donde;
V: Velocidad del agua en la tubería [m/s]
Q: Caudal [m3/s]
A: Sección de la tubería [m2]
53 Fabiola Castillo
El factor de fricción f depende de la rugosidad del material y del tipo de flujo que
posea el escurrimiento.
Para obtener el factor de fricción se utiliza el diagrama de Moody mostrado en el
ANEXO 2, el cual requiere calcular previamente las siguientes expresiones:
Rugosidad relativa =k
D Re =
V ∙ d
υ
Donde;
k: Rugosidad tubería [mm]
D: Diámetro de la tubería [mm]
Re: Número de Reynolds
: Viscosidad cinemática (depende de la Tº del agua) [m2/s]
Las pérdidas secundarias se determinan con la siguiente expresión:
Hs = ∑K
2∙
V2
g
Donde;
Hs: Pérdida de carga secundaria
K: Coeficiente de pérdida por accesorio
V: velocidad del agua [m/s]
g: aceleración de gravedad [m/s2]
El coeficiente K depende de cada accesorio, ya sean válvulas, uniones o
empalme a la cámara de carga (ver Figura 22).
54 Fabiola Castillo
Figura 22: Pérdidas debido a turbulencias (Coz et al., 1995).
Obteniendo todos estos datos se determina la pérdida total que se tendrá en la
tubería, ésta se puede calcular mediante la siguiente expresión:
∑ Ω = Hp + Hs
Donde;
∑ Ω: Pérdida total de altura en la tubería [m]
Espesores de la tubería
Según Novillo (1985) desde el punto de vista de la determinación de los
espesores de las paredes de la tubería interesan:
Los esfuerzos de tensión debidos a presiones externas o depresión interior.
Esfuerzos accidentales debidos a fuerzas externas.
Los esfuerzos de flexión lateral cuando se inicia el llenado de la tubería.
Los esfuerzos de tensión de, debidos a la presión interior; tanto transversales
como longitudinales.
Además se tienen esfuerzos de flexión longitudinal cuando la tubería no tiene
apoyo continuo; esfuerzos longitudinales debidos a diferencias de temperatura;
esfuerzos en los codos, etc.
55 Fabiola Castillo
Espesor mínimo de la tubería para soportar presiones externas
Novillo (1985) señala que la presión exterior puede ser ejercida por
enterramientos, pesos de transporte, esfuerzos accidentales, y al presentarse depresión
interior en la tubería, por acción de la presión atmosférica. El espesor de la chapa de la
tubería es función de la altura, o sea que en la parte superior donde la carga es mínima,
los espesores son pequeños; pero debido a motivos de construcción, transporte y
montaje se hace necesario cierto espesor mínimo límite dado por la práctica así:
Para diámetros de hasta 0.8 m e = 0.005 m
Para diámetros de 0.8 m – 1.50 m e = 0.006 m
Para diámetros de 1.50 m – 2.0 m e = 0.007 m
El espesor necesario para contrarrestar la presión externa se puede calcular con
la fórmula de Rudolf Mayer:
e = d ∙ √ε ∙ P
2 ∙ E
Donde;
e: espesor de la tubería [m].
d: diámetro interior del tubería.
ε: coeficiente de seguridad.
P: presión específica exterior actuando sobre la proyección plana de la tubería.
E: módulo de elasticidad del material de la tubería.
Se considera apropiado trabajar con un coeficiente de seguridad ε = 2
Con, p = 1.036 [kg/cm2] (presión atmosférica).
Diámetro de la tubería de presión
El diámetro de máxima conveniencia de una conducción forzada es el que hace
mínima la suma de la anualidad que comprende el interés del capital necesario a la
adquisición de la tubería y a su amortización, y el valor de la energía equivalente a las
pérdidas de carga que se producen en la tubería. Mientras mayor sea el diámetro,
56 Fabiola Castillo
menores son las pérdidas hidráulicas en la tubería y mayor es la potencia que se puede
obtener del salto. En el ANEXO 2 se muestran los díametros comerciales del HDPE.
Para evidenciar la dependencia entre el diámetro de la conducción y la suma del
costo de la tubería y la energía perdida, conviene trazar las curvas correspondientes a
estos conceptos en función del diámetro, cuya suma de ordenadas dará una curva que
pasa por un mínimo correspondiente al diámetro más económico tal como se muestra
en el Gráfico 18 (Novillo, 1985).
Gráfico 18: Diámetro económico tubería de presión (Coz et al., 1995).
Unión de las tuberías
Las tuberías de HDPE, por lo general vienen en longitudes estándares y deben
ser unidades entre sí. Los tipos de uniones de tuberías pueden clasificarse en varias
categorías.
Los tubos y accesorios de HDPE pueden ser unidos de distintas maneras. Una
manera simple es el acoplamiento por pegamento o calentando los extremos y
fusionándolos a presión utilizando un equipo especial. El pegado es la opción más fácil
y conveniente. Sin embargo, hay que respetar unas etapas básicas de manipulación
para obtener un pegado óptimo.
57 Fabiola Castillo
Apoyos y anclajes
Los pilares de soporte, los anclajes y los bloques de empuje cumplen la misma
función básica, dar el apoyo necesario para contrarrestar las fuerzas de los fluidos que
podrían hacer que la tubería se mueva y corra el peligro de romperse.
El soporte de la tubería sostiene el peso de ésta y del agua que contiene. Los
anclajes sirven para mantener en tierra a la tubería, así como para fijarla y evitar los
movimientos laterales. El bloque de empuje se usa en codos de tuberías enterradas a
fin de transmitir las fuerzas a la tierra circundante.
Los apoyos o soportes deben constituirse de manera tal que permitan el
movimiento longitudinal de la tubería al contraerse o dilatarse debido a cambios de
temperatura (Coz et al., 1995).
Cálculo de anclajes
Generalmente, éstos se ubican en aquellos lugares donde hay cambios de
dirección o pendiente, o donde existen cambios de sección.
Al diseñar los anclajes, de acuerdo a Coz et al. (1995) es necesario tener en
cuenta los cambios de pendiente. Hay dos tipos de anclajes: hacia afuera y hacia
adentro.
Los anclajes hacia adentro influyen favorablemente en su estabilidad, ya que los
esfuerzos debidos a la desviación del movimiento del agua actúan contra el terreno. En
cambio, en los anclajes hacia afuera, actúan en el otro sentido: en dirección al aire o
espacio. Para estos últimos, es importante conocer bien la magnitud de los ángulos y el
tipo de suelo donde se ubican (ver Figura 23).
Figura 23: Anclajes y apoyos en la tubería de presión (Coz et al., 1995).
58 Fabiola Castillo
Válvulas para tuberías de presión
Las válvulas controlan el paso del agua en la tubería de presión y las hay de
diferentes tipos (Coz et al., 1995). Para el caso de las micro-centrales hidroeléctricas se
limita a sólo válvulas de compuerta y mariposa.
Por lo general las válvulas están instaladas inmediatamente antes de la turbina
pero en ciertos casos se encuentra a la entrada de la tubería de presión.
Clasificación de válvulas
Válvulas de control
Las válvulas de control y regulación son aquellas que, como su nombre lo indica,
nos sirven para controlar las variables hidráulicas del sistema (presión, caudal y nivel).
Las válvulas reguladoras por tanto, en esencia, lo que hacen es dificultar el paso del
fluido en mayor o menor medida dependiendo del grado de apertura y de la
característica hidráulica que tenga. Así pues las válvulas de regulación es un elemento
que provoca pérdidas de carga o lo que es lo mismo es un elemento disipador de
energía. Por tanto con estas válvulas regularemos el caudal de descarga, el nivel, el
caudal de by-pass de la turbina, regular el caudal en una conducción o reducir la
presión (COMEVAL, 2013).
Válvulas de cierre y seguridad
Las válvulas de cierre y seguridad son las encargadas de abrir o cerrar el paso
de la toma de agua, no realizan funciones de regulación por lo que su funcionamiento
es del tipo todo/nada. Estas válvulas deben cerrar de forma segura y lo más rápido
posible cuando se detecta cualquier anomalía en la instalación (inundación de la caseta
de válvulas, exceso de nivel, rotura de tuberías, exceso de caudal o revoluciones en la
turbina, fallo de energía eléctrica, etc).
Válvulas de aireación
El manejo del aire es tan importante como el control del agua, sea para expulsar
el aire al llenar las conducciones, admitirlo para vaciarlas sin que colapsen, airear la
salida de una válvula de control o purgar bolsas de aire en servicio. Para ello se utilizan
ventosas y aductores.
59 Fabiola Castillo
Las ventosas se aconseja que sean del tipo trifuncional, es decir, que realizan las
tres funciones típicas: expulsión de aire durante el llenado, admisión de aire en el
vaciado y purga de bolsas de aire bajo presión. Las ventosas deben instalarse siempre
con una válvula de seccionamiento (compuerta o mariposa) para permitir el correcto
mantenimiento de las mismas.
Los aductores o válvulas anti-vacío son dispositivos unidireccionales que
permiten la entrada de grandes cantidades de aire a la conducción, para evitar
problemas de colapso de la tubería en situaciones de depresión (vaciado de la
conducción, rotura de la tubería, etc.) y no permiten la salida de aire ni de agua.
Canal de descarga
Una vez que el agua haya pasado por la turbina ésta debe ser devuelta al cauce
original por medio de un canal de descarga, éste generalmente es de tierra, pero como
en algunos casos la cantidad de agua es tan grande y lleva todavía una velocidad
importante es necesario revestirlo, habitualmente se utiliza hormigón, aunque en
algunos casos se ocupan tuberías de descarga, las que deben permitir el escurrimiento
del agua sin problemas (Carrillo, 2009).
Casa de máquinas
La casa o sala de máquinas será el lugar donde estará instalado el equipamiento
que realizará las conversiones de energía cinética y potencial a mecánica, y de
mecánica a eléctrica.
El equipamiento electromecánico constituido por turbina, generador, conversor
de velocidad y sistema de regulación, se complementa con la instalación eléctrica de
salida de la sala de máquina y un tablero de control con registros de tensión, frecuencia
y energía suministrada a la red. En este segundo caso, se trata de instalaciones donde
la sala de máquinas (y el tipo de turbina utilizada) admite quedar expuesta a
inundaciones durante las máximas crecidas, en este caso el equipamiento eléctrico se
instala en la planta alta y la turbina (para aprovechar el máximo desnivel) queda en la
planta baja (Floran, 2008).
El espacio de la sala de máquinas debe ser lo suficientemente amplio como para
60 Fabiola Castillo
permitir la adecuada distribución del equipo en su interior, su posterior mantención,
revisión y control.
Aunque la sala de máquinas sea una estructura simple, debe tener una
cimentación sólida.
La fundación puede ser de hormigón, y la superestructura de ladrillo, madera,
hormigón, bloques de cemento, u otro material apropiado (Carrillo, 2009).
Novillo (1985) menciona que para su construcción se deben considerar los
siguientes factores; las dimensiones de los equipos electromecánicos, la zona o región
en la que se construirá la micro-central, se tendrá que pensar en las características del
lugar tales como el clima, facilidades de acceso, simplicidad de la construcción y su
ubicación en relación al río, investigando la elevación de la creciente máxima y el
comportamiento del río en relación a su cauce, pues el río puede cambiar su cauce
erosionando sus orillas .
Otras obras a considerar
Chimenea de equilibrio
Carrillo (2009) la define como una estructura de hormigón o acero, que
constituye un estanque cilíndrico de eje vertical, cuya finalidad es amortiguar los efectos
de cambio de presión y de velocidad que ocurren en el interior de la tubería forzada,
producto de la apertura o cierre abrupto de los dispositivos de regulación de la turbina.
La chimenea de equilibrio tiene la función de almacenar agua en su interior, de
modo que cuando una válvula es cerrada, la energía cinética que tiene el agua se
transforme en un aumento de nivel y energía potencial en la chimenea de equilibrio,
evitando así la presión excesiva en la tubería forzada. Ésta debe ser ubicada lo más
cerca posible de la casa de máquinas.
Caminos de acceso
En muchos casos las MCH se ubican en sectores cordilleranos de difícil acceso,
por lo que se debe tener prevista la construcción de caminos de acceso a ella (Carrillo,
2009).
61 Fabiola Castillo
III.3.2. Sistema electromecánico
El equipamiento electromecánico está ubicado en la sala de máquinas, y está
constituido principalmente por una turbina, generador eléctrico, transformador, tablero
eléctrico y regulador de velocidad.
Turbinas hidráulicas
Una turbina es esencialmente un dispositivo mecánico hidráulico que tiene por
objetivo convertir la energía cinética y potencial del agua en energía mecánica de
rotación. Los elementos principales de una turbina son: distribuidor, rodete y tubo de
aspiración o succión.
Clasificación de las turbinas
Las turbinas hidráulicas se pueden clasificar según diferentes criterios (Coz et al.,
1995).
Según la variación de la presión estática a través del rodete (ver Figura 24).
a) Turbinas de acción o impulso: cuando la presión estática permanece
constante entre la entrada y la salida del rodete.
b) Turbinas de reacción: cuando la presión estática disminuye entre la entrada y
la salida del rodete.
Figura 24: Esquema de Turbina de acción y reacción (Wikipedia, 2007).
62 Fabiola Castillo
Según la dirección del flujo a través del rodete
a) Turbinas de flujo tangencial.
b) Turbinas de flujo radial.
c) Turbina de flujo semi-axial.
d) Turbina de flujo axial.
Este tipo de clasificación determina la forma o geometría del rodete.
Según el número específico de revoluciones.
Estas se pueden clasificar en:
a) Turbinas lentas
b) Turbinas normales
c) Turbinas rápidas
d) Turbinas extra rápidas
El número de revoluciones se puede estimar a través de la siguiente expresión:
Ns =N ∙ P
12⁄
H5
4⁄
Donde;
Ns: número específico de revoluciones.
N: número de revoluciones.
P: potencia en el eje [C.V.]
H: altura neta.
Según la posición del eje
Se clasifican en turbinas con eje vertical y turbinas con eje horizontal.
Según el grado de admisión del rodete
Considerando la alternativa de que los álabes del rodete estén sometidos parcial
o simultáneamente a la acción del flujo de agua:
a) Turbinas de admisión parcial
b) Turbinas de admisión total
63 Fabiola Castillo
Partes de una turbina hidráulica
Según Coz et al. (1995), los elementos fundamentales de una turbina son los
siguientes:
Distribuidor
El distribuidor adopta diferentes formas; puede ser del tipo inyector en las
turbinas de acción, o de forma radial, semi-axial y axial en las turbinas de reacción.
Sus funciones son:
a) Acelerar el flujo del agua al transformar total (turbinas de acción), o
parcialmente (turbinas de reacción) la energía potencial del agua en energía
cinética.
b) Dirigir el agua hacia el rodete, siguiendo una dirección adecuada.
c) Actuar como un órgano regulador de caudal.
Rodete
Elemento fundamental de las turbinas, consta esencialmente de un disco provisto
de un sistema de álabes, paletas o cucharas, que está animado por una cierta
velocidad angular (Coz et al., 1995).
La transformación de la energía hidráulica del salto en energía mecánica se
produce en el rodete, mediante la variación de la cantidad de movimiento, o por simple
desviación del flujo de agua a su paso por los álabes (Coz et al., 1995).
Otros elementos
Tubo de aspiración: este elemento, muy común en las turbinas de reacción, se
instala a continuación del rodete y por lo general tiene la forma de un conducto
divergente; puede ser recto o acodado, y cumple las siguientes funciones:
a) Aprovecha la altura entre la salida del rodete y el nivel del canal de desagüe.
b) Recupera una parte de la energía cinética correspondiente a la velocidad
residual del agua en la salida del rodete, a partir de un diseño del tipo difusor.
64 Fabiola Castillo
El tubo de aspiración también llamado tubo de succión, ocasionalmente se usa
también en las turbinas de acción, como las del tipo Michell - Banki, donde adopta la
forma cilíndrica (Coz et al., 1995).
Carcasa: este elemento tiene la función general de cubrir y soportar a las partes
de la turbina. En las turbinas Francis y Kaplan, por ejemplo, tiene la forma de una
espiral (Coz et al., 1995).
Tipos de turbinas
Como se señaló anteriormente las turbinas se pueden clasificar en dos grupos:
turbinas de acción y turbinas de reacción. A continuación se describen las turbinas más
comunes (ver Figura 25).
Figura 25: Clasificación de turbinas hidráulicas según principio de funcionamiento (Seminario Mini y
Micro Centrales Hidroeléctricas en canales de riego agrícola, 2011).
Turbinas de acción
a) Turbinas Peltón de 1 o más inyectores
b) Turbinas Michell – Banki
Turbina Pelton
Puede definirse como una turbina de acción, de flujo tangencial y de admisión
parcial. Opera eficientemente en condiciones de grandes saltos (alrededor de 200 mt. y
mayores), y bajos caudales (hasta 2 m3/s), y también en el caso de cargas parciales
(ver Gráfico 19). Esta turbina posee una eficiencia de alrededor del 90% (Zona
Ingeniería, 2009).
65 Fabiola Castillo
Gráfico 19: Eficiencia turbina Pelton (Zona Ingeniería, 2009).
Turbina Michell – Banki
Carrillo (2009) explica que la turbina Michell - Banki o de flujo transversal es una
de las más apropiadas para el uso en micro-centrales hidroeléctricas, ya que
actualmente con este tipo de turbina se llegan a generar hasta 6 MW de potencia. Esta
turbina posee un rendimiento del orden de un 65 a un 85 %. Generalmente esta turbina
es utilizada para pequeños caudales y pequeños saltos, aunque sus rangos de
aplicación han crecido considerablemente en los últimos años llegando a ser utilizadas
para un rango de altura de 1 a 200 mts, y para caudales de 0,02 a 9 m3/s.
Turbinas de reacción
a) Turbinas Francis, en sus variantes: lenta, normal y rápida.
b) Turbinas Kaplan y de hélice.
c) Turbinas axiales, en sus variantes: tubular, bulbo y de generador periférico.
d) Bombas que operan como turbinas.
66 Fabiola Castillo
Turbina Francis
Es una turbina de reacción y de flujo radio-axial. El campo de aplicación es muy
extenso, dado el avance tecnológico conseguido en la construcción de este tipo de
turbinas. Pueden emplearse en saltos de distintas alturas dentro de una amplia gama
de caudales (entre 2 y 10 m3/s aproximadamente).
Las turbinas Francis (ver Gráfico 20), son de rendimiento óptimo, pero solamente
entre unos determinados márgenes (para 60 % y 100 % del caudal máximo), siendo
una de las razones por la que se disponen varias unidades en cada central, a objeto de
que ninguna trabaje por debajo del 60 % de la carga total (Zona Ingeniería, 2009).
Gráfico 20: Eficiencia turbina Francis (Zona Ingeniería, 2009).
Turbina Kaplan
Se emplean en saltos de pequeña altura (alrededor de 50 m. y menores), con
caudales medios y grandes (aproximadamente de 15 m3/s en adelante). Debido a su
singular diseño, permiten desarrollar elevadas velocidades específicas, obteniéndose
buenos rendimientos, incluso dentro de extensos límites de variación de caudal (ver
Gráfico 21). A igualdad de potencia, las turbinas Kaplan son menos voluminosas que
las turbinas Francis (Zona Ingeniería, 2009).
Gráfico 21: Eficiencia turbina Kaplan (Zona Ingeniería, 2009).
67 Fabiola Castillo
Turbina de hélice
Según Coz et al. (1995), la turbina de hélice es una variante de la turbina Kaplan,
pues posee un rodete con los álabes fijos. Con ello se abarata el rodete pero decrece la
eficiencia a cargas parciales por la imposibilidad de contar con una doble regulación
como en las turbina Kaplan convencional cuyo rodete tiene álabes orientables.
Bombas que operan como turbinas
A lo largo de los últimos años se ha desarrollado una orientación hacia el uso de
las bombas rotodinámicas en las pequeñas centrales hidráulicas que operan como
turbinas, mediante la inversión del sentido del flujo y de la rotación.
Debido a que las bombas carecen de un distribuidor, pueden operar a plena
carga; la regulación se realiza mediante disipación de energía, calentando agua o
irradiando calor al ambiente, operación que es controlada por un regulador electrónico
de carga.
La ventaja de usar bombas es la reducción del costo en comparación con el de
las turbinas, ya que son fáciles de adquirir y de reparar por ser producidas en serie; sin
embargo, es necesario señalar que se requiere una adecuada selección. La eficiencia
no es muy alta, por lo que su uso es recomendable para bajas potencias (Coz et al.,
1995).
Selección del tipo de turbina
El tipo de turbina depende del desnivel del río: para baja o media altura de caída
y gran caudal se utilizan por lo general turbina a reacción del tipo Francis o Kaplan;
para grandes alturas de caída y poco caudal se utilizan por lo general las de impulso del
tipo Pelton.
La Figura 26 corresponde al ábaco para la selección del tipo de turbina,
dependiente del salto y del caudal.
68 Fabiola Castillo
Figura 26: Ábaco para la selección del tipo de turbina (Carrillo, 2009).
Se puede observar que para saltos altos y caudales relativamente bajos, se
aplican las turbinas tipo Pelton y para saltos medios y caudales relativamente altos se
seleccionan turbinas tipo Francis, mientras que para saltos extremadamente bajos y
grandes caudales se aplican las turbinas Kaplan, por otra parte las turbinas Banki
cubren un gran espectro de aplicaciones como se observa en la figura, es decir, para
caudales bajos esta turbina abarca saltos relativamente altos, así como también
caudales medios para saltos bajos. Además se observan zonas de intersección en las
cuales abarca dos tipos de turbinas, como por ejemplo la Pelton y Francis, para este
caso se utilizan criterios económicos para la selección final.
69 Fabiola Castillo
Sistemas de transmisión de potencia mecánica
Coz et al. (1995) señalan que en una micro-central hidroeléctrica se produce una
continua conversión de energía hidráulica en energía mecánica en la turbina, y de
energía mecánica en energía eléctrica en el generador.
En el caso de sistemas eléctricos con corriente alterna, a una frecuencia de 60
Hz, se dispone de generadores con velocidades de n = 3600/p (rpm), siendo “p” el
número de pares de polos del generador. De esta manera se puede contar con
velocidades de 3600, 1800, 1200, 900 rpm y menos, siendo más costoso el generador
en el caso de bajas velocidades.
La velocidad de giro de la turbina está relacionada con la caída neta, el caudal y
las dimensiones del rodete. Para micro-centrales hidroeléctricas sólo se puede emplear
los rodetes con dimensiones estándares de los fabricantes; en consecuencia, la
velocidad de operación, para las condiciones de caída neta y caudal disponible, rara
vez coincide con la de los generadores; por esta razón en las MCH deben emplearse
multiplicadores de velocidad entre la turbina y el generador.
Generador
El generador, también llamado alternador ya que genera energía alterna, será el
encargado de transformar la energía mecánica producida por la turbina en energía
eléctrica.
Existen 2 tipos de generadores usados en MCH, los generadores sincrónicos y
los generadores de inducción o asíncronos. Los generadores sincrónicos son los
generadores convencionales y los de inducción pueden ser motores trabajando en
forma inversa, pero no para potencias superiores a los 20 kW.
Los generadores utilizarán una frecuencia igual a 50 Hz que es la frecuencia
normalizada en Chile. Las fases y voltaje dependerán de cada proyecto en particular,
utilizándose solo para pequeños proyectos generadores monofásicos (1 a 10 kW), y
para otros de mayor tamaño generadores trifásicos (10 a 100 kW).
70 Fabiola Castillo
Generador síncrono
Velocidad síncrona
Es la velocidad de giro del generador en rpm, que permanece invariable y origina
en la corriente alterna la frecuencia síncrona normalizada.
Frecuencias síncronas normalizadas: 50 Hz
Velocidades síncronas “ns” deducibles de la frecuencia “f” y el número de polos
“p” del generador.
ns(RPM) = 120 ∙ f(Hz)/p
Frecuencia Polos Velocidad Síncrona (RPM)
50
2 3000
4 1500
6 1000
8 750
10 600
12 500
Potencia
La relación que hay entre la potencia de la turbina con la potencia del generador
es la siguiente:
PG = Pt ∙ Ng
Donde;
PG: potencia del generador.
Pt: potencia de la turbina.
Ng: factor de rendimiento del generador.
El valor de Ng estará previamente determinado por el fabricante o distribuidor del
generador, con rendimientos generalmente superiores al 90 %.
La relación entre la potencia efectiva (kW) y la potencia aparente (KVA) está
dada por la siguiente expresión:
Pap =Pef
0.8
Donde;
Pap: potencia aparente (KVA)
Pef: potencia efectiva (kW)
71 Fabiola Castillo
CAPÍTULO IV: METODOLOGÍA
IV.1. Área de estudio
El proyecto se emplaza en el fundo Los Pinos propiedad de la Universidad
Austral De Chile, ubicado en torno a las coordenadas 39° 45’ latitud sur y 73° 10’ latitud
oeste, aproximadamente a 16 km. al norte de Valdivia con una superficie de 435,67
has.
Las características climatológicas pueden asemejarse a las de Valdivia, con un
clima templado lluvioso con influencia mediterránea, presentando una temperatura
media anual de 11,5 ºC y lluvias que alcanzan entre los 2.500 y 3.500 mm anuales
(Gallo, 2009).
Figura 27: Mapa de la localización del fundo Los Pinos, Valdivia.
72 Fabiola Castillo
IV.2. Desarrollo técnico
IV.2.1. Análisis de la cartografía del predio
La primera tarea realizada fue el análisis detallado de la cartografía del predio,
esto se hizo mediante la herramienta “Arc-Map” del programa Argis combinado con la
ayuda de mapas satelitales en los casos en que no resultó factible la realización de
inspecciones presenciales en terreno.
El análisis cartográfico buscó determinar la superficie de las principales cuencas
del predio con el fin de generar correlaciones entre éstas y los flujos hídricos previstos
principalmente por la acción de factores pluviales. Además resulta de vital importancia
el conocimiento exhaustivo de las pendientes y cotas geográficas del terreno, esto
permite determinar de forma eficiente la mejor localización de los diversos componentes
de la micro-central.
IV.2.1.1. Análisis estadístico de caudales
Uno de los factores más complejos de determinar y que cobra relevancia crucial
en la factibilidad técnico-económica de la micro-central es el caudal de diseño, este
caudal sirve para dimensionar y seleccionar prácticamente la totalidad de los
componentes de la micro-central y por lo tanto el costo de implementación del proyecto
el que es directamente proporcional a éste. Sin embargo, debido a la gran variabilidad
en la intensidad de las precipitaciones a lo largo del año, el caudal de diseño en
ocasiones se verá sobredimensionado frente al escaso aporte hídrico de las cuencas
intervenidas durante las estaciones secas, así como sub-dimensionado durante las
épocas lluviosas, lo anterior muestra que los ingresos por generación son solo
parcialmente dependientes del caudal de diseño ya que no es posible operar la central
al 100% de su capacidad durante todo el año, por lo que una exageración en el
dimensionamiento de la central no necesariamente se verá reflejado en un incremento
de ingresos, comprometiendo la viabilidad económica del proyecto.
Un factor tan relevante como el caudal de diseño, a la hora de dimensionar las
obra civiles de toma y seguridad, es el caudal máximo de avenida, ya que las
73 Fabiola Castillo
estructuras deben ser capaces de resistir y evacuar el exceso de agua durante las
crecidas con el fin de evitar el colapso de las mismas.
Por las razones expuestas en los párrafos precedentes se utiliza herramientas
estadísticas con el fin de predecir con mayor certeza el comportamiento futuro de los
flujos hídricos de las cuencas en estudio, de esta manera los resultados presentados
cobran mayor validez y otorgan confianza a la hora de tomar decisiones.
Para la determinación del caudal de diseño se utiliza el análisis frecuencial en el
que se determina el número de veces que un determinado caudal se ha presentado
durante el periodo de monitoreo del predio, luego estos caudales son traducidos a
energía hidráulica disponible, posteriormente los caudales con sus respectivas
frecuencias y energías son ordenados de menor a mayor. Como la turbina en general
podrá manejar un rango amplio de caudales, hasta el caudal de diseño, se desarrolla
una gráfica de la energía acumulada, en que para cada caudal se tiene la energía total
aprovechable si la central fuera capaz de turbinar hasta ese caudal.
Para determinar el caudal máximo de avenida se emplea un método
probabilístico para valores extremos utilizando la distribución de Gumbel, según la cual
la probabilidad de que se presente un valor inferior a 𝑥 es:
F(x) = e−e−b
Siendo:
b = a(x − u)
a =σy
Sx
u = x̅ −μy
a
�̅� = media aritmética de la muestra.
𝑆𝑥 = desviación típica de la muestra.
𝜎𝑦 , 𝜇𝑦 = se obtienen de la Tabla 12, según el número de datos de la muestra.
74 Fabiola Castillo
Tabla 12: Valores de 𝜎𝑦 y 𝜇𝑦 para el cálculo de la función de Gumbel (Sánchez, 2008).
Mediante las expresiones anteriores podemos calcular la frecuencia a partir del
valor 𝑥, es decir, calcular con qué frecuencia (o periodo de retorno) se presentará un
cierto caudal.
Para solucionar el caso inverso (cuál es el caudal máximo cada “n” años)
debemos despejar b en la expresión anterior, obteniendo:
𝑏 = − ln(− ln(𝐹(𝑥)))
Y, finalmente, despejando 𝑥:
𝑥 =𝑏
𝛼+ 𝑢
IV.2.2. Determinación de la ubicación de los componentes principales de la micro-
central
Bocatoma
La bocatoma se debe ubicar de tal forma que maximice la potencia hidráulica
disponible, es decir, maximizar la relación caudal-altura, reduciendo a su vez al mínimo
posible las obras civiles necesarias para conectar ésta con la casa de máquinas.
75 Fabiola Castillo
Para la óptima ubicación de la bocatoma se emplean criterios tales como:
Identificación de incrementos bruscos de pendiente, lo que quiere decir que la
bocatoma se emplaza al final de un tramo de la cuenca con pendiente reducida y justo
antes de un tramo de inclinación pronunciada, de esta manera se gana superficie de
captación de las aguas lluvias sin decrecer significativamente en altura de cota, al
posicionar la bocatoma levemente aguas arriba se pierde superficie de captación sin un
incremento significativo de altura y en forma similar al posicionar la bocatoma
levemente aguas abajo se pierde altura de cota con un incremento marginal de la
superficie de captación.
Identificación de laderas de pendiente pronunciada próximas a la rivera del
cauce. Con esto se busca que la formación natural del terreno ayude al confinamiento
de las aguas sin la necesidad de recurrir a obras civiles de gran envergadura. De esta
manera dos cerros adyacentes cuya base de sus laderas comparten una arista común
que da origen al cauce del flujo hídrico de la cuenca, configuran el escenario ideal
según este criterio.
Casa de máquinas
Al seleccionar la ubicación de la casa de máquinas se debe tratar de maximizar
la altura neta entre ésta y la bocatoma, de tal forma de lograr el mayor aprovechamiento
de la potencia hidráulica disponible. En este sentido el diseñador puede verse tentado a
ubicar la casa de máquinas al final del cauce aguas abajo. Sin embargo, factores como
las pérdidas de carga debidas a la longitud de la tubería así como el costo de la misma
pueden hacer de esta decisión una alternativa poco rentable, sobre todo en escenarios
cartográficos como el estudiado en esta tesis, en que aguas abajo cerca del final del
cauce, éste presenta una pendiente poco pronunciada, en un tramo que se extiende por
cientos de metros. Por lo tanto, la casa de máquinas se debe ubicar tan cerca como sea
posible de la bocatoma, con el fin de reducir al mínimo las obras civiles necesarias para
conectar hidráulicamente ambas estructuras, sin perder el foco en la potencia
hidráulica.
76 Fabiola Castillo
Cámara de carga y desarenador
Una vez definida la ubicación de la bocatoma y la casa de máquinas, es posible
definir un tercer punto, correspondiente a la cámara de carga, éste es un punto
intermedio entre la bocatoma y la casa de máquinas y marca la transición entre el final
del canal y el comienzo de la tubería forzada. La ubicación de la cámara de carga debe
buscar minimizar tanto la longitud del canal como de la tubería, pero debido a que
usualmente el costo de la tubería es significativamente mayor al del canal, se debe
tratar de ubicar la cámara de carga tan cerca como sea posible de la casa de máquinas.
Por su parte el desarenador tiene como función actuar como una especie de filtro
de partículas suspendidas en el agua, por lo que idealmente debe ser emplazado al
principio del canal, tan cerca de la bocatoma como sea conveniente, con el fin de
mantener el canal libre de sedimentos.
Canal y tubería
El canal y la tubería son obras de enlace hidráulico entre dos puntos ya
definidos, por lo que su ubicación estará gobernada principalmente por la ubicación de
sus extremos. Sin embargo, ambas estructuras deben ser trazadas teniendo en cuenta
consideraciones tales como:
Permitir un acceso fácil y seguro, tanto para los trabajos de construcción como los
de mantención.
Trazar sobre suelo firme que permita anclar las estructuras a éste de forma segura
y duradera.
Particularmente en el caso del canal se debe evitar generar tramos con pendiente
excesivamente baja con el fin de evitar sedimentación de sólidos, así como por el
contrario tramos de pendiente pronunciada que incentiven la erosión acelerada de
las paredes del canal.
Particularmente en la tubería se debe evitar la formación de bolsas de aire, es
decir, tramos con pendiente ascendente, los que actúan como sifón, reduciendo el
rendimiento hidráulico de la tubería.
77 Fabiola Castillo
IV.2.3. Diseño de obras civiles y selección del equipo electromecánico
El diseño de las obras civiles busca proporcionar una buena aproximación tanto
de los trabajos requeridos para la construcción de la micro-central como de los costos
de implementación de la misma, pero sin incurrir en un refinamiento innecesario de los
procesos constructivos ni en una ingeniería de detalle o el desarrollo de planos para su
construcción. La idea en esta etapa del proyecto es solo recopilar tanta información
como sea posible para la toma de decisiones respecto de la pre-factibilidad de llevar a
cabo el desarrollo de la micro-central.
Por lo expresado en el párrafo anterior en la etapa de diseño se utilizan los
criterios y métodos de cálculo desarrollados en el Capítulo III: con el fin de determinar
las dimensiones y características más relevantes de cada componente de la micro-
central, al punto de poder determinar con suficiente exactitud las cubicaciones de
materiales y equipos.
La selección del equipo electromecánico se realiza apoyado fuertemente por el
estado del arte, observando las experiencias desarrolladas en proyectos de
características similares, además cobra particular importancia la asesoría de expertos
profesionales y empresas proveedoras de equipos y servicios relacionados.
IV.3. Análisis económico
A la hora de realizar el análisis económico de la micro-central se debería
idealmente haber costeado previamente todos los componentes de la micro-central así
como haber determinado los ingresos por generación eléctrica. Sin embargo con el fin
de asegurar que la solución desarrollada sea la más factible entre las opciones
disponibles, cada etapa del diseño de componentes y selección de equipos debe,
además de contar con un riguroso análisis técnico, ser evaluado y seleccionado de
acuerdo a criterios económicos, por lo tanto el análisis económico de la micro-central es
transversal a todo el proyecto, debiéndose cruzar las ventajas técnicas que presente
cada alternativa con su beneficio económico para el proyecto. De este modo, por
ejemplo, incrementar el diámetro de la tubería reduce las pérdidas hidráulicas del
sistema incrementando de este modo la energía generada por la micro-central y por
78 Fabiola Castillo
ende los ingresos por concepto de generación eléctrica de la misma, no obstante, este
incremento de diámetro implica a su vez un mayor costo de implementación (inversión),
por lo que se debe encontrar un punto de equilibrio en que el costo no superé el
beneficio.
La herramienta económica utilizada para la toma de decisiones es el flujo de
caja, en el cual se calculan los indicadores valor actual neto (VAN) y la tasa interna de
retorno (TIR). Además la toma de decisiones es apoyada por el desarrollo de gráficas
como la del Gráfico 18.
79 Fabiola Castillo
CAPÍTULO V: ANÁLISIS Y RESULTADOS
V.1. Ubicación y diseño bocatoma
Debido a que el caudal de instalación es mayor que el caudal mínimo disponible,
es necesaria la construcción de una presa, en este caso, del tipo presa derivadora o
azud ya que no se pretende la acumulación de agua sino que el aprovechamiento de
los caudales inferiores al de instalación.
La ubicación de la bocatoma se ha escogido en base a los criterios del Capítulo
III:, realizando un estudio minucioso de la cartografía del predio en el que se ha
determinado como ubicación más conveniente la mostrada en la Figura 28. El tamaño
de la cuenca aportante abarca una superficie de 131,4 has, lo que implica un
incremento de un 43,9% en superficie respecto a la cuenca de control.
Figura 28: Ubicación bocatoma (Elaboración propia).
La bocatoma se compone principalmente de un muro central de hormigón el cual
contiene el vertedero de entrada del canal y el aliviadero de perfil Creager, este muro se
80 Fabiola Castillo
extiende en ambos lados hasta la ladera de los cerros aledaños con material de tierra y
escombros como se muestra en la Figura 29.
Reja de admisión: es conveniente colocar una reja de 5 cm. de abertura como
máximo, ésta impedirá el ingreso de pedrones y materiales flotantes que puedan afectar
el funcionamiento del canal.
Figura 29: Esquema general bocatoma (Elaboración propia).
V.2. Determinación del caudal de diseño
El cálculo del caudal de diseño se obtuvo en base a los datos recolectados
desde el año 1997 hasta principios del 2010 sobre la medición de caudal del efluente de
la cuenca de 91 has, cuyos caudales muestreados han sido promediados a nivel diario,
generándose una muestra estadística de 4701 datos, que representan un periodo
correlativo de 12,88 años.
Con la ayuda del software Excel se realiza un análisis frecuencial de la muestra
(cuenca de control), para esto se divide la muestra en un número finito de intervalos
discretos, para el caso de esta tesis el rango de estudio está comprendido entre 2 a 280
lt/s a intervalos de 2 lt/s tal como se ilustra en la Tabla 13. (A modo de ejemplo a
continuación se presenta un extracto de la tabla completa de Excel).
81 Fabiola Castillo
Se considera que el caudal de la cuenca aportante aumenta linealmente con
respecto a la relación de la superficie de ésta y la de la cuenca de control de 91 has.
Caudal Muestral
(Lt/s)
Caudal Aportante
(Lt/s) Frec.
Horas Año
Distribución de Energía
[kWh/año m]
Energía Acumulada
[kWh/año m]
Energía Acum.
Caudal de Diseño
[kWh/año m]
Energía Aprovechada
Caudal de Diseño [%]
≤ 2 ≤ 2,9 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0%
4 5,8 0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0%
6 8,6 1 1,9 0,2 0,2 0,2 0,0%
…
…
…
…
…
…
…
…
36 51,8 141 262,7 133,5 1.803,1 1.803,1 34,9%
38 54,7 119 221,7 118,9 1.922,0 1.922,0 37,2%
40 57,5 118 219,9 124,1 2.046,1 2.046,1 39,6%
42 60,4 103 191,9 113,7 2.159,8 2.159,8 41,8%
…
…
…
…
…
…
…
…
72 103,6 32 59,6 60,6 3.807,4 3.807,4 73,7%
74 106,5 33 61,5 64,2 3.871,6 3.871,6 75,0%
76 109,3 28 52,2 55,9 3.927,6 3.927,6 76,1%
78 112,2 37 68,9 75,9 4.003,5 4.002,0 77,5%
80 115,1 30 55,9 63,1 4.066,6 4.062,3 78,7%
…
…
…
…
…
…
…
…
278 400,0 0 0,0 0,0 5.156,2 4.810,0 93,2%
> 278 > 400 1 1,9 7,4 5.163,5 4.812,0 93,2%
Tabla 13: Determinación del caudal de diseño. (Elaboración propia).
La frecuencia para cada caudal, se refiere a la cantidad de veces que un caudal
en torno a éste se dio durante el periodo de estudio.
Para que estos datos de frecuencia tengan sentido en la toma de decisiones
deben ser transformados a unidades que representen valor para el proyecto. Para esto
el primer paso es llevar la frecuencia muestral a número de días por año, esto se
calcula dividiendo la frecuencia correspondiente a cada caudal en la cantidad de años
de muestreo (12,88 años). Luego, se debe obtener la cantidad de horas al año en que
se presenta cada caudal, lo cual se obtiene simplemente de multiplicar los días al año
por 24 horas al día.
De los cálculos precedentes aún no se obtiene un parámetro que represente
valor para el proyecto, por lo tanto, como se sabe que los ingresos producidos por la
82 Fabiola Castillo
MCH vienen dados por la energía que ésta produzca, se debe encontrar un camino
para expresar los datos en términos de energía.
Sabemos que la energía es el producto de la potencia por el tiempo, a su vez la
potencia es una función del caudal y la presión, esta última expresada en metros
columna de agua. Sin embargo, como el parámetro de interés es el caudal y no la
altura, podemos eliminar ésta de la ecuación calculando simplemente la potencia por
altura unitaria, es decir, considerando una altura de un metro columna de agua.
Aplicando lo anterior a la ecuación de potencia hidráulica mostrada en el Capítulo
III:, se obtiene lo siguiente:
𝑃 = 𝑄 ∙ 𝐻 ∙ 𝑔 [𝑘𝑊]
Considerando un H unitario se obtiene:
𝑃𝐻𝑢 = 𝑄 ∙ 𝑔 [𝑘𝑊
𝑚]
Aplicando esta expresión a la ecuación de energía desarrollada en el Capítulo III:
y considerando que el tiempo se desprende a partir de la frecuencia muestral según lo
desarrollado en los párrafos precedentes, el cual viene expresado en unidades de
[hrs/año], se obtiene una expresión para la energía anual por altura unitaria:
𝐸𝐻𝑢 = 𝑃𝐻𝑢 ∙ 𝑡 = 𝑄 ∙ 𝑔 ∙ 𝑡 [𝑘𝑊ℎ
𝑚 ∙ 𝑎ñ𝑜]
Ahora bien, como buena parte de las turbinas hidráulicas pueden manejar un
rango amplio de caudales sin una disminución significativa de su eficiencia, es posible
asumir que ésta es capaz de aprovechar y generar toda la energía disponible hasta el
caudal de diseño (máximo para la turbina), de este modo se calcula la energía
acumulada como la sumatoria acumulada de las energías precedentes a cada caudal,
tal como se aprecia en el Gráfico 22 en que se puede observar que la energía total
anual por altura unitaria es de 5.164 [kWh/m año], la cual solo podría ser aprovechada
construyendo una central cuyo caudal de diseño fuere superior a 400 lt/s, lo que
observando la gráfica no parece la solución más conveniente ya que al reducir el caudal
83 Fabiola Castillo
de diseño a la mitad se obtiene prácticamente la misma energía, con el consiguiente
ahorro en inversión inicial.
Gráfico 22: Energía disponible al año por altura unitaria de salto. (Elaboración propia).
Al expresar la energía anual en forma porcentual, como se muestra en el Gráfico
23 resulta más sencillo establecer el aprovechamiento energético que cada caudal
otorga. Como se aprecia en la gráfica el porcentaje de energía aprovechable crece
rápidamente al aumentar el caudal de diseño, esto hasta alrededor de los 110 l/s donde
la pendiente de la curva se reduce significativamente y la curva comienza a volverse
asintótica respecto del 100%, lo que significa que al aumentar el caudal, el incremento
en el aprovechamiento energético resulta marginal.
El caudal de diseño está ligado al tamaño de la infraestructura requerida para la
micro central y por ende a la inversión en capital, pero a la vez está ligado a la energía
generada y por ende a los ingresos futuros por la venta de ésta. Sin embargo ambas
magnitudes, inversión e ingresos, no varían en la misma proporción al modificar el
0
1.100
2.200
3.300
4.400
5.500
0
50
100
150
200
250
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Ene
rgía
Tu
rbin
able
[kW
h/a
ño
m]
Ene
rgía
Hid
ráu
lica
dis
po
nib
le [
kWh
/añ
o m
]
Caudal [lt/s]
Distribución de Energía
Energía Turbinable
84 Fabiola Castillo
caudal de diseño, en general dentro de ciertos rangos, la energía tenderá a crecer
proporcionalmente con el caudal, pero las obras de conducción no crecen en proporción
directa a éste, ya que por ejemplo, al duplicar el diámetro de una tubería su capacidad
de conducir caudal aumenta alrededor de cuatro veces, por lo tanto, exageradamente,
al duplicar el tamaño físico de la micro-central, los ingresos por venta de energía se
cuadruplicarían.
Lo anterior se acentúa dado por la existencia de obras civiles cuyo costo es
independiente del caudal de diseño, como la bocatoma, la cual en este caso está
diseñada para el caudal máximo de avenida y por ende se puede mirar como un costo
fijo.
Gráfico 23: Energía disponible al año por altura unitaria de salto en términos porcentuales. (Elaboración
propia).
Pese a lo expuesto en los párrafos precedentes, dado las muchas variables
involucradas, no es posible establecer en esta etapa cual es el caudal de diseño más
rentable, para lo cual es necesario el cálculo iterativo de los costos asociados a
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
Ene
rgía
Tu
rbin
able
[%
]
Ene
rgía
Hid
ráu
lica
dis
po
nib
le [
kWh
/añ
o m
]
Caudal [lt/s]
Distribución de Energía
Energía Turbinable
85 Fabiola Castillo
diferentes caudales de diseño. Sin embargo, para obtener un primer punto de referencia
y explicar el procedimiento de cálculo completo de la micro-central se utiliza como punto
de partida el caudal de 110 lt/s, del cual se espera obtener una rentabilidad cercana al
óptimo, por ende, si la rentabilidad obtenida para este caudal está muy por debajo o
muy por encima de lo esperado, bastaría solo este cálculo para establecer las
conclusiones pertinentes.
V.3. Determinación del caudal máximo a nivel horario
Para determinar el caudal máximo de avenida se emplea el método probabilístico
para valores extremos llamado “Distribución de Gumbel”, descrito en el Capítulo IV: en
“Análisis estadístico de caudales”.
Según la probabilidad de que se presente un valor inferior a x es:
F(x) = e−e−b (1)
Siendo:
b = (x − u) (2)
=σy
Sx
u = x̅ −μy
a
�̅� = media aritmética de la muestra.
𝑆𝑥 = desviación estándar o típica de la muestra.
𝜎𝑦 , 𝜇𝑦 = se obtienen de la Tabla 12 del Capítulo IV:, según el número de datos de la
muestra.
Para continuar con el cálculo del caudal máximo se debe despejar “b” de la
expresión (1), lo cual resulta:
𝑏 = −ln((− ln(𝐹(𝑥)))
86 Fabiola Castillo
Ahora despejando “x” de la ecuación (2), el cual representa el caudal que se
quiere calcular, se obtiene:
𝑥 = (𝑏
) + 𝑢
Estas expresiones son mostradas para saber de dónde se obtuvieron los valores
arrojados en Excel, presentados a continuación en la Tabla 14.
V.3.1. Cálculo del caudal máximo horario según Distribución de Gumbel.
Con el programa “Excel” se hizo el cálculo del caudal máximo horario para cada
año. El año 2010 no se consideró porque no existen datos suficientes para obtener un
caudal máximo confiable.
Año Q Max (pto. control) Q Max (cuenca aportante)
1997 378,24 544,18
1998 413,06 594,29
1999 305,87 440,07
2000 298,63 429,64
2001 415,21 597,38
2002 307,44 442,32
2003 320,55 461,18
2004 284,55 409,39
2005 387,05 556,87
2006 453,67 652,71
2007 189,79 273,06
2008 371,86 535,01
2009 255,43 367,49
Tabla 14: Cálculo del caudal máximo horario para cada año. (Elaboración propia)
En la tabla descrita anteriormente se tienen 13 datos. En la Tabla 12 del Capítulo
IV:, los valores cercanos a 13, son 10 y 15, para una mayor aproximación se interpoló
para los 13 datos y se obtuvieron los valores de uy y σy.
87 Fabiola Castillo
Con la ayuda del software Excel, se calculó lo siguiente:
Media aritmética (x) 484,9
Desviación estándar (Sx) 102,2
uy 0,506
σy 0,992
0,010
u 432,8
Periodo de Retorno (años) 20
F(x) 0,95
b 2,97
x 738,7
Como se puede observar en la tabla, los cálculos arrojados en el programa Excel
muestran un caudal máximo de:
𝑄𝑚𝑎𝑥 = 738,7 [𝐿 𝑠⁄ ]
V.4. Diseño del canal de derivación
Como se mencionó en el Capítulo III:, el canal óptimo para una micro-central
hidroeléctrica, será aquél que para la misma sección transversal presente la mínima
superficie mojada, ya que requiere menos materiales en su construcción, minimiza las
pérdidas por infiltración e incrementa la eficiencia al reducirse el roce con las paredes.
Por lo anterior las siguientes decisiones han sido consideradas:
Selección de la sección transversal
La sección transversal óptima es la semicircular, ya que para un área dada, tiene
el menor perímetro mojado, pero por su complejidad constructiva suele adoptarse la
sección trapezoidal, ya que resulta más fácil de construir, sin un detrimento significativo
de la eficiencia hidráulica.
Coeficiente de rugosidad
El coeficiente de rugosidad se obtiene de la Tabla 19 perteneciente al ANEXO 1
para canales de concreto, de tipo concreto no enlucido:
𝜂 = 0,0149
88 Fabiola Castillo
En el Capítulo III:, se mencionan las velocidades mínimas y máximas que debe
conducir el agua del canal. La velocidad mínima es de 0,3 m/s2 (tabla 10) para evitar la
formación de sedimentos en el fondo del canal, y la velocidad máxima es de 1,5 m/s2
(tabla 9) para evitar la erosión en las paredes del canal, ésta velocidad se utiliza para
una profundidad menor a 0,3 m. Por lo tanto, la velocidad del canal, fluctúa entre 0,3 y
1,5 m/s2.
Consideraciones para la elección de la velocidad:
a) Una velocidad baja implica una pendiente pequeña y por ende implica un mayor
salto neto entre la cámara de carga y la turbina, por lo que permite generar una
mayor potencia.
b) Una velocidad alta implica una sección transversal menor por lo cual esto genera
ahorro en la construcción del canal.
Por lo anterior la velocidad de diseño del canal será la cual cuya suma tanto de
costo del canal como pérdidas de ingresos por generación sea la menor.
Para encontrar esta velocidad económica necesariamente se debe calcular los
costos asociados a varias velocidades comprendidas entre el mínimo y el máximo
mencionados previamente, de este modo es posible trazar una gráfica que muestre la
tendencia de estos costos en función de la velocidad.
A continuación se presenta el procedimiento de cálculo de las dimensiones
generales del canal, de las cuales se desprenden los costos asociados a la
construcción propiamente tal de éste como a aquellos debidos a las pérdidas
energéticas. El cálculo se realiza convenientemente utilizando la velocidad de diseño,
cuya determinación es desarrollada más adelante.
89 Fabiola Castillo
V.4.1. Cálculos
Para calcular el canal se requieren previamente los siguientes datos:
Eficiencia Turbina 80,0%
Eficiencia de Transmisión Mecánica 95,0%
Eficiencia Generador 95,0%
Eficiencia Transformador 98,5%
Eficiencia Generación 71,1%
Caudal diseño (m3/s) 0,11
Ángulo Talud 60
Coeficiente de Rugosidad (n) 0,0149
Talud Z 0,58
Largo Canal (m) 350
Espesor e (m) 0,10
Base compactada (m) 0,1
Precio hormigón x m3 $ 58.084
Mano de obra mh3 $ 13.941
Sistema de bombeo mh3 $ 8.132
Precio Armadura x m2 $ 1.622
Energía año x m 4.812
Ingresos por kWh $ 40
Precio por excavación $ 5.156
Costo base compactado $ 7.800
Costo moldaje $ 8.135
Sección transversal
𝐴 =𝑄
𝑉=
0,11[𝑚3 𝑠]⁄
0,81[𝑚/𝑠]= 0,136[𝑚2]
Talud para la sección trapezoidal
El valor del talud “z” se obtiene de la Tabla 11 del Capítulo III:. Este depende del
material, en este caso el material utilizado es el concreto:
𝑍 = 0,58
Ángulo del talud
El ángulo del talud se obtiene de la siguiente ecuación:
𝑍 = 𝑐𝑜𝑡𝑎𝑛𝑔𝜃
90 Fabiola Castillo
Sabiendo que Z = 0,58 se despeja el ángulo θ de la ecuación, resultando un ángulo de:
𝜃 = 60°
Altura “H” del canal
𝐻 = √𝐴
2√(1 + 𝑍2) − 𝑍= 0,28[𝑚]
Base menor “B”
𝐵 = 𝐻 (2√1 + 𝑍2 − 2𝑍) = 0,32[𝑚]
Base mayor “W”
𝑊 = 𝐵 + 2𝐻𝑍 = 0,65 [𝑚]
Perímetro mojado “P”
El perímetro mojado para la sección trapezoidal se obtiene de la siguiente expresión:
𝑃 = 𝐵 + 2𝐻√1 + 𝑍2 = 0,97 [𝑚]
Borde libre
El borde libre es normalmente un tercio de la profundidad del flujo ó 0,15 m
escogiéndose el mayor por seguridad. Como un tercio de la profundidad H es 0,24/3 =
0,08 m se elige 0,15 m por ser el mayor.
𝐵𝑜𝑟𝑑𝑒 𝑙𝑖𝑏𝑟𝑒 = 0,15 [𝑚]
Perímetro total “Pt”
Corresponde a la suma del perímetro mojado “Pt” más la altura hipotenusa del
borde libre
𝑃𝑡 = 1,32 [𝑚]
Radio hidráulico “R”
El radio hidráulico se calcula con la siguiente expresión:
𝑅 =𝐴
𝑃= 0,14 [𝑚]
91 Fabiola Castillo
Pendiente
La Pendiente “i” se calcula con la siguiente expresión:
𝑖 = (𝜂 ∙ 𝑉
𝑅2/3)
2
= 0,0020 [𝑚 𝑚⁄ ] = 0,20 %
Pérdida de altura ΔH
La pérdida de altura es la diferencia de cota entre la entrada al canal y la salida,
se calcula como el producto de la pendiente por el largo del canal y viene dado por la
expresión:
∆𝐻 = 𝑖 ∙ 𝐿 = 0,7 [𝑚]
Volumen Hormigón
El volumen de hormigón se calcula con la siguiente expresión:
𝑉ℎ = 𝑃𝑡 ∙ 𝑒 ∙ 𝐿 = 46,07 [𝑚3]
Área armadura
El área se calcula con la siguiente expresión:
𝐴𝑎 = 𝑃𝑡 ∙ 𝐿 = 460,74[𝑚2]
Costos de fabricación del canal
La estimación de los costos del canal se ha obtenido en función del volumen de
excavación y base compactada, área de moldaje, armadura y volumen de hormigón
utilizado, gracias a la contribución de la experiencia de expertos en el área.
Costo total de fabricación del canal
Excavación: para determinar el costo de excavación primero es necesario
obtener el volumen de ésta, lo que se calcula de la siguiente manera:
𝑉𝑒𝑥𝑐 = 𝐴𝑒𝑥𝑐 ∙ 𝐿 = 0,43 ∙ 350 = 151,5 [𝑚3]
𝐴𝑒𝑥𝑐: Área trapecial transversal del canal excavado
Costo total de la excavación:
𝐶𝑒𝑥𝑐 = 𝑉𝑒𝑥𝑐 ∙ 𝐶𝑚𝑒𝑥𝑐3 = 151,5 [𝑚3] ∙ 5.156[$ 𝑚3⁄ ] = $ 781.134
92 Fabiola Castillo
𝐶𝑚𝑒𝑥𝑐3 : Precio de excavación por metro cúbico de hormigón
Base compactada: se considera una altura de base de 10 cm, cuyo volumen total
es de 13,34 [m3], con un costo total (Cbc) de $104.052.
Área de moldaje: se considera un moldaje suficiente para albergar un volumen
de 5 m3 de hormigón, cantidad correspondiente a la capacidad típica de un camión
transportador de cemento. Si se considera que el canal tiene un espesor de 0,1 m,
entonces el área de moldaje es de 50 m2 con un costo total (Cmol) de $406.750.
Armadura: La armadura se considera del tipo malla electro-soldada, con un valor
comercial por metro cuadrado de $1.622. Con un costo total de armadura (Carm) de
$747.458.
Costo volumen de hormigón:
𝐶ℎ = 𝑉ℎ ∙ 𝐶𝑚ℎ3 = 46,07 [𝑚3] ∙ 80.157[$ 𝑚3⁄ ] = $ 3.693.141
𝐶𝑚ℎ3 : El costo por metro cubico de hormigón considera el costo de mano de obra
($13.941), costo sistema de bombeo ($8.132) y el costo del hormigón ($58.084).
Por lo tanto el costo total de fabricación del canal es:
𝑪𝒐𝒔𝒕𝒐 𝑪𝒂𝒏𝒂𝒍 = 𝐶𝑒𝑥𝑐 + 𝐶𝑏𝑐 + 𝐶𝒂𝒓𝒎 + 𝐶𝒎𝒐𝒍 + 𝐶𝒉 = $ 𝟓. 𝟕𝟑𝟐. 𝟓𝟏𝟒
Utilizando el mismo procedimiento de cálculo anterior se desarrolla la Tabla 15, en la
cual se determinan los costos totales asociados al canal de acuerdo a múltiples
velocidades del agua comprendidas entre 0,3 m/s y 1,5 m/s.
93 Fabiola Castillo
Velocidad (m/s) 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5
Sección transversal (m2) 0,37 0,18 0,12 0,09 0,07
Altura H (m) 0,46 0,33 0,27 0,23 0,21
Base menor B (m) 0,53 0,38 0,31 0,27 0,24
Base mayor W (m) 1,06 0,75 0,61 0,53 0,48
Borde libre (m) 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15
Perímetro mojado (m) 1,59 1,13 0,92 0,80 0,71
Perímetro total (m) 1,95 1,47 1,27 1,14 1,06
Radio hidráulico (m) 0,23 0,16 0,13 0,12 0,10
Pendiente 0,014% 0,09% 0,27% 0,57% 1,04%
Delta H (m) 0,05 0,32 0,93 2,00 3,63
Moldaje (m2) 50,00 50,00 50,00 50,00 50,00
Volumen Hormigón (m3) 68,18 51,57 44,33 40,02 37,07
Volumen excavación (m3) 284,98 180,96 142,68 121,92 108,63
Vol. base compactada (m3) 20,62 15,17 12,76 11,32 10,34
Costo canal $ 8.608.234 $ 6.428.431 $ 5.514.607 $ 4.980.460 $ 4.620.485
Energía perdida año 239 1.516 4.469 9.625 17.451
Ingresos perdidos año $ 6.791 $ 43.121 $ 127.136 $ 273.804 $ 496.439
Ingresos perdidos $ 57.817 $ 367.116 $ 1.082.382 $ 2.331.044 $ 4.226.464
Costo total $ 8.666.051 $ 6.795.547 $ 6.596.989 $ 7.311.504 $ 8.846.949
Tabla 15: Cálculo del costo total del canal. (Elaboración propia).
Con los datos de la tabla anterior se construye el Gráfico 24, en el que se aprecia
cómo el concepto de velocidad de diseño económica hace sentido completamente.
Es posible observar en la gráfica como al incrementar la velocidad de diseño del
canal, sus costos de construcción se reducen en forma importante, ya que éste requiere
una menor sección transversal, sin embargo al mismo tiempo, este aumento de
velocidad requiere un incremento en la pendiente del canal, lo que se traduce en una
menor altura de salto y por ende en la disminución de ingresos por generación de
energía, que se traducen en pérdidas.
94 Fabiola Castillo
Gráfico 24: Velocidad de diseño del canal. (Elaboración propia).
De este modo se obtiene que la velocidad de diseño o velocidad más económica
es de 0,81 m/s, con lo que las características del canal a construir son las mostradas en
la Tabla 16.
Velocidad (m/s) 0,81
Sección transversal (m2) 0,14
Altura H (m) 0,28
Base menor B (m) 0,32
Base mayor W (m) 0,65
Borde libre (m) 0,15
Perímetro mojado (m) 0,97
Perímetro total (m) 1,32
Radio hidráulico (m) 0,14
Pendiente 0,20%
Delta H (m) 0,70
Moldaje (m2) 50
Volumen Hormigón (m3) 46,07
Volumen excavación (m3) 151,50
Volumen base compactada (m3) 13,34
Costo canal $ 5.732.514
Energía perdida año 3.375
Ingresos perdidos año $ 95.995
Ingresos perdidos $ 817.260
Costo total $ 6.549.774
Tabla 16: Características del canal. (Elaboración propia)
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
8.000.000
9.000.000
10.000.000
0 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8
Co
sto
s
Velocidad [m/s]
Velocidad Económica
Costo Total
Costo Canal
Ingresos Perdidos
95 Fabiola Castillo
V.4.2. Aliviadero
Con el fin de reducir la presión sobre el cimacio (parte superior del paramento) se
adopta un perfil tal que esté sometido a una presión casi nula en todos sus puntos, es
por esto que se adopta el diseño del perfil de Creager, el cual utiliza la siguiente fórmula
general para un vertedero:
𝑄𝑎 = 𝑀 ∙ 𝑏 ∙ 𝐻03/2
Donde;
Qa: Caudal de diseño del aliviadero, que corresponde al caudal máximo de avenida
menos el caudal evacuado por el canal.
M: coeficiente de descarga
b: Longitud efectiva de la cresta
Ho: Carga de agua total sobre la cresta, incluyendo la carga correspondiente a la
velocidad de llegada.
Despejando la longitud efectiva de la cresta “b”:
𝑏 =𝑄𝑎
𝑀 ∙ 𝐻03/2
Teniendo los siguientes datos:
M = 2,21 para perfil Creager
Ho = 0,1 [m]
𝑄𝑎 = 𝑄𝑚á𝑥 − 𝑄𝑐 = 0,739 − 0,214 = 0,525 [𝑚3 𝑠⁄ ]
Donde Qc se calcula considerando un aumento de 10 cm en la altura de flujo en el
canal.
96 Fabiola Castillo
Con lo que se obtiene el ancho del aliviadero “b”:
𝑏 =𝑄𝑎
𝑀 ∙ 𝐻03/2
= 7,51 [𝑚]
V.5. Diseño desarenador
Antes de desarrollar los cálculos para el desarenador, cabe mencionar que en
este caso particular, la bocatoma ha sido dispuesta directamente después de una
laguna de grandes proporciones, como se muestra en la Figura 30 que actúa como un
gran desarenador natural, por lo que la implementación de desarenadores en la micro-
central podrían no ser necesarios, sin embargo, éstos son considerados por seguridad
para proteger la turbina, pero se espera que requieran de muy poco mantenimiento.
Figura 30: Reservorio natural contiguo-previo a bocatoma (Elaboración propia).
Los desarenadores se diseñan para un determinado diámetro de partícula, es
decir, que se supone que todas las partículas de diámetro superior al escogido deben
depositarse. En la mayoría de las micro-centrales hidráulicas es suficiente eliminar
partículas que tengan más de 0,3 mm de diámetro.
Para el diseño de un desarenador se consideran los siguientes factores:
1) Elegir la velocidad de agua adecuada (VH), recomendada en el Capítulo III:
97 Fabiola Castillo
2) Obtener el valor de profundidad de decantación (dd), valores menores a 1 m,
usualmente se recomienda 2 veces la altura de agua en el canal (Hc)
3) Según el tamaño de la partícula de arena se obtiene la velocidad de decantación
(Vd), la cual se muestra en la Tabla 7, del Capítulo III:.
4) Se requiere de un factor de seguridad.
Datos:
Q = 0,11 [m3/s]
VH = 0,2 [m/s]
dd = 2 ∙ H𝑐 = 0,56 [m]
Vd = 0,03 [m/s]
f = 2
Con estos datos se puede calcular el ancho y la longitud de decantación del
desarenador.
Ancho W:
W =Q
VH ∙ dd=
0,11
0,2 ∙ 0,56= 0, 98 [𝑚]
La longitud de decantación:
Ld =VH
Vd∙ dd ∙ f =
0,2
0,03∙ 0,56 ∙ 2 = 7,46 [𝑚]
Longitud de entrada (Le) y de salida (Ls):
Como se menciona en el Capítulo III:, la longitud de entrada y de salida debe ser
2,5 veces el ancho “W” de la zona de decantación para evitar la turbulencia en el agua.
𝐿𝑒 = 𝐿𝑠 = 2,5 ∙ 0,98 = 2,45 [𝑚]
El Volumen de hormigón se obtiene del cálculo de la geometría del desarenador,
es decir, éste se subdivide en áreas con un espesor de 0,1 m, con una profundidad de
98 Fabiola Castillo
recolección (dr) igual a 0,6 m, con un ancho W igual a 0,98 m, con una longitud de
decantación (Ld) igual a 7,46 m y con una longitud de entrada y de salida igual a 2,45 m.
Considerando los datos anteriores se obtuvo un volumen de 3,55 m3.
V.6. Cámara de carga
La cámara de carga debe ser dimensionada del mismo modo que el
desarenador, excepto para la sección de salida que es reemplazada por la toma de la
tubería de presión. Esta sección posee una rejilla que impedirá el paso a todo elemento
extraño, que se pueda atorar en la tubería o producir daño en los álabes de la turbina.
La cámara de carga posee una compuerta para el desagüe durante las faenas de
limpieza de los sólidos decantados.
Por lo tanto para el diseño de la cámara de carga se considera lo siguiente:
Longitud de entrada “Le”: 2,45 [m]
Ancho “W”: 0,98 [m]
Longitud de decantación “Ld”: 7,46 [m]
Espesor de pared: 0,1 [m]
La sección de salida se considera como un cajón de un ancho “Ws” en torno a
dos veces el diámetro de la tubería, como el diámetro es de 0,315 m se considera un
valor de 0,6 m como se muestra en la Figura 31.
Figura 31: Dimensionamiento cámara de carga. (Coz et al., 1995).
99 Fabiola Castillo
De igual forma que el desarenador, con las dimensiones descritas anteriormente
se obtiene un volumen de hormigón igual a 2,77 m3.
El volumen de decantación de la cámara de carga se obtiene de la siguiente
Figura 32.
Figura 32: Esquema del volumen de decantación. (Elaboración propia)
𝐴1 = 𝑑𝑟1 ∗ 𝐿𝑑 = 0,5 ∗ 7,46 = 3,7 [𝑚2]
𝐴2 = 𝑑𝑟2 ∗ 𝐿𝑑 2⁄ = 0,37 [𝑚2]
Por lo tanto el Volumen de decantación es:
𝑉𝑑 = (𝐴1 + 𝐴2) ∗ 𝑊
𝑉𝑑 = (3,7 + 0,37) ∗ 0,8 = 3,28 [𝑚3]
V.7. Diseño Tubería de presión o forzada
La selección de la tubería se realiza tal como se explica en el Capítulo III:, es
decir, la tubería cuyo diámetro minimiza la suma entre el costo de la tubería y las
pérdidas en generación de energía debido a la eficiencia hidráulica de la misma, para
esto al igual que en el canal se realiza una tabla comparativa de los costos asociados a
varios diámetros comerciales, con la ayuda del software Excel, cuyo procedimiento de
cálculo es explicado a continuación, utilizando a modo de ejemplo el diámetro más
económico D = 315 mm, cuya obtención se detalla más adelante.
100 Fabiola Castillo
Datos:
Diámetro Tubería (m) 0,315
Caudal (m3/s) 0,11
Largo Tubería (m) 405
Espesor (mm) 23,2
Precio Tubería ($/m) $ 13.368
Energía (kWh/año m) 4.812
Valor Energía ($/kWh) $ 40
Cálculos
Diámetro interno de la tubería:
𝐷𝑖 = 𝐷 − 2 ∙ 𝑒 = 268,6 [𝑚𝑚]
Sección de la tubería:
𝐴 =𝜋 ∙ 𝐷𝑖
2
4= 0,057 [𝑚2]
Velocidad del agua en la tubería:
𝑉 = 𝑄 ∙ 𝐴 = 1,94 [𝑚 𝑠]⁄
Altura mínima de agua sobre la tubería de presión
Considerando salida lateral del flujo se tiene la siguiente fórmula:
h = 0,724 ∙ V ∙ √d = 0,724 ∙ 1,94 ∙ √0,315 = 0,79 [𝑚]
Pérdidas primarias
Las pérdidas primarias se determinan con la siguiente expresión:
Hp =f
2∙
L
D∙
V2
g
Para obtener el factor de fricción “f” se utiliza el diagrama de Moody mostrado en
el ANEXO 2, el cual requiere calcular previamente las siguientes expresiones:
Datos previos:
Rugosidad de la tubería: 0,007 [mm]
101 Fabiola Castillo
Diámetro interno tubería: 268,6 [mm]
Velocidad de diseño: 1,94 [m/s]
Viscosidad cinemática del agua: 1,139*10-6 [m2/s]
Rugosidad relativa =k
D= 0,000026 Re =
V∙d
υ= 4,57 ∙ 105
Teniendo estos dos valores, se busca el factor de fricción en el diagrama de
Moody, resultando:
𝑓 = 0,0143
Por lo tanto ahora es posible calcular las pérdidas primarias:
Hp =f
2∙
L
D∙
V2
g= 4,14 [𝑚. 𝑐. 𝑎]
Pérdidas secundarias
Las pérdidas secundarias se determinan con la siguiente expresión:
Datos:
El factor “k” corresponde al coeficiente de pérdida por accesorio, en este caso
sólo se considera el factor de ingreso a la tubería, el cual corresponde a k = 0,5
Hs = ∑K
2∙
V2
g= 0,1 [𝑚. 𝑐. 𝑎]
Obteniendo ambas pérdidas se determina la pérdida total que se tendrá en la
tubería, ésta se puede calcular mediante la siguiente expresión:
∑ Ω = Hp + Hs = 4,14 + 0,1 = 4,24 [𝑚. 𝑐. 𝑎]
Utilizando el mismo procedimiento de cálculo anterior se desarrolla la Tabla 20
mostrada en el ANEXO 3, en la cual se determinan los costos totales asociados a la
tubería de acuerdo a diferentes diámetros comprendidos entre 200 mm y 500 mm.
102 Fabiola Castillo
Con los datos de la Tabla 20 se construye el Gráfico 25, en el que se aprecia
cómo el concepto de diámetro económico hace sentido completamente. Es posible
observar en la gráfica que al incrementar el diámetro de la tubería, como es de esperar,
el costo de ésta se incrementa en forma casi directamente proporcional al diámetro
como se aprecia en la línea verde, mientras que la reducción de las pérdidas hidráulicas
se traduce en un decremento de los ingresos perdidos por concepto de energía no
aprovechada tal como lo ilustra la línea roja. La línea azul por su parte muestra los
costos totales como la suma del costo de la tubería más los ingresos perdidos,
observándose que la tendencia de esta curva alcanza un mínimo para los diámetros de
315 mm y 355 mm, seleccionándose el primero debido a ventajas de montaje y
transporte no consideradas en este análisis.
Gráfico 25: Diámetro económico de la tubería. (Elaboración propia).
Presión normal en la tubería
La presión normal a la cual estará sometida la tubería está dada por la siguiente
expresión:
Datos:
Peso específico del agua γ : 0,01 [Kg/cm3]
Altura bruta H: 9400 [cm]
P = γ ∙ H = 94 [Kg 𝑐𝑚2⁄ ]
$ 0
$ 10.000.000
$ 20.000.000
$ 30.000.000
$ 40.000.000
$ 50.000.000
$ 60.000.000
200 225 250 280 315 355 400 450 500
Co
sto
s
Diámetro [mm]
Diámetro EconómicoCosto TotalCosto TuberíaIngresos Perdidos
103 Fabiola Castillo
Sobrepresiones
Para el caso de las sobrepresiones que se producen en la tubería no se
considera el golpe de ariete, porque para la tubería considerada con una presión
máxima de diseño de 125 [kg/cm2], el tiempo de la maniobra de cierre de la válvula
“TM”, que es el tiempo mínimo necesario para que no se produzcan sobrepresiones, es
mayor al tiempo crítico “Tc” (tiempo que tarda la onda en ir y volver al obturador). En
caso extremo en donde se interrumpa el suministro de la energía eléctrica se adopta
una carga de balasto o algún tipo de freno mecánico. Los tiempos de cierre de las
válvulas o de detenimiento de las bombas influyen en la magnitud máxima de las
sobrepresiones por “Golpe de ariete”.
Para obtener el tiempo de maniobra de cierre “TM”, se utiliza la famosa expresión
de Michaud, que para una conducción de longitud “L” es:
𝛥𝐻 =2 ∙ 𝐿 ∙ 𝑉
𝑔 ∙ 𝑇𝑀
Datos:
ΔH: corresponde a la diferencia de presiones entre la presión nominal de diseño de la
tubería y la presión normal o estática.
Siendo:
Presión nominal de diseño de la tubería: 125 [kg/cm2]
Presión normal: 94 [kg/cm2]
ΔH: 125 – 94 = 31 [kg/cm2]
L: largo de la tubería = 405 [m]
V: Velocidad del flujo = 1,94 [m/s]
Por lo tanto el valor de “TM” es:
𝑇𝑀 =2 ∙ 𝐿 ∙ 𝑉
𝑔 ∙ 𝛥𝐻= 5,58 [𝑠𝑒𝑔]
104 Fabiola Castillo
Celeridad o velocidad de propagación de la onda en la tubería
La celeridad se calcula con la siguiente fórmula:
Datos:
Módulo de elasticidad del agua E: 2,16*109 [N/m2]
Densidad del agua ρ: 1000 [Kg/m3]
Diámetro interno de la tubería Di: 0,2686 [m]
Módulo de elasticidad del material Em: 1,4*109 [N/m2]
Espesor de la tubería e: 0,0232 [m]
𝑐2 =
𝐸𝜌
1 +𝐸 ∙ 𝐷𝐸𝑚 ∙ 𝑒
Obteniendo una celeridad:
𝑐 = 338,38 [𝑚 𝑠]⁄
Por lo tanto el tiempo crítico “Tc” se obtiene de la siguiente expresión:
𝑇𝑐 =2 ∙ 𝐿
𝑐= 2,39 [𝑠𝑒𝑔]
Se cumple que TM > Tc
El tiempo de maniobra de la válvula debe ser mayor a 3,5 segundos para evitar
daño en la tubería producto del golpe de ariete y de este modo es posible prescindir de
la instalación de una chimenea de equilibrio.
Instalación de la tubería
Para reducir el impacto de la tubería en el entorno donde será instalada y
minimizar el riesgo de daños por faenas forestales en el predio se decide la instalación
105 Fabiola Castillo
de la tubería en forma subterránea, para la cual se considera el siguiente esquema de
instalación mostrado en la Figura 33.
Figura 33: Esquema de instalación subterránea de la tubería. (Elaboración propia)
Sabiendo que el diámetro nominal de la tubería es de 0,315 m, se obtiene el
ancho de la zanja es DN + 0,5 = 0,815 m y una profundidad de DN+0,1+0,3 = 0,715 m.
V.8. Selección de la turbina hidráulica
En el ábaco de la Figura 26 perteneciente al Capítulo III:, se observa para este
caso, que las turbinas que abarcan los rangos de caudal (0,11 m3/s) y un salto (94 m)
son las turbinas Pelton, Turgo, Francis y Michell-Banki. Las turbinas Pelton y Turgo son
muy similares, pero la turbina Peltón está más disponible en el mercado. La turbina
Francis posee una elevada eficiencia máxima pero ésta decrece rápidamente al
disminuir el caudal, mientras que la turbina Pelton posee una curva de eficiencia mucho
más plana, solo un par de puntos porcentuales por debajo de la turbina Francis, es
decir, la turbina Pelton acepta amplias variaciones en el caudal de trabajo manteniendo
una elevada eficiencia, además es de fácil y poco mantenimiento. Al comparar la
turbina Pelton con la Michel-Banki, la Pelton tiene un rango de eficiencia más amplio,
las reparaciones son más sencillas, su manufactura es más industrial lo cual permite
encontrar en el mercado conjuntos de generación completos listos para ser instalados.
106 Fabiola Castillo
Por lo dicho anteriormente se selecciona la turbina Pelton por ser la más eficiente
en un rango amplio de caudales, como es el caso de esta micro-central, además de
encontrarse disponible en el mercado como conjunto de generación, facilitando la
obtención de repuestos.
V.8.1. Equipo de generación seleccionado
El equipo electromecánico se compone de un conjunto de generación “todo en
uno”, el cual contempla la turbina, el sistema de transmisión, el generador, y el sistema
de control, listo para ser instalado.
Este consiste en un equipamiento (ver Figura 34) que trabajará con rangos
cercanos a los 94 metros de caída y 0,11 m3/s de caudal. La turbina será de tipo Pelton
e integral con el generador eléctrico de 90 kVA, con regulación electrónica de voltaje,
trifásico de 380V a 50 Hz. En conjunto el equipamiento electromecánico generará una
potencia de 75 KW.
Figura 34: Equipo de generación.
107 Fabiola Castillo
V.9. Casa de máquinas
Una normalización del diseño de la casa de máquinas se puede obtener en
función de la posición del eje del grupo turbina - generador, es decir horizontal o
vertical. El grupo de eje horizontal ofrece mayores facilidades para su montaje y
mantenimiento en una MCH, por eso es el más usado.
La construcción de la casa de máquinas es de hormigón, la cual se ubica cerca
de la laguna aledaña a la carretera para maximizar la altura de salto así como facilitar la
accesibilidad a las instalaciones. El agua turbinada es descargada a la laguna mediante
un canal de hormigón para evitar la erosión del terreno.
Si bien la obra civil de cierre de la casa de máquinas es muy sencilla, debe
prestarse adecuada atención al pozo de descarga del agua turbinada y al
dimensionamiento y ejecución de las fundaciones que aseguran la estabilidad de ésta
durante las máximas crecidas. Para garantizar la seguridad de la casa de máquina, se
recomienda disponerla 1,5 metros por sobre el nivel de la laguna.
Las dimensiones son de 3 x 3 m, con una altura de 2,4 m, y un espesor de 0,1 m.
La losa tiene un espesor de 0,1 m.
La orientación de la admisión puede ser horizontal, inclinada o vertical. La
mayoría de los constructores tiende a elegir una admisión horizontal (Figura 35). La
turbina a utilizar tiene una admisión horizontal por lo que la tubería de admisión tiene
esta misma disposición.
Figura 35: Orientación de la admisión. (Floran, 2008)
108 Fabiola Castillo
V.10. Presupuesto del proyecto
A continuación se muestra en la Tabla 17 el desglose de los costos respectivos
de cada componente de la micro-central.
Item Descripción Unidad Cantidad Precio
Unitario Precio Total
1 Obra gruesa Canal de Derivación
1.1 Volumen excavación m3 151,5 $ 5.156 $ 781.134
1.2 Hormigón H-30 m3 46,07 $ 58.084 $ 2.675.925
1.3 Sistema de bombeo m3h 46,07 $ 8.132 $ 374.630
1.4 Mano de obra m3h 46,07 $ 13.940 $ 642.222
1.5 Base compactada m3 13,34 $ 7.800 $ 104.052
1.6 Moldaje m2 50 $ 8.135 $ 406.750
1.7 Armadura Malla Acma m2 460,73 $ 1.622 $ 747.304
1.8 Costo Total $ 5.732.017
2 Obra gruesa Tubería Forzada
2.1 Volumen excavación m3 182,43 $ 5.156 $ 940.609
2.2 Relleno lateral m3 171,43 $ 6.703 $ 1.149.095
2.4 Tubería HDPE (tiras de 12 m) n° 34 $ 160.416 $ 5.454.144
2.5 Relleno final m3 99,02 $ 4.788 $ 474.108
2.6 Base de apoyo m3 33,01 $ 5.892 $ 194.495
2.7 Costo Total $ 8.212.451
3 Obra gruesa Bocatoma
3.1 Hormigón H-30 m3 6,91 $ 58.084 $ 401.360
Volumen excavación m3 2,97 $ 5.156 $ 15.313
3.2 Mano de obra m3 6,91 $ 13.940 $ 96.326
3.3 Moldaje m2 16,07 $ 8.135 $ 130.729
3.4 Volumen de escombros m3 70,68 $ 6.800 $ 480.624
3.5 Costo Total $ 1.124.353
4 Obra gruesa Desarenador
4.1 Hormigón H-30 m3 3,55 $ 58.084 $ 206.198
4.2 Volumen excavación m3 9,62 $ 5.156 $ 49.601
4.3 Mano de obra m3h 3,55 $ 13.940 $ 49.487
4.4 Moldaje m2 48,97 $ 8.135 $ 398.371
4.5 Costo Total $ 703.657
5 Obra Gruesa Cámara de Carga
5.1 Hormigón H-30 m3 3,59 $ 58.084 $ 208.521
5.2 Volumen excavación m3 9,09 $ 5.156 $ 46.868
5.3 Mano de obra m3h 3,59 $ 13.940 $ 50.045
5.4 Moldaje m2 52,4 $ 8.135 $ 426.274
109 Fabiola Castillo
5.5 Costo Total $ 731.708
6 Obra Gruesa Casa de Máquinas
6.1 Hormigón H-30 m3 3,51 $ 58.084 $ 203.874
6.2 Armadura Malla Acma m2 9 $ 1.622 $ 14.598
6.3 Volumen excavación m3 1,8 $ 5.156 $ 9.281
6.4 Moldaje m2 45,54 $ 8.135 $ 370.468
6.5 Techumbre (tabique pino 2"x3") n° 35 $ 2.045 $ 71.575
6.6 Techumbre (cubierta zinc alum 0,35 mm) m2 15,79 $ 2.886 $ 45.570
6.7 Costo Total $ 715.366
7 Costo Total Equipo electromecánico $ 19.000.000
8 PRESUPUESTO DEL PROYECTO $ 36.219.552
Tabla 17: Presupuesto del proyecto (Elaboración propia)
V.11. Flujo de caja
El flujo de caja es realizado considerando una vida útil del proyecto de 20 años.
Los flujos netos para cada periodo son calculados al valor presente considerando un
costo de oportunidad de la inversión reflejado en una tasa de descuento del 10%. Los
activos del proyecto son depreciados de acuerdo a los periodos establecidos por el
Servicio de Impuestos Internos (S.I.I). Dado que el presupuesto de la micro-central ha
sido calculado en base a los componentes principales que representan la mayor parte
de la inversión, se ha añadido un 10% adicional sobre el presupuesto para absorber los
gastos no previstos en el presupuesto.
Cabe mencionar que los costos operacionales no se desglosan debido a que son
solo una estimación, y por otro lado para este proyecto no se considera capital de
trabajo ya que es un proyecto pequeño.
La
Periodo 0 1 8 10 16 18 20
Ingresos $ 12.867.398 $ 12.867.398 $ 12.867.398 $ 12.867.398 $ 12.867.398 $ 12.867.398
Costos operacionales -$ 800.000 -$ 800.000 -$ 800.000 -$ 800.000 -$ 800.000 -$ 800.000
Depre
cia
ció
n
Bocatoma -$ 70.272 -$ 70.272 -$ 70.272 -$ 70.272
Tubería forzada -$ 410.623 -$ 410.623 -$ 410.623 -$ 410.623 -$ 410.623 -$ 410.623
Canal -$ 318.445 -$ 318.445 -$ 318.445 -$ 318.445 -$ 318.445
Cámara de Carga -$ 36.585 -$ 36.585 -$ 36.585 -$ 36.585 -$ 36.585 -$ 36.585
Desarenador -$ 62.737 -$ 62.737
110 Fabiola Castillo
Casa de Máquinas -$ 44.710 -$ 44.710 -$ 44.710 -$ 44.710
Eq. Electro-mecánico -$ 1.900.000 -$ 1.900.000 -$ 1.900.000
Utilidad $ 0 $ 9.224.025 $ 9.224.025 $ 9.286.762 $ 11.186.762 $ 11.301.745 $ 11.620.190
Impuesto (17%) -$ 1.568.084 -$ 1.568.084 -$ 1.578.750 -$ 1.901.750 -$ 1.921.297 -$ 1.975.432
Utilidad neta $ 0 $ 7.655.941 $ 7.655.941 $ 7.708.013 $ 9.285.013 $ 9.380.448 $ 9.644.758
Depre
cia
ció
n
Bocatoma $ 70.272 $ 70.272 $ 70.272 $ 70.272
Tubería forzada $ 410.623 $ 410.623 $ 410.623 $ 410.623 $ 410.623 $ 410.623
Canal $ 318.445 $ 318.445 $ 318.445 $ 318.445 $ 318.445
Cámara de Carga $ 36.585 $ 36.585 $ 36.585 $ 36.585 $ 36.585 $ 36.585
Desarenador $ 62.737 $ 62.737
Casa de Máquinas $ 44.710 $ 44.710 $ 44.710 $ 44.710
Eq. Electro-mecánico $ 1.900.000 $ 1.900.000 $ 1.900.000
Invers
ión
Bocatoma -$ 1.124.353
Tubería forzada -$ 8.212.451
Canal -$ 5.732.017
Cámara de Carga -$ 731.708
Desarenador -$ 501.894
Casa de Máquinas -$ 715.366
Eq. Electro-mecánico -$ 19.000.000
Imprevistos -$ 3.601.779
F.N.O -$ 39.619.568 $ 10.499.314 $ 10.499.314 $ 10.488.648 $ 10.165.648 $ 10.146.101 $ 10.091.966
V.A.N $ 48.937.538
T.I.R 26,2%
P.R.I. 4,97 años
Tabla 18 muestra el flujo de caja para el proyecto la cual ha sido compactada por
motivos de presentación, resaltando los periodos correspondientes a las depreciaciones
de los activos de cada componente.
111 Fabiola Castillo
Periodo 0 1 8 10 16 18 20
Ingresos $ 12.867.398 $ 12.867.398 $ 12.867.398 $ 12.867.398 $ 12.867.398 $ 12.867.398
Costos operacionales -$ 800.000 -$ 800.000 -$ 800.000 -$ 800.000 -$ 800.000 -$ 800.000
Depre
cia
ció
n
Bocatoma -$ 70.272 -$ 70.272 -$ 70.272 -$ 70.272
Tubería forzada -$ 410.623 -$ 410.623 -$ 410.623 -$ 410.623 -$ 410.623 -$ 410.623
Canal -$ 318.445 -$ 318.445 -$ 318.445 -$ 318.445 -$ 318.445
Cámara de Carga -$ 36.585 -$ 36.585 -$ 36.585 -$ 36.585 -$ 36.585 -$ 36.585
Desarenador -$ 62.737 -$ 62.737
Casa de Máquinas -$ 44.710 -$ 44.710 -$ 44.710 -$ 44.710
Eq. Electro-mecánico -$ 1.900.000 -$ 1.900.000 -$ 1.900.000
Utilidad $ 0 $ 9.224.025 $ 9.224.025 $ 9.286.762 $ 11.186.762 $ 11.301.745 $ 11.620.190
Impuesto (17%) -$ 1.568.084 -$ 1.568.084 -$ 1.578.750 -$ 1.901.750 -$ 1.921.297 -$ 1.975.432
Utilidad neta $ 0 $ 7.655.941 $ 7.655.941 $ 7.708.013 $ 9.285.013 $ 9.380.448 $ 9.644.758
Depre
cia
ció
n
Bocatoma $ 70.272 $ 70.272 $ 70.272 $ 70.272
Tubería forzada $ 410.623 $ 410.623 $ 410.623 $ 410.623 $ 410.623 $ 410.623
Canal $ 318.445 $ 318.445 $ 318.445 $ 318.445 $ 318.445
Cámara de Carga $ 36.585 $ 36.585 $ 36.585 $ 36.585 $ 36.585 $ 36.585
Desarenador $ 62.737 $ 62.737
Casa de Máquinas $ 44.710 $ 44.710 $ 44.710 $ 44.710
Eq. Electro-mecánico $ 1.900.000 $ 1.900.000 $ 1.900.000
Invers
ión
Bocatoma -$ 1.124.353
Tubería forzada -$ 8.212.451
Canal -$ 5.732.017
Cámara de Carga -$ 731.708
Desarenador -$ 501.894
Casa de Máquinas -$ 715.366
Eq. Electro-mecánico -$ 19.000.000
Imprevistos -$ 3.601.779
F.N.O -$ 39.619.568 $ 10.499.314 $ 10.499.314 $ 10.488.648 $ 10.165.648 $ 10.146.101 $ 10.091.966
V.A.N $ 48.937.538
T.I.R 26,2%
P.R.I. 4,97 años
Tabla 18: Flujo de Caja (Elaboración propia)
112 Fabiola Castillo
CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES
El fundo Los Pinos de la Universidad Austral de Chile posee un buen potencial
hidroeléctrico que permite su explotación mediante la implementación de una micro-
central hidroeléctrica, especialmente la cuenca principal del predio cuyo flujo hídrico ha
sido monitoreado por varios años, proporcionando valiosa información que ha permitido
determinar la ubicación óptima para la captación de las aguas del efluente de la cuenca,
la que otorga una altura bruta de salto de 94 metros y un flujo que varía ampliamente a
lo largo del año, desde caudales casi nulos hasta caudales superiores a 350 [l/s]. Sin
embargo se ha determinado que la construcción de una micro-central diseñada para
operar con un caudal de 110 [l/s] es capaz de aprovechar un 93,2% de la energía
hidráulica disponible en el punto de captación. La implementación de una micro-central
en el predio requiere de la construcción de una bocatoma del tipo Azud, cuya ubicación
estratégica genera un reservorio natural que permite amortiguar las variaciones
repentinas de caudal y ayuda a la decantación de sólidos. Además se debe construir
350 metros de canal y otros 405 metros de tubería forzada. La turbina más conveniente
para trabajar bajo estas condiciones es la turbina Pelton.
La inversión inicial requerida para la construcción de la micro-central es de
$39.619.568, con la cual es posible obtener un ingreso por la venta de energía de
$12.867.398 lo que en un horizonte de evaluación de 20 años y una tasa de descuento
del 10% genera un valor actual neto de $48.937.538, una tasa interna de retorno del
26.2%, y un periodo de recuperación de la inversión de 5 años.
De lo anterior es posible concluir que es factible construir la micro-central
hidroeléctrica desde el punto de vista técnico y económico.
113 Fabiola Castillo
CAPÍTULO VII: ANEXOS
VII.1. ANEXO 1
Coeficientes de rugosidad para diferentes tipos de canales.
Material η
Ca
na
les
de t
ierr
a
Arcilla 0,013
Material sólido, suave 0,0167
Arena con algo de arcilla o roca partida 0,02
Fondo de arena y grava, con lados empedrados 0,0213
Grava fina de unos 10/20/30 mm 0,0222
Grava regular de unos 20/40/60 mm 0,025
Grava gruesa de unos 50/100/150 mm 0,0286
Greda en terrones 0,0333
Revestido con piedras 0,037
Arena, greda, grava y hierbas 0,0455
Ca
na
les
en
roc
a
Roca medianamente irregular 0,037
Roca irregular 0,0455
Roca muy irregular con muchas salientes 0,0588
Mampostería de piedra con cemento 0,02
Paredes de mampostería con base de arena y grava 0,0213
can
ale
s d
e
co
ncre
to
Buen acabado con cemento (enlucido) 0,01
Acabado con yeso o concreto suave con alto contenido de cemento
0,0118
Concreto no incluido 0,0149
Concreto con superficie suave 0,0161
Revestimiento de concreto irregular 0,02
Superficies de concreto irregular 0,02
Ca
na
les
de
ma
dera
Tablas cepilladas y bien unidas 0,0111
Tablas sin cepillar 0,0125
Canales viejos de madera 0,0149
Cu
rso
s
natu
rale
s d
e
ag
ua
Lecho natural de río con fondo sólido, sin irregularidades 0,02
Lecho natural del río, con hierbas 0,03
Lecho natural del río con piedras e irregularidades 0,03
Torrente con piedras irregulares grandes, lecho sedimentado 0,04
Torrente con piedras gruesas, con bastante sedimento 0,05
Tabla 19: Coeficiente de rugosidad para distintos tipos de canales. (Coz et al., 1995).
114 Fabiola Castillo
VII.2. ANEXO 2
Diagrama de Moody para hallar el coeficiente de pérdidas de carga λ en tuberías.
115 Fabiola Castillo
Diámetros comerciales tuberías de HDPE.
116 Fabiola Castillo
VII.3. ANEXO 3
Costo total de la tubería forzada en función del diámetro
Diámetro Nominal (mm) 200 225 250 280 315 355 400 450 500
Espesor e (mm) 14,7 16,5 18,4 20,6 23,2 26,1 29,4 33,1 36,8
Diámetro Interno (m) 0,1706 0,192 0,2132 0,2388 0,2686 0,3028 0,3412 0,3838 0,4264
Sección (m2) 0,023 0,029 0,036 0,045 0,057 0,072 0,091 0,116 0,143
Velocidad (m/s) 4,81 3,80 3,08 2,46 1,94 1,53 1,20 0,95 0,77
Número de Reynolds Re 7,20E+05 6,40E+05 5,76E+05 5,14E+05 4,57E+05 4,06E+05 3,60E+05 3,20E+05 2,88E+05
Rugosidad Relativa 0,000041 0,000036 0,000033 0,000029 0,000026 0,000023 0,000021 0,000018 0,000016
factor de fricción f 0,0135 0,0137 0,0139 0,0141 0,0143 0,0145 0,0147 0,0150 0,0152
Pérdidas primarias Hp (m.c.a) 37,72 21,22 12,74 7,33 4,14 2,31 1,29 0,73 0,44
Pérdidas secundarias Hs (m.c.a) 0,59 0,37 0,24 0,15 0,10 0,06 0,04 0,02 0,02
Pérdidas totales (m.c.a) 38,31 21,58 12,98 7,49 4,23 2,37 1,33 0,75 0,45
Precio Tubería ($/m) $ 6.820 $ 8.661 $ 10.669 $ 13.368 $ 16.940 $ 21.481 $ 27.240 $ 34.485 $ 42.575
Volumen excavación (m3) 170,10 183,52 197,44 214,81 236,00 261,44 291,60 327,04 364,50
Volumen base de apoyo (m3) 28,35 29,36 30,38 31,59 33,01 34,63 36,45 38,48 40,50
Volumen relleno lateral (m3) 129,03 138,05 147,18 158,28 171,43 186,72 204,26 224,15 244,48
Volumen relleno final (m3) 85,05 88,09 91,13 94,77 99,02 103,88 109,35 115,43 121,50
Costo tubería $ 5.098.713 $ 6.000.147 $ 6.972.924 $ 8.262.484 $ 9.946.077 $ 12.065.135 $ 14.724.671 $ 18.037.740 $ 21.709.015
Energía perdida (kWh/año) 131.116 73.865 44.425 25.623 14.484 8.100 4.541 2.568 1.543
Ingresos perdidos año $ 5.244.630 $ 2.954.607 $ 1.777.006 $ 1.024.930 $ 579.342 $ 323.992 $ 181.636 $ 102.722 $ 61.705
Ingresos perdidos $ 44.650.493 $ 25.154.236 $ 15.128.652 $ 8.725.805 $ 4.932.262 $ 2.758.325 $ 1.546.371 $ 874.533 $ 525.333
Costo total $ 49.749.206 $ 31.154.383 $ 22.101.576 $ 16.988.289 $ 14.878.339 $ 14.823.461 $ 16.271.042 $ 18.912.273 $ 22.234.348
Tabla 20: Costos totales en función del diámetro. (Elaboración propia).
117 Fabiola Castillo
CAPÍTULO VIII: BIBLIOGRAFÍA
ALEJO, R. ¿1999?. Centrales Hidroeléctricas. (Disponible en: http://thales.cica.es/rd/
Recursos/rd99/ed99-0226-01/capitulo3.html Consultado el: 8 de marzo de 2013).
APEMEC. 2013. Promoción de energías limpias. (Disponible en:
http://www.apemec.cl/es/noticias/noticias-apemec/493-presidente-de-apemec-
pedro-matthei-diario-la-tercera.html. Consultado el: 08 de mayo de 2013).
ASING SERVICIOS DE INGENIERIA. 2013. Rendimiento de Turbinas Hidráulicas.
(Disponible en: http://www.asing.es/rendimiento_turbinas_hidraulicas.php
Consultado el: 8 de marzo de 2013).
BIBILOTECA DEL CONGRESO NACIONAL DE CHILE. 2008. Historia de la ley N°
20.257. (Disponible en: http://catalogo.bcn.cl/ipac20/ipac.jsp?profile=bcn&index=
BIB&term=207405. Consultado el: 16 de abril de 2013).
BIOCRECE. 2010. Protocolo de Kyoto. (Disponible en
http://www.biocrece.org/protocolo_kyoto.html. Consultado el: 14 de abril de
2013).
CARRILLO, O. 2009. Solución a la carencia de energía eléctrica que posee el fundo los
chilcos, comuna de la unión, mediante una micro-central hidroeléctrica. Tesis.
Ing. Constructor. Valdivia, Univ. Austral de Chile. Fac. Cien. Ing. 153 p.
CENTRAL ENERGIA. ¿2013?. Central de información y discusión de la energía en
Chile. (Disponible en: http://www.centralenergia.cl/biblioteca/glosario-mercado-
electrico/. Consultado el 10 de junio de 2013).
CENTRALES HIDROELECTRICAS. ¿2008?. Magnitudes hidráulicas. (Disponible en:
http://www.uca.edu.sv/facultad/clases/ing/m200018/doc1.pdf. Consultado el: 16
de abril de 2013).
CENTRO DE ENERGIAS RENOVABLES (CER). 2011. Energía Hidroeléctrica.
(Disponible en: http://cer.gob.cl/tecnologias/files/2011/12/ libro_hidroelectrica.pdf
Consultado el: 8 de marzo de 2013).
118 Fabiola Castillo
UNIVERSIDAD DE COLOMBIA sede Palmira. 2013. Estructuras hidráulicas. (Disponible
en: http://www.virtual.unal.edu.co/cursos/sedes/palmira/5000117/contenido/cap4/
lec5_2.htm Consultado el 10 de agosto de 2013).
COMEVAL. 2013. Válvulas y elementos de control para presas y centrales
hidroeléctricas. (Disponible en: http://www.comeval.es/pdf/boletines/comeval_
valvulas_para_presas_y_centrales_hidroelectricas_WEB.pdf. Consultado el 15
de mayo de 2013).
COMISIÓN CIUDADANA – TÉCNICO – PARLAMENTARIA PARA LA POLÍTICA Y LA
MATRIZ ELÉCTRICA (CCTP). 2011. Chile Necesita una Gran Reforma
Energética. Primera Edición octubre 2011. 136 p.
COZ, F.; T. SÁNCHEZ; B. VIANI; J. SEGURA; L. RODRÍGUEZ; H. MIRANDA; E.
CASTROMONTE; J. GUERRA; L. QUIROZ; J. GAITÁN; L. MORENO; I. MUÑOZ.
1995. Manual de mini y micro-centrales hidráulicas; Una guía para el desarrollo
de proyectos. Intermediate Technology Development Group, ITDG. Lima, Perú.
ENDESA. 2012. Centrales Hidroeléctricas. ¿Qué es una central hidroeléctrica?.
(Disponible en: http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-
interactivos/produccion-de-electricidad/xi.-las-centrales-hidroelectricas.
Consultado el 10 de mayo de 2013).
GENERADORAS DE CHILE A. G. 2013. Generación eléctrica. (Disponible en:
http://generadoras.cl/generacion-electrica. Consultado el 10 de agosto de 2013).
MINISTERIO DE ENERGIA GOBIERNO DE CHILE. 2010. Cuenta Pública 2010;
Políticas ministeriales. (Disponible en: http://www.gobiernodechile.cl/cuenta-
publica-2010/ministerio-de-energia/politicas-ministeriales/. Consultado el: 4 de
marzo de 2013).
MINISTERIO DE ENERGÍA GOBIERNO DE CHILE. 2012. Estrategia Nacional de
Energía 2012-2030; ¿Cuánta energía necesitamos y a qué costo? La demanda
de una sociedad Desarrollada. 37 p.
119 Fabiola Castillo
NOVILLO, M.; L. GALARZA; G. ROMERO. 1985. Manual de diseño de pequeñas
centrales hidroeléctricas; Volumen III - Obras Civiles. II Curso Latinoamericano
de Diseño de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, PCH. BID, OLADE.
Bucaramanga, Colombia.
OLIVARES, A.; P. MALDONADO. 2013. Reporte CER Junio 2013; Estado de Proyectos
ERNC en Chile. Centro de Energías Renovables, Ministerio de Energía,
Gobierno de Chile.
OLIVARES, A.; P. MALDONADO. 2013. Reporte CER Junio 2013; La Generación
ERNC en el Mercado Eléctrico. Centro de Energías Renovables, Ministerio de
Energía, Gobierno de Chile.
SENDECO2. 2013. Precios CO2. (Disponible en: http://www.sendeco2.com/es/
precio_co2.asp?ssidi=1. Consultado el: 4 de abril de 2013).
SEMINARIO MINI Y MICRO CENTRALES HIDROELECTRICAS EN CANALES DE
RIEGO AGRICOLA, I Rancagua 2011. Tamaño y tipos de centrales
hidroeléctricas; Tamaños de centrales hidroeléctricas.
SERVICIO DE IMPUESTOS INTERNOS. Enero 2003. Tabla de vida útil de los bienes
físicos del activo inmovilizado internos. (Disponible en:
http://www.sii.cl/pagina/valores/bienes/tabla_vida_enero.htm. Consultado el: 12
de Marzo de 2014).
SYSTEP INGENIERIA Y DISEÑO. Marzo 2013. Reporte Sector Eléctrico. Systep. 6(3):
2-45.
SYSTEP INGENIERIA Y DISEÑO. Junio 2013. Reporte Mensual Sector Eléctrico.
Systep. 6(6): 2-12.
UBILLA, G; M. ORELLANA; N. FAUNDEZ; J. ESPINOZA. 2008. Estudio de contribución
de las ERNC al SIC al 2025. 76 p.
WIKIPEDIA. 2013. Tipo de Centrales Hidroeléctricas. (Disponible en:
http://es.wikipedia.org/wiki/Central_hidroel%C3%A9ctrica. Consultado el: 13 de
abril de 2013).
120 Fabiola Castillo
WIKIPEDIA. 2013. Bonos de Carbono. (Disponible en: http://es.wikipedia.org/wiki/
Bonos_de_carbono. Consultado el: 14 de abril de 2013).
ZONA INGENIERÍA. 2009. Tipos de Turbinas Hidráulicas. (Disponible en:
http://www.entradas.zonaingenieria.com/2009/05/turbinas-kaplan.html.
Consultado el: 03 de Marzo de 2014).