REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE EN MANUALES DE DISEÑO DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS
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REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE EN MANUALES DE DISEÑO DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS CARLOS ANDRÉS RAMÍREZ GUTIÉRREZ UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA FACULTAD DE TECNOLOGÍA PROGRAMA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA PEREIRA 2012
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REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE EN MANUALES DE DISEÑO DE PEQUEÑAS CENTRALES
HIDROELECTRICAS
CARLOS ANDRÉS RAMÍREZ GUTIÉRREZ
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA
FACULTAD DE TECNOLOGÍA
PROGRAMA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA
PEREIRA
2012
2
REVISIÓN DEL ESTADO DEL ARTE EN MANUALES DE DISEÑO DE PEQUEÑAS CENTRALES
HIDROELECTRICAS
CARLOS ANDRÉS RAMÍREZ GUTIÉRREZ
PROYECTO DE GRADO
PARA OPTAR AL TÍTULO DE TECNÓLOGO ELÉCTRICO
DIRECTOR
P.H.D ANTONIO ESCOBAR ZULUAGA
DOCENTE DEL PROGRAMA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA
FACULTAD DE TECNOLOGÍA
PROGRAMA DE TECNOLOGÍA ELÉCTRICA
PEREIRA
2012
3
Nota de aceptación:
Firma del jurado
Firma director proyecto de grado
4
“Dedico este trabajo a mi madre Gloria
Gutiérrez y a mi padre Oscar Ramírez los
cuales me dieron la oportunidad de estudiar y
de haber finalizado con éxito mis estudios
universitarios, siempre estuvieron
apoyándome y tuvieron la paciencia por ver
esto posible. También agradezco a mis
hermanos Oscar Hernán Ramírez y Alexandra
Paola Ramírez por aconsejarme y apoyarme
en todo momento”.
Carlos Andrés Ramírez Gutiérrez.
5
AGRADECIMIENTOS
Este documento cuenta con el apoyo del ingeniero Antonio Hernán Escobar Zuluaga,
profesor del Programa de Tecnología Eléctrica quien orienta la asignatura de Generación
de Energía la cual fue de inspiración para la realización de este trabajo y su gran labor de
asesoría en el tema de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas; también se agradece a la
biblioteca Jorge Roa y a Electrilibro de la Universidad Tecnología de Pereira por brindar
información que fue indispensable para la elaboración del documento con los textos,
artículos y guías que cuentan.
Agradecimientos a la Biblioteca del Banco de la República de Colombia por brindar
información requerida para complementar el documento.
Por último se agradece al Programa de Tecnología Eléctrica por darme la oportunidad de
presentar este documento que tiene como fin ser herramienta básica para conocer sobre
pequeñas centrales hidroeléctricas.
6
CONTENIDO
CAPÍTULO 1 ENERGÍA HIDRAÚLICA .............................................................................................. 12 1.1 MINI Y MICROCENTRALES HIDROÉLECTRICAS ........................................................................ 12 1.2 CLASIFICACIÓN DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS .............................................. 13 CAPÍTULO 2 PARTES QUE CONFORMAN UNA PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA .................. 14 2.1 OBRAS CIVILES ........................................................................................................................ 15 2.2 BOCATOMAS .......................................................................................................................... 15 2.3 DESARENADOR ....................................................................................................................... 18 2.4 CANAL DE CONDUCCIÓN ........................................................................................................ 21 2.5 CÁMARA DE CARGA ............................................................................................................... 22 2.6 TUBERÍA DE PRESIÓN ............................................................................................................. 23 2.7 CASA DE MÁQUINAS .............................................................................................................. 24 CAPÍTULO 3 EQUIPOS ELECTROMECÁNICOS ................................................................................ 26 3.1 SELECCIÓN DE TURBINAS HIDRAÚLICAS PARA P.C.H .............................................................. 26 3.2 TURBINA PELTON ................................................................................................................... 27 3.3 TURBINA TURGO .................................................................................................................... 28 3.4 TURBINA FRANCIS .................................................................................................................. 29 3.5 TURBINAS DE FLUJO TRANSVERSAL ....................................................................................... 30 3.6 BOMBAS COMO TURBINA ...................................................................................................... 30 3.7 TURBINA KAPLAN ................................................................................................................... 32 3.8 GENERADOR ELÉCTRICO ......................................................................................................... 32 3.9 REGULADORES Y TABLEROS DE CONTROL .............................................................................. 34 3.10 ELEMENTOS DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE GENERACIÓN ................................................ 35 3.11 REGULACIÓN DE TENSIÓN .................................................................................................... 37 CAPÍTULO 4 REDES ELÉCTRICAS ................................................................................................... 41 4.1 LÍNEAS DE TRANSMISION ....................................................................................................... 41 4.2 DETERMINACIÓN DE LA TENSIÓN GENERADA ....................................................................... 43 CAPÍTULO 5 REGULACIÓN DE VELOCIDAD ................................................................................... 44 5.1 REGULACIÓN DE VELOCIDAD POR MEDIO DEL CAUDAL DE AGUA EN LA TURBINA ............... 45 5.2 REGULACIÓN DE LA VELOCIDAD POR REGULACIÓN DE CARGA ............................................. 48 CAPÍTULO 6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE POTENCIA MECÁNICA ............................................. 50 6.1 ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE POTENCIA MECÁNICA............................ 50 6.2 TIPOS DE TRANSMISIONES ..................................................................................................... 51 CAPÍTULO 7 ESTUDIO HIDROLÓGICO ........................................................................................... 52 7.1 CUANDO EXISTE INFORMACIÓN............................................................................................. 52 7.2 CURVA DE CAUDALES (HIDROGRAMA)................................................................................... 53 7.3 CURVA DE DURACIÓN DE CAUDALES ..................................................................................... 54 7.4 CURVA DE FRECUENCIA .......................................................................................................... 55 7.5 CAUDAL DE DISEÑO ................................................................................................................ 55 7.6 CURVA DE CAUDAL VERSUS CALADO ..................................................................................... 56 7.7 VOLUMEN DE SEDIMENTOS .................................................................................................. 56 7.8 MEDICIÓN DE CAUDAL ........................................................................................................... 56 7.9 MÉTODO DEL RECIPIENTE ...................................................................................................... 56 7.10 MEDICIÓN DE CAUDAL CON FLOTADOR ............................................................................... 57 7.11 MEDICIÓN DEL CAUDAL CON CORRENTÓMETRO ................................................................ 59
7
7.12 MEDICIÓN DE CAUDAL CON ESCALA .................................................................................... 60 7.13 MEDICIÓN DEL CAUDAL CON VERTEDERO ........................................................................... 61 CAPÍTULO 8 ESTUDIO DE COSTOS ................................................................................................ 66 8.1 COSTO APROXIMADO DE LA UNIDAD GENERADORA ............................................................. 68 8.2 COSTE DE UNA PEQUEÑA CENTRAL HIDROELECTRICA ........................................................... 69 CAPÍTULO 9 FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS (FAZNI) ......................................................................................................... 71 9.1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 71 9.2 LEYES Y ARTÍCULOS DEL MANUAL FAZNI ................................................................................ 72 9.3 PROCESO DE EVALUACIÓN DE LA VIABILIDAD........................................................................ 74 10. ANEXO .................................................................................................................................... 77 11. OBSERVACIONES .................................................................................................................... 78 12. CONCLUCIONES ...................................................................................................................... 79 13. GLOSARIO ............................................................................................................................... 81 14. BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................................... 87
INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Tensión de generación recomendada para algunas potencias ........................................... 43 Tabla 2. Valores de velocidad media ................................................................................................ 58 Tabla 3. Recomendaciones de la FAO para vertederos rectangulares ............................................. 62 Tabla 4. Valores de caudal y altura según la FAO para vertederos trianguales ................................ 63 Tabla 5. Pequeñas centrales hidroeléctricas del mundo .................................................................. 67
INDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1 ............................................................................................................................ 45 Ecuación 2 ............................................................................................................................ 56 Ecuación 3 ............................................................................................................................ 58 Ecuación 4 ............................................................................................................................ 58 Ecuación 5 ............................................................................................................................ 60 Ecuación 6 ............................................................................................................................ 61 Ecuación 7 ............................................................................................................................ 62 Ecuación 8 ............................................................................................................................ 63 Ecuación 9 ............................................................................................................................ 64 Ecuación 10 .......................................................................................................................... 68
8
INDICE DE FIGURAS
Figura 1. Transformación de energía hidráulica en energía eléctrica ................................. 12 Figura2. Componentes de una PCH ..................................................................................... 14 Figura 3. Ubicación de la bocatoma y empleo de un barraje de derivación ....................... 16 Figura 4. Esquema de un desarenador al inicio del canal .................................................... 19 Figura 5. Esquema de un desarenador llegando a la cámara .............................................. 20 Figura 6. Tipos de canales .................................................................................................... 21 Figura 7. Diferentes secciones de una cámara de carga ...................................................... 22 Figura 8. Descargador, vertedero y rejilla ............................................................................ 23 Figura 9. Elementos de la tubería de presión ...................................................................... 24 Figura 10. Casa de máquinas................................................................................................ 24 Figura 11. Turbina Kaplan (reacción), izquierda y Pelton (acción) derecha ........................ 26 Figura 12. Turbina pelton ..................................................................................................... 27 Figura 13. Rodete de una turbina turgo y el ingreso del horro de agua.............................. 28 Figura 14. Turbina Francis .................................................................................................... 29 Figura 15. Rodete de una turbina Michell Banki .................................................................. 30 Figura 16. Bomba como turbina........................................................................................... 31 Figura 17. Turbina kaplan ..................................................................................................... 32 Figura 18. Generador Síncrono ............................................................................................ 33 Figura 19. Generador inducción ........................................................................................... 33 Figura 20. Regulador, tablero de control y transformador .................................................. 34 Figura 21. Esquema de tablero de control básico de generación ........................................ 36 Figura 22. Diagrama de bloques de un AVR electrónico ..................................................... 39 Figura 23. Conexión de un AVR alternador .......................................................................... 40 Figura 24. Conexión desde la casa de máquinas hasta el centro de distribución .............. 41 Figura 25. Esquema eléctrico de LT y RDS ........................................................................... 42 Figura 26. Sistema de regulación manual del caudal de agua. ............................................ 46 Figura 27. Regulador oleomecánico ..................................................................................... 47 Figura 28. Esquema de un regulador oleomecánico............................................................ 47 Figura 29. Regulador electrónico de carga .......................................................................... 49 Figura 30. Diseño de un regulador de velocidad electrónico .............................................. 49 Figura 31. Sistema de transmisión de una etapa ................................................................. 51 Figura 32.Curva de caudales ................................................................................................ 53 Figura 33. Curva de caudales clasificados y curva de frecuencia ........................................ 55 Figura 34. Gráfica de velocidad ............................................................................................ 57 Figura 35. Vector velocidad en cada una de las áreas ......................................................... 59 Figura 36. Escala para medir caudales ................................................................................. 60 Figura 37. Vertedero de medida .......................................................................................... 61 Figura 38. Vertedero rectangular ......................................................................................... 62 Figura 39. Vertedero triangular ........................................................................................... 63
9
Figura 40. Vertedero trapezoidal ......................................................................................... 64 Figura 41. Medidas generales del vertedero ....................................................................... 65 Figura 42. Coste de inversión en US/kW para bajo salto[3] ................................................ 70 Figura 43. Proceso de evaluación de la viabilidad ............................................................... 75
10
INTRODUCCIÓN
Los manuales de diseño, construcción y montaje de pequeñas centrales hidroeléctricas
(PCH) proporcionan información sobre el diseño de sistemas de energía hidráulica en
pequeña escala. Algunos manuales presentan los lineamientos fundamentales del diseño y
una metodología básica que puede servir de guía para evaluación de proyectos de
factibilidad de pequeñas centrales hidroeléctricas, así como para planeamiento y
desarrollo de las actividades de operación y mantenimiento.
El documento reune información de manuales para la implementación de una PCH en
zonas o comunidades que no cuentan con el servicio o suministro de energía eléctrica y
que a su vez poseen recursos hidrológicos para elaborar dicho proyecto.
El objetivo principal de este trabajo es analizar manuales existentes que son normalmente
utilizados en el diseño de pequeñas centrales hidroeléctricas y presentar una revisión
bibliográfica de estos manuales. Se presentan también algunos aspectos relevantes
sacados de estos manuales.
11
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Elaborar un documento sobre revisión del estado del arte en manuales de diseño de
pequeñas centrales hidroeléctricas
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Realizar una revisión crítica de manuales existentes aplicadas en pequeñas
centrales hidroeléctricas
Servir de guía básica a la persona interesada en el estudio y diseño de una
pequeña central hidroeléctrica
12
CAPÍTULO 1 ENERGÍA HIDRAÚLICA
Se denomina energía hidráulica o energía hídrica a aquella que se obtiene del
aprovechamiento de las energías cinética y potencial de la corriente del agua, saltos de
agua o mareas. [13]
La energía se obtiene por la fuerza del agua, una de ellas es cuando esta cae desde cierta
altura provocando el movimiento de ruedas hidráulicas o turbinas. [2]
1.1 MINI Y MICROCENTRALES HIDROÉLECTRICAS
Las centrales hidroeléctricas pueden definirse como instalaciones mediante las que se
consigue aprovechar la energía contenida en una masa de agua situada a una cierta altura,
transformándola en energía eléctrica. Esto se logra conduciendo el agua desde el nivel en
el que se encuentra, hasta un nivel inferior en el que se sitúan una o varias turbinas
hidráulicas que son accionadas por el agua y que a su vez hacen girar uno o varios
generadores, produciendo energía eléctrica. La figura 1 ilustra este esquema [14].
Figura 1. Transformación de energía hidráulica en energía eléctrica
A las centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada es inferior a 5.000 kW se les
denomina Pequeñas Centrales, Minicentrales y Microcentrales hidroeléctricas. [14]
13
1.2 CLASIFICACIÓN DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Se clasifica de la siguiente forma:
Picos centrales: potencia ≤ 50 kW
Micro centrales: 50 kW < Potencia ≤ 500 Kw
Mini centrales 500 kW < Potencia ≤ 5000 kW. [5]
14
CAPÍTULO 2 PARTES QUE CONFORMAN UNA PEQUEÑA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
En general estas centrales se componen de: obras civiles, equipo electromecánico y redes
de eléctricas de transmisión y distribución. [2]
Figura2. Componentes de una PCH
15
2.1 OBRAS CIVILES Están conformados por:
Bocatomas
Desarenador
Canal de conducción
Cámara de carga
Tubería de presión
Casa de máquinas
2.2 BOCATOMAS
Las bocatomas son obras hidráulicas cuya función es regular y captar un determinado
caudal de agua, en este caso, para la producción de hidroenergía sea esta mecánica o
eléctrica. Las bocatomas nos permiten tomar el agua de los ríos y conducirla
aprovechando la fuerza de la gravedad. [1]
Funciones de las bocatomas
Las bocatomas deben cumplir las siguientes funciones:
Garantizar la captación de una cantidad constante de agua, especialmente en
épocas de estío1.
Impedir hasta donde sea posible, el ingreso de materiales sólidos y flotantes,
haciendo que estos sigan el curso del rio o facilitando la limpieza.
Proteger el resto del sistema de obras hidráulicas del ingreso de avenidas o
embalses que pudieran producirse en las épocas lluviosas.
1 Estío: estación del año, verano.
16
Figura 3. Ubicación de la bocatoma y empleo de un barraje de derivación
17
Ubicación
La ubicación más apropiada para una bocatoma es en los tramos rectos y estables del río,
dependiendo de la topología, el comportamiento de los suelos y principalmente, de las
variaciones hidrológicas del lugar que nos servirá de emplazamiento. Todos estos factores,
dependiendo de la importancia de la obra, deben ser analizados por especialistas.
Es muy importante señalar que las condiciones naturales, en lo posible, deben ser
preservadas.
Desde el punto de vista del curso del río, 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 colmatarse2 fácilmente.
Clasificación de las bocatomas
Las bocatomas pueden clasificarse:
1. Por el material del que están hechas (concreto, piedra, tierra, madera, “champas”,
ramas, etc.).
2. Por su vida útil (permanentes, temporales).
3. Por su forma de diseño (barraje total, barraje parcial, espigones, barraje móvil,
barraje sumergido o del tipo Tirol).
4. Por el método de construcción (concreto armado, emboquillado, mampostería,
gaviones.). [1]
2 Colmatar: Acumulación de material o de residuos sólidos que afecta la capacidad hidráulica de las
estructuras de drenaje de la carretera.
18
2.3 DESARENADOR
El agua captada del río a través de la bocatoma y conducida por el canal de conducción
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 y
también el material de la tubería de presión por efecto de la fricción. [7]
Para eliminar este material se usan los desarenadores. 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 oportunamente. En resumen, el desarenador cumple la
función de sedimentar las partículas que lleva el agua en suspensión en el canal de
conducción.
Una de las condiciones que debe cumplir un diseño simple de un desarenador al inicio del
canal y al ingreso a la cámara de carga es que ambos deben de cumplir ciertos principios
importantes:
Deben tener una longitud y ancho adecuados para que los sedimentos se
depositen sin ser demasiados voluminosos o caros.
Deben permitir una fácil eliminación de los depósitos.
La eliminación de sedimentos a través de la compuerta debe hacerse
cuidadosamente para evitar la erosión del suelo que rodea y soporta la base de la
tubería y del depósito. Es mejor construir una superficie revestida (mampostería
de piedra o concreto) similar al canal de desagüe del aliviadero.
Se debe impedir la turbulencia del agua causada por cambios de área o recodos
que harían que los sedimentos pasen hacia la tubería de presión
Tener capacidad suficiente para permitir la acumulación de sedimentos.[7]
19
Figura 4. Esquema de un desarenador al inicio del canal
20
Figura 5. Esquema de un desarenador llegando a la cámara
21
2.4 CANAL DE CONDUCCIÓN
El canal de conducción es un componente importante de las obras civiles de una
microcentral hidráulica, su principal función es conducir el agua desde la bocatoma hasta
la cámara de carga, pasando por los desarenadores y otros mecanismos que pueden
construirse en el trayecto.
Tipos de canales
Los canales están determinados por las características geométricas de su sección y por el
material de construcción. Los más conocidos y usados son los rectangulares,
trapezoidales, circulares y semicirculares. Por su material de construcción tenemos entre
los más comunes a los de tierra, concreto, mampostería de piedra, madera y tubería de
PVC.
En el caso de revestimiento, este será necesario sólo en lugares donde se justifique
(terrenos arenosos, gredosos, etc.), donde permita alta filtración del agua en movimiento.
Figura 6. Tipos de canales
22
2.5 CÁMARA DE CARGA
Las cámaras de carga se aplican a sistemas hidroeléctricos como estructuras de transición
entre el canal de aducción y la tubería de presión. Estos tanques tienen limitadas
condiciones de regulación, debido fundamentalmente a los caudal es que se utilizan en las
turbinas, lo que no permite aprovechar el volumen de este tan que para el
almacenamiento de agua.
La cámara de carga cumple funciones de amortiguación para evitar sobrepresiones en la
conducción forzada, esta última generalmente es de acero soldado, polietileno de alta
densidad, hormigón o PVC, y se empalma con la casa de máquinas, desarrollándose en
una pendiente. El volumen de agua en el tanque sirve para amortiguar las ondas de
presión (golpe de ariete) causadas por el cierre brusco de las turbinas, restableciendo
rápidamente la estabilidad.
En caso de mantenimiento o reparación de las turbinas, se desvía el flujo de agua a través
de un vertedero de descarga lateral con capacidad para verter el caudal de entrada por el
canal de conducción.
Figura 7. Diferentes secciones de una cámara de carga
23
Figura 8. Descargador, vertedero y rejilla
2.6 TUBERÍA DE PRESIÓN
Las tuberías de presión son las encargadas de transportar el agua a presión hasta la
turbina. Transportar un cierto caudal de agua desde la cámara de carga hasta la casa de
máquinas no parece tarea difícil, y sin embargo, el diseño de una tubería forzada no es
asunto fácil. Los principales componentes de una tubería de presión se muestran a
continuación en la figura 9. [7]
24
Figura 9. Elementos de la tubería de presión
2.7 CASA DE MÁQUINAS
Tiene como misión proteger de las adversidades climatológicas del equipo electro-
hidráulico que convierte la energía potencial del agua en electricidad. El número, tipo y
potencia de las turbinas, su disposición con respecto al canal de descarga, la altura de
salto y la geomorfología del sitio, condicionan la topología del edificio. [8]
Figura 10. Casa de máquinas
25
Existen efectivamente muchas configuraciones posibles de casa de máquinas. La
subestructura, integrada en el propio azud, incorpora la cámara de carga, con su rejilla, la
turbina con su eje vertical que la conecta al generador y el canal de descarga. En la sala de
generadores están instalados los equipos de control, y eventualmente, la subestación de
transformación de salida. [8]
26
CAPÍTULO 3 EQUIPOS ELECTROMECÁNICOS
Se llaman así, a todos los equipos que se encuentran dentro de la casa de máquinas:
turbina, generador, regulador, tablero de control y otros.
3.1 SELECCIÓN DE TURBINAS HIDRAÚLICAS PARA P.C.H
Las turbinas hidráulicas se clasifican en dos grandes grupos, turbinas de acción y turbinas
de reacción. Las turbinas de acción son aquellas en las cuales el agua impacta en el álabe
de la turbina a presión atmosférica; en este caso el agua es dirigida hacia los álabes a
través de un eyector, que convierte la energía potencia del agua en energía mecánica a
través de cambios de sección. [7]
En las turbinas a reacción el agua llega a los álabes de la turbina a una presión superior a
la presión atmosférica, pero también a una velocidad alta, es decir, su ingreso conlleva la
introducción de energía cinética y energía potencial, que son transformadas por la turbina
en energía mecánica y rotación.
Figura 11. Turbina Kaplan (reacción), izquierda y Pelton (acción) derecha
27
Sin embargo, la clasificación más difundida de las turbinas hidráulicas es según el salto y el
caudal relativo de trabajo a la que están sometidas estas máquinas:
Turbinas hidráulicas de grandes caídas y pequeños caudales (en este grupo sólo
entran las turbinas de acción).
Turbinas de medianas caídas y medianos caudales (en este grupo hay Turbinas de
acción pero también de reacción).
Turbinas de pequeñas caídas y grandes caudales (en este grupo están las turbinas
de reacción).
3.2 TURBINA PELTON
Es el modelo más antiguo de turbinas y uno de los más utilizados en el mundo, esta
máquina funciona por el impacto del chorro de agua sobre los álabes (o cucharas). [7]
Figura 12. Turbina pelton
La turbina Pelton es una máquina de diseño y construcción robusta, de alta confiabilidad y
permite altas eficiencias. A diferencia de la mayoría de los demás modelos, se caracteriza
también por su alta eficiencia cuando trabaja a caudales parciales. [7]
Las turbinas Pelton se utilizan frecuentemente en pequeños aprovechamientos por su
sencillez de fabricación, fácil montaje y altos rendimientos, especialmente cuando se trata
de turbinas con un solo inyector o un máximo de dos. [7]
28
3.3 TURBINA TURGO
Máquina cuyo funcionamiento es muy similar al de la turbina Pelton, con la diferencia de
que su diseño permite la llegada de un chorro de mayor sección de salida, y por tanto, la
llegada de mayor caudal al álabe. Por sus características de diseño permite trabajar con
alturas relativas más bajas que las turbinas Pelton para condiciones del mismo caudal. [7]
Figura 13. Rodete de una turbina turgo y el ingreso del horro de agua
Como la Pelton, se trata de una turbina de acción, pero sus álabes tienen una forma y
disposición distinta. El chorro incide con un ángulo de 20º respecto al plano diametral del
rodete, entrando por un lado del disco y saliendo por el otro. [7]
A diferencia de la Pelton, en la turbina Turgo el chorro incide simultáneamente sobre
varios álabes, de forma semejante al fluido en una turbina de vapor. Su menor diámetro
conduce, para igual velocidad periférica, a una mayor velocidad angular, lo que facilita su
acoplamiento directo al generador. Al eliminar el multiplicador se reduce el precio del
grupo y aumenta su fiabilidad. [7]
Centrales de medianas alturas y medianos caudales
La turbina más conocida para este campo es la turbina Francis. A diferencia de las
turbinas Pelton, su velocidad de giro es enteramente dependiente de la altura neta. [7]
29
3.4 TURBINA FRANCIS
En el caso de la turbina Francis, hay una variedad de diseños que permiten una cierta
relatividad en su comportamiento. Es decir, para una altura y caudal determinado se
pueden obtener diferentes velocidades de giro de la máquina dependiendo del diseño de
los álabes, esto ocurre por tratarse de una máquina a reacción. [7]
Figura 14. Turbina Francis
Las turbinas de reacción reciben el caudal de agua a tubo lleno, que se acopla
directamente con la voluta de la turbina, en algunos casos se utilizan pequeñas
reducciones de área. Generalmente llevan una corona de álabes directrices que permiten
variar el caudal según las necesidades de energía. [7]
30
3.5 TURBINAS DE FLUJO TRANSVERSAL
La más conocida es la denominada Michell-Banki, en honor a su inventor (Michell) y un
estudioso que mejoró el diseño (Banki), es una máquina de acción que gira por el impacto
del chorro de agua sobre sus álabes, a diferencia de las turbinas Pelton y Turgo, esta tiene
un inyector del tipo rectangular de mayor área sus álabes están construidos de modo tal
que todo el chorro impacte en el álabe; la rueda o turbina tiene la forma de un tambor
formado por un conjunto de álabes soldados en dos discos paralelos.[7]
Con esta máquina se pueden obtener velocidades superiores que con una Pelton o Turgo,
operando a la misma altura, ya que esto permite que ingresen mayores caudales.
Por lo general, una turbina Michell-Banki reemplaza a una Francis, con la diferencia de que
es mucho más simple en su construcción. Son, sin embargo, máquinas menos eficientes y
también de menor duración, aunque esto último puede mejorarse teniendo cuidado con
los materiales de fabricación. [7]
Figura 15. Rodete de una turbina Michell Banki
3.6 BOMBAS COMO TURBINA
Durante las últimas décadas se ha sugerido con cierta insistencia el uso de bombas
rotodinámicas como turbinas; hay estudios de laboratorio que demuestran que estas
máquinas pueden trabajar en buenas condiciones de eficiencia cuando se las utiliza como
turbinas (es decir, bombas en reverso). También existen experiencias prácticas en diversos
lugares del mundo. [7]
31
Figura 16. Bomba como turbina
Centrales de caídas bajas y caudales grandes
Normalmente este tipo de centrales son utilizadas cuando los gradientes de los ríos son
bajos o en aquellas zonas cuyo relieve geográfico es menos accidentado.
Las turbinas que se utilizan para estas centrales son axiales y permiten obtener diferentes
velocidades de giro, de acuerdo al diseño que se utiliza. Las turbias axiales, al igual que las
Francis, son de reacción. [7]
32
3.7 TURBINA KAPLAN
Las turbinas del tipo hélice y Kaplan son similares hélices de barco, con la diferencia de
que, utilizadas en una turbina, necesitan la fuerza del agua para girar y producir energía,
mientras que en los barcos sucede lo contrario. [7]
Figura 17. Turbina kaplan
Estas turbinas se diseñan y fabrican utilizando los mismos principios y conceptos, la
diferencia entre ambas es que las turbinas Kaplan tienen álabes ajustables o regulables
que permiten ajustar su posición según las condiciones de caudal y alturas, y por tanto
pueden aplicarse con buena eficiencia en un mayor rango con relación a ambos
parámetros. [7]
3.8 GENERADOR ELÉCTRICO
Esta máquina recibe el giro de la turbina y transforma la energía mecánica del eje de la
turbina, en energía eléctrica. También se les conoce como alternador y en algunos lugares
como dínamo. [2]
33
Existen varios tipos de generadores, como:
Generador síncrono: Son los de mayor aplicación en las mini y microcentrales
hidroeléctricas, pueden ser de ejes horizontal o vertical. [2]
Figura 18. Generador Síncrono
Generador de inducción: Llamado también motor como generador. Se utiliza para
pequeñas potencias, hasta 10 kW. Es una alternativa interesante, por su bajo costo. [2]
Figura 19. Generador inducción
34
3.9 REGULADORES Y TABLEROS DE CONTROL
Se encargan de mantener constante el voltaje de trabajo. Evitan las subidas y bajadas de
voltaje que pueden dañar a los artefactos o equipos de los usuarios. [2]
Los reguladores pueden ser de velocidad (electromecánicos/oleohidráulicos) o de carga.
Los reguladores electrónicos de carga son los más utilizados en las mini y microcentrales
por su bajo costo, fácil operación y mantenimiento.
En el tablero de control se encuentran los instrumentos de control y protección tales
como: voltímetro, amperímetro, medidor de frecuencia y medidor de potencia y energía,
relés y anunciadores. [2]
Figura 20. Regulador, tablero de control y transformador
35
3.10 ELEMENTOS DE CONTROL Y PROTECCIÓN DE GENERACIÓN
Instrumentos de medición
Cuando se emplea la energía eléctrica, es necesario controlarla y conocer exactamente los
valores de la tensión, corriente y potencia capaces de ser producidos por los generadores
y absorbidos por los circuitos de operación. [1]
Voltímetro
Permite medir la tensión o voltaje. Se construyen con alta impedancia para ser conectados
en derivación, es decir, directamente a los bornes del aparato cuya tensión se desea
medir.
Amperímetro
Sirve para medir la intensidad de la corriente. La impedancia interna es muy baja, por lo
que se conecta en serie con las cargas receptoras y nunca en paralelo porque podría
producirse un cortocircuito.
Vatímetro
Se usa para medir la potencia eléctrica. Está formada por dos bobinas; una voltimétrica y
otra amperimétrica.
Frecuencímetro
Mide la frecuencia de la tensión alterna. Existe formas constructivas: una con lengüetas
vibrátiles y otra con aguja indicadora, ambas conectadas a la tensión.
Auxiliares de control y protección:
Transformador de tensión para medición: Se emplea cuando la generación es superior a
los 240 voltios y los instrumentos comerciales son de 120 y 220 voltios.
Transformador de corriente: Se usa para bajar la intensidad de corriente a un nivel
medible en un instrumento comercial, usualmente 5 amperios. [1]
36
Figura 21. Esquema de tablero de control básico de generación
Para que los diferentes sistemas de protección puedan cumplir su misión, se necesita un
interruptor principal, ya sea de aire comprimido, magnético o de vacío, capaz de aislar el
generador de la red, aún cuando esté trabajando a plena carga.
Como elementos de protección se necesitan:
Relés de protección de la interconexión que garantizan la desconexión en el caso
de un fallo en la red.
Relés de mínima tensión conectados entre fases.
Relé de máxima tensión.
Protección tierra-estator
Máxima intensidad, con actuación temporizada e instantánea. Si el generador es de baja
tensión estos relés pueden ser directos y estar instalados en el mismo interruptor.
Retorno de energía
Para detectar fallos en los arrollamientos del estator, y actuar antes de que se quemen, se
utilizan relés diferenciales. Existen también relés que actúan sobre el interruptor principal
37
cuando la temperatura del generador o del transformador de salida sobrepasa los límites
aceptables, o en el caso de tensiones superiores o inferiores a la normal.
3.11 REGULACIÓN DE TENSIÓN
La tensión y la frecuencia con la que se suministra energía para los usos domésticos y
productivos de la electricidad en corriente alterna, son los parámetros de la calidad del
servicio.[10]
El excesivo apartamiento de los valores nominales para los que están diseñados los
artefactos y equipos que utilizan corriente alterna, producen alteraciones en la función
que prestan, daños permanentes y alteración o reducción de la vida útil de los mismos. En
diferentes casos se presentan:
Tensiones elevadas que pueden dañar la aislación de los bobinados de los motores
eléctricos y sacarlos de servicio.
Tensiones muy bajas provocan sobrecalentamiento de los motores con la
consiguiente reducción de su vida útil.
La lámpara fluorescente no enciende cuando las tensiones caen por debajo del
15% de su valor nominal.
En las lámparas incandescentes la sobretensión reduce la vida útil y la
sobretensión reduce el nivel de iluminación.
En general el equipamiento eléctrico es diseñado para funcionar adecuadamente dentro
de rangos de variación de tensión y frecuencia asociados con los efectos antes descritos
de tales variaciones.
Los estándares de calidad aceptada para pequeños sistemas eléctricos son los siguientes:
Tensión: +/- 8 a 10 % del valor nominal.
Frecuencia: 50 – 60 Hz (se aceptan incrementos del 5% pero se evitan frecuencias debajo
de la nominal).
38
La causa de las variaciones de tensión y de frecuencia del sistema es la variación de la
carga que debe alimentar el generador. [10]
Regulador automático de tensión (AVR) electrónico
Es un dispositivo fabricado con elementos de estado sólido montado sobre una tarjeta
impresa. Su misión es mantener el nivel de tensión constante a cualquier condición de
carga dentro del valor nominal del alternador aun con variaciones de la velocidad (5%). [1]
Toma como señal la tensión de la salida del alternador, la compara y emite
automáticamente hacia el campo de la excitatriz la corriente continua necesaria para
mantener la tensión en el nivel de calibración.
Dividiendo un AVR3 en circuitos operativos tenemos:
a) Circuito sensor y comparador. Toma la señal, compara con una referencia
precalibrada y detecta el error.
b) Circuito amplificador del error y control de disparo. Detectado el error; es
traducido y retenido por un tiempo, luego del cual se emite la señal que dispara el
tiristor (rectificador de silicio cuya conducción de corriente es controlable).
c) Circuito de control de potencia. Formado por diodos de silicio y tiristores. Toma la
potencia del mismo alternador; según el error y la señal del disparo rectifica la
corriente que se aplica al campo de excitatriz para corregir las variaciones de
tensión.
d) Circuito de estabilidad. Es un circuito de realimentación de señal para detectar si
la corrección de excitación es la apropiada. Es calibrarle y depende de las
características del conjunto AVR y alternador. De este circuito depende la
velocidad de respuestas del equipo ante cambios bruscos de carga.
3 AVR: Voltios por amperios reactivos
39
e) Circuito de protección por baja velocidad motriz. El AVR básico sólo sensa tensión.
Consecuentemente, para evitar sobreexcitación por caída en la velocidad de giro,
estos dispositivos incluyen un circuito que sensa la frecuencia y, ante una
disminución de la misma por debajo de un valor calibrado, dejan pasar menos
corriente de excitación de manera que la tensión de salida disminuye
proporcionalmente a la caída de velocidad. Este circuito no actúa sobre el
regulador de velocidad de la turbina.
El diagrama de bloques de la figura 22 representa la interconexión de funciones entre
circuitos. En la figura 23.Se muestra la conexión de un excitador estático.
Figura 22. Diagrama de bloques de un AVR electrónico
40
Figura 23. Conexión de un AVR alternador
41
CAPÍTULO 4 REDES ELÉCTRICAS
Se encargan de transportar la energía eléctrica, desde la casa de maquinas hasta el
usuario final.
Cuando la casa de máquinas se encuentra lejos de la comunidad (a más de 800 metros) es
necesario la instalación de una red en media o alta tensión, en este caso se utilizan
transformadores. [2]
Figura 24. Conexión desde la casa de máquinas hasta el centro de distribución
4.1 LÍNEAS DE TRANSMISION
La energía generada deberá transmitirse mediante una red de baja, medio o alta tensión,
dependiendo de la distancia entre la casa de máquinas y el centro de consumo, será
necesario tender redes de transmisión al voltaje apropiado para generar las menores
perdidas. [5]
Como todo sistema de distribución rural deberá ser diseñado totalmente en baja tensión,
y equiparse con los correspondientes elementos de maniobra, de puesta a tierra y
protección, en donde el diseño eléctrico permite definir tipo y dimensiones del conductor.
42
Para centrar el tema, se ubicará las líneas de transmisión (LT), las redes de distribución
(RD) y las sub estaciones (SE) de la microcentral hidroeléctrica (MCH) en el esquema
general de los sistemas eléctricos el cual se presenta en la figura 25: [1]
Figura 25. Esquema eléctrico de LT y RDS
43
4.2 DETERMINACIÓN DE LA TENSIÓN GENERADA
Para determinar la tensión a generar, existen muchos criterios, el adoptado para la
microcentral se basa en obtener una mínima magnitud de pérdidas en el cobre; en función
a este criterio podrá tomar las magnitudes de los cuadros siguientes. [9]
Tensión de generación recomendada para algunas potencias
potencia (kW) voltaje (V)
5 - 100 220 – 440
100 - 500 440 – 2400
500 - 5000 2400 – 6300
Tabla 1. Tensión de generación recomendada para algunas potencias
44
CAPÍTULO 5 REGULACIÓN DE VELOCIDAD
Existen muchas maneras de aprovechar la energía generada por el agua al golpear las
paletas o álabes de una rueda o turbina hidráulica. Algunos de estos sistemas operan con
la turbina girando a velocidad constate en todo momento, mientras que otros lo hacen
con la turbina trabajando a velocidad variable, ¿Por qué ocurre esto? La respuesta está en
el uso que se le da a la energía generada, y en la existencia o no de control de velocidad
en el equipo generador. [1]
En contraste, los sistemas que operan a velocidad constante están representados
típicamente por aquella microcentrales hidroeléctricas que suministran electricidad en
corriente alterna.
Estos sistemas requieren de una operación a velocidad constante para no dañar el
generador eléctrico ni los equipos y máquinas que utilicen esta energía.
Dado que la frecuencia de la corriente eléctrica es directamente proporcional a la
velocidad de giro del alternador, una variación en la velocidad de giro se traduce en una
variación en la frecuencia del sistema eléctrico, que debe tener un valor 60 0 50 hertz
según el país.
45
En aquellas centrales hidroeléctricas que no tienen un sistema de regulación de la
velocidad, una variación en la demanda de energía inmediatamente producirá un cambio
en la velocidad de giro de la turbina. Por lo tanto, el alternador empezara a girar a otra
velocidad diferente de la velocidad síncrona, con la consecuente variación en la frecuencia
y en el voltaje de la línea.
Por ello, cuando se prevé que en el sistema existirán continuamente variaciones en la
demanda, es necesario instalar algún sistema de compensación que mantenga constante
la velocidad del grupo generador:
a) Por regulación del caudal de agua en la turbina.
b) Por regulación de carga. [1]
5.1 REGULACIÓN DE VELOCIDAD POR MEDIO DEL CAUDAL DE AGUA EN LA TURBINA
Para obtener una velocidad constante del grupo generador, existiendo una demanda
variable, es necesario que en todo momento la potencia disponible al ingreso del grupo
generador, deba ser igual a la potencia eléctrica a la salida de este, más las perdidas
internas del grupo. [1]
Ecuación 1
Este equilibrio se logra regulando la cantidad de agua que ingresa a la turbina, de tal
manera que si se produjera un aumento en la demanda, se abrirá una válvula que permite
el mayor ingreso de agua a la turbina ocasionando que la potencia generada se iguale a la
demanda.
Existen dos maneras de realizar esta regulación: manual o automáticamente.
46
Regulación manual
Tradicionalmente, la regulación manual se ha utilizado principalmente en microcentrales
de potencia menor a 50 kW, ya que su costo inicial es bajo. Este tipo de regulación se
emplea en aquellos sistemas donde no existen grandes fluctuaciones en la demanda de
energía. [1]
Para utilizar este sistema se requiere de una operación en la casa de fuerza, que este
atento a las variaciones en la frecuencia del sistema y que compense estas variaciones
haciendo variar el caudal se realiza por medio de la válvula de aguja o de alabes
directrices, según el tipo de la turbina empleada.
Figura 26. Sistema de regulación manual del caudal de agua.
Regulación automática
La regulación automática de la velocidad por regulación del caudal proporciona un
sistema con frecuencia y voltaje estables. Este sistema se emplea cuando se prevé que en
el sistema eléctrico existirán grandes fluctuaciones instantáneas en la demanda.
Este tipo de regulación utiliza los llamados reguladores de velocidad oleo- mecánicos y sus
variaciones tales como los taquimétricos electro-mecánicos y electro-hidráulicos, entre
otros. Por su elevado costo este sistema resulta poco apropiado en microcentrales y más
utilizados en centrales de más de 100 kW de potencia. [1]
47
Figura 27. Regulador oleomecánico
Figura 28. Esquema de un regulador oleomecánico
48
5.2 REGULACIÓN DE LA VELOCIDAD POR REGULACIÓN DE CARGA
A diferencia de la regulación por caudal de agua, esta debe cuidarse que el grupo genere
una potencia esperada en la demanda. El exceso de potencia generada se disipará en
forma de calor a través de resistencia sumergida en el agua o al aire.
Esta regulación también se puede realizar de manera manual o automática, siendo esta
última la más utilizada. [1]
Regulación manual
Es poco utilizada. Se requiere básicamente tener un banco de resistencias (hornillas
eléctricas, focos incandescentes, baterías, etc.), que el operador ira conectado o
desconectado según aumente o disminuya la frecuencia en la red eléctrica. [1]
Una ventaja de este sistema es que el operador puede realizar esta regulación en su casa
de fuerza este sistema es especialmente útil para microcentrales hidroeléctricas muy
pequeñas, que atiendan un número reducido de usuarios.
Regulación automática de carga
Con el fin de lograr soluciones más económicas y sencillas en el mantenimiento y la
operación de los reguladores automáticos de velocidad, en los últimos años se ha
desarrollado el sistema de regulación electrónico de carga. [1]
Este sistema ha encontrado su campo de aplicación principalmente en el rango de las
microcentrales hidroeléctricas, es decir, para potencias menores de 100kW.
El sistema consiste en que el alternador produce una potencia constante y el regulador
electrónico de carga, a través de unas válvulas electrónicas conocidas como tiristores,
deriva la energía no consumida por la demanda a un sistema de disipación de energía.
Alguno de las principales ventajas de estos reguladoras de los oleomecánicos y similares
es:
a) Simplifica del diseño de las turbinas de las turbinas al no existir la necesidad de
regular el caudal.
b) Menor costo.
c) Operación y mantenimiento sencillo.
d) No produce sobrepresiones en la tubería de presión.
e) Fácil ensamblaje o fabricación.
49
f) Mayor rapidez en la respuesta a cambios de carga.
Figura 29. Regulador electrónico de carga
Figura 30. Diseño de un regulador de velocidad electrónico
50
CAPÍTULO 6 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE POTENCIA MECÁNICA
En una mini o microcentral hidroeléctrica, se produce una continua conversión de energía
mecánica en la turbina, y de energía mecánica en energía eléctrica en el generador. [1]
La velocidad de giro de la turbina está relacionada con la caída neta, el caudal y las
dimensiones del rodete. En el caso de grandes centrales hidroeléctricas se justifica
construir los rodetes de las turbinas con dimensiones que permitan garantizar una
velocidad de giro igual a la del generador y permitir así su acoplamiento directo.
En cambio en el caso de microcentrales hidroeléctricas solo 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 coinciden con
las de los generadores; por esta razón en las MCH debe emplearse sistemas de
transmisión de movimiento y potencia mecánica entre la turbina y el generador.
6.1 ELEMENTOS DE UN SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE POTENCIA MECÁNICA
En todo sistema de transmisión de movimiento y potencia mecánica se pueden distinguir
fundamentalmente dos tipos de elementos. [1]
Elemento conductor motriz.
Elemento conducido.
De una manera más específica los elementos mecánicos involucrados en una transmisión
serán:
Una rueda impulsora.
Una rueda conducida.
Ejes que soportan las ruedas y giran con ellas.
Soportes de los ejes (cojinetes de rodamiento o deslizamiento).
Acoplamientos.
En la figura 31 se puede observar estos elementos. Es importante apreciar que la
transmisión de la potencia mecánica se producirá continuamente con la participación de
los diferentes elementos mecánicos; así en el ejemplo mostrado: el eje motriz entrega
movimiento a la rueda mediante la unión enchavetada, la rueda mueve a la faja por
fricción, la faja mueve a la rueda conducida y finalmente esta al eje conducido. [1]
51
Figura 31. Sistema de transmisión de una etapa
6.2 TIPOS DE TRANSMISIONES
Existen varios tipos de transmisiones mecánicas, indicaremos las más importantes: [5]
Transmisiones flexibles por fajas, que pueden ser.
Planas
Trapezoidales o en V
Dentadas
Trasmisiones flexibles por cadenas de rodillos, que pueden ser:
Simples
Múltiples
Transmisiones por rueda de fricción, que pueden ser:
Cilíndricas de ejes paralelos
Cilíndricas de ejes transversales
Cónicas
Transmisiones por engranajes, las que pueden ser:
Cilíndricas de dientes rectos
Cilíndricas de dientes helicoidales
Cónicos de dientes rectos
Cónicos de dientes espirales
Tornillo sin fin con rueda dentada
52
CAPÍTULO 7 ESTUDIO HIDROLÓGICO
Para aprovechar de manera óptima el recurso hidroenergètico en las zonas aisladas se
requiere información hidrológica de la región en estudio, que por lo general es escasa,
asociada con cuencas relativamente pequeñas, donde la información es aún menor. De
todas formas, el estudio hidrológico para estos casos puede simplificarse sin tener un
elevado margen de error. En este sentido, el estudio hidrológico debe realizar los
siguientes trabajos:
Observaciones de los caudales de agua (caudal máximo, caudal mínimo, caudal
medio y caudal de mayor permanencia).
Medición de las velocidades de la corriente.
Determinación de los caudales.
Observación de los cuerpos sólidos (sedimentos) que son arrastrados por las
corrientes.
Con esta información se construye la curva de duración de caudales, la curva de
frecuencia, y se determina el volumen de sedimentos. [6]
7.1 CUANDO EXISTE INFORMACIÓN
El estudio hidrológico cuando se dispone de información debe determinar el caudal de
diseño con base en la curva de caudales y la curva de frecuencia, según el tipo de PCH
(aislada o interconectada). Con la información del caudal máximo y mínimo se prevé la
estabilidad del azud y se ubica la casa de máquinas a una altura que evite su inundación.
Además debe conocerse el volumen de sedimentos que lleva el caudal en suspensión para
diseñar el volumen del desarenador.
La información histórica existente para una PCH debe ser superior a diez años
(preferiblemente); para proyectos menores la información puede ser menor.
53
7.2 CURVA DE CAUDALES (HIDROGRAMA)
Es la representación grafica del registro de caudales medios sobre la base de período
(días, meses, años) durante un tiempo de medición (periodo).
Su representación gráfica se hace con base en mediciones instantáneas de caudal, con el
apoyo de equipo que permite su registro, o en su defecto con mediciones periódicas y
registro del mismo; en tal caso se obtiene que el hidrograma instantáneo de caudales y el
hidrograma de caudales medios (día, mes u otro período) será en un supuesto el indicado
en la figura 32
Figura 32.Curva de caudales
De igual forma, se representa gráficamente el hidrograma mensual en un año, el anual en
varios años o multianual, resaltando los valores de caudal pico o decreciente, el caudal
mínimo y el medio.
54
Caudal pico
En la figura 32 se encontró un valor pico que corresponde al caudal máximo de crecientes,
el cual se presentará transcurrido un tiempo, llamado periodo de retorno; con base en
dicho valor y en la magnitud del caudal se hace el diseño de las obras de desvio y el
vertedero de exceso.
El período de retorno recomendado por la OLADE, para diseño de la captación, es el
siguiente:
Microcentrales 20 – 25 años
Minicentrales 50 – 100 años
Pequeñas centrales 100 – 150 años
Caudal mínimo
Es el caudal que se requiere garantizar en el lecho del río para mantener arenas húmedas
y no alterar la fauna y la flora del mismo; equivale al caudal de sequía.
Caudal medio
El caudal medio es el equivalente al promedio de los caudales medios durante un lapso de
tiempo; puede ser diario, mensual o anual.
7.3 CURVA DE DURACIÓN DE CAUDALES
Es la representación gráfica en un diagrama cartesiano, en el cual sobre el eje de las Y se
indican los caudales medios ordenados por magnitud del caudal máximo al mínimo; sobre
el eje de las X se indica los períodos (diario, semanal, mensual u otro) del total de la
información.la gráfica se obtiene al ubicar los puntos de caudal contra el número de veces
que este caudal ha ocurrido en porcentaje (probabilidad de ocurrencia).
55
7.4 CURVA DE FRECUENCIA
La curva de frecuencias indica el caudal de mayor permanencia porcentual durante el
período correspondiente a 100% de la información; con ella se puede seleccionar el caudal
de diseño para una PCH, preferiblemente interconectada.
Figura 33. Curva de caudales clasificados y curva de frecuencia
7.5 CAUDAL DE DISEÑO
El caudal de diseño se determina con base en la curva de duración, con la cual se proyecta
la PCH. En general, se toma el caudal que dura 90% para evaluar la disponible y 50% para
obtener la potencia adicional con almacenamiento o puede tomarse el caudal que mayor
tiempo permanece en el afluente según la curva de frecuencias.
56
7.6 CURVA DE CAUDAL VERSUS CALADO
La curva de caudal versus calado es una información de la que se debe disponer en el
lugar de la toma de agua y de la casa de máquinas. En el lugar de la toma de agua debe
garantizarse el buen funcionamiento del azud de la bocatoma y su estabilidad, durante la
ocurrencia de caudales máximos.
Cuando las condiciones topográficas y cartográficas no permiten evitar que la bocatoma o
la casa de máquinas estén expuestas a los posibles daños de una avenida, la curva de
caudal versus calado indica la altura y la estabilidad que deben tener los muros de
contención.
7.7 VOLUMEN DE SEDIMENTOS
El volumen estimado del transporte de sedimentos debe conocerse para diseñar las
compuertas de lavado de la toma y del desarenador.
Los sedimentos son partículas y materiales de origen mineral y orgánico que se trasladan
por las corrientes de agua y se sedimentan, en ciertas condiciones, en los lechos fluviales.
7.8 MEDICIÓN DE CAUDAL
Realizar una medición de caudal ofrece una mejor visión del comportamiento del recurso
hídrico. Dado que no se dispone de esta información, se describirán algunos de los
métodos más usados para su obtención.
7.9 MÉTODO DEL RECIPIENTE
Consiste en llenar un recipiente de volumen conocido registrándole el tiempo de llenado;
la relación entre estos dos valores indica el caudal.
Ecuación 2
Donde Vr es el volumen del recipiente y T es el tiempo de llenado.
57
7.10 MEDICIÓN DE CAUDAL CON FLOTADOR
Este método bastante práctico se ajusta a cuencas proporcionalmente mayores y permite
medir el caudal en forma puntual.
Se basa en la medición del tiempo para una distancia determinada que recorre un
volumen de agua delimitado por el lecho de la corriente; el caudal se determina de la
siguiente forma:
Se elige un techo de medida de curso y sección recta y homogénea (en lo posible).
Se mide la longitud del tramo seleccionado L.
Se mide la sección transversal del trecho de medida A.
Se prepara un flotador de madera o una botella llena en una equivalente a 1/3 de
su volumen a fin de tomar velocidades superficiales e internas del cauce.
Se coloca el flotador algunos metros antes del trecho elegido y se cronometra el
tiempo utilizado en recorrer la longitud L. Se recomienda realizar varias
mediciones y en diferentes lugares con el fin de tomar varias medidas de
velocidad, ya que esta disminuye al acercarse a las paredes de las orillas y del lecho
del cauce, como se indica en figura 34:
Figura 34. Gráfica de velocidad
58
Se determina la velocidad como la relación entre la longitud y el tiempo.
Ecuación 3
Como se observó en la figura 34, la velocidad no es homogénea en toda la sección
transversal; por consiguiente, para determinar la velocidad media es necesario apoyarse
en la tabla 2 (valores de velocidad media), la cual presenta coeficientes de flotación
experimentales para diferentes lechos en función de la relación entre la sección
transversal S y su perímetro P.
S/P
Madera lisa o
cemento
Madera áspera o
ladrillo
pared de
pedruscos tierra
0.1 0.860 0.840 0.748 0.565
0.2 0.865 0.858 0.792 0.645
0.3 0.870 0.865 0.812 0.685
0.4 0.875 0.868 0.822 0.712
0.5 0.880 0.870 0.830 0.730
0.6 0.885 0.871 0.835 0.745
0.7 0.890 0.872 0.837 0.755
0.8 0.892 0.873 0.839 0.763
0.9 0.895 0.874 0.842 0.771
1.0 0.895 0.875 0.844 0.778
Tabla 2. Valores de velocidad media
Conocido el coeficiente c, el área de la sección transversal y la velocidad, se puede
determinar el caudal del aprovechamiento con la siguiente expresión:
Ecuación 4
59
Donde V es la velocidad en m/s
A es la área de la sección transversal en m2/s
c es un coeficiente
7.11 MEDICIÓN DEL CAUDAL CON CORRENTÓMETRO
Es un método de medida más cómodo, el cual requiere un equipo especial consistente en
hélice, que sumergida y enfrentada contra el vector velocidad del caudal, gira
proporcionalmente a este, el número de RPM indica la velocidad.
Como se ha observado, la velocidad del agua es diferente en toda su sección; entonces se
recomienda tomar varias medidas en diferentes puntos de esta con el fin de obtener una
medida promedio que identifique su velocidad.
Para determinar el valor del caudal se divide la sección transversal del cauce en varias
secciones pequeñas y en su centro se mide la velocidad con el correntómetro, como se
indica en la figura 35:
Figura 35. Vector velocidad en cada una de las áreas
Conocida esta información se determina el caudal de la siguiente forma:
60
∑
Ecuación 5
Donde Ai es el área de cada sección
Vi es la velocidad en el área Ai.
7.12 MEDICIÓN DE CAUDAL CON ESCALA
Este método determina la velocidad del agua con ayuda de una escala calibrada, que
indirectamente determina la velocidad.
Para determinar la velocidad se enfrenta al flujo una escala calibrada en centímetros, el
choque con ella da una indicación en la escala, como se indica en la figura 36:
Figura 36. Escala para medir caudales
Para determinar el caudal se procede de forma similar, como en el método del flotador; la
indicación de la velocidad que muestra la escala se obtiene mediante la siguiente
expresión:
61
Ecuación 6
Donde g es la aceleración de la gravedad
H es la indicación en la escala
Por su exactitud en la medición se recomienda emplear este método en velocidades que
oscilen entre 0.3 y 3.0 m/s
7.13 MEDICIÓN DEL CAUDAL CON VERTEDERO
La utilización de este método permite la lectura periódica del caudal en una escala. Aparte
de su sencillez es recomendable usarlo para seguimiento de caudales. Los vertederos
consisten en una pequeña presa, la cual tiene una ventana por la que fluye el caudal; su
magnitud es determinada por la altura de su cresta, como se indica en la figura 37:
Figura 37. Vertedero de medida
Experimentalmente se ha simulado el trabajo de vertederos triangulares, rectangulares y
trapezoidales, encontrándose entre otras las siguientes recomendaciones:
62
Vertedero rectangular
Cual se determina mediante la siguiente expresión:
Ecuación 7
Donde L es el ancho de la cresta en metros
H es la altura de la lámina de agua en metros
Q es el caudal en m3/s
Figura 38. Vertedero rectangular
La organización mundial para la alimentación y la agricultura, FAO, recomienda las
medidas indicadas en la tabla 3.
H = 75 cm L = 180 cm Q = 600 - 1500 l/s
H = 55 cm L = 120 cm Q = 300 - 600 l/s
H = 40 cm L = 90 cm Q = 120 - 300 l/s
H = 30 cm L = 60 cm Q = 30 - 120 l/s
Tabla 3. Recomendaciones de la FAO para vertederos rectangulares
63
Este tipo de vertederos son recomendados para caudales poco variables y mayores que
114 l/s.
Vertedero triangular
El caudal equivale a:
Ecuación 8
La FAO hace las recomendaciones indicadas en la tabla 4. Es recomendable su uso en
caudales altamente variable y menores que 114 l/s.
H = 50 cm Q = 65 - 110 l/s
H = 40 cm Q = 45 - 65 l/s
H = 30 cm Q = 15 - 45 l/s
H = 20 cm Q 15 < l/s
Tabla 4. Valores de caudal y altura según la FAO para vertederos trianguales
Figura 39. Vertedero triangular
64
Figura 40. Vertedero trapezoidal
Vertedero trapezoidal. El caudal equivale a:
Ecuación 9
El vertedero se ajusta a condiciones que oscilan entre los vertederos anteriores.
Otras consideraciones se observan en la figura 41, además se recomienda:
La indicación 1 en la figura 41 señala que el punto 0 de la escala debe estar a nivel
con el borde inferior de la reguera.
La observación 2 en la figura 41 indica que la cresta debe tener un ángulo de
aproximadamente 45o a fin de garantizar la descarga libre. [11]
65
Figura 41. Medidas generales del vertedero
66
CAPÍTULO 8 ESTUDIO DE COSTOS
Ante el alza continuada del precio de los combustibles (ACP y gasolina), el desarrollo de las
microcentrales hidráulicas se presenta como una solución atractiva si se compara con el
empleo de plantas diesel y a gasolina.[11]
En Colombia, el interés por el desarrollo de las microcentrales hidroeléctricas obedece a la
dificultad económica que presenta el establecimiento de combustibles para plantas diesel
instaladas en lugares apartados, y al posible interés que pueda presentar para el gobierno
nacional y el capital privado dotar de obras de infraestructura a las diferentes regiones
apartadas.
Se busca en este capítulo el poder dar al lector una idea de lo que puede llegar a costar
una determinada instalación. Para ello se mostrarán cuales son los costos de los
elementos de adquisición en el país, y cuales, cuando estos son adquiridos en el
extranjero. [11]
Tener una idea del costo de una microcentral;
Para dar una idea de cuál puede ser el costo de las pequeñas centrales hidroeléctricas, se
toman como base las muchas experiencias realizadas fuera de Colombia, los estudios de
varias microcentrales que serán construidas en Honduras, y algunas experiencias
realizadas en Colombia en los últimos años.[11]
67
Instalación Capacidad (Kw)
Caida
(m)
Costo unitario
(2)
kingston Mills, Ontario 500 12.2 6.3
Rio Bueno, Jamaica 2600 62.5 5.0
Interlakes, Alberta 4800 29.9 2.4
Cape Broyle, Newfoundland 5600 53.4 4.2
SnadyBrook, Newfounland 5900 33.5 5.4
Maggoty, Jamaica 6200 88.4 4.1
Horsechops, Newfounland 7400 84.1 7.8
Mobile, Newfoundland 9600 112.8 5.7
Mayo,Y-ukon (1) 2600 33.5 25.0
Snare Rapids, NorthWestTerritories
(1) 6200 17.7 12.1
Snare Falls, N.W. Territories (1) 6800 19.2 10.2
Waterloo, Saskatchewan 8200 21.3 6.7
Nuevo Ocotepeque y Sinuapa (3) 100 130.0 3.5
San marcos de Ocotepeque (3) 300 25.0 3.3
Encarnación, Ocotepeque (3) 100 30.0 3.7
Arandique, Lempira (3) 135 90.0 5.5
Candelaria, Lempira (3) 24 8.0 2.7
Mapulaca, Lempira (3) 50 20.0 7.8
Coloca, Lempira (3) 37.5 35.0 9.6
Santa Rita y Cabañas, Lempita (3) 200 170.0 4.9
Araracuara, Amazonas (1), (4) 12 15 21.9
Pangui Choco (1), (5) 42.5 80 5.1
San Felipe Caldas (6) 3 43 2.9
Tabla 5. Pequeñas centrales hidroeléctricas del mundo
Para el logro del primero de los objetivos (idea aproximada del costo de una microcentral)
se usará como patrón de comparación el “costo unitario de generación”. Este se define
como el valor de compra de la unidad generadora.
Dentro de este valor se incluyen los precios de: turbina, regulador, generador y controles.
Como precio de los reguladores para las instalaciones en Colombia se adopta el valor
comercial de estos en el exterior.
68
La tabla 5 muestra los costos unitarios para 23 microcentrales de diferentes capacidades.
De los análisis de la tabla 5 son evidentes las siguientes conclusiones; como la mano de
obra es más barata en Latinoamérica, así también, “los costos unitarios” son más bajos.
De la tabla 5 se observa con claridad que componentes tales como presa, rebosadero,
tomas, tubería y los equipos mecánicos y eléctricos complementarios (compuertas, grúas
y transformadores) son los causantes de la disparidad de costos unitarios.
Para la construcción en sitios lejanos el proyecto se encarece por los costos de los
transportes del personal técnico, materiales y equipos.
Con la tabla 5 de costos puede lograrse una idea aproximada del costo total de un
determinado proyecto. Con base en el costo de la unidad generadora (turbina, generador,
regulador y control), puede tenerse una idea del costo total de la instalación, teniendo en
cuenta las dificultades que puedan presentarse y que casi siempre son las encargadas de
encarecer los proyectos. [11]
8.1 COSTO APROXIMADO DE LA UNIDAD GENERADORA
A continuación se muestra una fórmula sencilla para calcular los precios FOB4
aproximados de unidades generadoras. Con ella se obtienen los precios aproximados, en
dólares aproximados de agosto de 1978. [11]
De acuerdo con esta fórmula,
(
√ )
Ecuación 10
Pes la potencia en kilovatios (Kw) y h es la caída en metros.
El precio obtenido de la fórmula incluye turbina, generador, regulador y controles. De
estos elementos, las turbinas pueden ser fabricadas en Colombia y por lo tanto el precio
real de la unidad generadora será menor en nuestro país. [11]
4F.O.B: Free On Board, o libre a bordo. El vendedor pone las mercancías a bordo de un transporte sin costo
para el comprador hasta ese punto. A partir de ahí todos los costos del transporte (seguros y fletes) hasta su
destino final corren por cuenta del comprador.
69
Ejemplo: Minicentral para pequeña población
Para un proyecto piloto, P es 42,5 Kw y h es de 80 metros. Por lo tanto el cálculo de C es
de 26.793 dls. Utilizando equipos adquiridos en el país, con excepción del regulador, esta
cifra es del orden de 13.400 dls. Vale anotar que este ultimo precio es obtenido con base
en los precios actualizados de equipos, mientras que el primero corresponde al precio en
dólares, 1978.
Como lo indica la fórmula, el costo por kilovatio aumenta a medida que la capacidad de la
planta y la caída neta sobre la turbina se hacen menores. [11]
8.2 COSTE DE UNA PEQUEÑA CENTRAL HIDROELECTRICA
El coste de una pequeña central está determinado por el caudal utilizado y la altura del
salto, es decir en función de la potencia instalada. Sin embargo, es difícil definir un coste
específico que abarque toda la diversidad de instalaciones, ya que interviene distintos
condicionantes de unas a otras como son la topografía, la obra civil aprovechable, etc. [12]
Es interesante conocer la participación porcentual de los distintos componentes que
intervienen en la inversión total. Estos porcentajes aproximadamente son:
Obra civil………………………………..40%
Edificio.…………………………………….5%
Compuertas y válvulas……………...4%
Turbina y generador……………….30%
Equipo auxiliar y regulación……..5%
Equipos de control y medida…….3%
Montaje electromecánico…………4%
Ingeniería…………………………………..8%
Varios………………………………………...1%
Es de destacar la importancia de la obra civil, que puede suponer hasta un 40%, y a veces
más, sobre el coste total. Por consiguiente, el coste de una pequeña central hidroeléctrica
puede reducirse significativamente si lo que se pretende es la recuperación o mejora de
antiguos aprovechamientos en los que la obra civil precisa solamente un
acondicionamiento. [12]
70
El programa "Hydrosoft"4 incorpora unas curvas de costes de inversión, para
aprovechamientos de 2m, 3m, 4m y 5m.de altura de salto y potencias entre 100 kW y
2.000 kW, que se reproducen en la figura 8.2. En el proyecto se presupone que la potencia
se obtiene instalando dos turbinas con la mitad de potencia. [3]
Figura 42. Coste de inversión en US/kW para bajo salto. [3]
71
CAPÍTULO 9 FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS (FAZNI)
9.1 INTRODUCCIÓN
El objetivo del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no
Interconectadas (FAZNI), es financiar los planes, programas y proyectos de inversión en
infraestructura energética en las zonas no interconectadas (ZNI), propuestos y
presentados por las entidades territoriales, por las Empresas Prestadoras del Servicio de
Energía Eléctrica y como resultado de sugestión en la promoción de soluciones
energéticas integrales, por el Instituto de Promoción de Soluciones Energéticas para las
Zonas no Interconectadas (IPSE). [14]
A continuación se describirá que entidades son las encargadas en realizar el proceso de
viabilizar los proyectos para las ZNI:
IPSE: cumple con la tarea de viabilizar técnicamente los proyectos energéticos que
presenten las entidades territoriales y las Empresas Prestadoras del Servicio de
energía eléctrica en las ZNI
UPME: La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estudiará la viabilidad
financiera de todos los proyectos; a los presentados por el IPSE además les dará el
concepto de viabilidad técnica
BPIN: Banco de Programas y Proyectos de Inversión Nacional apoyan los procesos
de planeación, presupuestación, seguimiento, control y evaluación de resultados
de la inversión pública colombiana financiada o cofinanciada con recursos del
Estado.
CAFAZNI: Debe tenerse en cuenta que aún para el caso de proyectos a ser
financiados con aportes del Presupuesto General de la Nación, o cofinanciados por
las autoridades municipales a través de los recursos disponibles para las ZNI, se
requiere la aprobación previa del comité administrativo para el FAZNI.
SSEPI: el Sistema de Seguimiento y Evaluación de Proyectos (SSEPI), el cual sirve
para la identificación, preparación, evaluación y seguimiento de cualquier tipo de
proyecto de inversión pública.
72
9.2 LEYES Y ARTÍCULOS DEL MANUAL FAZNI
Para que un proyecto tenga viabilidad como en el caso de una PCH, es recomendable que
se tengan en cuenta las leyes y artículos anexados en el manual de la FAZNI:
La Ley 633 de 2000 establece las fuentes y destinación de los recursos del Fondo de
Apoyo Financiero para la Energización de las ZNI (FAZNI).
ARTÍCULO 83. Todos los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de
las Zonas No Interconectadas se utilizarán para financiar planes, programas y proyectos de
inversión destinados a la construcción e instalación de la infraestructura eléctrica que
permitan la ampliación de la cobertura y satisfacción de la demanda de energía en las
Zonas No Interconectadas.
La Ley 788 de 2002, en los parágrafos del Artículo 105 adiciona algunos conceptos sobre
su funcionamiento.
PARÁGRAFO 1. A partir de la vigencia de esta ley el Gobierno Nacional no podrá disponer
de los recursos recaudados para fondos de apoyo a zonas no interconectadas e
interconectadas creados en la Ley 633 de 2000 y en esta ley, para adquirir con ellos títulos
de tesorería TES o cualquier otro tipo de bonos, ni podrá su ejecución ser aplazada ni
congelada.
PARÁGRAFO 2. Son zonas no interconectadas para todos los efectos los departamentos
contemplados en el artículo 309 de la Constitución Nacional más el departamento del
Chocó, el departamento del Caquetá y el departamento del Meta.
Del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas -
FAZNI- y de sus recursos estable
Artículo 3°. Destinación de los recursos. Los recursos del FAZNI y los rendimientos que
genere la inversión temporal de sus recursos se utilizarán, de acuerdo con la ley y con las
políticas de energización que para las zonas no interconectadas determine el Ministerio de
Minas y Energía conforme con los lineamientos de política establecidos por el Consejo
Nacional de Política Económica y Social-Documento CONPES 3108 de 2001, para financiar
planes, programas y proyectos priorizados de inversión para la construcción e instalación
73
de la nueva infraestructura eléctrica y para la reposición o la rehabilitación de la existente,
con el propósito de ampliar la cobertura y procurar la satisfacción de la demanda de
energía en las zonas no interconectadas.
Artículo 5°. Distribución de los recursos entre los planes, programas y proyectos elegibles.
La distribución de los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las
Zonas No Interconectadas -FAZNI- se hará con base en los siguientes criterios:
1. Las necesidades básicas insatisfechas del servicio público domiciliario de energía
eléctrica de la población.
2. La contribución del respectivo plan, programa o proyecto a una solución
institucional y empresarial integral de prestación del servicio y las mejoras en la
cobertura y confiabilidad de la prestación del servicio público domiciliario de
energía eléctrica.
3. El impacto ambiental, social y económico de los planes, programas y proyectos.
Artículo 7°. Elegibilidad de los planes, programas y proyectos. Los planes, programas y
proyectos, que se presentarán ante el Comité de Administración por su Secretario,
deberán estar definidos como inversiones prioritarias en los planes de desarrollo
territorial y en los programas de energización del Ministerio de Minas y Energía para las
zonas no interconectadas elaborados conforme con los lineamientos de política
establecidos por el Consejo Nacional de Política Económica y Social (CONPES).
Para saber qué condiciones se deben tener en cuenta en la elegibilidad de los planes,
programas y proyectos véase CAPÍTULO III De los proyectos financiables y de su
presentación al comité de administración.
Artículo 8°. Presentación de los planes, programas y proyectos. Para la presentación de los
planes, programas y proyectos ante el Secretario se requerirá en cada caso:
1. Que el respectivo plan, programa o proyecto se encuentre registrado en el Banco
de Proyectos de Inversión –BPIN–.
2. Estudio que incluya el análisis del impacto social, económico y ambiental del plan,
programa o proyecto presentado, las fuentes de financiación y el esquema
institucional que garantice su administración, operación y mantenimiento. Este
74
estudio deberá incluir como metas el cumplimiento de indicadores de cobertura,
calidad de servicio, recaudo y medición.
3. Estudio de la viabilidad técnica y financiera otorgada la primera por el Instituto de
Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas -IPSE- y la segunda por la
Unidad de Planeación Minero Energética -UPME-. En los proyectos presentados
por el IPSE la viabilidad técnica y financiera será determinada por la UPME.
En concordancia con lo dispuesto en el Artículo Quinto del Decreto 2884 del 24 de
diciembre de 2001, los Planes, Programas y Proyectos se deben enmarcar dentro de las
siguientes estrategias de expansión de la cobertura del servicio:
Proyectos de generación eléctrica que usen energéticos diferentes a los
combustibles fósiles.
Proyectos de distribución eléctrica local e interconexión rural en las ZNI.
Rehabilitación y recuperación de infraestructura energética existente.
Para conocer más a fondo el proceso de financiación de un proyecto o programa para
energización de zonas no interconectadas véase la PRESENTACIÓN Y REGISTRO DE
PROYECTOS, página 17 del manual guía para la formulación, presentación y registro de
proyectos, para acceder a los recursos de la FAZNI.
9.3 PROCESO DE EVALUACIÓN DE LA VIABILIDAD
El proceso se desarrolla siguiendo la secuencia que se indica en el siguiente diagrama de
flujo:
75
Figura 43. Proceso de evaluación de la viabilidad
DESCRIPCION DE LA SECUENCIA
1. Los entes territoriales (departamentos, municipios y resguardos indígenas) y las
Empresas Prestadoras del Servicio de Energía presentan los planes, programas o
proyectos ante el IPSE, para la revisión inicial de documentos y análisis de
viabilidad técnica. Los planes, programas o proyectos preparados por el IPSE son
presentados a la UPME.
2. El IPSE realiza el análisis técnico y genera su concepto de viabilidad técnica.
3. Si el concepto es favorable, el plan, programa o proyecto pasa a análisis de
viabilidad financiera a la UPME.
76
4. En caso que el concepto sea negativo, el plan, programa o proyecto es devuelto a
la entidad que lo haya presentado.
5. La UPME recibe los planes, programas o proyectos preparados por el IPSE para
estudiar su viabilidad técnica y financiera; en los demás casos, solamente evalúa la
viabilidad financiera.
6. Si el concepto de la UPME es desfavorable, el plan, programa o proyecto es
regresado al IPSE, para su devolución al ente territorial o Empresa Prestadora del
Servicio de Energía que lo haya presentado.
7. Todo plan, programa o proyecto que obtenga concepto favorable de viabilidad
técnica y financiera, será registrado por la UPME en el BPIN y se transmitirá su
registro al DNP.
8. En forma simultánea, el plan, programa o proyecto será remitido por la UPME,
junto con los conceptos favorables emitidos y con las fichas de registro en el BPIN,
al Secretario del CAFAZNI, quien realizará la verificación y abrirá la respectiva
carpeta para ser presentada a consideración del Comité, incluyendo un formulario
con la información básica.
9. El CAFAZNI, de acuerdo con los criterios de priorización y de asignación de recursos
mencionados en este manual, y los conceptos técnico y financiero, realizará el
análisis de los planes, programas o proyectos que sean puestos a su consideración
con el fin de determinar la asignación de recursos.[14]
La información anexada en este documento fue suministrada por el MANUAL GUÍA PARA
LA FORMULACIÓN,PRESENTACIÓN Y REGISTRO DE PROYECTOS, PARA ACCEDER A LOS
RECURSOS DEL FONDO DE APOYO FINANCIERO PARA LA ENERGIZACIÓN DE LAS ZONAS NO
INTERCONECTADAS – FAZNI. Para tener mayor información o interés sobre este
documento, se anexa la página donde puede acceder al manual:
http://www.minminas.gov.co/minminas/energia.
77
10. ANEXO
La siguiente lista manuales, guías y textos sobre pequeñas centrales hidroeléctricas
fueron de ayuda para la realización y análisis de este documento:
1. Manual de micro y minicentrales hidroeléctricas una guía para el desarrollo de
proyectos. Intermédiate Technology Development Group, ITDG – PERU
2. Manual para la evaluación de demanda, recursos hídricos, diseño y instalación
de una pequeña central hidroeléctrica. CEDECAP Lima; Soluciones Prácticas,
2010.
3. Manual de la pequeña hidráulica. Comisión de las unidades europeas, Dirección
general de energía.
4. Guía para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica, Comisión de las
unidades europeas, Dirección general de energía
5. Microcentrales hidroeléctricas. Una alternativa para el desarrollo rural. LIMA –
PERU 2004.
6. Manual de microcentrales hidroeléctricas del Brasil. ELECTROBRA 1985.
7. Diseño de una pequeña central hidroeléctrica. José Lucinio Montoya 1993.
8. Pequeñas centrales hidroeléctricas, Ramiro Flórez Ortiz 2001.
9. Viabilidad de las Microcentrales hidroeléctricas en Colombia 1988.
10. Ministerio de Obras Públicas y Urbanismo. Dirección General de Obras
Hidráulicas. Pequeñas centrales hidroeléctricas manual 1978.
Los manuales dichos en los ítems del 1 al 6 son documentos que fácilmente pueden ser
extraídos de la internet sin ningún inconveniente. Los manuales dichos en los ítems del 7
al 10 son textos que fueron prestados por la biblioteca de la república de Colombia y por
la universidad tecnológica de Pereira.
78
11. OBSERVACIONES
Algunos de los manuales, textos y guías analizados para la elaboración de este
documento contaron con información elaborada por la OLADE (Organización
Latinoamericana de Energía). Esta organización diseño un conjunto de manuales
con estudios suficientes para promover y ayudar la creación de pequeñas centrales
hidroeléctricas en zonas o comunidades de Latinoamérica que no poseen el
recurso de energía eléctrica y que cuentan con aprovechamientos hidrológicos.
Desafortunadamente no se tuvo acceso a estos manuales durante la realización de
este proyecto.
También se observó la contribución del manual de microcentrales hidroeléctricas
de Brasil en el tema de PCH. Este manual fue elaborado por Electrobras, una de las
mayores compañías eléctricas del Brasil y fué realizado en el año de 1985.
Para la elaboración de este documento, se realizó una investigación completa
sobre manuales usados en el diseño, construcción e instalación de una PCH, tanto
en internet como en distintas bibliotecas. La información encontrada sobre PHC´s
no es muy abundante y fue necesario complementar con otros tipos de
documentos relacionados, como libros o documentos técnicos de generación y de
hidrología para complementar los temas.
79
12. CONCLUCIONES
La obra civil es uno de los aspectos más relevantes a la hora de diseñar y construir
una PCH. En general los manuales analizados en este documento pueden ser de
gran ayuda para aquellas personas interesadas en conocer sobre la obra civil de
una PCH. Hay que tener en cuenta que los manuales en su gran mayoría
recomiendan el modelo de central de tipo agua fluyente.
Las turbinas hidráulicas son elementos mecánicos, y deben ser seleccionadas de
acuerdo al caudal y central hidroeléctrica. En los manuales estudiados se
encuentra información de todas las turbinas, partes que la conforman y lo más
importante como seleccionarla. Para alguien interesado en el diseño y
construcción de una turbina hidráulica, es aconsejable realizar una investigación
independiente debido a que esta información no se encuentra detallada dentro de
los manuales que se han inspeccionado en este documento.
El tema sobre equipos de control y protección eléctrica, es información muy visible
en los manuales y guías, pero también se encuentra muy poca información
detallada. Generalmente solo se describen los componentes y la función que
cumple cada uno. En síntesis hay pocos manuales que realizan un énfasis sobre los
sistemas de control y protección y es recomendable que la persona interesada en
este aspecto complemente con información más específica, disponible en
documentos diferentes a los manuales de pequeñas centrales hidroeléctricas.
El diseño de redes eléctricas es un tema poco visible en los manuales de PCH
debido a que estos textos son realizados mas para el diseño y construcción de los
componentes de la central en sí misma. Es aconsejable realizar una búsqueda
independiente para cálculos de diseño y elaboración de una red de distribución.
Respecto a la demanda o factor de demanda, este tema cuenta con muy buena
información en los manuales analizados y que son referenciados en este
documento.
El sistema de transmisión de potencia mecánica y la regulación de velocidad son
fundamentos importantes para conocer e interpretar la importancia de regular la
80
velocidad y el funcionamiento de la turbina. Estos temas son de conocimiento
general y los manuales, en su mayoría, no logran brindar toda la información
requerida.
El estudio hidrológico es la base para la elaboración de una PCH, todos los
manuales, textos o guías para diseñar y elaborar una PCH tienen información no
solo de estudios hidrológicos sino también metodologías para medición y curvas
del caudal para aprovechamientos hídricos. Este es un aspecto relativamente bien
tratado.
Respecto al estudio de costos, y en particular, sobre la elaboración de un
presupuesto de una pequeña central con datos similares de otras PCH, aparece
información de otros países y por lo tanto, se deben hacer los ajustes a los precios
de los materiales y mano de obra para adaptarlos al caso de Colombia. Esta
información fue extraída sobre los documentos de viabilidad de diseño de una
PCH. Los manuales y documentos sobre PCH que se encuentran en la red destacan
temas como análisis económico, el cual se basa sobre los beneficios de construir
una pequeña central y los gastos necesarios para dicho proyecto.
La guía del Fondo de Apoyo financiero para la energización de las Zonas No
Interconectadas (FAZNI), ayuda a desarrollar el proceso de elaboración de
proyectos que buscan financiación para el desarrollo eléctrico de zonas no
interconectadas. La petición para presentar un proyecto puede ser realizada por
cualquier entidad privada o pública y entre estas solicitudes puede elaborarse una
PCH.
81
13. GLOSARIO
Acequia: Canal o zanja artificial cavada en el terreno por donde se conducen las aguas,
para ser utilizadas principalmente riego.
Aforador: Dispositivo para la medición del caudal circulante por un río, canal o tubería.
Aliviadero (o vertedero): Estructura diseñada para evacuar el exceso de caudal circulante,
que puede ser causa de desbordamientos, hacia el río, barranco o canal, debidamente
encauzados para evitar problemas de erosión.
Aliviadero Pico de Pato: Vertedero de labio fijo y gran longitud que se intercala en los
canales de riego.
Alta Tensión: Tensión por encima de 1.000 V.
Año hidrológico: Período de un año que comienza el 1 de octubre y acaba el 30 de
septiembre.
Autoproductor (de energía eléctrica): Persona física o jurídica que genera electricidad,
fundamentalmente, para su propio uso.
Azud: Muro dispuesto transversalmente al curso del agua que sirve para producir una
pequeña elevación de nivel y provocar un remanso en el río que facilite el desvío del agua
hacia la toma.
Baja Tensión: Tensión por debajo de 1.000 V.
Bocatoma: Regula y capta un determinado caudal de agua
Bombeo: Operación por la cual se eleva el agua con la ayuda de bombas y se almacena
para su uso posterior.
Cámara de carga: Depósito de dimensiones suficientes para poner en carga la tubería
forzada, evitando la entrada de aire.
Canal de derivación: Conducción artificial abierta que sirve para conducir el agua (en el
caso de una central hidroeléctrica, desde la obra de toma a la cámara de carga).
Cauce natural: Terreno cubierto por las aguas en las máximas crecidas ordinarias.
Caudal del río: Flujo de agua superficial que proviene de las precipitaciones
pluviométricas, filtraciones y deshielos de las cuencas hidrográficas del sistema de
generación.
Caudal ecológico: Caudal mínimo circulante por el río, capaz de mantener el
funcionamiento, composición y estructura del ecosistema fluvial.
82
Caudal medio diario: Media de los caudales instantáneos medidos a lo largo del día.
Caudal mínimo técnico: Caudal mínimo de funcionamiento del grupo turbogenerador sin
comprometer la degradación de su vida útil.
Caudal de equipamiento: Caudal de diseño de la central.
Caudal de servidumbre: Caudal a dejar en el río por su cauce normal, que engloba el
caudal ecológico más el caudal necesario para otros usos.
Central hidroeléctrica: Conjunto de instalaciones necesarias para transformar la energía
potencial de un curso de agua en energía eléctrica disponible.
Central de bombeo: Central hidroeléctrica que dispone de un embalse superior y un
embalse inferior que permite el bombeo repetido y la generación de ciclos. Concesión de
aguas: Acto administrativo, por el que se crea el derecho a usar privativamente un bien de
dominio público, como es el agua.
Compuerta: Elemento de cierre y regulación que aísla la turbina o algún otro órgano del
aprovechamiento en caso de parada de la central o para realizar limpieza o reparaciones
en las conducciones.
Corriente eléctrica: Es el flujo de electricidad que pasa por un material conductor. Su
intensidad se mide en amperios (A).
Cuenca hidrográfica: Superficie de terreno, cuya escorrentía superficial fluye en su
totalidad a través de una serie de corrientes, ríos y eventualmente lagos hacia el mar por
una única desembocadura, estuario o delta.
Chimenea de equilibrio: Conducción o depósito de agua de superficie abierta que
disminuye los efectos de las ondas de presión de choque en la tubería forzada.
Desarenador: Instalación de obra civil que elimina por sedimentación parte del caudal
sólido que entra por la toma del canal.
Dominio Público Hidráulico: Constituido por las aguas continentales, tanto superficiales
como subterráneas y el terreno que ocupan los cauces, lagos, lagunas y embalses
superficiales.
Disyuntor: Interruptor automático por corriente diferencial. Se emplea como dispositivo
de protección contra los contactos indirectos, asociado a la puesta a tierra de las masas de
las instalaciones eléctricas.
Embalse: Depósito que se forma artificialmente cerrando la boca de un valle mediante un
dique o presa y donde se almacenan las aguas de un río o arroyo, a fin de utilizarlas para
83
riego de terrenos, abastecimiento de las poblaciones, producción de energía eléctrica,
regulación de avenidas, etc.
Energía eléctrica: Energía que resulta de la existencia de una diferencia de potencial entre
dos puntos, lo que permite establecer una corriente eléctrica entre ambos (al ponerlos en
contacto por medio de un conductor eléctrico) y obtener trabajo.
Energía cinética: Energía que posee un cuerpo en movimiento.
Energía mecánica: Suma de las energías cinética y potencial gravitatoria.
Energía potencial: Energía que posee un cuerpo por su posición respecto a otra de
referencia en el campo gravitatorio terrestre.
Energía primaria: Fuente de energía que se obtiene directamente de la naturaleza, como
el carbón, el petróleo, el gas natural, el sol, el agua almacenada o en movimiento, las
mareas, el viento, etc.
Energía renovable: Fuente de energía cuyo potencial es inagotable por provenir de la
energía que llega a nuestro planeta de forma continúa como consecuencia de la radiación
solar o de la atracción gravitatoria del Sol y de la Luna. Son energías renovables la energía
solar, eólica, hidráulica, mareomotriz y biomasa.
Escorrentía: Parte del agua precipitada que corre por la superficie de la tierra
constituyendo el río en sí (el resto se evapora o se filtra por el interior de la tierra).
Estator (o inducido fijo): Parte del alternador sobre el que se genera la corriente eléctrica
aprovechable.
Estiaje: Nivel más bajo o caudal mínimo que en ciertas épocas del año tienen las aguas de
un río por causa de la sequía. Período que dura ese nivel.
Impacto ambiental: Alteración favorable (impacto positivo) o desfavorable (impacto
negativo) en el medio natural producido por una acción o actividad.
Interruptor: Aparato o sistema de corte destinado a efectuar la apertura y/o cierre de un
circuito eléctrico.
Generador (o alternador): Máquina basada en la inducción electromagnética que se
encarga de transformar la energía mecánica de rotación, que proporciona la turbina, en
energía eléctrica.
Hidroelectricidad: Energía eléctrica obtenida de la transformación de energía mecánica de
un curso de agua.
84
Línea eléctrica: Instalación cuya finalidad es la transmisión de energía eléctrica, la cual se
realiza con elementos de conducción (conductores, aisladores y accesorios) y elementos
de soporte (postes, fundaciones y puesta a tierra).
Manual: Libro que recoge lo esencial o básico de una materia.
Microcentral hidroeléctrica: Central hidroeléctrica de potencia inferior a 500 kW.
Minicentral hidroeléctrica: Central hidroeléctrica de potencia inferior a 5000 kW.
Multiplicador de velocidad: Equipo que se puede instalar entre la turbina y el generador,
para aumentar la velocidad de giro del rotor del generador en condiciones normales de
funcionamiento
Obra hidráulica: Construcción de bienes que tengan naturaleza inmueble destinada a la
captación, extracción, desalación, almacenamiento, regulación, conducción, control y
aprovechamiento de las aguas.
Paso de peces (o escala de peces): Estructura hidráulica destinada a romper la
discontinuidad que introduce en el río la presa o azud empleados para la toma del agua,
que hace posible que los peces puedan circular, en ambos sentidos, ascendente y
descendente, a través de la misma.
Pequeña hidroeléctrica (o pico): Centrales hidroeléctrica de potencia inferior a 50 kw
Pérdidas de carga: Son proporcionales al cuadrado de la velocidad (P=k v^2). Se miden
como pérdidas de presión (o altura de salto) y son consecuencia de las pérdidas por
fricción del agua contra las paredes del canal y tubería forzada, pero también de las
pérdidas ocasionadas por turbulencia, al cambiar de dirección el flujo, al pasar a través de
una rejilla, etc.
Presa: Estructura construida transversalmente al curso del agua para retener las
aportaciones de la cuenca, creando un embalse que permitirá regular esas aportaciones
en función de su uso específico.
Potencia: Es el trabajo o transferencia de energía realizada en la unidad de tiempo. Se
mide en Watios (W). En el área hidroeléctrica se utilizarán los múltiplos de esta unidad de
medida: Kilowatios (kW), Megawatios (MW) o Gigawatios (GW).
Potencial hidroeléctrico: Capacidad anual de producción de energía hidroeléctrica.
Régimen especial: Conjunto de instalaciones de producción de energía eléctrica, de
potencia instalada igual o inferior a 50 MW, procedentes de energías renovables,
cogeneración y residuos.
85
Rotor (o inductor móvil): Parte del alternador que se encarga de generar un campo
magnético variable al girar arrastrado por la turbina.
Salto bruto: Desnivel existente entre el nivel de agua en el aliviadero del azud y el nivel
normal del río en el punto donde se descarga el caudal turbinado.
Salto útil: Desnivel existente entre la superficie libre del agua en la cámara de carga y el
nivel de desagüe en la turbina.
Salto neto: Es la diferencia entre el salto útil y las pérdidas de carga producidas a lo largo
de todas las conducciones.
Subestación eléctrica: Conjunto de equipos e instalaciones necesarios para la
transformación de la tensión de la corriente eléctrica. Se ubica en las inmediaciones de la
central para elevar la tensión a la salida del generador, realizando el transporte de energía
eléctrica a tensiones elevados para reducir las pérdidas resistivas.
Tensión: Potencial eléctrico de un cuerpo. La diferencia de tensión entre dos puntos
produce la circulación de corriente eléctrica cuando existe un conductor que los vincula.
Se mide en Voltios (V).
Tensión nominal: Valor convencional de la tensión con la que se denomina un equipo o
instalación y para los que ha sido previsto su funcionamiento y aislamiento.
Toma de la central: Obra de ensanchamiento al inicio del canal que facilita la entrada del
agua retenida por el azud o la presa.
Transformador de potencia: Equipo que permite aumentar la tensión de trabajo del
generador al nivel de la línea eléctrica existente sin excesivas pérdidas.
Tubería forzada: Conducción en presión que lleva el agua desde la cámara de carga hasta
la turbina de la central.
Turbina hidráulica: Elemento que aprovecha la energía cinética y potencial del agua para
producir un movimiento de rotación.
Turbina de acción: Turbina que aprovecha únicamente la velocidad del flujo de agua para
hacerla girar (el agua actúa por efecto de su energía cinética).
Turbina de reacción: Turbina que además de aprovechar la velocidad del flujo de agua,
aprovecha la presión que le resta a la corriente en el momento de contacto (el agua actúa
por efecto de su energía cinética y potencial).
Válvula: Dispositivo de cierre y/o regulación que aísla la turbina u otra instalación del
aprovechamiento en caso de parada de la central o para realizar limpieza o reparaciones
en las conducciones.
86
Texto: es una composición de signos codificado en un sistema de escritura que forma una
unidad de sentido (como un alfabeto).
87
14. BIBLIOGRAFIA
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