Módulo teórico Minihidraulica

ENERGÍA MINIHIDRÁULICA Aplicación a su desarrollo en Latinoamérica y Caribe

ENERGÍA MINIHIDRÁULICA ii

Índice

ENERGÍA MINIHIDRÁULICA ..................................................................................................................... 1

Objetivos del Módulo .............................................................................................................................. 1

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 2

1.1 Introducción .................................................................................................................................. 2

1.2 Desarrollo de las pequeñas centrales hidroeléctricas .................................................................. 4

1.3 Clasificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas ............................................................... 5

1.4 Potencial hidroeléctrico aprovechable ......................................................................................... 6

1.5 Potencia instalada en pequeñas centrales hidroeléctricas en los países de América Latina y del Caribe .................................................................................................................................................. 6

Resumen ............................................................................................................................................. 7

2. ESTUDIO DEL RECURSO HIDRÁULICO.................................................................................................. 8

2.1 Proceso de gestación de un proyecto de una pequeña central hidroeléctrica ............................ 8

2.2 Estudios preliminares ................................................................................................................... 8

2.3 Determinación del salto neto ..................................................................................................... 44

2.4 Potencia teórica de un salto de agua ......................................................................................... 45

2.5 Potencia instalada y producción ................................................................................................. 46

Resumen ........................................................................................................................................... 47

3. TIPOLOGÍA DE MINICENTRALES ........................................................................................................ 48

3.1 Tipos de Minicentrales Hidroeléctricas ...................................................................................... 48

Resumen ........................................................................................................................................... 55

4. OBRA CIVIL ........................................................................................................................................ 56

4.1 Introducción ................................................................................................................................ 56

4.2 Azud ............................................................................................................................................ 57

4.3 Escala de peces ........................................................................................................................... 60

4.4 Toma de agua o bocatoma ......................................................................................................... 61

4.5 Canal de derivación .................................................................................................................... 62

4.6 Desarenador y cámara de carga ................................................................................................. 65

4.7 Tubería forzada ........................................................................................................................... 67

4.8 Edificio de la central ................................................................................................................... 70

4.9 Sistema de descarga ................................................................................................................... 71

Resumen ........................................................................................................................................... 73


5. TURBINAS HIDRÁULICAS ................................................................................................................... 74

5.1 Introducción. Descripción general ............................................................................................. 74

5.2 Descripción general. Ubicación de la turbina entre los componentes principales de la central 75

5.3 Recorrido del agua en la turbina. Elementos fundamentales .................................................... 76

5.4 Fundamentos hidráulicos teóricos ............................................................................................. 79

5.5 Parámetros hidráulicos básicos de una turbina ......................................................................... 81

5.6 Tipología de turbinas hidráulicas. Selección ............................................................................... 82

5.7 Consideraciones para su elección ............................................................................................... 87

Resumen ........................................................................................................................................... 88

6. EQUIPO ELECTROMECÁNICO ............................................................................................................ 89

6.1 Elementos de cierre y regulación ............................................................................................... 89

6.2 Turbina hidráulica ....................................................................................................................... 92

6.3 Grupo oleohidráulico .................................................................................................................. 93

6.4 Caja multiplicadora de velocidad................................................................................................ 94

6.5 Generador eléctrico .................................................................................................................... 96

6.6 Equipo eléctrico general ........................................................................................................... 102

6.7 Equipos auxiliares ..................................................................................................................... 109

6.8 Elementos de regulación, control y protección ....................................................................... 109

Resumen ......................................................................................................................................... 112

7. AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL ...................................................................................................... 113

7.1 Automatización y control ......................................................................................................... 113

7.2 Modos de funcionamiento ...................................................................................................... 116

Resumen ......................................................................................................................................... 118

8. IMPACTO AMBIENTAL. GESTIÓN ADMINISTRATIVA ....................................................................... 119

8.1 Fases de un estudio de impacto ambiental .............................................................................. 119

8.2 Análisis del proyecto ................................................................................................................. 121

8.3 Identificación y valoración de impactos ................................................................................... 121

8.4 Medidas preventivas y correctoras .......................................................................................... 122

8.5 Efectos positivos desde el punto de vista ambiental ............................................................... 122

8.6 Tramitación Administrativa ...................................................................................................... 123

8.7 Legislación................................................................................................................................. 124

Resumen ......................................................................................................................................... 125

9. ASPECTOS ECONÓMICOS ................................................................................................................ 126

9.1 Índice de potencia .................................................................................................................... 126

9.2 Índice de energía ...................................................................................................................... 126


9.3 Horas equivalentes de funcionamiento o tiempo característico ............................................. 127

9.4 Factor de capacidad .................................................................................................................. 127

9.5 Fiabilidad y disponibilidad ........................................................................................................ 127

9.6 Criterios para analizar la rentabilidad de la inversión .............................................................. 128

9.7 Factores a tener en cuenta en el estudio económico .............................................................. 129

9.8 Cálculo de la inversión de una minicentral hidroeléctrica ....................................................... 131

9.9 Ejemplo de cálculo de inversión y rentabilidad económica ..................................................... 131

9.10 Conclusiones finales ............................................................................................................... 134

Resumen ......................................................................................................................................... 135

Glosario ............................................................................................................................................... 136

Bibliografía .......................................................................................................................................... 142

Páginas Web ........................................................................................................................................ 143

Índice de figuras .................................................................................................................................. 144

Tablas/Gráficos/Figuras .................................................................................................................. 144

ENERGÍA MINIHIDRÁULICA 1

ENERGÍA MINIHIDRÁULICA Aplicación a su desarrollo en Latinoamérica y Caribe

Objetivos del Módulo Se trata de presentar los fundamentos teóricos relativos al estudio de un aprovechamiento hidroeléctrico en un determinado emplazamiento, así como, dar a conocer las diferentes tipologías de pequeñas centrales hidroeléctricas y sus componentes; desde la obra civil hasta el equipo electromecánico. Los objetivos más importantes de este módulo son:

Entender cómo se evalúa el recurso hidráulico disponible en un determinado emplazamiento, para determinar el salto neto y el caudal de equipamiento.

Definir la tipología de la central hidroeléctrica que se puede instalar en cada emplazamiento, así como todos sus componentes relacionados con obra civil.

Entender el funcionamiento de las turbinas hidráulicas, los tipos que se pueden emplear y el proceso de selección de la turbina óptima.

Definir y dimensionar el equipo electromecánico de la central.

Analizar los distintos modos de funcionamiento y el sistema de automatización.

Estudiar el impacto ambiental que supone la instalación de una pequeña central hidroeléctrica.

Considerar aspectos económicos y estudiar la rentabilidad económica.

Analizar el estudio de viabilidad de un aprovechamiento hidroeléctrico aplicado a una zona

concreta de LAC (ejercicio resuelto en la documentación adjunta)

Los contenidos del módulo se estructuran en los siguientes temas: 1. Introducción. Estado del arte. Clasificación. 2. Estudio del recurso hidráulico, como aprovechamiento hidroeléctrico. 3. Tipologías de pequeñas centrales hidráulicas. 4. Obra civil. Componentes. 5. Turbinas hidráulicas. Fundamentos teóricos Descripción de los elementos básicos. 6. Equipo electromecánico. 7. Automatización y Control. Modos de funcionamiento. 8. Impacto ambiental. Legislación. 9. Aspectos económicos y rentabilidad.


1. INTRODUCCIÓN

1.1 Introducción

Dentro de las energías renovables se encuentra la energía hidroeléctrica, como principal aliado en la generación limpia, autóctona e inagotable, constituyendo una de las fuentes principales de electricidad.

La energía hidráulica es la energía cinética del movimiento de masas de agua y la energía potencial del agua disponible a una cierta altura. Indirectamente proviene de la radiación solar en lo que se conoce como ciclo hidrológico (figura 1.1).

Figura 1.1. La energía hidráulica en el ciclo hidrológico. Fuente: Centrales de energías renovables. José Antonio Carta

La producción anual media a nivel mundial fue de 3288 TWh el año 2008 (IEA Electricity Information 2010), equivalente al 16,3% del total de la producción de energía eléctrica global. En algunos países de América Latina, la fracción de la energía eléctrica generada con las centrales hidroeléctricas, alcanza un nivel alto: Ecuador 85%, Perú 79 %, Brasil 78,2 %, Colombia 77%. En otros países, la fracción de la energía eléctrica con centrales hidroeléctricas es considerablemente menor: en los Estados Unidos, por ejemplo, es sólo de un 10%; en Japón, el 12,2 %; en España, el 20%; en la CEI, el 14%, etc. Estos datos se justifican desde el punto de vista de que, la energía eléctrica en estos países se obtiene principalmente de la explotación de centrales térmicas (de carbón y gas natural) y nucleares.

En cuanto a la producción mundial, la UNESCO en su “Programa Mundial de Evaluación de los Recursos Hídricos del 2008”, recoge previsiones de crecimiento para el año 2010 donde queda


constatado este mayor potencial de crecimiento en los países en vías de desarrollo. En la Tabla 1.1 se puede observar cómo la Unión Europea y sus países más cercanos, que en 1995 asumían el 18,5% de la producción mundial, solo representarán una décima parte para el año 2010 debido al crecimiento, especialmente, de Asia y, en menor medida, de América Latina.

Tabla 1.1. Producción de energía hidráulica en el mundo. Fuente: UNESCO

Localización Área de mercado

1995 (TWh/año)

% 1995 2010

(TWh/año) % 2010

Mundo Grandes plantas 2.265 100 3.990 100

Pequeñas plantas 115 100 220 100

Total 2.380 100 4.210 100

UE+AELC Grandes plantas 401,5 17,73 443 11,10

Pequeñas plantas 40 34,78 50 22,73

Total 441,5 18,55 493 11,71

CEE Grandes plantas 57,5 2,54 83 1,44

Pequeñas plantas 4,5 3,91 16 7,28

Total 62 2,60 99 2,35

CIS Grandes plantas 160 7,06 388 9,72


Total 164 6,89 400 9,50

NAFTA Grandes plantas 635 28,03 685 17,17


Total 653 27,44 710 16,86

OCDE Zona Pacífica

Grandes plantas 131 5,78 138 3,46


Total 131,7 5,53 141 3,35

Zona mediterránea

Grandes plantas 35,5 1,60 72 1,80

Pequeñas plantas 0,5 0,43 0,7 0,32

Total 36 1,51 72,7 1,73

África Grandes plantas 65,4 2,89 147 3,68


Total 67 2,81 150 3,56

Oriente Medio Grandes plantas 24,8 1,09 49 1,23


Total 25 1,05 50 1,19

Asia Grandes plantas 291 12,85 1.000 25,06


Total 333 13,99 1.100 26,13

América Latina Grandes plantas 461,5 20,37 990 24,81


Total 465 19,54 1.000 23,75

UE+AELC Unión Europea y el Tratado de Libre Comercio Europea, CEE: Europa Central y del Este, CEI: Comunidad de Estados Independientes, los países del

NAFTA: Estados Unidos, Canadá y México, OCDE Pacífico: Australia, Japón, Nueva

Zelanda, Zona Mediterráneo: Turquía, Chipre, Gibraltar, Malta, Asia: Asia incluye a la

ex URSS.


A gran escala esta fuente de energía tiene un campo de expansión limitado por aspectos de carácter financiero, ambientales y sociales. A menor escala (en la mayor parte de países del mundo con una potencia instalada menor o igual a los 10 MW), la generación hidroeléctrica con pequeñas centrales sí ofrece posibilidades de crecimiento, debido a la diversidad de caudales que aún son susceptibles de aprovechar.

Existen múltiples ventajas que son compartidas entre las pequeñas y las grandes centrales hidroeléctricas. Las ventajas generales son:

• Constituye una fuente de energía renovable. • Es una tecnología madura, consolidada y de alto nivel de confiabilidad y rendimiento. • Los costes de la energía generada son prácticamente independientes de los efectos

inflacionarios. Constituyen una fuente de energía autóctona, y por tanto su aprovechamiento reduce la vulnerabilidad energética del país, con respecto a los mercados internacionales de combustibles fósiles.

• Sus costes de operación y mantenimiento son relativamente bajos. • Tienen una vida relativamente larga. • Posee un alto grado de disponibilidad operativa.

1.2 Desarrollo de las pequeñas centrales hidroeléctricas

A principios del siglo XX se produjo una intensa construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas en América del Norte, Europa y Asia [1]. En los años 1920, la energía hidroeléctrica generada constituía un 40% del total producido mundialmente por las centrales en su conjunto. Después, durante un largo periodo (50 años) tuvo lugar una caída en la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas, para dar cabida a las grandes centrales hidráulicas poseedoras de un mayor rendimiento económico. Durante la década de los 70, en muchos países desarrollados y en vías de desarrollo, debido a la crisis energética mundial, las centrales hidroeléctricas de pequeña potencia atrajeron nuevamente la atención, a lo cual contribuyeron las razones siguientes:

Brusco incremento de los precios del petróleo

El incremento de los requerimientos ecológicos durante la construcción

La necesidad de electricidad en regiones apartadas y de difícil acceso.

La tendencia al uso múltiple de los recursos hidráulicos, lo que reduce las inversiones en la hidroenergética.

Por las razones antes apuntadas, en muchos países la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas tomó un nuevo impulso. Se amplió así la cooperación internacional en este terreno: en 1982 tuvo lugar la Conferencia Europea de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas celebrada en (Montecarlo) y en 1984 la I Conferencia Internacional sobre Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (Singapur). En el seno de la Comisión Internacional sobre Energía (IEC) se fundó el grupo de trabajo en torno a pequeñas centrales hidroeléctricas, para desarrollar los requerimientos técnicos en el diseño, la construcción y la explotación. En España, en 1980 se creó la Comisión de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas y un análisis de su distribución geográfica.

El marco legislativo de la Energías Renovables en la Unión Europea (UE) está basado en el “Libro Blanco para una Estrategia Común y un Plan de Acción para las Energías Renovables “, desarrollado en 1997 por parte de la Comisión de las Comunidades Europeas.

[1] José Mª de Juana. Energías Renovables para el desarrollo .Editorial Thomson Paraninfo 2003


Según el “Libro Blanco para una Estrategia Común y un Plan de Acción para las Energías Renovables”, desarrollado en 1997, para la UE se preveía poder alcanzar para el año 2010 , una potencia instalada en pequeñas centrales hidroeléctricas de 14.900 MW.

1.3 Clasificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas

Las pequeñas centrales hidroeléctricas pueden ser clasificadas por distintos parámetros tales como, potencia, altura de carga, régimen de trabajo y otros. En la gran mayoría de países se toma como base la potencia instalada en kW o MW (Tabla 1.2). En algunos países consideran pequeñas centrales hidroeléctricas las que tienen una potencia de hasta 2.000 kW (Italia, Noruega, Suecia, Suiza) o hasta 5.000 kW (Austria, India, Francia, Canadá, Alemania y otros). La Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (UNIDO) tipifica como pequeñas centrales hidroeléctricas las que tengan una potencia instalada de hasta 5.000 kW. En otros países, consideran esta potencia hasta los 30.000 kW, como en Estados Unidos y CEI.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) considera pequeña minicentral a las que tienen una potencia entre 1.000 y 10.000 kW.

Esta diversidad en la clasificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas ha sido el resultado de los diferentes niveles de desarrollo alcanzados en los distintos países, de las particularidades de las condiciones naturales, de los diferentes procedimientos de reconocimiento de los proyectos de aprovechamientos hidroeléctricos así como de otros factores.

Tabla 1.2. Clasificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas

Potencia límite instalada de la central (kW)

País, organización internacional

Pequeña central Minicentral Microcentral

Pins 30.000

Pins 30.000

Pins 12.000

Pins = 100 - 1000

Pins 100

CEI ( antigua URSS)

Estados Unidos

China y países del sudeste de Asia

Pins 5.000 América Latina (OLADE)

Pins 5.000

Pins 10.000 (*)

UNIDO, Austria, España *, India, Canadá, Francia, Alemania y otros


1.4 Potencial hidroeléctrico aprovechable

Para determinar el potencial hidroeléctrico aprovechable, es necesario valorar los recursos potenciales que se pueden aprovechar en tramos pequeños, medios y grandes de los ríos.

Esta clasificación de acuerdo a su tamaño, se puede hacer en base a diferentes criterios: por caudal, potencia, longitud del río y área de la cuenca, entre otros. Según el criterio de área de cuenca, al grupo de los pequeños pertenecen los ríos hasta 5.000 km2, y son medianos hasta 100.000 km2.

Podemos distinguir tres tipos de potencial hidroeléctrico (figura 1.2):

Teórico ( bruto) : energía teórica del curso de agua sin considerar pérdidas

De explotación: energía del curso de agua, que técnicamente puede aprovecharse considerando pérdidas. En el ámbito mundial, esta magnitud se valora en término medio en un 60%.

Económico: energía del curso de agua, cuya utilización resulta efectiva económicamente. A escala mundial, representa un 47% del potencial de explotación y un 26 % respecto al teórico.

El potencial hidroeléctrico económico, a diferencia del teórico y técnico, varía con respecto al tiempo y su utilización y depende de las condiciones energéticas y económicas.

1.5 Potencia instalada en pequeñas centrales hidroeléctricas en los países de América Latina y del Caribe

Según recoge el estudio Climascopio 2012, dado a conocer en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible Río+20 y realizado por el Fondo Multilateral de Inversiones, el porcentaje de potencia instalada en pequeñas centrales hidroeléctricas en MW hasta el 2011, en los países de América Latina y Caribe ha sido el que aparece en la Tabla 1.3:

Tabla 1.3 Porcentaje de potencia instalada en MW. Fuente Estudio Climascopio 2012

PAÍS % DE POTENCIA INSTALADA

Argentina 2

Belice 39

Bolivia 18

Brasil 4

Chile 4

Colombia 3,9

Costa Rica 10

República Dominicana 7

Ecuador 6

El Salvador 2

Guatemala 10

Haití 45

Honduras 9

Jamaica 3

Nicaragua 5

Panamá 13

Perú 6


Resumen

En este tema 1 de introducción se ha realizado una presentación del aprovechamiento de la energía hidroeléctrica enfocada a pequeñas centrales hidroeléctricas con una potencia, en general, hasta los 10 MW, en la gran mayoría de países. Se ha analizado su grado de desarrollo a nivel mundial, y su clasificación en micro, mini y pequeñas centrales hidroeléctricas. Además, se ha presentado el potencial hidroeléctrico aprovechable en el mundo y la potencia instalada hasta el año 2011 en los países de América Latina y Caribe, según el estudio Climascopio 2012 dado a conocer en el marco de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Desarrollo Sostenible Río+20, realizado por el Fondo Multilateral de Inversiones ( www5.iadb.org /mif/Climatescope/2012)


2. ESTUDIO DEL RECURSO HIDRÁULICO

2.1 Proceso de gestación de un proyecto de una pequeña central hidroeléctrica

El proceso de gestación de un proyecto de una pequeña central hidroeléctrica puede tener varios orígenes; los que más frecuentemente se presentan son:

Proyecto que forma parte de un desarrollo en el ámbito nacional o regional, el cual generalmente tiene unos estudios previos o información básica preliminar suficiente.

Proyecto propuesto por una comunidad o alcaldía ante la necesidad de suministro energético de una población o región.

Proyecto propuesto por entidades privadas para usos de la energía en procesos industriales o comerciales, para la venta a poblaciones o a las redes eléctricas nacionales.

Los recursos que la naturaleza pone a disposición para la realización, conservación y explotación de los aprovechamientos hidroeléctricos son varios, aunque por su importancia pueden citarse tres:

la altura del salto

la hidrología el caudal sólido: los elementos que el agua arrastra en su movimiento.

Los dos primeros son los que permiten la ejecución y funcionamiento del aprovechamiento, mientras que el tercero, es el que es preciso evitar en su mayor parte, ya que la entrada de elementos extraños, puede dar lugar a problemas de diversa índole.

2.2 Estudios preliminares

Es necesario disponer de suficiente información mediante diversos estudios del medio físico del área o región donde se propone instalar la central hidroeléctrica. Ello permite conocer en detalle las características morfológicas, hidrológicas, socioeconómicas y de impacto ambiental para poder definir las alternativas técnica y económicamente viables. En la figura 2.1 se muestra un flujograma con los tipos de estudios a realizar. 2.2.1 Estudio de la demanda Este tipo de estudio tiene mucha importancia sobre todo cuando se trata de suministrar energía eléctrica a pequeñas poblaciones o comunidades rurales aisladas de la red eléctrica nacional. Se utiliza para valorar cuál es la demanda de energía eléctrica de los clientes potenciales de la central y la forma del perfil de demanda diario 2.2.2 Estudio socioeconómico Es donde se realiza la evaluación económica del proyecto, la organización y el desarrollo de este, así como la valoración del impacto social que este causaría en la comunidad o región (la compra de


tierras, la reubicación de comunidades enteras, etc). En este tipo de estudio se abarca el desarrollo y construcción de la central, así como el mantenimiento, administración y operación de la misma.

Figura 2.1. Flujograma de los estudios para un aprovechamiento hidroeléctrico. Fuente. Elaboración propia T. Adrada


2.2.3 Estudio de impacto ambiental Las obras que se construirán y la operación de la central implican un gran impacto ambiental, ya que anega una gran extensión de tierra y conlleva la pérdida de tierras agrícolas, selvas y su fauna. Una de las barreras más importantes para el desarrollo de esta tecnología, es el impacto ambiental que puede provocar. En la Tabla 2.1 se muestran algunos de estos impactos y las medidas correctoras a emplear.

Tabla 2.1. Impacto ambiental y medidas correctoras. Fuente: Elaboración propia

IMPACTO AMBIENTAL ESTRUCTURAS QUE LO PROVOCAN

MEDIDAS QUE SE PROPONEN PARA PALIARLOS

Detracción de caudales (con la consiguiente pérdida de hábitat fluvial, que a su vez provoca la disminución en las poblaciones de fauna piscícola, disminución de la riqueza vegetal de las riberas, etc.)

Todas, la instalación en su conjunto

- Establecimiento de un caudal ecológico mínimo. - Medidas de revegetación e integración paisajística.

Destrucción de formaciones vegetales por ocupación de estructuras.

Todas las estructuras - Medidas de revegetación e integración paisajística.

Impacto visual. Todas las estructuras

- Medidas de revegetación e integración paisajística. - Enterramiento de alguna de las estructuras (canal de derivación, cámara de carga y tubería forzada). - Construcción de las estructuras con una tipología similar a la del entorno.

Mortalidad de la fauna piscícola.

Central (por acción de la turbina)

- Colocación de rejas en la entrada al canal. - Colocación de una barrera sónica para peces en la entrada al canal.

Efecto barrera al tránsito de fauna.

Azud - Colocación de una escala de peces.

Impacto acústico.

Central (turbina y generadores) - Aislamiento acústico de la central.

2.2.4 Estudios geológicos y geotécnicos

Los estudios geológicos y geotécnicos nos indican las condiciones y propiedades de los terrenos. Permite obtener una buena información sobre el subsuelo. La ubicación y adecuación de las obras civiles se hace en relación con la estabilidad de los terrenos y las posibles fallas geológicas que este contenga. Es un estudio esencial para el diseño y construcción de la central ya que permite a los


diseñadores tener una idea de qué riesgos geológicos deben tener presentes a la hora de diseñar la central.

Un estudio completo deberá incluir información de la Geología Histórica, Geomorfología, Estratigrafía y Geología Estructural del área.

Comúnmente en los proyectos son analizados los siguientes puntos:

Disponibilidad de materiales de construcción

Permeabilidad de los terrenos

Estabilidad de los taludes

Métodos constructivos El conflicto que se plantea al planificador de pequeñas centrales hidroeléctricas es tener que escoger entre:

Coste elevado de los estudios detallados geotécnicos e hidrotécnicos para cada proyecto

Elevación de costes de construcción al diseñar obras con factores de seguridad elevados.

Las fallas más frecuentes corresponden a problemas geotécnicos (40 %) e hidrológicos (40 %).

2.2.5 Estudios cartográficos y topográficos La cartografía necesaria se obtiene a través de los Institutos Cartográficos que existen en las diferentes comunidades o regiones y permiten fijar las coordenadas geográficas de la zona del proyecto:

– Altitud – Latitud – Longitud

Generalmente al iniciar el estudio se dispone de información como:

– Mapas del país a escalas de 1:500.000 a 1:2.000.000 – Cartas nacionales a escalas de 1:25.000 a 1:200.000 – Fotografías aéreas a escalas de 1:10.000 a 1:60.000

A partir de la información topográfica, se elabora un perfil longitudinal del río (figura 2.2) que muestra a lo largo de su recorrido, cuáles van siendo las pendientes que va tomando en su transcurso por la zona de estudio, definiendo los tramos con potenciales más interesantes.


Figura 2.2. Perfil longitudinal de un río . Fuente Adaptado de Rosgen (1996)

Con este perfil del río se pueden conocer dos factores fundamentales: por un lado la altura bruta del salto (Hb) en metros, es decir la diferencia de cotas entre el punto donde se realiza la toma o captación del agua en el río y el punto en donde se devuelve a su cauce natural, después de haber aprovechado su energía potencial, o energía de altura (figura 2.3).

Figura 2.3. Esquema general de un salto de agua. Fuente: IDAE

Y por otro lado, la localización del canal, la tubería forzada y el sitio del edificio de máquinas, donde se efectuará el retorno de las aguas a su cauce natural a través del canal de desagüe.

Recomendaciones adicionales en la información topográfica

• Para el sitio de toma y edificio de máquinas deben cubrir al menos 50 m a lo largo del cauce y en las márgenes, hasta 5 m por encima del nivel de captación.


• Para el canal se necesita una franja no mayor de 10 metros a cada lado del eje y para el desarenador se incrementa el ancho del canal de un 25 a un 30 % en una longitud de 50 m. Igual para la cámara de carga.

• La tubería de presión se representa sobre un eje con topografía de 10 m a cada lado y un perfil longitudinal con suficiente detalle para el diseño de los cambios de dirección de la tubería de presión con sus apoyos y anclajes.

En la Tabla 2.2 se muestran los intervalos entre las curvas de nivel recomendables

Tabla 2.2. Intervalo entre las curvas de nivel Fuente : Jairo Arcesio .Tesis Doctoral 1998

ELEMENTO INTERVALO ENTRE CURVAS (m)

ESCALA

Captación 0,50 1:200

Canal 2,00 1:2000

Desarenador 0,50 1:200

Cámara de Carga 0,50 1:200

Descargas 0,50 1:200

Línea de presión 0,50 1:100

Edificio de máquinas 0,50 1:2000

Vías de acceso 2,00 1:2000

Línea aérea 2,00 1:500

Por otro lado, la información cartográfica y topográfica, permite obtener la superficie de la cuenca vertiente en km2, llamada cuenca hidrográfica o topográfica (a) (figura 2.3.1), y que desemboca en la toma de captación de agua, lo que es lo mismo, la zona en donde la lluvia caída es susceptible de ser aprovechada. Puede definirse como aquella superficie tal, que todas las aguas procedentes de las precipitaciones producidas en ella (aportación en hm3) (b), van a desembocar al río en la zona de la toma de agua. Equivale al drenaje superficial de dicha superficie.

Figura 2.3.1. Detalle de una cuenca hidrográfica


Una cuenca vertiente está separada de sus vecinas, por medio de una línea de cresta de curvas de nivel (figura 2.4), cuya longitud vendrá delimitada, por dos líneas de máxima pendiente.

Figura 2.4. Determinación de la superficie de una cuenca

2.2.6 Estudios hidrológicos y pluviométricos

Estos estudios son los encargados del recurso hídrico disponible y los que determinan el caudal de diseño de la central.

Intenta dar respuesta a dos interrogantes:

• ¿Cuál es el caudal garantizado o de diseño que se dispone en un aprovechamiento?

• ¿Cuál es el valor del caudal máximo o de avenida que se puede presentar en un momento dado? Su evaluación es muy importante para un correcto dimensionado de las obras de protección y evacuación de crecidas.

La determinación de la cantidad de agua que dispone un río en un punto dado, está vinculado a las condiciones físicas de su cuenca de drenaje y a las condiciones meteorológicas imperantes en la región.

Cuando se dispone de estaciones meteorológicas e hidrométricas (aforos) dentro de la cuenca de drenaje, la información estadística que éstas proporcionan permite poder determinar la curva de precipitación media así como curva de caudales medios clasificados.

Si no se dispone de estaciones meteorológicas y/o pluviométricas dentro de la cuenca de drenaje pero se conocen las características físicas de ésta, es posible la evaluación de la cantidad de agua que puede pasar por una sección determinada de un río interpretando la correlación de estas condiciones.


2.2.6.1 Determinación del caudal de diseño de la central hidráulica

Para la obtención del caudal de equipamiento o de diseño se consideran tres métodos de actuación:

• Por pluviometría • Por estaciones de aforo • Por correlación entre cuencas de similares características, composición y cercanía.

Los tres métodos son válidos, aunque la mayor validez en principio corresponde al de las estaciones de aforo, si es posible conviene utilizar todos los métodos disponibles dada la incertidumbre de los resultados, especialmente siendo conscientes de que se va a trabajar sobre unos datos que han ocurrido y que se supone vuelvan a ocurrir de forma cíclica, en otro período de tiempo. 2.2.6.1.1. Determinación del caudal de diseño por pluviometría

El estudio de las precipitaciones es básico dentro de cualquier estudio hidrológico regional, para cuantificar los recursos hídricos. También es fundamental en la previsión de avenidas, diseño de obras públicas, estudios de erosión, etc. La precipitación es cualquier agua meteórica recogida sobre la superficie terrestre. Esto incluye básicamente: lluvia, nieve y granizo. La unidad de medida es el milímetro.

Precipitación= ET +Esc.Sup + Esc.Sub

Siendo: Esc Sup. = Escorrentía superficial Esc Sub = Escorrentía subterránea ET = Evotranspiración

Se denomina ciclo hidrológico (figura 2.5) al movimiento general del agua, ascendente por evaporación y descendente primero por las precipitaciones y después en forma de escorrentía superficial y subterránea.

Figura 2.5 Ciclo hidrológico. Fuente: Dpto. Geología .Univ. Salamanca


La escorrentía subterránea es mucho más lenta que la superficial. Otros conceptos fundamentales son:

• Escorrentía directa: la que llega a los cauces superficiales en un periodo de tiempo corto tras la precipitación, y que normalmente engloba la escorrentía superficial.

• Escorrentía básica: la que alimenta los cauces superficiales en los estiajes durante los periodos sin precipitaciones y que normalmente engloba la escorrentía subterránea.

Por término medio, para una gran mayoría de cuencas hidrográficas:

(Precipitación) 670 mm (100%) = (ET) 480 mm (72%) + (Esc.Sup) 130 mm (19%) + (Esc.Sub) 60 mm ( 9%)

La relación entre la aportación al río y la precipitación, es lo que se conoce con el nombre de coeficiente de escorrentía, y su valor es muy variable dependiendo de numerosas variables como son: la zona a estudiar, su vegetación, la época del año, etc.

Conocida la precipitación, el área de la cuenca vertiente y el coeficiente de escorrentía, puede obtenerse el valor del caudal, según [fórmula 1]

Siendo

– Q = caudal en m3/s.

– I = Intensidad de la precipitación en mm/hora – A = superficie de la cuenca vertiente en km

2

– C = coeficiente de escorrentía

El valor del coeficiente de escorrentía, se puede calcular mediante [fórmula 2]

Donde Pd =precipitación diaria en mm (obtenida estadísticamente para el periodo de retorno considerado) y P0 =umbral de escorrentía en mm. Ejemplo 1: Calcular el caudal de proyecto para un periodo de retorno de 50 años en una cuenca con una superficie de 12,1 km2. Longitud del cauce = 5,1 km. Cota máxima = 956 m; Cota mínima = 889 m. La precipitación diaria Pd = 71 mm (para el periodo de retorno de 50 años). Umbral de escorrentía P0 = 27 mm. La intensidad de precipitación es de 16,2 mm/hora. Solución: Sustituyendo estos datos en la fórmula 1, con x= Pd/P0 = 71/27=2,60

El caudal de drenaje de la cuenca, aplicando la fórmula 2:


Presentación de los datos pluviométricos La medición de las precipitaciones se realiza mediante las estaciones de pluviometría repartidas por todo el territorio nacional. Por ejemplo, en el caso de España, estas estaciones dependen del Instituto Nacional de Meteorología. Los datos se suministran de forma mensual y anual (año hidrológico) como se muestra en la siguiente figura 2.6

Figura 2.6.Precipitaciones mensuales medias. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca

El año hidrológico es muy variable dependiendo del régimen climático. En muchos países, se considera desde el 1 de octubre al 30 de septiembre, como por ejemplo en España.

Los gráficos que se utilizan en pluviometría se denominan hietogramas y expresan precipitación en función del tiempo. En ordenadas puede figurar la precipitación caída (mm), o bien la intensidad de precipitación (mm/hora) (figura 2.7)

Figura 2.7 Hietograma: Intensidad de precipitación en función del tiempo. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca


Para calcular los caudales generados en los cauces superficiales a partir de las precipitaciones, por ejemplo para el diseño de obras públicas, se utiliza la curva Intensidad-Duración (figura 2.8) que expresa la máxima intensidad de precipitación registrada en diversos intervalos de tiempo

Figura 2.8 Curva intensidad- duración. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca

Es usual representar conjuntamente varias curvas Intensidad- Duración para diversos periodos de retorno, dando lugar a una familia de curvas denominadas Intensidad- Duración –Frecuencia (Curvas IDF) (figura 2.9).

Figura 2.9. Curvas IDF. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca


La frecuencia es el inverso del periodo de retorno. Si algo sucede cada 50 años, su frecuencia es de 0,02 (=1/50), es decir, la probabilidad de que pueda aparecer un precipitación de 60 mm/h el próximo año de es de 0,02, y así sucesivamente.

Cuando disponemos de series pluviométricas largas (más de 20 años) podemos calcular la probabilidad que existe de que las precipitaciones del año próximo superen un determinado valor.

Normalmente se trabaja con el dato de la precipitación media caída sobre la cuenca: volumen total de agua recogido en la cuenca. Conocido el valor de la precipitación media caída sobre una cuenca en un periodo de tiempo determinado (un día, un mes, un año) y conocida la superficie total de la cuenca, se puede obtener el volumen de agua caído (lámina de agua vertiente).

Definida la superficie de la cuenca vertiente, y conociendo los datos pluviométricos de la zona podemos definir los siguientes conceptos:

Aportación (hm3): Es el volumen de agua aportado por el cauce en el punto considerado durante un

año.

Caudal específico (litros/s.km2): Caudal por unidad de superficie. Representa el caudal aportado por

cada km2 de cuenca. Nos permite comparar cuencas de superficies distintas. Las áreas de montaña

proporcionan más de 20 litros/s·km2, mientras que en las partes bajas de la misma cuenca solamente

4 ó 5 litros/s·km2.

Lámina de agua equivalente: Se obtiene dividiendo la aportación por la superficie de la cuenca.

En la figura 2.10, se muestran los datos de aportación anual recogidos en una cuenca, con un historial de 30 años

Figura 2.10. Datos de aportación anual. Fuente CEDEX


2.2.6.1.2. Por estaciones de aforos

Aforar es medir un caudal. En Hidrología superficial puede ser necesario medir desde pequeños caudales (litros/s) hasta ríos de muchos m3/s. La determinación de los caudales se debe de realizar en una sección determinada, fija e inalterable en el tiempo, denominada aforo.

Un gran número de países disponen de una numerosa red de estaciones de aforos. Los resultados son editados por las Confederaciones Hidrográficas. Por ejemplo, en España, estas mediciones se realizan en las estaciones hidrométricas distribuidas por las diferentes Cuencas Hidrográficas españolas dependientes de Ministerio de Fomento a través del CEDEX (Centro de Estudios y Experimentación de Obras Públicas) (www.hercules.cedex.es). En la actualidad, depende del Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente y podemos encontrar el anuario de datos de aforos en la siguiente dirección (www.sig.magrama.es). En la figura 2.11 se muestra una cuenca que dispone de un punto de medición aguas arriba del punto de interés.

Figura 2.11. Cuenca hidrográfica con estación de aforo. Fuente Jairo Arcesio .Tesis Doctoral 1998

2.2.6.1.2.1. Tipos de aforos

Los aforos pueden ser:

a) Aforos directos: Con algún aparato o procedimiento medimos directamente el caudal. Los métodos pueden ser:

a.1) Método área velocidad: Molinetes, medidores ultrasónicos, etc.

a.2) Dilución con trazadores: Aforo de vertido constante

a.3) Aforo de vertido único o de integración

http://www.hercules.cedex.es/

http://www.sig.magrama.es/


b) Aforos indirectos o continuos: Se mide el nivel de agua en el cauce, y a partir del nivel se calcula el caudal. Los métodos son:

b.1) Estructuras hidráulicas con escalas limnimétricas y limnígrafos

b.2) Método área pendiente

Descripción de los métodos por aforos directos

a.1) Método área – velocidad con molinetes (figura 2.12). Se mide la velocidad del agua en secciones conocidas del cauce y se calcula con:

Caudal (m3/s)= Sección (m2) x Velocidad (m/s)

Se divide el área transversal en secciones no mayores de 1/15 a 1/20 del ancho total de la sección

En cada vertical, de las varias en que se divide la sección, se miden velocidades a diferentes profundidades con molinetes y se determina la velocidad media en cada sección. El molinete envía por cada vuelta un impulso eléctrico que se registra en un contador. Dispone de una curva que correlaciona el número medido de impulsos, con la velocidad de la corriente que se desea medir. Esto permite obtener el perfil vertical de la velocidad del agua en cada sección.

Se calcula el caudal correspondiente en cada sección, conocida su área.

El caudal total será el sumatorio de todos los caudales obtenidos en cada sección o área.

Molinete de hélice


Figura 2.12. Método área – velocidad con molinetes

a.2) Dilución con trazadores. Aforos químicos.

Esta técnica se utiliza en corrientes muy anchas, en ríos torrenciales o en ríos de montaña. Se basa en arrojar una sustancia de concentración conocida al cauce que se diluye en la corriente, y aguas abajo se toman muestras. Cuanto mayor sea el caudal más diluidas estarán las muestras analizadas.

Es importante anotar que para aplicar este método se supone que el flujo es permanente y los trazadores deben tener las siguientes propiedades:

No deben ser absorbidos por los sedimentos o vegetación, ni deben reaccionar químicamente.

No deben ser tóxicos

Se deben detectar fácilmente en pequeñas concentraciones.

Los trazadores son de 3 tipos: - Químicos: de esta clase son la sal común y el dicromato de sodio - Fluorescentes: como la rodamina - Materiales radiactivos: los más usados son el yodo 132, bromo 82, sodio La sal común puede detectarse con un error del 1% para concentraciones de 10 ppm. El dicromato de sodio puede detectarse a concentraciones de 0,2 ppm y los trazadores fluorescentes con concentraciones de 1/1000. Los trazadores radiactivos se detectan en concentraciones muy bajas (1/1014). Sin embargo su utilización requiere personal muy especializado. Los aforos químicos pueden ser:

Aforos de vertido constante (figura 2.13). Se inyecta un trazador en una sección dada y un caudal constante q con una concentración de trazador C1. Si se realiza un balance de masa de trazador entre el punto 1 y el punto 2 y suponiendo que la corriente lleva una concentración de trazador de C0 se tiene :

Q C0 + q C1 = (Q+q) C2

Pero como C0 0 , q C1 = (Q+q) C2 y como Q+q Q, queda que


Q = q (C1/C2)

Figura 2.13. Aforo de vertido constante. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca

Ejemplo: Una solución de sal común con una concentración de Co = 200 g/l fue descargada en un río con un caudal constante de q= 25 l /s .El río tenía una concentración inicial de sal de C1 =10 ppm = 0,01 g/l .Aguas abajo se midió una concentración de C2 = 45 ppm = 0,045 g/l.

Aplicando la ecuación anterior se tiene que Q = 113,6 m3/s

Aforos de vertido único o de integración (figura 2.14). En una sección 1 de un río se adiciona un pequeño volumen de trazador (V1) con una concentración alta C1. Si existe en el río una concentración C0, en el río, el perfil de concentraciones se comporta con el tiempo así:

Figura 2.14. Aforo de vertido único

Por continuidad se tiene:

Donde Q es el caudal que se desea conocer, resolviendo la ecuación para Q se tiene:

Descripción de los métodos por aforos indirectos


b.1) Estructuras hidráulicas con escalas limnimétricas y limnígrafos

Escalas limnimétricas : Son escalas graduadas en centímetros sujetas al suelo. Todos los días se toma el valor máximo y mínimo alcanzado.

Aforo con escala limnimétrica

Limnígrafo: Aparato que mide el nivel del agua mediante un flotador. El valor queda registrado de forma continua.

Detalle de un limnígrafo

Estructuras hidráulicas: Son estructuras de control fijas e inalterables (conocidas como vertederos) donde a partir de la medida del nivel del agua se puede estimar el caudal. Estos vertederos pueden ser:


– de pared delgada para caudales menores de 0,5 m3/s

– de pared gruesa para caudales mayores

Pueden construirse con secciones de paso triangular, rectangular o trapezoidal.

Se puede establecer una relación H-Q, directamente con el limnígrafos, y a partir de esta, se pueden obtener un hidrograma de Q-t (figura 2.14.1)

Figura 2.14.1 Curva H-Q e hidrograma Q-t

A) Vertedero de pared delgada

Los vertedores de pared delgada (figura 2.15) están conformados por una placa con una arista muy fina. Este tipo de estructuras se utilizan como dispositivos de aforo en canales de pequeñas dimensiones.

El punto o arista más bajo de un vertedor se conoce como cresta (w), mientras que el desnivel que existe entre la superficie libre del agua, aguas arriba del vertedor, y su cresta, se conoce como carga hidráulica (H ó h).

La ecuación del vertedero con sección rectangular es:

Q= C.L.H 3/2 (m3/s)

Donde C = coeficiente de contracción del vertedero, L = ancho del vertedero y H= altura del agua. Dependiendo de la forma la ecuación puede ser distinta:

TIPO DE VERTEDERO ECUACIÓN

RECTANGULAR Q=C.l.H 3/2

TRIANGULAR Q=C.H 5/2

TRAPEZOIDAL Q= C.L.H 3/2

Caudal en m3/s


Figura 2.15. Vertedero de pared delgada: a) sección rectangular, b) sección triangular y c) sección trapezoidal. Fuente: SOTELO ÁVILA, Gilberto. Hidráulica General.

Los valores de C se pueden obtener mediante la medición de w y H

w H=0.05 H=0.10 H=0.20 H=0.40 H=0.60 H=0.80 H=1.00

0.5 2.316 2.285 2.272 2.266 2.263 2.262 2.262

1.0 2.082 2.051 2.037 2.030 2.027 2.026 2.025

2.0 1.964 1.933 1.919 1.912 1.909 1.908 1.907

B) Vertederos de pared gruesa

Los vertederos de pared gruesa se utilizan para medir grandes caudales (figura 2.16). El flujo sobre la pared alcanza a tener líneas de corrientes paralelas, por lo que se tiene una distribución de presiones hidrostáticas.

El valor del caudal se puede calcular con la siguiente fórmula:

Siendo: C = coeficiente de descarga b= longitud del vertedero

1=coeficiente que depende de la relación (e/h) h= altura del agua

H

w


Figura 2.16. Vertedero de pared gruesa y construcción de un vertedero en forma de V. Fuente: SOTELO ÁVILA, Gilberto. Hidráulica General. p. 267.

b.2) Método área- pendiente

Se puede hacer una estimación aproximada del caudal determinando las propiedades geométricas de 2 secciones diferentes, separadas una distancia L y el coeficiente de rugosidad en el tramo.

Supóngase que se tiene un tramo de río con profundidades Y1 e Y2 en las secciones 1 y 2 respectivamente, siendo NR el nivel de referencia (figura 2.17):

Figura 2.17. Método área-pendiente

Aplicando la ecuación de Bernoulli se tiene:

donde:

h= (Y+Z) y hf son las pérdidas de energía que se pueden hallar usando la fórmula de Manning V= velocidad en m/s RH =radio hidráulico en m Sf =pendiente de la línea de energía


A= área de la sección transversal en m2

n =coeficiente de rugosidad de Manning

2.2.6.1.3 Determinación del caudal de equipamiento por correlación de cuencas

En algunos casos puede darse el caso de no existir ni Estaciones de Pluviometría ni de aforos en la zona donde se va a implantar el aprovechamiento (figura 2.18), ni siquiera en la totalidad del desarrollo del río, pero en las zonas adyacentes se dispone de alguna estación que pueda proporcionar los datos. En ese caso, si las condiciones de vegetación, orientación a las lluvias dominantes, morfología, pendientes, distancia, etc., son adecuadas, pueden utilizarse los datos de ellas y extrapolarlos a los de la zona a estudiar. El coeficiente de extrapolación a utilizar suele ser el de la relación entre las superficies de cuenca.

Figura 2.18. Correlación entre cuencas .Divisorias de aguas: topográficas (en naranja), dirección de la escorrentía en las laderas (azul oscuro) y red de drenaje principal (azul celeste).Fuente: Instituto Cartográfico Valenciano

Para los estudios de viabilidad y evaluación de caudales se recomienda evaluar las siguientes características:

• Área de la cuenca (A) (km2). El área de la cuenca está definida por el espacio delimitado por la curva del perímetro o línea de cresta de las curvas de nivel.

• Longitud del cauce principal (L) (km), perímetro (P) (km) y ancho (W) (km). La longitud L de la cuenca viene definida por la longitud de su cauce principal, siendo la distancia equivalente que recorre el río entre el punto de desagüe aguas abajo y el punto situado a mayor distancia topográfica aguas arriba.

Longitud del cauce principal

CUENCA CON ESTACIÓN DE AFORO

CUENCA SIN ESTACIÓN DE AFORO


El ancho se define como la relación entre el área (A) y la longitud de la cuenca (L)

• Factor de forma. Es la relación entre el área de la cuenca y el cuadrado de la longitud de su cauce principal. La forma de la cuenca , es determinante de su comportamiento hidrológico e influye directamente en el modo de escurrimiento

• Factor de compacidad. Es un índice comparativo con la forma de la cuenca de drenaje (perímetro y área de la cuenca).

• Extensión superficial de la cuenca. Es el más importante entre cuencas .Es el área circunscrita por el "divortium-aquarum" o línea divisoria de la cuenca que influye directamente en los resultados de cualquier fenómeno hidrológico que ocurra dentro de ella.

• Extensión superficial media. Es la relación entre el área total de la cuenca y la doble longitud del cauce mayor.

• Elevación media de la cuenca. Entre los factores que modifican las características hidrológicas de una región se encuentra la altura sobre el nivel del mar.

• Pendiente media del cauce (j). Se puede obtener de la información topográfica. Es la relación existente entre el desnivel altitudinal del cauce y su longitud.

j = h/L donde h= desnivel altitudinal en km y L = longitud del cauce en km

• Pendiente media de la cuenca (J). Se calcula como media ponderada de las pendientes de todas las superficies elementales de la cuenca en las que la línea de máxima pendiente se mantiene constante; es un índice de la velocidad media de la escorrentía y, por lo tanto, de su poder de arrastre o poder erosivo.

donde: Li = Longitud de cada una de las curvas de nivel (km) E = Equidistancia de las curvas de nivel (km) A = superficie de la cuenca (km2)

2.2.6.2 Conclusiones: utilización de un método u otro El método más directo y fiable es el de utilizar los datos suministrados por las Estaciones de Aforo, ya que los valores que se obtiene son caudales en m3/s.

Hoy día, todas las obras que se realizan en los ríos, traen consigo la realización de una Estación de Aforos, prescrito por la Administración del Estado, las cuales, puede decirse que se encuentran en buen estado y las mediciones que en ellas se realizan son fiables.

Para que un estudio hidrológico tenga cierta validez, es necesario disponer de datos fiables de un período no inferior a los 25 años.

Las Estaciones Pluviométricas, por su propio método de funcionamiento, ya se puede suponer que no tiene nada que ver con el sistema de las Estaciones de Aforo. El suministro de datos mensuales, el coeficiente de escorrentía, etc., hace que los datos obtenidos tengan una incertidumbre muy notable.


El sistema de la correlación de cuencas se comprende que, sobre todo cuando los datos a correlacionar son de precipitaciones, su fiabilidad es muy escasa.

En cualquier caso, como ya se ha indicado con anterioridad, un estudio hidrológico es un estudio suponiendo lo que va a pasar en los años venideros, en función de lo que ha ocurrido en los años pasados. Ello indica que los años que abarque el estudio deberán ser los suficientes para que puedan abarcar un ciclo de humedad-sequedad completo, ya que si así no fuere, las sorpresas podrían ser muy importantes, y sobre todo de nefastas consecuencias.

2.2.6.3 Determinación del caudal de equipamiento

Se define como caudal de equipamiento de un aprovechamiento hidroeléctrico, aquel que suministra la mayor cantidad de energía, teniendo en cuenta una serie de condicionantes como:

el caudal de servidumbre o ecológico

el caudal mínimo que puede admitir la turbina, o caudal mínimo técnico

el tipo de aprovechamiento

la disponibilidad o no de embalse regulador, etc.

El estudio que aquí se realiza está basado en un aprovechamiento del tipo de agua fluyente, en donde no existe capacidad de regulación y las turbinas solo pueden turbinar los caudales circulantes por el río. 2.2.6.3.1. Caudal de servidumbre o ecológico

Los aprovechamientos hidroeléctricos, toman el agua en un punto determinado del río y la restituyen al cauce natural en otro, situado aguas abajo y a una distancia, que puede ser considerable, del anterior. Esto sucede sobre todo en los aprovechamientos hidroeléctricos tipo fluyentes con canal de derivación (figura 2.19).


Figura 2.19. Central tipo fluyente con canal de derivación. Fuente EVE

La zona del río así definida debe disponer de unos caudales mínimos capaces de mantener el funcionamiento del ecosistema fluvial en todos sus niveles(figura 2.20) y se pueden plasmar a partir de las gráficas que relacionan la Anchura Ponderada Útil (APU) con el caudal circulante por el cauce Q en cada uno de los tramos considerados.

Figura 2.20. Ecosistema fluvial. Fuente CONAMA (Congreso Nacional de Medio Ambiente -ETSI Montes)

La APU total del tramo, para un caudal y estadio de vida concretos, se determina como el sumatorio de las APUs correspondientes a cada sección transversal del tramo que representan respecto del total. Una vez calculadas las APUs para diferentes caudales y estadios de vida, se obtienen unas curvas que sirven para fijar el régimen de caudales de mantenimiento o servidumbre.

2.2.6.3.2 Métodos de modelación del hábitat

Los métodos de modelación de la idoneidad del hábitat se basan en la simulación hidráulica, acoplada al uso de curvas de preferencia del hábitat físico para la especie o especies objetivo,


obteniéndose curvas que relacionen el hábitat potencial útil con el caudal en los tramos seleccionados.

Una de las metodologías más empleadas es la IFIM (Instream Flow Incremental Methodology) la cual analiza las diferentes condiciones hidráulicas que se producen en un cauce al variar los caudales circulantes, relacionando además las preferencias de las especies seleccionadas mediante el uso de curvas, y obteniendo finalmente una relación entre el caudal circulante y el hábitat disponible para la especie. En la figura 2.21, se muestra en qué consiste esta metodología.

Figura 2.21. Metodología IFIM

Entre los caudales de servidumbre o ecológicos se pueden destacar los siguientes:

Caudal mínimo absoluto: Es el caudal capaz de soportar tanto vida macro- invertebrada como piscícola y por tanto habrá de ser capaz, al menos, de generar una APU igual a un metro o al 10% de la anchura total del cauce en cada sección, el que sea mayor. Como anchura media se tomará la correspondiente al nivel de sección plena o bankfull.

Para su obtención se utilizan las curvas APU / caudal para cada uno de los transectos, (técnica de observación y recogida de datos que establece una red de referencias fijas) según se muestra en la figura 2.22.


Figura 2.22. Elección del caudal ecológico .Curvas APU/caudal. Descripción de un transecto. Fuente: CONAMA (Congreso Nacional de

Medio Ambiente - ETSI Montes)

Caudal mínimo de estiaje: Se puede reforzar el criterio del mínimo absoluto con la exigencia de que la APU debe ser mayor que el 30% de la anchura media del cauce, ya que una reducción mayor y permanente afectaría a la ecología de numerosas especies adaptadas a un río de cierta dimensión. Este caudal indicará el mínimo necesario en la época de estío.

Caudal mínimo óptimo: Otro criterio para la determinación del caudal ecológico mínimo es encontrar aquel menor caudal a partir del cual la pendiente de la curva APU / Q, disminuye sensiblemente y por lo tanto, mayores caudales no incrementarían apreciablemente el hábitat útil.

Caudal aconsejable: El concepto de los caudales ecológicos aconsejables, nace de la observación del hecho de que unos caudales bajos que originen escasez de peces no tienen interés desde el punto de vista de la pesca deportiva o del mantenimiento de poblaciones piscícolas. Por ello se considera que, siempre que sea posible, deben circular por los cauces unos caudales aconsejables capaces de mantener una biomasa o producción piscícola en función de los fines perseguidos.

2.2.6.3.3. Normativa medioambiental

En estos momentos existen normativas medioambientales en los diferentes países, que indican los caudales mínimos a disponer en función del caudal que pasa 347 días al año (obtenido de la curva de caudales clasificados).

Se puede establecer, que el caudal ecológico, en litros/segundo, deberá ser igual o superior, al mayor valor obtenido en las tres fórmulas siguientes:


2.2.6.3.4. Caudal mínimo técnico Las turbinas obtienen sus rendimientos óptimos para caudales circulantes comprendidos entre su valor nominal y su mínimo técnico. El primero coincide con el de equipamiento, es decir aquel que suministra la máxima energía, mientras que el segundo depende del fabricante de la turbina y del tipo de ésta.

El caudal mínimo técnico es directamente proporcional al caudal de equipamiento (Qe) con un factor de proporcionalidad K que depende del tipo de turbina:

Qmin = K·Qe

TIPO DE TURBINA FACTOR K

PELTON 0,10

FRANCIS 0,40

KAPLAN 0,25

SEMIKAPLAN 0,40

2.2.6.3.5. Tratamiento estadístico de los datos del aforo

Como se ha comentado en el punto 2.2.6.2, el método más directo y fiable es el de utilizar los datos suministrados por las Estaciones de Aforo, y a partir de estos datos se puede realizar:

Análisis de la serie histórica

• A partir de los datos de partida, se toman las estaciones de aforo más cercanas a la implantación de la central (deben de tener más de 30 años de datos de caudales medios diarios ) con los que se realiza un análisis de las aportaciones (hm3 )

Clasificación de los años tipo

• En todo estudio teórico o con datos reales, es necesario obtener una serie anual lo suficientemente grande que incluya años secos (65 - 100 %), húmedos (0- 35 %) y normales (35 - 65 %).

• Con dicha serie se realiza una distribución estadística que tipifica los años en función de la aportación registrada (figura 2.23). Se obtiene el año natural más cercano al medio, al que se le denominará año centrado.


Figura 2.23. Curva de clasificación de los años hidrológicos. Fuente IDAE

2.2.6.3.5.1 Curva de duración de caudal o curva de caudales medios clasificados

Es un procedimiento gráfico para el análisis de la frecuencia de los datos de caudales y representa la frecuencia acumulada de los caudales medios diarios o mensuales, indicando el porcentaje de tiempo durante el cual los caudales igualan o exceden un valor dado.

Si disponemos de n datos de caudales, el tratamiento estadístico está encaminado a evaluar la probabilidad de que se presente en el futuro un caudal mayor o menor que un determinado valor, o evaluar qué caudal se superará un determinado % de los años, para tener presente la probabilidad de que se produzcan crecidas o estiajes.

Hay que ordenar los datos disponibles de menor a mayor, olvidando su orden cronológico, y calcular para cada uno de ellos la probabilidad (frecuencia relativa) de que el caudal o aportación alcance ese valor.

Las curvas de duración de caudales suministran información sobre el porcentaje del tiempo que el río lleva un caudal superior o inferior a un determinado valor, pero no reflejan la distribución o secuencia de dicho periodo ni el momento del año en que se produce, lo cual puede tener una gran importancia para las especies acuáticas.

La pendiente de la curva depende del tipo de datos disponibles (ver figura 2.24). Caudales diarios producen una curva más pendiente que una calculada con caudales mensuales.

• La presencia de un embalse modifica la naturaleza de la curva.

• La forma y pendiente de estas curvas refleja la capacidad de regulación de la cuenca vertiente o a la regulación artificial por embalses.


Figura 2.24. Curvas de duración de caudales

Si se dibuja en papel logarítmico, la curva se transforma en una recta.

• Si la recta tiene mucha pendiente indica caudales muy variables

• Si la pendiente es pequeña indica respuestas lentas a la lluvia y variaciones pequeñas de caudal.

Las curvas de duración se utilizan para la evaluación del potencial hidráulico de un río, para estudios de control de inundaciones, en el diseño de sistemas de drenaje, para calcular las cargas de sedimento y para comparar cuencas hidrográficas.

Por medio de esta curva se definen también los siguientes caudales característicos (figura 2.25):

• Caudal máximo o de crecida (QM): caudal rebasado 10 días al año

• Caudal de sequía: Caudal rebasado 355 días al año

• Caudal medio anual: Valores promedio de los 12 caudales medios mensuales (para cada año).

• Caudal mínimo probable o de estiaje: es el caudal que la corriente debe suministrar durante todo el año con una probabilidad de excedencia próxima al 100%

• Caudal de servidumbre (Qsf): el necesario que hay que dejar en el río por su cauce normal. Incluye el caudal ecológico y el necesario para otros usos. El caudal ecológico lo fija el Organismo de la Cuenca, si no se conociera una primera estimación podría tomarse como el 20 % del caudal medio interanual.

• Caudal mínimo técnico (Qmt): es aquel directamente proporcional al caudal de equipamiento con un factor de proporcionalidad K que depende del tipo de turbina

• Caudal de equipamiento o caudal nominal (Qe): es el caudal que puede turbinarse con una determinada turbina hidráulica


Figura 2.25. Curva de caudales medios clasificados. Fuente IDAE

EJEMPLO 1.Procedimiento para obtener la curva de caudales medios diarios clasificados

A continuación, se describe el procedimiento para la obtención de la curva de caudales medios diarios clasificados.

De un determinado río, se dispone de los datos de caudales medios diarios obtenidos para cada día y en cada mes, durante un periodo de tiempo de 20 años, según constan en la Tabla 2.3. Estos datos se han obtenido mediante una estación de aforo.

Tabla 2.3. Datos de caudales medios diarios


Ordenando los valores de caudal de menor a mayor, olvidando el orden cronológico de aparición, y descontando un 20% de caudal de servidumbre o ecológico para todo el año, quedarían ordenados de la forma que aparece en la Tabla 2.4:

Caudal (Q)

(m3/s) Q – Qsf (m3/s)

Nº de veces que se repite

el valor

Días acumulados

Días / año Horas disponibles de

cada caudal (h)

Energía (kWh /año)

0 0 0 0 365 0 0,0

5 4 7 7 358 168 48519,5

8,95 7,16 4 11 354 96 49628,5

9,5 7,6 12 23 342 288 158034,9

10,25 8,2 3 26 339 72 42627,8

11 8,8 1 27 338 24 15249,0

11,75 9,4 3 30 335 72 48866,0

12,5 10 5 35 330 120 86641,9

13,35 10,68 5 40 325 120 92533,6

14,2 11,36 3 43 322 72 59055,1

15,05 12,04 6 49 316 144 125180,2

15,9 12,72 13 62 303 312 286542,2

16,75 13,4 13 75 290 312 301860,4

17,6 14,08 4 79 286 96 97593,5

18,45 14,76 4 83 282 96 102306,8

19,3 15,44 10 93 272 240 267550,2

20,15 16,12 1 94 271 24 27933,4

21 16,8 9 103 262 216 262005,2

22,7 18,16 5 108 257 120 157341,7

25,25 20,2 12 120 245 288 420040,0

29,5 23,6 13 133 232 312 531634,8

31,2 24,96 1 134 231 24 43251,6

33,75 27 2 136 229 48 93573,3

34,6 27,68 2 138 227 48 95929,9

36,3 29,04 24 162 203 576 1207719,1

38 30,4 37 199 166 888 1949096,6

39,9 31,92 5 204 161 120 276561,0

42,75 34,2 12 216 149 288 711156,9

45,6 36,48 5 221 144 120 316069,7

47,5 38 16 237 128 384 1053565,7

49,4 39,52 1 238 127 24 68481,8

52,25 41,8 8 246 119 192 579461,2

53,2 42,56 1 247 118 24 73749,6

55,1 44,08 9 256 109 216 687451,7

57 45,6 14 270 95 336 1106244,0

59 47,2 2 272 93 48 163579,9

62 49,6 6 278 87 144 515692,7

67 53,6 5 283 82 120 464400,7

72,5 58 3 286 79 72 301513,9

75,8 60,64 2 288 77 48 210158,6

78 62,4 7 295 70 168 756903,8

80,2 64,16 2 297 68 48 222357,8

84,6 67,68 1 298 67 24 117278,5

86,8 69,44 1 299 66 24 120328,3

89 71,2 7 306 59 168 863646,7

94,75 75,8 1 307 58 24 131349,2

100,5 80,4 4 311 54 96 557280,8

102,9 82,32 2 313 52 48 285294,5

112 89,6 1 314 51 24 155262,3

117,6 94,08 1 315 50 24 163025,4


Caudal (Q) (m3/s)

Q – Qsf (m3/s)

Nº de veces que se repite

el valor

Días acumulados

Días / año Horas disponibles de

cada caudal (h)

Energía (kWh /año)

118 94,4 1 316 49 24 163579,9

118,88 95,104 1 317 48 24 164799,9

125,25 100,2 9 326 39 216 1562673,7

127,8 102,24 1 327 38 24 177165,4

131,62 105,296 5 332 33 120 912304,8

138 110,4 4 336 29 96 765221,4

144,5 115,6 2 338 27 48 400632,2

151 120,8 3 341 24 72 627980,6

164 131,2 3 344 21 72 682045,2

185 148 2 346 19 48 512920,2

192 153,6 1 347 18 24 266164,0

213,75 171 1 348 17 24 296315,4

221 176,8 3 351 14 72 919097,5

Tabla 2.4 .Tabla de caudales ordenados de menor a mayor y energía

El valor de la energía eléctrica o producción en kWh/año para cada valor de caudal que aparece en la Tabla 2.4, se ha calculado según la fórmula:

E = 9,81·Hn . (Q-Qsf)·h·e ( kWh/año)

Siendo:

h = horas de disponibilidad de cada valor de caudal al año

Hn= Salto neto. Se ha considerado un valor de 8 metros

e= Eficiencia global de la central (turbina + generador eléctrico+ transformador)=

92 %.

Q-Qsf = Caudal medio diario menos el caudal ecológico en m3/s

Representando gráficamente los valores de caudal en función de los días al año en que el caudal es mayor o igual a dicho valor, obtendremos la curva de caudales medios diarios clasificados (figura 2.26):

Figura 2.26 Curva de caudales medios clasificados


Según esta curva, el caudal máximo o de crecida es de 221 m3/s, donde corta la curva con el eje de abscisas y el caudal medio anual es de 50,58 m3/s.

2.2.6.3.6 Determinación del caudal de equipamiento

El caudal de equipamiento Qe se elegirá de forma que el volumen turbinado sea máximo, es decir, el área encerrada entre los puntos A, B, C, D, E, sea máxima según la figura 2.25.

Para determinar el valor más óptimo, se pueden utilizar los siguientes métodos:

MÉTODO 1

Una vez descontado el caudal de servidumbre (Qsf) en la curva de caudales medios clasificados, se elige el caudal de equipamiento (Qe) en el intervalo de la curva comprendido entre el Q80 y el Q100, siendo el Q80 el caudal que circula por el río durante 80 días al año y el Q100 el que circula durante 100 días al año. Representando estos dos valores en la curva de la figura 2.27:

Figura 2.27 Curva de caudales medios clasificados

El caudal de equipamiento estaría entre unos valores aproximados de 45 a 58 m3/s, en la curva de caudal menos el caudal ecológico.

MÉTODO 2

Este método para la obtención del caudal de equipamiento (Qe) está basado en hacer funcionar a la central el mayor número de días a su potencia nominal. A partir de cada valor de caudal, caudal ecológico o de servidumbre (Qsf) y caudal mínimo técnico (Qmt) que dependerá del tipo de turbina elegida, se obtiene la energía eléctrica correspondiente.


Observando los valores obtenidos en el Ejemplo 1, el valor de caudal Q= 38 m3/s se repite 37 días al año, y se obtiene un valor de energía de 1949096,6 kWh/año (una vez descontado el 20% por caudal ecológico), siendo por tanto, el valor óptimo.

De forma gráfica, se puede observar también esta conclusión (figura 2.28):

Figura 2.28 Gráfica de la energía en función del caudal

Si elegimos como caudal de equipamiento Qe = 38 m3/s, y descontamos un 20% por caudal ecológico, queda Qe=30,4 m3/s.

Comparativa de resultados de los métodos propuestos

Considerando que el tipo de turbina hidráulica es Kaplan, el caudal mínimo técnico de funcionamiento se calculará:

Qmt = Qe .K

para un K=0,25 (según apartado 2.2.6.3.4),

Por tanto, la energía eléctrica total producida, será el sumatorio de los valores de energía desde el Qmt hasta el Qe considerado.

En la Tabla 2.5 se muestran los resultados obtenidos por ambos métodos:

Tabla 2.5 Comparación de resultados

Qe

(m3/s)

Número de días que se presenta este valor al año

Qmt

(m3/s)

Energía total

kWh/año

MÉTODO 1 (Q80)

45 14 11,25 10.901.355,69

MÉTODO 1 (Q100)

58 3 14,5 11.573.904,93

MÉTODO 2 30,4 37 7,6 6.472.567,31

Caudal = 38 m3/s


Conclusiones

Con el método 1, se obtiene una mayor cantidad de energía. Entre los valores de caudal Q80 = 45 m3/s y Q100 = 58 m3/s, no hay mucha diferencia en el valor de la energía, por lo que se elegiría el valor de 45 que se presenta 14 días al año frente al valor de 58 que sólo se presenta 3 días al año. La potencia instalada de la central, la energía producida y el coste de inversión dependen del valor del caudal de equipamiento. A mayor caudal mayor potencia instalada, mayor cantidad de energía producida y mayor coste de inversión.

Desde el punto de vista del método 2, interesa siempre que la central trabaje el mayor número de días a su potencia nominal, donde presentará el mejor rendimiento. El valor de caudal de 30,4 m3/s se presenta 37 días al año, y por tanto, sería el valor óptimo. Tanto la potencia instalada, la energía producida y el coste de inversión serán también más bajos.

Elegir un valor alto de caudal puede provocar un sobredimensionamiento de los equipos, para funcionar muy pocas horas o días al año a su plena potencia.

2.2.6.3.7 El caudal sólido Todos los ríos arrastran de una u otra forma, materiales sólidos, como gravas, arenas, limos, árboles, ramas, hojas, etc. El conocimiento del transporte sólido es fundamental en un aprovechamiento, ya que sus efectos pueden dar lugar a:

Aterramientos de los depósitos creados por las presas y las cámaras de carga, que a largo plazo pueden dar lugar a la anulación de las instalaciones.

La entrada de materiales sólidos en las tomas de agua, trae consigo una disminución del caudal y de la altura disponible. La puesta en carga de algunos elementos como las rejillas, por acumulación de la broza flotante, puede dar lugar a su rotura. El envejecimiento y destrucción por erosión o golpe puede dañar los álabes de las turbinas

Desgraciadamente el fenómeno del caudal sólido no es fácil de evaluar, dado el gran número de parámetros que interviene en él, por lo que el estudio se deberá basar, más que en averiguar el comportamiento de los materiales sólidos, en tratar de eliminarlos tomando las medidas adecuadas, como rejas, desarenador, etc.

2.2.6.3.8 Histograma de caudales medios mensuales

Otra forma de representación es mediante histogramas de caudales medios mensuales con un historial de años determinado. En la siguiente figura 2.29 se representa el histograma de caudales medios mensuales correspondiente a los datos de la Tabla 2.3


Figura 2.29 Histograma de caudales medios mensuales

2.2.6.3.9 Caudal de crecida o de avenida máximo

Para el dimensionado del azud o presa y de la obra de toma es necesario conocer la avenida correspondiente a un periodo de retorno o de recurrencia (T) a lo largo de n años y se define como el intervalo medio entre las avenidas de magnitud, el caudal (Q) en el periodo de observación (T).

Para el cálculo de los caudales y los niveles para diferentes avenidas en función de los periodos de retorno se utiliza la formula empírica de Fuller (1914):

Q(T) =QM. (1+ 0,8 Log10 T)

Tomando el dato del ejemplo 1, si QM = 221 m3/s (dato de la curva de caudales clasificados), los valores de caudal de crecida o de avenida para diferentes valores de T son:

T = 50 años Q = 521,37 m3/s

T = 1.000 años Q = 751,40 m3/s

T = 5.000 años Q = 874,97 m3/s

Si se alcanzasen estos valores de caudal en algún momento, provocarían una elevación en el nivel del agua en la presa que podría provocar su desbordamiento, con el consiguiente riesgo de rotura de la misma. Por tanto, el diseño de la presa tiene que garantizar que ante la aparición de un caudal de crecida de estas magnitudes no se produzca una situación de riesgo.


2.3 Determinación del salto neto

El salto es la otra magnitud fundamental para el diseño de una pequeña central hidroeléctrica. Normalmente se mide en metros. Deberá ser el máximo permitido por la topografía del terreno, teniendo en cuenta los límites que marcan la afección al medio ambiente y la viabilidad económica de la inversión.

Podemos hablar de los siguientes conceptos:

Salto bruto (Hb). Altura existente entre el punto de la toma de agua del azud o presa y el punto de descarga o desagüe del caudal turbinado al rio (SOCAZ).

Salto útil (Hu). Desnivel existente entre la superficie del agua en la cámara de carga y el nivel de desagüe en la turbina.

Salto neto (Hn). Es la diferencia entre Hu y las pérdidas de carga producidas por todas las conducciones. Representa la máxima energía que se podrá transformar en trabajo en el eje de la turbina.

Pérdidas de carga (Hp). Son pérdidas por fricción del agua contra las paredes del canal, tubería forzada, válvulas, rejillas, etc. Se mide como pérdidas de presión (o altura de salto). Se suele suponer que las pérdidas de carga son del orden del 5% al 10% del salto bruto.

En la siguiente figura 2.30 se muestran estos conceptos, para el caso de una central hidráulica tipo fluyente con canal de derivación

Figura 2.30 Concepto de salto bruto, útil y neto .Fuente Ente Vasco de la Energía


2.4 Potencia teórica de un salto de agua

La potencia teórica de un salto de agua (Pt) en vatios se puede estimar mediante la siguiente expresión:

Siendo

= densidad del agua (1000 kg/m3) g= gravedad (9,81m/s2) Q=caudal de agua (m3/s) Hb= salto bruto (m)

El producto de .g es el peso específico del agua (N/m3). Su valor depende de la temperatura del

agua, es decir, a 4°C vale = 9,8 (kN/m3). En la siguiente Tabla 2.6 se muestra su variación para diferentes valores de temperatura del agua.

Tabla 2.6. Variación del valor de en función de T (°C)

Temperatura ˚C Peso Específico N/m3

0 9805

5 9806

10 9803

20 9786

40 9737

60 9658

80 9557

100 9438

Este valor se suele considerar constante en los estudios de producción de energía eléctrica, dado que su variación para el rango de temperaturas del agua que se pueden presentar en un cauce de un río suele ser muy pequeña.

Si sustituimos estos valores en la expresión de la potencia teórica, para el caudal de equipamiento Qe queda:


2.5 Potencia instalada y producción

La potencia disponible varía en función del valor del caudal para ser turbinado y el salto existente en cada instante. Descontando las pérdidas de carga al valor del salto bruto, la expresión de la potencia quedaría en función del salto neto:

Teniendo en cuenta ahora un factor de eficiencia global de la central (e) quedaría:

El factor de eficiencia global de la central e, es un producto de rendimientos de los diferentes equipos que intervienen en la producción de la energía más el autoconsumo:

Donde: t = rendimiento de la turbina hidráulica (0,90 a 0,94)

g= rendimiento del generador eléctrico (0,96 a 0,98)

m=rendimiento de la caja multiplicadora (si existe) (0,96 a 0,98)

T=rendimiento del transformador de potencia de salida (0,97 a 0,98)

L= rendimiento de la línea área o subterránea (0,95 a 0,96)

auto = rendimiento del autoconsumo ( 0,96 a 0,97). Entre un 3 a un 4 % de la potencia instalada

Un valor aproximado de e de una pequeña central hidráulica moderna oscila entre 0,80 y 0,85 Para el caso de una central micro-hidráulica (figura 2.31), este rendimiento puede estar entre 0,50 y 0,60

Figura 2.31 Pérdidas en los distintos elementos de una central micro-hidráulica (Sánchez, T y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995)


Los elementos que componen la central son prácticamente los mismos que en el caso de turbinas de mayor potencia. Sin embargo aquí las obras de ingeniería civil son significativamente menores, especialmente en lo referente a la captación y al canal de derivación. Del mismo modo los elementos auxiliares, como el sistema de regulación, será específico para potencias menores y no tendrá las opciones de puntos de funcionamiento de las turbinas mayores.

La potencia instalada de la turbina o potencia mecánica en el eje será:

Y la potencia instalada o nominal del generador eléctrico:

La potencia nominal del generador eléctrico suele ser un poco inferior a la potencia de la turbina hidráulica. Normalmente se da en kVA o MVA. La potencia del transformador principal de salida suele ser igual a la potencia del generador eléctrico, aunque podría ser un poco inferior dado que hay que descontar la potencia consumida por el autoconsumo de la central.

Una vez conocida la potencia disponible es posible calcular la producción media de la central, como producto de la potencia en cada momento por las horas de funcionamiento:

Siendo T= horas de funcionamiento equivalentes anuales o mensuales

c= coeficiente de imponderables, que refleja las pérdidas debidas al mantenimiento y reparación, disponibilidad de agua, etc. Se suele tomar un valor entre 0,8 y 0,85

Resumen

En este tema 2 titulado Recurso Hidráulico, se han presentado los diferentes estudios preliminares que hay que realizar para la realización de un proyecto de una minicentral hidroeléctrica. El estudio del recurso hidráulico en un determinado emplazamiento es fundamental para poder realizar un estudio de viabilidad del proyecto. Para ello, hay que disponer de datos de caudales con un historial de años elevado. Se han analizado las diferentes metodologías de medición de caudales: mediante aforos directos e indirectos (estaciones hidrométricas), mediante correlación entre cuencas hidrográficas y por pluviometría (estaciones pluviométricas). También, se ha analizado la obtención del caudal de equipamiento mediante la curva de caudales medios clasificados, empleando dos métodos distintos, teniendo en cuenta la restricción debida al caudal ecológico impuesto por las Confederaciones Hidrográficas. Por último, se ha presentado la expresión de la potencia teórica de un salto de agua y el cálculo de la energía eléctrica anual, en función del rendimiento global de la central.


3. TIPOLOGÍA DE MINICENTRALES

3.1 Tipos de Minicentrales Hidroeléctricas

Las características geográficas, geológicas y ambientales determinan la localización del aprovechamiento hidráulico y los componentes de obra civil más convenientes para maximizar la transformación de la energía hidráulica en energía eléctrica. Dada la gran variedad de soluciones posibles para conseguir el mejor aprovechamiento de la mayor parte de saltos hidráulicos, las minicentrales hidroeléctricas se pueden clasificar tanto en función del tipo de salto como de su ubicación respecto al salto a explotar.

3.1.1 En función del tipo de salto hidráulico a explotar

Las minicentrales hidroeléctricas se clasifican en:

A) Minicentrales de alta presión. Están asociadas a saltos elevados, mayores de 200 m, y caudales pequeños. En ellos se suelen instalar turbinas Pelton o Francis en función del salto. El uso de las turbinas Pelton están más indicadas en los saltos de gran altura, mientras que en los saltos de menor altura son más idóneas las turbinas Francis.

B) Minicentrales de media presión. Instaladas en saltos comprendidos entre 20 y 200 m., y caudales medios. Generalmente, se instalan turbinas Francis normales en los saltos de mayor altura, mientras que las Francis rápidas están indicadas para los saltos de menor altura en los que el caudal también es más elevado que en los primeros.

C) Minicentrales de baja presión. Asociadas a saltos hidráulicos menores de 20 m., y elevados caudales. Se emplean turbinas de Hélice y sobre todo Kaplan.

En el tema 5, se expondrá con más detalle el proceso y criterios de selección de las turbinas hidráulicas que están más indicadas para cada salto.

3.1.2. En función de la ubicación de la minicentral hidroeléctrica y al tipo de captación del agua a turbinar

Las minicentrales se pueden clasificar en:

A) Minicentrales de agua fluyente o corriente

Son instalaciones preparadas para turbinar directamente parte del caudal de un cauce natural. Dada esta característica, los elementos constructivos o de obra civil asociados a este tipo de instalaciones dependerá de las características hidráulicas de los saltos, dando lugar a dos grandes grupos, las minicentrales hidroeléctricas de agua fluyente de alta presión y, las minicentrales de media y baja presión. A continuación se describen con mayor detalle cada una de ellas.


A.1) Minicentrales de agua fluyente de alta presión

Una de las características más notables de estas instalaciones es que no disponen de un embalse que asegure el aporte continuo de agua a las turbinas para producir la energía eléctrica, o bien éste no es lo suficientemente grande como para comprender funciones de regulación. Comprende un azud o pequeña presa para elevar el nivel del agua del río, y disminuir la velocidad del agua. Siguiendo el esquema de la figura 3.1, el agua del río se desvía hacia una tubería cerrada o canal a través de una toma de agua practicada en el azud. Para evitar la entrada de cuerpos extraños en las conducciones que transportan el agua a turbinar, la toma de agua lleva incluida una rejilla o filtro. La tubería o canal es de pequeña pendiente (entre 0,2 y 0,5 metros por mil siguiendo las líneas de nivel) y comunica el azud con un depósito, llamado cámara de carga, donde el agua se almacena para asegurar un caudal constante durante el funcionamiento de la turbina. Desde este depósito el agua pasa a una conducción forzada provista de un desarenador en su extremo inicial para evitar la entrada de arena en la turbina y los daños que pudiera conllevar. Finalmente, el agua se devuelve al cauce del río a través del canal de desagüe.

Figura. 3.1 Esquema de una minicentral hidroeléctrica de agua fluyente de alta presión.

Los principales elementos de la infraestructura de la obra civil necesarios para este tipo de instalaciones son (figura 3.1):

Azud o pequeña presa con escala de peces

Toma de agua con rejilla

Canal de derivación

Desarenador

Cámara de carga. Incluye un aliviadero lateral que permite la descarga de agua en el caso de grandes avenidas

Tubería forzada

Edificio de la central, en la que se encuentra la turbina y los grupos electromecánicos usados para la transformación de la energía mecánica en energía eléctrica

Canal de desagüe

En algunas instalaciones, la cámara de carga puede estar abierta (a la presión atmosférica) o cerrada (a presión). En las cámaras de carga cerradas habrá que incluir en la instalación una chimenea de


equilibrio que amortigüe las sobrepresiones que se producirían en el caso de un golpe de ariete por motivo de un cierre brusco del extremo final de la conducción forzada (ver figura 3.2).

Figura 3.2 Minicentral hidroeléctrica de agua fluyente con canal de derivación. a) Un canal abierto se encarga de transportar el agua desde

el pequeño embalse hasta la cámara de carga, también abierta; b) entre el embalse y la cámara de carga se dispone una tubería forzada que comunica el azud con una cámara cerrada. (Fuente: http://www.galeon.com/sloren/luciapra/ouren93.htm).

Este tipo de minicentrales también se les suele denominar minicentrales hidroeléctricas con canal de derivación. Como se ha mencionado anteriormente, estas minicentrales están instaladas en los cursos altos de los ríos caracterizados por un salto elevado y un caudal pequeño, que en algunas estaciones del año puede llegar a ser insuficiente para que el aprovechamiento hidráulico sea óptimo. Teniendo en cuenta estas consideraciones, es habitual que estas minicentrales no funcionen durante algunos meses del año, y el tiempo de funcionamiento medio oscila entre 2500-3000 horas/año. Al extraer una fracción de caudal del río para su turbinación, debe asegurarse que en el tramo del río aguas abajo de la toma, exista un caudal mínimo garantizado, que se le suele denominar caudal ecológico o de servidumbre mínimo (ver Tema 2).

A.2) Minicentrales de agua fluyente de media/baja presión. Estas minicentrales se instalan en los cursos medios y bajos de los ríos donde los saltos son de pequeña altura y caudal elevado. El aprovechamiento hidráulico del salto se puede realizar con canal de derivación o en el propio curso del río. a) Con canal de derivación (figura 3.3 y 3.4). Esta solución es similar a la empleada en las minicentrales de agua fluyente de alta presión con canal de derivación (ver figura 3.1). A través de un canal de grandes dimensiones, se deriva una fracción de caudal hacia las turbinas a través de una conducción forzada.

http://www.galeon.com/sloren/luciapra/ouren93.htm


Figura 3.3 Componentes de una central hidráulica de media o baja presión con canal de derivación. Fuente EVE

Los elementos de obra civil que comprende estas minicentrales son por tanto, muy similares a los usados en las minicentrales de alta presión:

Azud o pequeña presa con escala de peces

Toma de agua con rejilla


Desarenador

Tubería forzada

Edificio de la central

Canal de desagüe

Figura 3.4 Minicentral hidráulica situada en un curso medio de un río con canal de derivación. Fuente IDAE

b) En el propio curso del río.

Este tipo de minicentrales consisten de una presa dotada con un aliviadero por donde rebosa el agua. En un lateral de la presa se sitúa el edificio donde se encuentran situadas las turbinas (figura


3.5). No disponen de tubería forzada y la entrada del agua a las turbinas es a través de una cámara abierta. Por tanto, sus principales elementos son:

Presa con aliviaderos de compuerta

Desarenador

Escala de peces


Figura 3.5 Esquema de una minicentral hidroeléctrica de agua fluyente de media/baja presión.

Este tipo de minicentrales no introducen ninguna modificación en el caudal en ningún tramo del río. Las minicentrales hidráulicas situadas en los cursos medios/bajos de los ríos, garantizan el aporte de caudal durante más meses con respecto a las minicentrales situadas en cursos alto de los ríos. Por esta razón, el tiempo medio de funcionamiento de estas minicentrales es mayor, oscilando entre 3000-4000 horas al año.

B) Minicentrales a pie de presa

Las minicentrales a pie de presa disponen de un caudal que procede de un embalse construido en el curso de un río mediante una presa, en la que se dispone una toma de agua. Se denominan a pie de presa porque la sala de máquinas está localizada en la base de la presa. Este tipo de minicentrales puede usarse como minicentral de uso compartido, ya que el embalse puede además tener funciones de abastecimiento de agua potable a las poblaciones, o para regular el curso de los ríos y evitar las crecidas de los mismos.

Al interponer un obstáculo (presa) en la corriente natural, el nivel de la superficie libre del río se eleva, aumentándose así mismo el salto natural disponible. Este nuevo desnivel es aprovechado por la turbina instalada para generar mayor energía hidroeléctrica. El embalse que se crea en el curso del río permite la regulación del caudal que recibe la turbina en función de la demanda eléctrica. Otra ventaja es que aseguran la producción continua de energía eléctrica durante todo el año, incluso en los meses secos del mismo.


Los elementos que constituyen el esquema más característico de este tipo de minicentrales son (ver figura 3.6):

Presa que permite la acumulación de agua para posteriormente ser regulada

Toma de agua

Rejillas

Tubería forzada


Canal de desagüe para retornar el agua turbinada al cauce del río

Figura 3.6 Central a pie de presa . Fuente IDAE

Una tipología de estas centrales situadas a pie de presa son las de tipo caverna, (figura 3.7), en donde, el edificio de la central se encuentra instalado en el interior de una montaña, a una cota que puede estar por debajo del nivel del desagüe para evitar el fenómeno de cavitación.

Figura 3.7 Minicentral hidroeléctrica a pie de presa en caverna


Las centrales a pie de presa, suelen tener un tiempo de funcionamiento medio de 2500-3000 horas/año.

C) Centrales de uso compartido

Son minicentrales incluidas en las redes de agua destinadas a otros usos como puede ser el de riego, abastecimiento de agua potable a la población, y trasvases de agua entre ríos (figura 3.8). La energía que se puede extraer de estos canales está asociada al caudal excedente para su uso principal. El caudal desviado hacia la turbina es posteriormente devuelto al canal. Es importante construir un canal auxiliar que garantice el agua de regadío, de trasvase o el abastecimiento de agua a poblaciones cuando la turbina no esté operativa. Este tipo de minicentrales tiene un tiempo característico de funcionamiento de 2000 horas/año. Estas instalaciones tienen la ventaja de que su impacto medioambiental es menor, debido a que aprovechan parte de los elementos del sistema en los que se integran, con la consiguiente reducción del coste de la instalación. Los elementos principales que constituyen este tipo de minicentrales son:

Toma de agua desde el canal

Rejillas

Tubería de presión que parte directamente desde el canal.


Canal de desagüe que retorna el agua turbinada al propio canal de riego

Figura 3.8 Minicentral hidráulica situada en canal de riego. Fuente IDAE


Resumen

La gran diversidad de saltos hidráulicos y sus características geográficas, geológicas y topográficas asociadas a ellos dan lugar a una gran variedad de minicentrales hidráulicas. Los criterios comúnmente usados para clasificarlas son el tipo de salto y la ubicación relativa de la minicentral respecto del salto, así como la instalación usada para la captación del agua a turbinar.


4. OBRA CIVIL 4.1 Introducción

Según se ha podido apreciar en capítulos precedentes, existen tres tipos fundamentales de minicentrales hidráulicas:

a) de agua fluyente b) a pie de presa c) en canal de riego

La obra civil de una minicentral incluye todas las infraestructuras necesarias para:

1) derivar o conducir el agua a la central, incluso las desviaciones en la fase de construcción, 2) devolución agua al cauce, 3) alojar los componentes electromecánicos, 4) facilitar los accesos de vehículos de construcción y mantenimiento

En comparación con las grandes centrales hidroeléctricas, las obras en las minicentrales son, en general, mucho más reducidas.

Dependiendo de la ubicación de la minicentral, las instalaciones más frecuentes de ingeniería civil son las siguientes (figura 4.1):

- Azud/presa con escala de peces

- Toma

- Canal de derivación

- Cámara de carga con desarenador

- Tubería forzada

- Edificio de la central

- Canal de descarga

- Viales


Figura 4.1 Esquema típico de una minicentral con instalaciones de obra civil (Sánchez T. Ramírez, J. , ITDG-1995)

A los componentes anteriores se añadiría las adecuaciones en presas o azudes existentes, así como en canales de riego, cuando las minicentrales aprovechan estas infraestructuras.

4.2 Azud

En esencia se trata de un muro transversal al río, de escasa altura (máximo 15 m), destinado a conseguir un régimen fluvial con remanso aguas arriba, para facilitar el desvío del agua por un lateral mediante un canal de derivación. Bien el propio azud o en la embocadura del canal y aguas abajo del mismo, se tendrá un aliviadero de coronación que provocará que el caudal sobrante se retorne al río antes de pasar a la central.

La tipología de azudes y presas por su forma es variada, y así las encontramos de gravedad, de tierra o escollera (figura 4.2), y por sus características constructivas, de hormigón en masa, de obra de fábrica, de escollera con pantalla de impermeabilización (figura 4.3), etc. Las presas de contrafuertes, en arco y de bóveda, por su envergadura, no suelen ser de aplicación en las minicentrales.


Figura 4.2 Tipos de azudes. Fuente IDEA

Figura 4.3 Corte en presa de escollera con impermeabilización. Caspe, España

En otros casos, como el de la presa de la figura 4.4, la presa ha sido proyectada para la instalación de una minicentral de pie de presa en su margen izquierda, y un canal de derivación para riego en la margen derecha.

Figura 4.4 Presa de Estremera, río Tajo, España (foto J. A. Mancebo 2007)


Las presas disponen de varios tipos de aliviaderos, destinados a evacuar el caudal excedentario en condiciones de seguridad:

a) aliviaderos de superficie, con compuertas verticales o de sector (figura 4.4)

b) Aliviaderos de medio fondo o de fondo, con válvulas de mariposa, troncocónicas o chorro hueco, etc.

Un ejemplo de azud típico para utilización en una microcentral sería el expuesto en la figura 4.5. Se encuentra en el río Kaseke (Tanzania), y tiene capacidad para evacuar por la tubería forzada (de 14 km de longitud) un caudal de 20 l/s. El problema asociado a éste caso, y a otros similares existentes en la misma región, radica en las colmataciones debidas a las avenidas provocadas por las a menudo intensas lluvias en la cabecera de la cuenca.

Figura 4.5 Azud en el río kaseke, Tanzania (Foto J. A. Mancebo 2010)

En este caso concreto se han tenido que efectuar reparaciones, como la representada en la figura 4.6, añadiendo una caja de captación complementaria para aguas altas, situada fuera del alcance de la máxima avenida de río.


Figura 4.6 Planta de azud con detalles de rehabilitación

4.3 Escala de peces

Tiene por finalidad facilitar el remonte de los peces en sus migraciones aguas arriba del río que ha sido interceptado por la presa de la central. Existen varios tipos de escalas que se adaptan a las características específicas de cada caso, siempre utilizando un caudal no turbinable mínimo para que los peces puedan utilizarlo en su salto a contracorriente. Respecto a las formas constructivas, en unos casos se trata de pequeñas pozas saltando el agua de una a otra en pequeñas cascadas de unos 30 cm de salto en cada una. En otros casos se construye un canal de fuerte pendiente con tabiques alternos entre los que el agua discurre en zigzag (figura 4.7) antes de cada salto.

El tipo de escala que se determine como más apropiado en cada caso, depende de varios factores:

Tipo de peces

Capacidad natatoria

Salto de cada pez

Cada dispositivo de paso está diseñado para unas determinadas condiciones de caudal, y si por el río circula demasiado agua o demasiado poca, la escala puede no ser funcional.

Los datos para el cálculo de la escala de peces:

Altura del salto

Qmínimo

Altura de los estanques o escalones

Caudal de la escala


Figura 4.7 Escala de peces. Fuente ESHA

4.4 Toma de agua o bocatoma

Se trata de una infraestructura encargada del desvío del agua desde el vaso del azud o la presa hacia el canal. En las centrales a pie de presa es una embocadura en la pared desde la que parte la tubería forzada hasta la turbina. En las centrales de agua fluyente el agua es encauzada en un canal. La toma también puede ser sumergida e igualmente desemboca en el canal

Suelen conllevar una serie de elementos adicionales: sistemas de desbaste (rejas con peines de limpieza automatizados o limpiarrejas (figura 4.8)), sistemas para evitar la entrada de peces, una pequeña balsa de decantación de arenas y limos y una compuerta con aliviadero para regular la entrada de agua.

El diseño hidráulico de estas estructuras se basa en el criterio de que sean competentes para dejar pasar cuando menos la avenida de diseño, aplicándose la fórmula para descarga libre de vertederos.

Figura 4.8 Limpiarrejas automatizado a la entrada de una toma de agua. Fuente ESHA


4.5 Canal de derivación

El canal parte de la toma y conduce el agua hasta la cámara de carga, desde donde se conduce por la tubería forzada hasta la central.

Los canales suelen ser abiertos a la atmósfera, aunque a menudo se cubren en algunos tramos para evitar contaminaciones, avalanchas de materiales de laderas adyacentes, caídas de animales o personas; o porque se atraviese una elevación del terreno mediante un túnel.

Por su forma, en una sección transversal al flujo, los canales pueden ser trapeciales, rectangulares, semicirculares o de sección irregular. En cuanto a los materiales, los más comunes en minihidráulica son los de obra de fábrica y hormigón, aunque en microhidráulica también se construyen a base de prefabricados de hormigón armado, reforzado con fibras, o mediante un corte longitudinal por un plano diametral a una conducción circular.

En su diseño se procura que las pérdidas de energía sean mínimas.

Figura 4.9 Formas de los canales

La pendiente del canal suele estar comprendida entre los valores de 0,2 y 0,5 metros por mil siguiendo las líneas de nivel. La forma del canal obedece a consideraciones económicas o constructivas.

La sección transversal dependerá del tipo de terreno: habitualmente, para canales en roca se utiliza la sección rectangular y para canales en tierra se utiliza la sección trapezoidal

En canales de longitud considerable, se instala un aliviadero intermedio que puede incluir un desarenador o un rebosadero protegido con malla, como el de la figura 4.10:


Figura 4.10 Aliviadero con desarenador y aliviadero lateral en canal . Foto J. A. Mancebo 2010)

Para el diseño de su sección pueden tomarse las fórmulas de Chezy y Manning adaptadas a los materiales y la forma del canal. La velocidad media de circulación del agua en el canal en m3/s, según la fórmula de Chezy es:

)( IRCvhm

- C: coeficiente de Chezy: 6/11

hRnC

Que modificada por Manning queda:

Conocida la velocidad media Vm (m/s) y el valor del caudal Q(m3/s) se puede obtener la sección o área transversal del canal S(m2) mediante : S=Q/Vm=b.y.

La condición de sección económica de un canal conllevaría a que el radio hidráulico es rh= y/2.

Se comienza por fijar los parámetros a determinar que serán los siguientes:

b = ancho del canal y = calado del canal rh = radio hidráulico (figura 4.11) S = sección del canal I = Pendiente longitudinal que normalmente se fija en 0,0005

n = coeficiente de rugosidad de Manning .Vale 0,01 para paredes muy pulidas y para revestimiento de hormigón, aproximadamente 0,014 V= velocidad de circulación del agua por el canal. Se suele tomar un valor máximo de 1,5 m/s

Q = caudal a transportar ( m3/s)


Figura 4.11 Diferentes formas de canales y radio hidráulico. Fuente ESHA

Así, por ejemplo, en un canal de sección rectangular de ancho 1,2 m y lámina de agua de altura 0,5 m, revestido de hormigón, se tiene una velocidad de 0,67 m/s y un caudal de 0,4 m3/s.

Otro método interesante para la obtención de las dimensiones o el caudal es mediante ábacos, como el de la figura 4.12, válido para sección rectangular.

Figura 4.12 Gráfico de caudal en función de dimensiones del canal rectangular. Fuente IDAE


4.6 Desarenador y cámara de carga

Cualquier tipo de toma siempre deja pasar alguna cantidad de materiales sólidos que avanzan por el sistema de conducción (canal o tubería), los cuales producen grandes perjuicios y deterioro en toda la infraestructura de la planta.

Con el fin de evitar este tipo de inconvenientes se construye un desarenador.

Existen varios tipos de desarenadores aplicables al diseño de pequeñas centrales hidroeléctricas. El objetivo fundamental en ellos es de alargar la longitud de recorrido del agua con el fin de lograr la sedimentación.

El diseño más sencillo y económico consiste en un tanque dotado de un escalón y rejilla (figura 4.13), con el fin de disminuir la velocidad del agua que trae el canal, de tal manera que se logre el asentamiento dentro del tanque de las partículas que se consideran perjudiciales para la operación de la planta.

El volumen de sólidos para las crecientes de un río de montaña es aproximadamente entre un 4 y un 6 % del volumen del agua y en llanuras alrededor de 0,2 a 1,0 %.

Figura 4.13 Detalle de un desarenador a la entrada de la cámara de carga. Fuente Jairo Arcesio Palacios. Tesis Doctoral 1998

No poseer un desarenador puede ocasionar:

Disminución de la sección del canal por sedimentación


Disminuye la capacidad de la cámara o tanque de carga ( disminución del volumen )

Cuando las partículas adquieren velocidad aumenta el desgaste de la tubería como el de los inyectores y turbinas aumentando los costes de mantenimiento y disminuye la vida útil de la central

La cámara de carga se sitúa a continuación del desarenador y desde ella parte la tubería forzada (figura 4.14). Así mismo constará de un aliviadero lateral que permita evacuar todo el caudal en el caso de parada rápida de la turbina o de una avenida.

Figura 4.14 Detalle de una cámara de carga

En algunos casos, sirve como depósito de regulación, aunque normalmente sólo tiene capacidad de suministrar el volumen necesario para el arranque de las turbinas sin intermitencias.

En el cálculo de la cámara de carga se debe de garantizar el volumen y nivel de agua adecuado, durante la operación de la planta.

La geometría de la cámara de carga debe dimensionarse para minimizar las pérdidas de carga y evitar la formación de remolinos que tienden a provocar la formación de vórtices si la tubería forzada está insuficientemente sumergida.

Si esto sucede, el aire arrastrado por el vórtice puede llegar a las turbinas produciendo una fuerte vibración y disminuyendo su rendimiento

En la figura 4.15, puede observarse la rejilla de filtro automatizado y la compuerta ataguía para cierre de paso de agua hacia la tubería forzada.


Figura 4.15 Cámara de carga con limpiarrejas y ataguía. Fuente: Foto J. A. Mancebo 2010

4.7 Tubería forzada

La tubería forzada parte de la cámara de carga y lleva el agua al edificio de la central y a la turbina en él instalada, se construye de acero con rigidizadores y apoyos diseñados para los esfuerzos que deberá resistir en cada caso, incluyendo los posibles golpes de ariete. En el caso de microcentrales, se fabrican con otros materiales menos resistentes como fundición, fibrocemento y materiales plásticos reforzados. En la Tabla 4.1 se muestra una comparativa para distintos tipos de material:

Tabla 4.1 Comparativa de diferentes tipos de material para tuberías

Material Pérdida por

fricción Peso Corrosión Costo

Presión de trabajo

Hierro dúctil 4 3 2 1 5

Asbesto cemento

3 3 4 4 4

PVC 5 5 4 4 4

Acero comercial

3 3 3 2 5

Polietileno 5 5 5 3 4

Rangos: Malo=1, Excelente=5

La tubería forzada se diseña mediante cálculo mecánico (resistencia a solicitaciones en régimen permanente, a sobrepresiones por golpe de ariete y a fuerzas por cambios de dirección, de sección, etc.). Además del cálculo hidráulico de velocidad, caudal y pérdidas de carga. El espesor mínimo de las tuberías es de 5 a 6 mm y su diámetro se calcula en función del caudal, con velocidades máximas del agua de 4 a 5 m/s.

Un factor muy importante a la hora de determinar el diámetro óptimo de la tubería de presión son las pérdidas de carga en la propia tubería. Las pérdidas se representan como un porcentaje sobre el


salto bruto de la planta y se traducen en pérdidas energía. Estas se reducen aumentando el diámetro, pero supone un incremento de coste importante.

El diámetro de la tubería se determina en base a que las pérdidas de energía sean mínimas (figura 4.16). Estas pérdidas son debidas a:

Rozamiento del agua al desplazarse a gran presión y velocidad por su interior. Serán proporcionales al diámetro de la misma.

Cambios de dirección de la tubería (codos verticales y horizontales), estrechamientos y paso por la válvula a la entrada de la turbina.

Temperatura del agua. La viscosidad del agua depende de su temperatura. Se suele considerar una temperatura de 22º C.

Estado superficial de la tubería. Liso para una tubería nueva y rugoso para una tubería antigua. Dependerá también del tipo de material de la que esté construida.

Longitud de la tubería

Figura 4.16 Relación entre el diámetro, nº de tuberías y coste relativo. Fuente Centrales Eléctricas UPC

Para el cálculo mecánico en secciones alejadas de conexiones puede utilizarse la formulación de la teoría membranal, mediante la cual el espesor y el diámetro pueden obtenerse mediante las expresiones:

adm

DPe

2 2.

.4

D

QV

Donde:

- e: espesor de la tubería (mm)

- P: presión interior del agua y considerando sobrepresión por golpe de ariete ( normalmente 6.105 N/m2)

- D: diámetro de la tubería en metros

- σadm: tensión admisible de cálculo ( para el acero se toma un valor de 2400 N/m2)

- V= velocidad máxima del agua por el interior de la tubería. Normalmente 4m/s

En secciones cercanas a las conexiones aparecen solicitaciones por momentos flectores que obligarían a un cálculo más conservador que tenga en cuenta la combinación de solicitaciones.


De forma gráfica (figura 4.17), se puede obtener el diámetro óptimo de la tubería, en función del valor del caudal

Figura 4.17 Determinación gráfica del diámetro de la tubería a presión. Fuente IDAE

Figura 4.18 Tubería forzada. Fuente: Foto J. A. Mancebo 2010

De manera similar a otras partes del proyecto, se deben reducir las pérdidas de carga en la tubería forzada, aunque a veces éstas son inevitables si, como se aprecia en la siguiente figura 4.19, se ha de rodear una porción de un bosque para minimizar el impacto ambiental. Se ha resuelto el caso mediante un codo y un soporte de hormigón, ya que las fuerzas que ha de resistir el tubo son considerables.

Figura 4.19 Cambio de dirección en tubería forzada. Foto J. A. Mancebo 2010


4.8 Edificio de la central

En él se sitúa el equipo que convierte la energía hidráulica en mecánica y eléctrica, y todos los elementos auxiliares: turbinas, generadores, cuadros eléctricos de control, sistema de regulación, válvula de guarda y de desvío, y el sistema de descarga al río.

La configuración física del edificio depende del tipo y número de máquinas a utilizar y del tamaño de las mismas, dado que pueden ser grupos turbina – generador de eje horizontal o de eje vertical. El edificio suele construirse al lado del río al que devuelve el agua, procurando el mínimo impacto ambiental. Hay que tener en cuenta además que, dado el tamaño y la viabilidad de la instalación, la central solo será visitada ocasionalmente.

El punto donde ha de situarse el edificio debe elegirse cuidadosamente, teniendo en cuenta los estudios topográficos, geológicos y geotécnicos, así como la accesibilidad del mismo.

Figura 4.20 Edificio en central con limpiarrejas y ataguía. Instalada en el río Júcar, España (foto J. A. Mancebo 2012)

La ubicación del edificio responde a una concienzuda selección en base al proyecto de la central. Básicamente se procura:

- facilidad para la entrada de la tubería forzada,

- capacidad para alojar todos los componentes,

- facilidad para la aspiración y la descarga,

- cumplimiento de las normas relativas a este tipo de instalaciones, incluida la legislación medioambiental

- minimizar el coste de implantación como medida para garantizar la viabilidad de la explotación

Todo ello sin olvidar el estudio geotécnico y de accesibilidad. En algunos casos el edificio se sitúa en buena parte bajo tierra, como medida para minimizar el impacto ambiental.

Normalmente se sitúa a unos metros por encima del socaz (nivel de desagüe) para evitar su inundación en el caso de una crecida del río (figura 4.21).


Figura 4.21 Situación del edificio de la central. Fuente ESHA

En el interior del edificio de la central (figura 4.22) se encuentran las turbinas, los generadores eléctricos y el resto de equipos eléctricos y auxiliares, necesarios para su funcionamiento. Además, suele disponerse de un puente grúa, aunque en algunos casos puede ser suficiente una grúa portátil durante el montaje y operaciones de mantenimiento

Figura 4.22 Interior de la minicentral hidráulica Molino de Suso (Álava –España). Fuente IDAE

4.9 Sistema de descarga

La central devuelve el agua al río en el propio edificio de la central o en sus cercanías. Las turbinas de acción vierten directamente al canal de desagüe, ya que no incorporan tubo de aspiración, y las de reacción lo hacen desde el tubo de aspiración (figura 4.23).


Figura 4.23. Sección de sistema de descarga de una turbina Francis

El sistema de descarga al río está formado por la salida en lámina libre y por la descarga de la válvula de desvío o de guarda (figura 4.24). En cualquier caso es conveniente situar una rejilla en la salida y una ataguía como se refleja en las figuras siguientes.

Figura 4.24 Sistemas de descarga al río

Descarga de la válvula de guarda


Resumen

El tema 4 se centra en aspectos concretos del proyecto de implantación de una minicentral hidroeléctrica. Se trata de las infraestructuras de ingeniería civil de la central. En el tema se describen los principales elementos que configuran la obra civil siguiendo el orden del flujo de agua: desde la toma a la descarga y devolución del agua al río, pasando por la toma, la conducción de desvío, la cámara de carga y el edificio de la central. Se ha procurado sintetizar de manera resumida la caracterización de los principales elementos de las obras de modo que el lector pueda obtener una idea general próxima al proyecto desde esta vertiente de ingeniería civil.


5. TURBINAS HIDRÁULICAS 5.1 Introducción. Descripción general

Se han publicado numerosos estudios sobre los ingenios precursores de las turbinas hidráulicas. Los testimonios más antiguos parecen ser la sequía persa y la rueda hidráulica romana, que había sido previamente implementada en India y China, y que después llega a Europa a través de Egipto. Más tarde, durante la Edad Media y el Renacimiento, se generaliza el uso de los molinos hidráulicos, además de los eólicos. Ejemplos de ello son las norias de Alepo (Siria) y de Córdoba (España). Otro caso interesante es el de los molinos de regolfo en la Península Ibérica y América, muy cercanos en su forma y fundamentos a las turbinas hidráulicas (Los veintiún libros de los ingenios, anónimo, S XVI). Posteriormente los estudios de Euler, Burdin y Fourneyron prepararon el campo para el definitivo avance de Pelton, Kaplan, Francis, y otros.

En la actualidad, se admite como límite superior para minihidráulica aquellas centrales con una potencia instalada de 5000 kW, y considerando que cuando las potencias son inferiores a 500 kW, se denomina microhidráulica. Sin embargo en Latinoamérica se aceptan los valores de la siguiente Tabla 5.1:

Tabla 5.1 Clasificación de minicentrales (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995)

Clasificación de M.C.H. según la potencia

REGIÓN INSTITUCIÓN MICRO

CENTRAL MINI

CENTRAL PEQUEÑA CENTRAL

Mundial ONUDI1 < 100 kW 101-2000 kW 2000-10000 kW

Latinoamérica OLADE2 < 20 kW 21-500 kW 500-5000 kW

1.- Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial. 2.- Organización Latinoamericana de la Energía.

Dada su limitada potencia y su carácter de generación, en ocasiones, como sistema aislado, la energía minihidráulica se encuentra frecuentemente vinculada a intervenciones de desarrollo en áreas desfavorecidas, con el objetivo general de mejora del acceso a servicios básicos. Sin embargo en estos casos la implantación de las energías renovables, basada en pequeñas turbinas hidráulicas(figura 5.1), se encuentra con numerosos problemas, entre los que pueden citarse:

(a) Escasez de corrientes de agua con desniveles suficientes para instalar miniturbinas, en algunas regiones, donde incluso a veces las microturbinas llegan a ser inviables.

(b) Dificultades técnicas para la realización de las instalaciones.

(c) Sostenibilidad complicada, que a menudo se verifica con el abandono de instalaciones


Figura 5.1 Turbina tipo Pelton de dos inyectores

5.2 Descripción general. Ubicación de la turbina entre los componentes principales de la central

Como se ha podido apreciar en los capítulos precedentes, un aprovechamiento típico podría ser el representado en la (figura 5.2) en el que se han señalado las partes principales de una minihidráulica, que dispone de: una captación en forma de presa, una conducción forzada como sistema de alimentación del agua la turbina y el edificio de la central donde se sitúa la turbina, con todos sus elementos accesorios, y el generador eléctrico.

Es de destacar que uno de los componentes de menor tamaño de la central es precisamente la turbina, aunque es en ella donde se lleva a cabo la captura de la energía hidráulica de la corriente, para convertirla después en energía eléctrica en el generador.

Figura 5.2 Elementos principales de una central hidráulica (modificado de Fernández, P. 2002)


5.3 Recorrido del agua en la turbina. Elementos fundamentales

Si seguimos la trayectoria teórica del agua en el interior de la turbina (figura 5.3), encontraremos los elementos principales de la misma. Dado que los órganos son diferentes según los distintos tipos de turbinas, lo planteamos de manera general para una turbina de reacción, especificando después las diferencias con las de acción.

Figura 5.3 Corte esquemático de una turbina de eje vertical

En primer lugar, en el extremo final de la conducción de alimentación del agua a la central (tubería forzada, canal de derivación, etc.), se sitúa la cámara espiral de la turbina (figura 5.4). En las turbinas de reacción se trata de una cámara a presión que circunda a los siguientes elementos, convirtiendo la dirección del flujo de unidireccional y tangencial a la turbina, en radial, y con admisión completa desde todo el perímetro hacia el interior de la turbina. La cesión uniforme de caudal hacia el siguiente órgano, el distribuidor, provoca que el caudal en la cámara espiral disminuya conforme se avanza en la periferia del distribuidor, por lo que la cámara tiene una sección decreciente, como una espiral en forma de caracola.

Figura 5.4 Turbina Francis. Cámara y tubo de aspiración. CH Torrelaguna, España (Foto Mancebo 2012)

Cámara espiral


El siguiente órgano que encuentra el agua es el distribuidor (llamado a veces distribuidor tipo Fink) (figuras 5.5 y 5.6), que en realidad es un pasillo previo al rodete. En esencia está formado por dos coronas circulares entre las que se sitúan unas palas orientables. En él se dirige el agua de manera conveniente, en dirección a la turbina, ya que las palas directrices pueden girar sobre un eje calado a las coronas superior e inferior.

Figura 5.5 Mecanismo exterior de accionamiento de las palas del distribuidor Fink. CH El Atazar España (Foto Mancebo 2012)

Figura 5.6 Eje de turbina con acoplamiento. Accionamiento de la corona del distribuidor. CH El Villar, España (Foto Mancebo 2013)

El movimiento de las palas es accionado por un mecanismo de biela-manivela exterior al flujo, obedeciendo al sistema de regulación de la turbina. De este modo el distribuidor actúa en la regulación del caudal de entrada, y por tanto, de la velocidad y la potencia. La velocidad del cierre del distribuidor está condicionada por el posible golpe de ariete que puede generarse en la tubería de alimentación si el cierre es demasiado rápido. Cuando en una conducción se producen maniobras de cierre y apertura con una determinada rapidez, se produce una sobrepresión –golpe de ariete- que, en algunos casos se puede aprovechar para realizar impulsiones sin aporte energético mecánico exterior.


Mediante la fórmula de Michaud para maniobras lentas, obtenemos una altura de sobrepresión (en metros de columna de agua) por golpe de ariete, que aplicada a un ejemplo sencillo nos ofrece resultados como los siguientes:

Tg

vLH

2

Donde:

L: longitud de tubería: 100 m V: velocidad del agua en régimen estacionario: 4 m/s g: aceleración de la gravedad: 9,81 m/s2

T: tiempo de duración de la maniobra: 3 s

Obtenemos así: ΔH = 27,2 mca

Pero si la maniobra es rápida, con una celeridad de la onda de sobrepresión de 1000 m/s:

mg

vCH 408

81.9

41000

En las turbinas de acción, las funciones de la cámara y el distribuidor son realizadas por la tobera o inyector. Aquí el flujo de entrada a la turbina tiene dirección tangente al rodete (figura 5.7), siendo de admisión parcial, aunque a menudo se sitúan varios inyectores fraccionando el caudal total.

Figura 5.7 Turbina Pelton (modificado de Fernández 2002)

A continuación el flujo alcanza el órgano giratorio de la turbina, el rodete, que está dividido en una serie de canales mediante unos tabiques alabeados que conducen el agua a la vez que se transfiere parte de su potencial energético al propio eje del rodete, que lo transmite a su vez al generador eléctrico.

El último tramo de este recorrido por el interior de la turbina lo constituye el tubo de aspiración (solo disponible en turbinas de reacción). Éste órgano en esencial y es un conducto de sección creciente en el sentido del flujo, y que evacua el agua hacia el canal de desagüe, que devolverá el agua al río del que se tomó. Este elemento reduce la presión en la salida del rodete y así contribuye


al aumento del salto disponible en la turbina. Sin embargo su altura está limitada por la posibilidad de alcanzar la presión de saturación y por tanto tener cavitación, con efectos destructivos en la zona de salida del agua del rodete.

5.4 Fundamentos hidráulicos teóricos

Desde una perspectiva de balance energético, podemos definir una turbina hidráulica como la máquina (motora) que es capaz de transformar parte de la potencia disponible en una corriente hidráulica en potencia mecánica en el eje.

La cesión de energía se realiza en el rodete, sin embargo para ello hay una importante contribución de otros órganos, como el distribuidor (en él parte de la energía potencial se convierte en cinética), y el tubo de aspiración, que, como se ha mencionado, reduce la presión de salida del rodete aumentando el salto neto disponible.

Desde un punto de vista teórico, los sistemas utilizados en el proyecto de aprovechamiento de la energía hidráulica cumplen con la aplicación de las ecuaciones básicas de mecánica de fluidos:

a) Continuidad. De ella obtendremos, para los regímenes permanentes: velocidades, caudales y secciones de paso en conducciones, tanto libres como forzadas. Así, si integramos en volumen finito, (figura 5.8) la conservación de la masa para un tubo de flujo elemental:

o bien, utilizando velocidades medias, en una sección transversal al flujo de área (A):

Figura 5.8Tubo de corriente

cteAvQ


b) Conservación de cantidad de movimiento. Nos permitirá conocer fuerzas actuantes.

En general quedan reducidas a:

0)()()( 221121 LFApApVolgvvQ

Donde ( LF

´ ) es la fuerza que ejerce el fluido sobre el contorno de confinamiento.

c) Conservación del momento cinético. Ofrece el par motor (Tm) de las máquinas hidráulicas y

la potencia capturada por una máquina de una corriente de fluido,

Figura 5.9 Modelo ideal de triángulos de velocidad de entrada y salida de rodete Francis

2

222111222

1

111 )coscos()()(A

z

A

m evrvrQdAvrvdAvrvT

Donde:

ρ: densidad del agua (kg/m3) Q: caudal (m3/s) r1, r2: radio vector de un punto en la sección de entrada y en la de salida al rodete de la turbina. α1, α2: ángulo de la velocidad absoluta con la tangencial en la entrada y salida del rodete.


Si la máquina gira a velocidad angular (ω), la potencia desarrollada será:

)coscos( 222111 uvuvQPefectivaPotencia m

ee HQP

Por otro lado del balance energético obtenemos:

Energía: eHHHH 21

siendo en general

Hg

VPZ

2

2

Donde Z: cota geométrica ( L ) P: presión (ML-1 T-2 ) γ : peso específico ( L3T-1 ) v : velocidad ( LT-1 ) g : aceleración de la gravedad ( LT-2 )

En definitiva, el salto efectivo queda como:

)coscos(1

222111 uvuvg

He

Siendo el rendimiento hidráulico

gH

vuvu 222111 coscos

5.5 Parámetros hidráulicos básicos de una turbina

Suele darse como dato de partida el “salto bruto” (Hb ) que en la práctica representa la diferencia de cota entre el nivel del agua en el punto de captación (una acequia, un canal o una presa) y el punto de ubicación de la turbina (nivel del canal de desagüe). Sin embargo los parámetros básicos que mejor definen a la turbina son el salto neto o disponible ( Hn ) en metros, que en realidad es el salto bruto menos las pérdidas en el trayecto hasta la minicentral, y el caudal útil o de equipamiento ( Qe) en m3/s, que es el turbinable menos las pérdidas. De ellos obtenemos la potencia efectiva dada por una turbina que tiene un rendimiento η:

Pe = γ ∙Q∙H∙η = γ ∙Q∙He (W)


La potencia real transmitida al generador será:

Pr= γ ∙Q∙H∙ηg

Siendo (ηg) el rendimiento global. Como ejemplo, una microturbina que tiene un rendimiento global del 70 % con un caudal de 30 l/s y dispone de un salto de 20 m, dará una potencia:

Pe = 9810∙0,03∙20∙0,6 = 3532 W

Si no se dispone de datos previos con series temporales de caudales, será preciso construir un sistema de medición in situ con los medios de los que se disponga en cada lugar, por ejemplo, para turbinas pequeñas:

- Vertedero rectangular. El caudal es el resultado de aplicar la ecuación del vertedero correspondiente

Q = f ( h )

Siendo h la carga o altura de agua sobre el umbral de salida.

- Depósito. Apenas se necesita un recipiente con capacidad mínima de 100 litros siendo el caudal la relación entre volumen llenado y el tiempo tardado en ello.

- Tubo de Pitot, para corrientes superficiales. Si el incremento de altura del agua sobre la superficie libre es (∆h), la velocidad resulta:

hgv 2

El salto bruto se puede medir fácilmente si se dispone de aparatos topográficos o se tiene sencillamente un nivel de albañil. Para la pérdida de carga en la tubería forzada o en el canal de derivación es necesario tener alguna tabla de pérdidas de carga de los materiales más comunes: PVC, PE, hormigón, etcétera.

5.6 Tipología de turbinas hidráulicas. Selección

Todas las turbinas tienen su fundamento teórico en el principio de la reacción, del que se obtiene la ecuación de Euler que expresa el par motor (Tm ) como ya se ha mencionado antes:

Tm (N∙m) = ρ∙ Q∙ (r1v1cosα1 - r2v2cosα2 )

Según la forma de llevar a cabo la conversión de energía hidráulica en mecánica, existen dos tipos de turbinas:

- Turbinas de acción o de impulso (Pelton, Turgo, Ossberger o Michell- Banki). Trabajan a la presión atmosférica. Toda la energía se ha convertido en cinética en la tobera.


- Turbinas de reacción (Francis y Hélice o Kaplan). Trabajan a presión superior a la atmosférica, en la entrada; puesto que sí tienen tubo de aspiración, están en depresión a la salida del rodete (figura 5.10).

Figura 5.10 Detalle de los tubos de aspiración en una minicentral hidráulica

A) En las siguientes figuras 5.11 y 5.12, se muestran las diferentes tipologías de turbinas:

Figura 5.11 .Micro -turbina de acción tipo Michell-Banki (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995)


Figura 5.12 Tipos de turbinas hidráulicas. Fuente: Universidad de Oviedo. Mecánica de Fluidos

Una vez determinados el caudal y el salto disponible debe elegirse la máquina que mejor se adapte a las características del salto. Existen varios criterios que ayudan en esta selección:

a) Velocidad específica ( ns )

Aplicable a toda la tipología de turbinas, tiene el mismo valor para turbinas semejantes.

25,1H

pnn cve

s

Siendo: n: velocidad de giro ( rpm) Pe: potencia global de la turbina en CV H: salto disponible o útil (m )

Los rangos de utilización son:

Turbinas de acción, Pelton, 3 < ns <30

Turbinas Michell-Banki 51 < ns <150

Turbinas Francis 50 < ns < 500

Turbinas Hélice 420< ns < 1200

En la siguiente Tabla 5.2, se muestran las características principales para los diferentes tipos de

turbinas.


Tabla 5.2 Características principales de las turbinas (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995)

TURBINA Inventor y año de patente Ns (rpm, HP, m) rpm Q

m3/s

H

m

P

kW

max

%

A

C

C

I

Ó

N

PELTON Lester Pelton (EEUU) 1880

1 Ch: 30

2 Ch: 30-50

4 Ch: 30-50

6 Ch: 50-70

0.05-50 30-1800 2-300000 91

TURGO

Eric Crewdson (G. Bretaña) 1920

60-260 0.025-10 15-300 5-8000 85

MICHELL-BANKI

A.G.Michell (Australia) 1903

D. Banki (Hungría) 1917-1919

40-160 0.025-5

1-50

(200)

1-750 82

R

E

A

C

C

I

Ó

N

Bomba rotodinámica

Dionisio Papin (Francia) 1689

30-170 0.05-0.25 10-250 5-500 80

FRANCIS

James Francis (Gran Bretaña) 1848

L: 60-150

N: 150-250

R: 250-400

1-500 2-750 2-750000 92

DERIAZ P. Deriaz (Suiza) 1956 60-400 500 30-130 100,000 92

KAPLAN y de hélice

V. Kaplan (Austria) 1912 300-800 1000 5-80 2-200000 93

AXIALES:

- Tubular

- Bulbo

- Generador

periférico

Kuhne 1930

Hugenin 1933

Harza 1919

300-800 600 5-30 100,000 93

Nota: Ns: velocidad específica, Ch: chorro, L: lento, N: normal, R: rápida

b) Salto neto ( Hn )

Las turbinas Pelton se pueden instalar en grandes saltos, superiores a 150 m teniendo su techo actual en 1.300 m. Las Francis en saltos medios, de 25 a 350 m, y las tipo hélice o Kaplan en pequeños saltos, inferiores a 40 m. Hay que señalar que en el caso de las microturbinas, estos


rangos de utilización son diferentes, así, por ejemplo, una microturbina Pelton puede trabajar con saltos menores de 50 m.

Tipo de turbina Altura de salto en m

Kaplan y hélice 2 < Hn < 40

Francis 25 < Hn < 350

Pelton 50 < Hn < 1.300

Michel-Banki 5 < Hn < 200

Turgo 50 < Hn < 250

c) Caudal de equipamiento ( Qe )

Los caudales hasta 20 m3/s son mejor utilizados por las turbinas Pelton, los caudales medios, de 10 a 50 m3/s son el campo de trabajo de las Francis y para caudales mayores suelen instalarse turbinas Kaplan. Estos rangos varían en el caso de las miniturbinas y microturbinas.

Tipo de turbina Sensibilidad a

variaciones de caudal Sensibilidad a

variaciones de caudal

Kaplan y hélice Alta Baja

Francis Media Baja

Pelton Alta Alta

Michel-Banki Alta Media

Turgo Baja Baja


Es necesario resaltar que la selección del tipo de turbina debe atender a una combinación de todos los factores que influyen en su funcionamiento.

En la siguiente figura 5.13, se muestra un gráfico de Q-Hn, que permite seleccionar el tipo de turbina más adecuado y su rango de potencia en kW.

Figura 5.13 Diagrama para la selección de turbinas (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995)

También, podemos seleccionar la turbina en función de su velocidad específica (ns) y del salto neto (Hn) (figura 5.14)

Figura 5.14 Selección del tipo de turbina en función de ns y H. Fuente: Universidad de Oviedo. Mecánica de Fluidos

5.7 Consideraciones para su elección

• La potencia por unidad de peso es mayor en las turbinas Pelton que en las Francis y que en las Kaplan, por este orden.


• Observando las curvas rendimiento en función del caudal, las turbinas Pelton tienen un excelente rendimiento para valores de la potencia entre el 0,3 y 1,0 de la potencia máxima.

• Las turbinas Francis obtienen su rendimiento mejor entre el 0,6 y 1,0 de la potencia máxima, reduciéndose este margen a medida que aumenta la velocidad específica.

• Se observa también el campo limitado de las turbinas hélice de palas fijas, sobre todo en comparación con las turbinas Kaplan de palas móviles, gracias a la posibilidad de optimizar el ángulo de ataque de la vena líquida sobre las palas.

• La turbina Kaplan es más costosa ( a igual potencia ) que la turbina Francis

• En los saltos de pequeña altura, la experiencia ha demostrado que es más conveniente instalar el menor número posible de unidades, si se instalan dos o más grupos puede emplearse una turbina hélice para el grupo de trabajo con caudal constante y una Kaplan para el resto del caudal.

• En cuanto al número de grupos de una central hay que tener en cuenta que la solución más económica es la de un sólo grupo, pero puede darse el caso de que el rendimiento pueda descender notablemente cuando se trabaja a cargas parciales en cuyo caso es mejor fraccionar el gasto en dos o más grupos.

• A título orientativo el coste de instalación referido a un sólo grupo es :

– 1 grupo 1,00 – 2 grupos 1,40 – 3 grupos 1,60

Los costes de explotación no guardan la misma relación

Resumen

El tema 5 aborda el estudio de las turbinas de pequeño tamaño y potencia desde una perspectiva teórico-práctica. Las pequeñas turbinas intentan adaptarse a unas características de recurso hídrico y prestaciones para las que están especialmente diseñadas. De ahí que el presente tema parte de los fundamentos teóricos básicos de las turbinas y sienta las bases para su selección mediante los parámetros fundamentales de caudal, salto, velocidad específica, etc. También se presentan algunos casos y ejemplos de aprovechamiento con pequeñas turbinas que pretenden ilustrar el tema y ayudar a su comprensión.


6. EQUIPO ELECTROMECÁNICO

El equipo electromecánico de una pequeña central hidráulica está formado por los siguientes elementos:

• Elementos de cierre y regulación • Turbina hidráulica • Grupo oleohidráulico • Caja multiplicadora de velocidad • Generador eléctrico • Equipo eléctrico general • Equipos auxiliares • Elementos de regulación, control y protección:

• Control de turbina hidráulica • Control del generador eléctrico

6.1 Elementos de cierre y regulación

En todo aprovechamiento hidroeléctrico es necesaria la instalación de algún dispositivo que aísle la turbina o la central del aprovechamiento en caso de parada.

Estos dispositivos son:

Compuertas

Válvulas: Pueden ser:

- De cierre o seguridad: Válvula de guarda

- De regulación: Son los inyectores en las turbinas Pelton o el distribuidor en las turbinas de reacción, tipo Francis y Kaplan

Las compuertas se emplean para cerrar el acceso de agua para realizar tareas de limpieza o reparaciones. Estas compuertas están situadas en la toma de agua, tuberías y canalizaciones.

Suelen ser compuertas de accionamiento manual, como la que se muestra en la figura 6.1. Las características principales de estas compuertas son:

• Cierre de tajadera y volante • Abierta: baja pérdida de carga • Cerrada: Buena estanqueidad • Utilizada como todo/nada y buena estanqueidad (cerrada) • Par necesario alto (bypass en paralelo para equilibrar presiones) • No se visualiza su posición


Figura 6.1 Detalle de una válvula de compuerta

La válvula de guarda a la entrada de la turbina es el elemento que permite el cierre en casos de parada de la planta en periodos de mantenimiento o en el caso de fallas del sistema de regulación.

Las válvulas que se suelen instalar pueden ser manuales o automáticas y los tipos son (figura 6.2):

– De mariposa – De compuerta con bypass – Esférica con bypass

Figura 6.2 Tipos de válvulas

A continuación se muestran las características más importantes de este tipo de válvulas:


Válvula de mariposa con contrapeso (figura 6.3)

• Cierre mediante disco giratorio • Apertura (en línea)/cierre (perpendicular) • Abierta (90º grado apertura) / Cerrada (0º grado apertura) • Riesgo de maniobra rápida • Baja pérdida de carga (abierta) • Par necesario bajo (hidráulico + mecánico) • Pequeñas (no multiplicador): gatillo de inmovilidad • Medianas: manuales con multiplicador • Grandes: motor eléctrico, multiplicador de maniobra • Visualización de posición

Figura 6.3 Válvula de mariposa. Fuente COMEVAL

Válvula esférica o de bola con contrapeso (figura 6.4)

• Dotadas con válvulas de bypass y contrapesos • Abierta: Muy baja pérdida de carga • Cerrada: Buena estanqueidad • Par necesario bajo (hidráulico + mecánico) • Pequeñas (no multiplicador): gatillo de inmovilidad • Medianas: manuales con multiplicador • Grandes: motor eléctrico, multiplicador de maniobra • Visualización de posición

Figura 6.4 Válvula esférica. Fuente COMEVAL

Los datos para su correcta elección serán por tanto:

Diámetro nominal de la válvula: Suele coincidir con el diámetro de la tubería forzada

Coeficiente de pérdida de carga

Tiempo de cierre adecuado para evitar el golpe de ariete

Comparativamente, la pérdida de carga en las válvulas esféricas es mucho menor y se utilizan más que las de mariposa, a pesar de que su coste es mayor. En las figuras 6.5 y 6.6 se muestran la situación de la válvula de guarda a la entrada de una turbina Francis de una minicentral hidráulica.


Figura 6.5 Central hidráulica del Canal de Isabel II en Torrelaguna (Madrid).

Figura 6.6 .Situación de la válvula de guarda y compuerta de cierre Fuente. T.Adrada

6.2 Turbina hidráulica

Un elemento esencial de la instalación hidráulica es la turbina hidráulica.

El tipo, geometría y dimensiones de la turbina están condicionados, fundamentalmente, por los siguientes criterios:

– Altura de salto neta – Horquilla de caudales a turbinar – Velocidad de rotación – Problemas de cavitación

Válvula de guarda tipo esférica con bypass y contrapeso


– Velocidad de embalamiento – Coste

En lo que se refiere a su elección, podemos establecer diferentes criterios, como se ha descrito en el Tema 5.

6.3 Grupo oleohidráulico

Para el accionamiento de los elementos de regulación de caudal y válvulas se dispone de un grupo oleohidráulico de aceite a presión

Estos accionamientos son:

• el accionamiento de las palas del rodete ( KAPLAN o SEMIKAPLAN) • el accionamiento de las palas del distribuidor o de los inyectores (PELTON) • el accionamiento de la válvula de guarda

Un grupo oleohidráulico típico, puede contener los siguientes equipos:

• Depósito de aproximadamente 100 litros de capacidad (con termostato, llave de vaciado y tapón de llenado)

• Motobomba de engranajes • Filtro de aspiración • Válvulas unidireccionales • Regulador de caudal • Presostato • Electroválvula de accionamiento de palas • Servo –accionamiento palas

En la siguientes figuras 6.7 y 6.8 se muestra el grupo oleohidráulico para el accionamiento de las palas del distribuidor de una turbina Francis.

Figura 6.7 Grupo oleohidráulico de una turbina Francis. Fuente IMPSA Hydro


Figura 6.8 Detalle del grupo oleohidráulico en una minicentral hidráulica. Fuente ANDRITZ HYDRO

6.4 Caja multiplicadora de velocidad

En pequeñas centrales hidráulicas, suele ser habitual tener que instalar una caja multiplicadora de velocidad entre la turbina y el generador, debido a que la velocidad de giro de la turbina hidráulica suele ser baja frente a la velocidad del generador eléctrico que suele ser alta (máquinas eléctricas con pocos pares de polos)

La introducción de una caja multiplicadora de velocidad implica la aparición de pérdidas en la transmisión de la potencia mecánica o del par mecánico en el eje, que puede llegar a un 4%. Son elementos que precisan de un mantenimiento mayor en relación con el resto de elementos de la central.

En función del tipo de engranajes utilizados en su construcción, los multiplicadores se clasifican en los siguientes tipos (figura 6.9):

• A) Ejes paralelos. Utilizan engranajes helicoidales, para potencias medias.

• B) Ejes cónicos. Generalmente limitados a pequeñas potencias, utilizan engranajes cónicos espirales para el reenvío a 90

o. Pueden llevar dos etapas: una primera de engranajes planetarios y otra segunda

de engranajes cónicos.

• C) Ejes epicicloidales o planetarios. Son diseños muy compactos, especialmente adecuados para potencias de más de 2 MW.

• D) De correa (plana o trapezoidal). Utilizados en bajas potencias; resultan de fácil mantenimiento.

Grupo oleohidráulico


Figura 6.9. Tipos de cajas multiplicadoras de velocidad

La caja multiplicadora se diseña para garantizar, aún bajo solicitaciones extremas, la correcta alineación de los componentes. En general se construyen de acero soldado, fuertemente rigidizado para que pueda resistir, sin deformarse, el empuje de la turbina y el par transmitido por el generador.

El multiplicador tiene que soportar esfuerzos elevados, causados por situaciones excepcionales, tales como un defecto de sincronismo, un cortocircuito o un embalamiento de la turbina, que generan esfuerzos puntuales que pueden llegar a romper los engranajes.

Es importante que el volumen, calidad, temperatura y viscosidad del aceite se mantengan siempre dentro de especificaciones.

El 70% de las averías son debidas al deterioro o a la deficiencia en el circuito del lubrificante: con frecuencia los filtros se atascan o entra agua en el circuito de lubricación.

La pérdida de rendimiento por fricción puede alcanzar e incluso superar el 4% de la potencia, por lo que se buscan incansablemente soluciones alternativas, como la utilización de generadores de baja velocidad, conectados directamente a la turbina.

A

C

B


Figura 6.10 Acoplamiento de un generador eléctrico a una turbina Kaplan de eje vertical mediante caja multiplicadora de velocidad de

ejes planetarios. Fuente ISOLUX

6.5 Generador eléctrico

El generador eléctrico es una máquina que se encarga de transformar la energía mecánica de rotación, que proporciona la turbina, en energía eléctrica.

El generador (o alternador) está formado por dos partes:

• El rotor (o inductor móvil), que se encarga de generar un campo magnético variable al girar arrastrado por la turbina.

• El estator (o inducido fijo), sobre el que se genera la corriente eléctrica aprovechable.


En centrales menores de 1000 kW la tensión de generación es de 380 a 500 V c.a., y para potencias más altas la tensión se eleva hasta los 6000 V.

El generador eléctrico puede ser de dos tipos: síncrono o asíncrono.

6.5.1 Generador síncrono

En este tipo de generadores, la velocidad de giro es constante, una vez sincronizado con la red eléctrica, y viene dada por la expresión:

Donde: n= velocidad de sincronismo expresada en r.p.m. f= frecuencia de la red eléctrica en Hz (50 ó 60 Hz) p= número de pares de polos del generador A medida que aumenta el número de pares de polos la velocidad síncrona disminuye, según la Tabla 6.1.

Tabla 6.1 Relación entre la velocidad y el número de pares de polos

Número de polos Frecuencia

50 Hz 60 Hz

2 3000 3600

4 1500 1800

6 1000 1200

8 750 900

10 600 720

12 500 600

14 428 540

16 375 450

18 333 400

20 300 360

22 272 327

24 250 300

26 231 377

28 214 257


El campo magnético giratorio, es creado por las bobinas arrolladas en los polos del rotor, alimentadas por corriente continua. Dependiendo de la velocidad de giro, su rotor puede ser cilíndrico (para velocidades de 1500 ó 3000 rpm) o de polos salientes (para velocidades por debajo de las 1500 rpm), como se muestra en la figura 6.11.

Figura 6.11 Distintas configuraciones constructivas de un generador asíncrono. Fuente: T.Adrada

Para producir esta corriente continua, pueden emplearse diferentes sistemas de excitación:

• Autoexcitación estática • Autoexcitación mediante diodos giratorios y excitatriz de corriente alterna • Excitación mediante máquina de corriente continua

6.5.1.1 Sistema de autoexcitación estática

La autoexcitación consiste en tomas la corriente desde los terminales del generador, transformarla mediante un transformador de excitación, rectificarla mediante un sistema electrónico estático e inyectarla en el devanado inductor mediante un sistema de escobillas y anillos rozantes (figura 6.12).

Este sistema se emplea en máquinas de pequeña potencia, debido a los problemas de mantenimiento que genera la combinación de escobillas y anillos rozantes. En el instante del arranque del generador síncrono no existe tensión en bornes y, consecuentemente no se dispone de corriente de excitación. Por tanto, se necesita una fuente auxiliar (ejemplo, una batería) para iniciar el funcionamiento.


Figura 6.12 Esquema de sistema de autoexcitación estática. Fuente José Antonio Carta: Centrales de energías renovables

6.6.1.2 Sistema de autoexcitación mediante diodos giratorios y excitatriz de corriente alterna

Para evitar la utilización de escobillas y anillos rozantes, en generadores síncronos de gran potencia, se utiliza el sistema de autoexcitación mediante diodos giratorios y máquina excitatriz de c.a. acoplada en el mismo eje. La tensión trifásica que genera la excitatriz, es rectificada en el puente de diodos giratorios montado sobre el mismo eje del alternador. El ajuste de la corriente de excitación del generador síncrono se lleva a cabo mediante el control de la corriente de excitación de la excitatriz, la cual puede ser suministrada por un transformador de excitación y un puente rectificador controlado (figura 6.13)

Figura 6.13 Esquema de autoexcitación con diodos giratorios y excitatriz de c.a. Fuente T.Adrada


6.6.1.3. Sistema de excitación mediante máquina de corriente continua

Consiste en alimentar el devanado inductor mediante la corriente continua generada por una dinamo auxiliar montada en el mismo eje del generador síncrono. Mediante la regulación de la corriente de excitación de la dinamo a través de un reóstato, se controla la corriente de excitación del generador síncrono (figura 6.14).

Figura 6.14 Esquema del sistema de excitación con generador de continua. Fuente. T.Adrada

6.5.2 Generador asíncrono

Este tipo de generadores se utilizan en centrales de poca potencia, hasta los 500 kW, por su simplicidad, robustez y bajo coste. Su rotor está formado por conductores o barras cortocircuitadas (figura 6.15).

Figura 6.15 Detalle constructivo de un generador asíncrono. Fuente Google. www.monogafías.com


Para poder funcionar como generador, es necesario que el par mecánico comunicado al rotor produzca una velocidad superior a la velocidad de sincronismo. Cuanto mayor sea esta velocidad, mayor será la potencia activa generada. En la figura 6.16 se muestra la evolución del par mecánico y la corriente en régimen de funcionamiento como motor y como generador.

Figura 6.16 Curva par- corriente de una máquina asíncrona. Fuente T.Adrada

El generador asíncrono presenta la ventaja adicional de no necesitar un sistema de excitación, lo que simplifica el equipo y facilita las maniobras secuenciales de arranque. Para ello se actúa sobre la admisión de la turbina, acelerándola ligeramente por encima de su velocidad de sincronismo, momento en el que un sensor de velocidad da la orden de cierre del interruptor de línea.

El generador pasa rápidamente de la velocidad de hipersincronismo, a la necesaria para que se igualen los pares motor y resistente en la zona de funcionamiento estable.

Este tipo de generadores consumen de la red energía reactiva para la creación del campo magnético y para evitarlo, es necesario colocar una batería trifásica de condensadores regulable que compense este consumo. La potencia reactiva de esta batería trifásica en kVAr, que correspondería a la potencia reactiva que consumiría el generador a plena potencia, se puede calcular según la siguiente fórmula:

Donde: Uf = tensión de fase en voltios

= 2f (rad/s)

C= Capacidad de los condensadores en F

= ángulo de desfase entre la tensión y la intensidad En la figura 6.17, se muestra el esquema eléctrico unifilar de conexión de un generador asíncrono a una red de 380 V, con la batería de condensadores conectados en bornes del generador.


Figura 6.17. Esquema eléctrico unifilar de conexión a la red eléctrica de un generador asíncrono con condensadores. Fuente IBERDROLA

6.6 Equipo eléctrico general

En una central hidroeléctrica, es necesario un equipamiento eléctrico que tiene por objeto la transformación de la tensión, medición de los diferentes parámetros de la corriente eléctrica de la central, la conexión a la línea de salida y la distribución de la energía.

Un elemento fundamental lo constituye el transformador de tensión. Dependiendo de la tensión de trabajo del generador, la transformación puede ser de baja/ media o de media/alta tensión.

El objetivo es elevar la tensión al nivel de la línea existente para hacer posible un transporte sin pérdidas excesivas.

Es habitual instalarlo en el interior del edificio de la central aunque en ocasiones se instala a la intemperie, sobre todo cuando la tensión de salida es superior a los 30 kV.

Debe contar con un sistema de refrigeración natural o por circuito cerrado de aceite o silicona.


Pueden ser (figura 6.17.1):

A) Transformadores encapsulados en seco (resina epoxi), cuando van instalados en el interior del edificio de la central, minimizando la obra civil de la subestación. Presenta una menor evacuación de calor de pérdidas.

B) Transformadores de aceite mineral. Van instalados a la intemperie y requieren la construcción de un foso para prever la recogida del aceite ante una fuga o derrame. Suelen alcanzar mayores potencias nominales que los secos.

Disponen de un devanado único de relación con tomas de regulación en vacío en el devanado de

alta tensión, por ejemplo, 400/30000 V 2,5% 5, y el grupo de conexión en el lado de baja tensión suele ser en estrella con el neutro puesto a tierra a través de una impedancia y el de alta conectado en triángulo.

Figura 6.17.1 Tipos de transformadores trifásicos A) De resina epoxy B) De aceite mineral. Fuente : Fabricante IMEFY

La potencia del transformador principal suele ser igual que la potencia del generador, en kVA o MVA, a pesar de que podría ser un poco menor dado que hay que descontar la potencia del autoconsumo de la central.

Entre los equipos eléctricos necesarios se encuentran:

Disyuntores y seccionadores, utilizados para la conexión y desconexión a la red.

Transformadores de medida y de protección, tanto de tensión como de intensidad, para el equipo de facturación de energía eléctrica y relés de protección

Transformador de servicios auxiliares, que suministra la tensión adecuada a todos los equipos de control para el buen funcionamiento de la central.

Pararrayos o autoválvulas, que actúan como descargadores a tierra de las sobretensiones producidas en la red eléctrica, sobre todo, por las producidas por descargas de rayos. Su misión es evitar que se dañen los aislamientos de las máquinas y cables. Existirá un juego de autoválvulas en los bornes de alta del transformador. Se conectarán entre cada una de las fases y tierra.

A B


1.- Disyuntores o interruptores automáticos y seccionadores

En general, estos equipos se disponen en cuadros eléctricos situados en el interior del edificio de la central. Si la tensión de la línea de salida es en media o alta tensión (superior a los 1000 V), estos equipos, suelen estar dentro de celdas blindadas, que contienen en su interior gas SF6 (hexafluoruro de azufre) para facilitar la extinción del arco eléctrico en las maniobras de apertura en carga. Son celdas modulares que se unen mediante conectores enchufables formando un único conjunto (figura 6.18).

Figura 6.18 Celdas blindadas hasta 36kV. A) Celda de interruptor-seccionador. B) Celda de disyuntor con seccionador. C) Celda de transformadores de medida y protección de tensión e intensidad. D) Conjunto de celdas modulares. Fuente: Fabricante Ormazábal

2.- Transformadores de medida y protección

2.1 Transformadores de tensión

Se instalarán dos juegos de tres transformadores inductivos monofásicos conectados fase tierra y situados a cada lado del interruptor. Un juego, conectado del lado de línea, se dedicara a la protección, mientras que el segundo, conectado después del interruptor, se utilizara exclusivamente para alimentar el equipo de medida. Las características de los mismos serán: - Tensión primaria de acuerdo con la tensión de la red

- Tensión secundaria para medida: 110:√3V y 110:3. El devanado 110:3 se conectará en triángulo abierto para alimentar al relé de tensión homopolar (64) y se instalará una resistencia para protección contra sobretensiones por ferrorresonancia. - Tensión secundaria para protección: 110:√3 y 110:3V. El devanado terciario 110:3 V será para conectarlo en triángulo abierto a una resistencia para protección contra sobretensiones por ferrorresonancia. - Clase de Precisión: 0,2 para medida, 0,5 para protección y 3P para ferrorresonancia. - Los transformadores quedarán conectados a tierra cumpliendo las prescripciones reglamentarias

2.3 Transformadores de intensidad

Se instalará un juego de tres transformadores de intensidad de las siguientes características: - Intensidad primaria en función de la máxima intensidad intercambiada

- Intensidad secundaria: 5 A.

A B C D


- Devanados independientes para medida y protección. - Clase de precisión: 0,2s para medida y 5P10 para protección - Potencia nominal: para medida y protección se ajustarán de acuerdo al consumo de los secundarios. - Los transformadores quedarán conectados a tierra cumpliendo las prescripciones reglamentarias.

3.- Transformador de servicios auxiliares Los servicios auxiliares de la central están constituidos fundamentalmente por los elementos que, sin intervenir directamente en la producción de energía eléctrica, son necesarios e incluso indispensables para el proceso. Del buen funcionamiento de los servicios auxiliares depende la fiabilidad y continuidad en el servicio.

Los servicios auxiliares se clasifican según dos aspectos:

Según la tensión de alimentación: en corriente alterna o en corriente continua

Según el grado de seguridad y fiabilidad en la alimentación:

• Servicios auxiliares esenciales: Sistema contraincendios, accionamiento de interruptores y seccionadores.

• Servicios auxiliares seguros o principales: Alumbrado de emergencia, sistema de refrigeración del generador y transformador principal, rectificadores para carga del banco de baterías

• Servicios auxiliares normales: Puente grúa, bombas de achique de agua, iluminación normal, etc.

La potencia del transformador trifásico de servicios auxiliares, depende de la potencia instalada de la central. Para estimar su potencia se pueden seguir los siguientes pasos:

• Calcular el consumo de todos los aparatos y equipos conectados a los cuadros de los servicios auxiliares

• Estimar un factor de simultaneidad en función de las condiciones normales de funcionamiento de la central

• Aplicar un factor de seguridad ante futuras ampliaciones

Normalmente y hasta una potencia instalada de 5MW, la potencia del transformador de servicios auxiliares oscila de 50 a 100 kVA. Suele ir conectado entre el generador y el transformador principal en media tensión y proporciona una tensión de salida de 240 ó 400 V para alimentar a los equipos auxiliares de la central. A continuación se muestran, el esquema eléctrico unifilar desde el transformador de potencia hasta la red (figura 6.19) que obliga a realizar la compañía distribuidora de energía (Iberdrola) y el esquema eléctrico completo de una minihidráulica de una potencia instalada de 3,9 MW (figura 6.20).


Figura 6.19 Esquema eléctrico unifilar de conexión en el lado de alta tensión. Fuente IBERDROLA

Disyuntor

Pararrayos Autoválvula

Transformador principal

Relés de protección de línea

Transformador de tensión de medida y protección

Seccionador de línea con seccionador de puesta a tierra


Figura 6.20 Esquema eléctrico unifilar de conexión una central hidroeléctrica de 3,5 MW a una red eléctrica de 45 kV. Fuente PROYMECA (Madrid- España)

La línea eléctrica de salida para transportar la energía producida hasta los centros de consumo o hasta la red de distribución, puede ser aérea o subterránea. La tensión nominal de la red suele estar entre 3kV a 66 kV. Dependiendo de su longitud, trazado y tensión de la red a la que se vaya a conectar en alta tensión el coste de la línea aérea puede superar los 15.720 dólares por kilómetro, lo que puede influir en la viabilidad económica del proyecto.

Figura 6.21 Central hidroeléctrica con salida de línea aérea y subestación de intemperie

Bloque disyuntor y seccionador del generador

Transformador de servicios auxiliares

Equipo de sincronización

Relés de protección del generador

Regulador de tensión del generador


En la siguiente figura 6.22, se muestra el esquema de la aparamenta de alta tensión de intemperie necesaria cuando la salida de la línea de la central es aérea.

Figura 6.22 Subestación de intemperie

Si la distancia al punto de consumo es pequeña, la línea de salida de la central puede ser subterránea, utilizando cables aislados de media o alta tensión como el de la figura 6.24, en cuyos extremos se colocan conectores enchufables a las celdas blindadas con SF6.

Figura 6.23 Cable aislado de alta tensión y conector enchufable


6.7 Equipos auxiliares

A parte de los equipos principales anteriormente descritos, deben existir una serie de equipos auxiliares necesarios para el correcto funcionamiento de las instalaciones.

Los equipos auxiliares que se pueden considerar son:

Ventilación

Alumbrado normal y de emergencia

Equipo de corriente continua (baterías) empleado para alimentar las bobinas de desconexión del disyuntor y el devanado de excitación del generador en el arranque.

Bombas de achique de agua ante posibles fugas o inundaciones.

Batería de condensadores, en el caso de que exista un generador asíncrono

Puente grúa ( en algunos casos)

Red de tierra de protección y servicio, para limitar la tensión en el caso de la aparición de una falta a tierra.

Limpiarrejas motorizados situados en la toma de agua y en la entrada de la conducción forzada

Sistema de protección contra incendios

Agua de refrigeración para los generadores síncronos de gran potencia.

El consumo eléctrico de estos equipos auxiliares oscila alrededor del 2% de la producción de la central. La alimentación de los servicios auxiliares de corriente continua se realizan a través de baterías de Ni-Cd de 110V cc, con una capacidad de 100 Ah y alimentada por un rectificador de 35 A. Para la alimentación del autómata (PLC) y elementos de control hay que colocar un convertidor de 110V/24V.

6.8 Elementos de regulación, control y protección

Para el correcto funcionamiento de la central, es necesaria la instalación de diversos mecanismos que regulen y controlen el buen funcionamiento de la central, así como dispositivos de protección, tanto de la central como de la línea de salida, ante posibles fallos que puedan producirse.

Los principales bucles de control y sistemas de supervisión y mando en una central hidroeléctrica de pequeña potencia son:

Para el control de la turbina:

Regulador de velocidad sobre todo para centrales con generadores síncronos

Reguladores de nivel para centrales con grupos asíncronos

Regulador de caudal turbinado o servo motor

Para el control del generador:

Regulador de tensión para los grupos síncronos (RAT)

Equipo de sincronización, en caso de generadores síncronos conectados a la red.

Baterías de condensadores, en el caso de generadores asíncronos conectados a la red.


En las siguientes figuras 6.24, 6.25 y 6.26 se muestran los sistemas de control y regulación anteriormente mencionados.

Figura 6.24 Esquema de control de una pequeña central hidroeléctrica

Figura 6.25 Esquema de control de velocidad y control de tensión. Fuente: T.Adrada

Entrada agua

Salida agua

Sistema de control de tensión


Figura 6.26 Sistema de regulación de velocidad en una turbina Pelton

Las protecciones para los diferentes sistemas actúan cuando se produce un hecho anormal en el funcionamiento y puede producir una alarma, la parada del grupo o la parada de la central.

Los principales fallos que pueden hacer actuar las protecciones, son los siguientes:

1.-Protecciones mecánicas

- Por embalamiento de turbina y generador por la apertura del interruptor de acoplamiento de la central con la red - Temperatura de eje y cojinetes - Nivel y circulación del fluido de refrigeración - Nivel mínimo hidráulico - Temperatura de aceite del multiplicador de velocidad - Desconexión de la bomba del aceite de regulación

2.- Protecciones eléctricas del generador y transformador principal (ver esquema eléctrico de la Figura 6.20) - Intensidad máxima. Relé 50 - Inversión de potencia activa (máxima admitida 5% de la nominal). Relé 37 - Calentamiento del generador y/o del transformador - Derivación en el estator. Relé 87 - Producción de gases en el transformador originados por arcos eléctricos internos (Buchholz) - Nivel de tensión (entre el 85 y el 100% de la tensión nominal). Relé 27 y 59 - Nivel de frecuencia (entre 47,5 y 51 Hz).Relé 81

Entrada aceite a presión


3.- Protecciones de la línea de salida de media o alta tensión (ver esquema eléctrico de la Figura 6.20) - Derivación de una fase a tierra. Relé 64L

- Sobreintensidad. Relé 51 - Máxima tensión. Relé 59V

Los relés estarán agrupados en un conjunto, chasis o armario, compacto y diferenciado del resto de equipos de la instalación. Los circuitos de disparo de los relés actuarán directamente sobre el interruptor de interconexión (52 L). En redes con reenganche automático, el autoproductor es responsable de que las protecciones de la interconexión con la red, actúen en un tiempo inferior al tiempo de reenganche de la línea.

Resumen

En este tema 6 se han descrito los diferentes elementos que componen el equipo electromecánico de una minicentral hidroeléctrica, imprescindibles para su funcionamiento. El equipo eléctrico se divide en elementos de tipo general: generador, transformador de potencia, transformador de servicios auxiliares, etc. y elementos auxiliares que aunque algunos de ellos funcionan esporádicamente, son necesarios su instalación. Además, se han presentado los diferentes tipos de generadores eléctricos que se pueden emplear. Para los generadores síncronos, sus diferentes sistemas de excitación; y para los generadores asíncronos su utilización con batería de condensadores. Se han expuesto además, los elementos de control y protección, tanto de la turbina como del generador.


7. AUTOMATIZACIÓN Y CONTROL

7.1 Automatización y control

La automatización de una pequeña central hidroeléctrica tiene como objetivos: reducir los costes de operación y mantenimiento, aumentar la seguridad de los equipos y optimizar el aprovechamiento energético de la instalación.

El grado de automatización depende de varios factores: de la ubicación de la central, el tipo de central y el coste de personal.

La automatización puede ser total, es decir, arranque, regulación y parada, o simplemente parada y alarma, cuando actúa alguna de las protecciones de la central.

Hay diversos equipos mecánicos, como los limpiarrejas y compuertas, cuyo funcionamiento también puede automatizarse.

La tecnología empleada para el telecontrol y telemando, generalmente, se realiza mediante relés electromecánicos o estáticos y un autómata programable o PLC de funcionamiento autónomo (figura 7.1).

Figura 7.1 Esquema general de un sistema de automatización. Fuente IDAE


Los equipos de automatización basados en microprocesadores ofrecen una mayor flexibilidad siendo posible la programación de todas las secuencias de funcionamiento de la central, entre otras:

• Arranque del grupo • Parada normal del grupo • Parada de emergencia • Regulación del grupo por nivel o caudal y por tensión • Optimización de funcionamiento del conjunto de la instalación.

Cada una de estas secuencias se subdivide en un número de estados intermedios estables llamados “pasos” que están programados de forma secuencial en el autómata. En cada paso se controlan una serie de condiciones de entrada, y en función de éstas se emite un conjunto de ordenes hacia la instalación, se espera hasta recibir de aquella una serie de respuestas que determinan el salto al paso siguiente, hasta que se acaba la secuencia (figura7.2).

Figura 7.2 Señales de entrada de control al PLC. Fabricante de PLC-OMROM


La figura 7.3 nos muestra un ejemplo genérico de los pasos que pueden aparecer en la secuencia de arranque y parada.

Figura 7.3 Esquema de secuencia de arranque y parada. Fuente IDAE


El funcionamiento de una o varias centrales automatizadas se puede gestionar desde un centro de control remoto mediante técnicas de telemando. El sistema de transmisión de información se puede hacer mediante red telefónica a través de un módem RS232 o vía GPS.

Las maniobras de telemando se realizan a través de una aplicación software SCADA y una pantalla gráfica que permite ver el estado de las variables de control e introducir valores o consignas para modificar su funcionamiento (figura 7.4).

Figura 7.4 Imágenes de las pantallas gráficas de control de pequeñas centrales hidráulicas

7.2 Modos de funcionamiento

Se pueden considerar los siguientes casos:

7.2.1 Central conectada a una red eléctrica con generador síncrono.

Al estar conectado y sincronizado el generador síncrono con la red eléctrica, la red que es de una potencia muy superior a la potencia del generador, le impone sus condiciones de funcionamiento, es decir, su frecuencia y su tensión y no permite que se puedan modificar.

En este estado, a través del regulador de velocidad (figura 6.26 del Tema 6) se controla la válvula de regulación de entrada de caudal, para variar la potencia mecánica en el eje, que se traduce en incrementos de potencia activa eléctrica en el generador síncrono. Cuanto mayor sea el caudal de entrada, mayor será la potencia mecánica y eléctrica o viceversa.

Por otro lado, mediante el regulador de tensión o corriente de excitación del generador síncrono, se puede controlar el valor de la potencia reactiva, que puede ser generada o consumida por el generador síncrono.

El objetivo es mantener el factor de potencia en barras de salida del central, próximo a la unidad en cualquier estado de carga. Se evita con ello la penalización en la facturación por consumo de energía reactiva y además se cobra una bonificación que puede llegar a ser de un 4%.


Sin embargo, puede suceder que la central tenga un contrato con la empresa distribuidora de energía para participar en el control de la tensión de la red, lo que la obligaría a que en determinadas horas del día, pueda estar generando o consumiendo reactiva en función del valor de la tensión de la red. Este servicio está retribuido económicamente y puede llegar hasta un 8% si se vierte energía reactiva en las horas punta o se consume energía reactiva en las horas valle.

Este funcionamiento en dos cuadrantes, se representa mediante el diagrama de capacidad o área de funcionamiento (área sombreada) (figura 7.5), en donde el generador síncrono se puede situar sin sobrepasar los límites de funcionamiento (línea en rojo).

Figura 7.5 Diagrama de capacidad de un generador síncrono acoplado a una red eléctrica. Fuente. T.Adrada

7.2.2 Central aislada de una red eléctrica con generador síncrono

En este modo de funcionamiento, el control de la turbina debe asegurar el mantenimiento de la frecuencia en cualquier condición de carga, necesitando por tanto un sistema de regulación de velocidad y potencia.

En el caso de la tensión de la red, el regulador de tensión tiene que mantenerla constante variando la corriente de excitación del generador síncrono. En las horas punta de mayor demanda de energía, la tensión tiende a disminuir, y hay que trabajar en el cuadrante sobreexcitado aportando energía reactiva a la red. Por el contrario, en las horas valle de bajo consumo, la tensión tiende a subir, por lo que hay que situar al generador en el cuadrante subexcitado absorbiendo energía reactiva.

Área de funcionamiento

Límite térmico del inducido

Límite térmico del inductor

Límite de estabilidad

Máquina subexcitada

cos capacitivo

Máquina sobreexcitada

cos inductivo

Límite de Potencia mecánica máxima de la turbina

Límite de Potencia mecánica mínima de la turbina


7.2.3 Central conectada a la red con generador asíncrono

El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la frecuencia está mantenida por la red. El mando del distribuidor se varía por medio de un servo - oleohidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del regulador de nivel de agua.

El control del generador se consigue mediante una batería de condensadores estáticos controlados de forma continua por medio de tiristores. El objetivo es mantener el factor de potencia en un valor próximo a la unidad.

Para la conexión del grupo a la red, deberá llevar un detector de velocidad que proporcione una señal cuando el grupo llegue a la velocidad de sincronismo, para ello se utiliza un relé taquimétrico que puede ser mecánico o eléctrico.

En el caso de generadores asíncronos con baterías de condensadores para la autoexcitación, éstas se desconectarán automáticamente en caso de disparo del interruptor de acoplamiento. Para evitar la autoexcitación del generador es necesario que la potencia reactiva de las baterías dispuestas tenga como límite la potencia absorbida por el generador en vacío. Como regla práctica se tomará el 40 % de la potencia nominal de la máquina (kVA).

Resumen

La automatización y el control de una pequeña central hidroeléctrica, a través de PLCs, es fundamental para la optimización de la producción de energía eléctrica. Generalmente, este tipo de centrales están automatizadas completamente, y funcionan sin la presencia de ningún operario. Los costes de operación y mantenimiento son muy bajos haciendo que la rentabilidad económica sea más alta. A través de un módem o por vía GPS, se envía la información del estado de todas las variables de control a un puesto de mando, que generalmente pertenece a la compañía distribuidora de energía eléctrica, y que a su vez, puede enviar órdenes por telemando a la central. También se han descrito los diferentes modos de funcionamiento de la central, dependiendo del tipo de generador eléctrico que se haya instalado.


8. IMPACTO AMBIENTAL. GESTIÓN ADMINISTRATIVA

Los Estudios de Impacto Ambiental (EIA) pretenden analizar y comprender la relación de incidencia entre un proyecto determinado y el entorno afectado. La evaluación del impacto ambiental exige comparar las situaciones del entorno en cada una de las fases del proyecto: construcción, explotación y abandono.

8.1 Fases de un estudio de impacto ambiental

La realización de un estudio de evaluación de impacto ambiental debe contener las siguientes fases (ver figura 8.1):

Figura 8.1 Esquema de un estudio de impacto ambiental. Fuente IDAE


Una vez seleccionada la mejor alternativa de proyecto desde el punto de vista ambiental, se procede al diseño de medidas correctoras y preventivas. Además, se incluye un Programa de Vigilancia Ambiental cuya misión es la de comprobar que las predicciones realizadas se cumplen en umbrales admisibles. A modo de resumen, se describen las fases principales de un Estudio de Impacto Ambiental en el esquema de la figura 8.2 y figura 8.3:

Figura 8.2 Fases de un Estudio de Impacto Ambiental.

Figura 8.3 Tramitación de un EIA


8.2 Análisis del proyecto

El análisis ambiental del proyecto permitirá identificar las posibles causas de impacto que se pueden producir en la fase de construcción y en la fase de explotación del proyecto. En particular, los parámetros básicos de las minicentrales a contemplar en los estudios de impacto ambiental son los siguientes:

Objetivos de la minicentral

Presencia de otras minicentrales en el tramo del río

Potencia instalada

Caudales mínimos, de equipamiento y de servidumbre

Azud o presa prevista: diseño (altura, localización, etc.)

Caudales de derivación: ubicación, tipo (abierto o cerrado), longitud, etc.

Cámara de carga y chimenea de equilibrio: características

Tubería forzada: localización, materiales utilizados y tipo de tubería

Edificio: tipología constructiva

Presencia de canal de desagüe

Plan de obras y medidas de revegetación

Movimiento de tierras

Disposición y características del tendido eléctrico

Épocas de explotación previstas

Medidas para evitar el aterramiento de la presa o azud

8.3 Identificación y valoración de impactos

El objetivo de la identificación de impactos es analizar los posibles impactos que se pueden producir y el de la valoración es considerar la gravedad que tendría cada afección ambiental de acuerdo a distintos criterios. Entre las posibles alteraciones del medio físico que las instalaciones hidroeléctricas pueden generar durante la etapa de construcción y la etapa de explotación se encuentran:

La inundación de extensas zonas aguas arriba del punto en donde se coloca el azud o presa.

Pérdidas de suelo agrícola, ganadero o forestal con erosión e inundación.

Reajustes de las corrientes de agua y los efectos asociados sobre la calidad y cantidad del agua y fauna acuática.

Reducción de la diversidad biológica

Efecto barrera del azud al tránsito de fauna

Impacto acústico originado por las turbinas y generadores

Desaparición de especies animales por degradación o destrucción de su hábitat

Sustracción de caudales de agua aprovechables para otros usos.

Detracción de caudales y efectos sobre la calidad de aguas por embalsamiento, descarga temporal de limos y disminución de la capacidad de dilución del tramo del río afectado. Eutrofización (disminución del contenido de oxígeno disuelto en el agua).

Impacto de aves en el tendido eléctrico


8.4 Medidas preventivas y correctoras

A continuación, en la Tabla 8.1, se incluye una lista orientativa de medidas correctoras, diferenciando las que pueden aplicarse en la fase de construcción y en la fase de explotación

Tabla 8.1 Medidas correctoras durante la fase de construcción y explotación

FASE DE CONSTRUCCIÓN

ALTERACIONES MEDIDAS CORRECTORAS

Pérdida de suelo por erosión Revegetación de taludes, terraplenes y superficies desnudas

Destrucción de la vegetación y del hábitat de ciertas especies animales

Cuidado durante la fase de obra

Efectos sobre la calidad de agua Evitar vertidos accidentales

Alteraciones paisajísticas debido a :

Movimiento de tierras

Construcción del edificio

Tuberías forzadas y canales de derivación

Pistas de acceso

Revegetación y remodelación de las pendientes

Respetar la tipología constructiva de la zona

Enterrar las tuberías

Reposición de vegetación

FASE DE EXPLOTACIÓN

ALTERACIONES MEDIDAS CORRECTORAS

Erosión hídrica a la salida del agua turbinada Establecer un canal de desagüe

Detracción de caudales Mantenimiento de un caudal ecológico y de servidumbre

Efectos sobre la calidad de agua por:

Embalsamiento

Descarga temporal de limos

Disminución de la capacidad de dilución

Evitar la termoclina con vertidos de fondo para centrales de regulación propia y saneamiento

Evitar realizar en los momentos delicados (estiaje, freza de peces). A ser posible, efectuado gradualmente.

Mantener unos caudales mínimos

Impactos de aves en el tendido eléctrico Diseño de los apoyos e instalar salvapájaros

Efectos de barrera por la presa o azud Instalar escala de peces

Detracción de caudales aprovechables para otros usos Mantenimiento de los caudales

Aumento del nivel sonoro Insonorización del edificio y de las turbinas

8.5 Efectos positivos desde el punto de vista ambiental

Desde el punto de vista medio ambiental la energía hidroeléctrica presenta efectos positivos como:

Uso no consuntivo del agua: Esta se recoge del río en un punto y se devuelve al cauce en una cota inferior, una vez utilizada.

Autoabastecimiento: Su desarrollo origina la reducción de la dependencia del sector energético exterior y el refuerzo de la seguridad de suministro

Energía limpia: no produce residuos contaminantes (o en mínima proporción), excepto en la fase de construcción (en esta fase deben implantarse medidas minimizadoras de los impactos ambientales) y en la de abandono


La energía hidroeléctrica constituye un recurso renovable, no emite CO2 ni NOx a la atmosfera, no contribuye a la lluvia ácida y no produce residuos tóxicos de difícil eliminación.

Efectos mínimos (casi nulos) sobre el medio ambiente: Los impactos que genera son pequeños y fácilmente minimizables o evitables (escala de peces, caudal ecológico, soterramiento de instalaciones y tuberías, etc.). Debe realizarse un estudio ambiental específico y desarrollar las medidas correctoras

Cercanía a las zonas de demanda: Normalmente las minicentrales están situadas cerca de los puntos de consumo. La distancia entre la generación y las zonas de consumo generan unas pérdidas del 10 % neto de electricidad.

En la mayor parte de los casos, los impactos originados no tienen un carácter permanente y la reversibilidad de los impactos causados es total.

Es una tecnología fiable y madura

Prácticamente inagotable: debido al ciclo hidrológico natural

Facilidad de uso: Su generación y acoplamiento a la red es prácticamente instantáneo, por lo que posibilita que su energía se utilice en puntas de demanda.

Fomenta la creación de puestos de trabajo durante su diseño, construcción y explotación.

Figura 8.4 Beneficios de una minicentral hidroeléctrica. Fuente IDAE

8.6 Tramitación Administrativa

El procedimiento para la obtención de concesiones de agua para aprovechamientos hidroeléctricos, se establece en la Ley de Aguas y en el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, que pueda existir en cada país. Para realizar un uso público del agua se requiere una concesión de aguas otorgada, generalmente, por la Confederación u Organismo de la Cuenca, y se otorgan con carácter temporal. En la figura 8.5 se muestran los trámites administrativos para la instalación de la central y construcción de la línea eléctrica.


Figura 8.5 Tramitación Administrativa. DGCEA: Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental del Ministerio de Agricultura,

Alimentación y Medio Ambiente (España)

8.7 Legislación

En lo que se refiere a la legislación vigente relativa al uso privativo de aguas se encuentran las siguientes:

Legislación Comunitaria

• COM (2005) 627 final, diciembre de 2005. Comunicación de la Comisión sobre el apoyo a la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables.

• COM (2005) 265 final, junio de 2005. Libro Verde sobre eficiencia energética o cómo hacer más con menos.

• Directiva 2001/77/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad.

• Directiva 2000/60/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre, por el que se establece un marco comunitario de actuación en el ámbito de la política de aguas.


Legislación Nacional Española

• Real Decreto Legislativo 1/2008, de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos y Ley 6/2010, de modificación de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de proyectos

• Ley 10/2001, del Plan Hidrológico Nacional, y Ley 11/2005, que la modifica Planes Hidrológicos de Cuenca, aprobados en 1999, y que son anteriores a la Directiva Marco del Agua, por lo que hay que adaptarlos a esta Directiva (a su anexo VII)

• Directiva 2000/60/CE Directiva marco de aguas (DMA) [Transpuesta al ordenamiento español mediante el artículo 129 de la Ley 62/2003]

• Real Decreto Legislativo 1/2001, por el que se aprueba el Texto refundido de la Ley de Aguas (modificado por la Ley 62/2003, de medidas fiscales, administrativas y del orden social).

• Real Decreto 849/1986, por el que se aprueba el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, que desarrolla los títulos Preliminar, I, IV, V, VI y VII del texto refundido de la Ley de Aguas (modificado por los Reales Decretos 606/2003 y 9/2008).

• Real Decreto 606/2003, por el que se modifica el Real Decreto 849/1986, por el que se aprueba el Reglamento del Dominio Público Hidráulico, que desarrolla los títulos Preliminar, I, IV, V, VI y VII del texto refundido de la Ley de Aguas.

Legislación medioambiental en algunos de los países de Latinoamérica

• Colombia: Ley 99 de 1993, el Decreto 1753 de 1994, el Decreto Ley 2150 de 1995, la Resolución 655 de 1996

• Perú: Proyecto de Ley Nº 4335/2010-PE

• Argentina: Ley Nacional 23.879 de 1990. Impacto Ambiental de obras hidráulicas con aprovechamiento energético.

• Brasil : Decreto 4613 de 11 de mayo de 2013 del Consejo Nacional de Recursos Hídricos

• República de Ecuador: Ley de Gestión Ambiental RO 399 de 2001.

Resumen

El estudio de impacto ambiental (E.I.A) que supone un proyecto de una minicentral hidráulica es obligatorio de realizar y presentar al organismo correspondiente que gestione los recursos hidráulicos de la zona en donde se pretende realizar el proyecto. El otorgamiento de la concesión de agua pasa obligatoriamente por este trámite y debe ser sometido además a información pública durante un periodo de tiempo determinado. En este tema se ha abordado las fases para la tramitación de un E.I.A., la identificación y valoración de los impactos y las medidas preventivas y correctoras que hay que realizar, tanto en la fase de construcción de la central hidráulica como en la fase de explotación. Por último, se ha añadido diferentes normativas y legislación de diferentes países al respecto.


9. ASPECTOS ECONÓMICOS La rentabilidad económica de una pequeña central hidroeléctrica puede valorarse sobre la base de efectividad comparativa. Se comparan las inversiones en la construcción y la explotación de la central con inversiones análogas por la variante alternativa que garantice un efecto energético similar.

Para realizar esta comparativa se utilizan diferentes parámetros:

Índice de energía (Coste de la inversión /energía producida en kWh/año)

Índice de potencia (Coste de la inversión / potencia instalada en MW)

Horas equivalentes de funcionamiento al año

Factor de capacidad

Fiabilidad

Disponibilidad

Estos indicadores no dan una información objetiva sobre la viabilidad del proyecto, pero son de gran ayuda para, de una forma rápida, saber si el proyecto que estamos estudiando es, o no es, de interés, comparado con los índices medios de proyectos semejantes. Si el proyecto resulta interesante en una primera estimación, será necesario aplicar los criterios objetivos de análisis de rentabilidad. Entre los criterios para analizar la rentabilidad de una inversión se encuentran los que se basan en la consideración del valor del dinero en el tiempo, entre ellos podemos citar:

Valor actual neto (VAN)

Tasa interna de retorno (TIR)

Periodo de retorno de la inversión (PAY-BACK)

El análisis de estos indicadores se puede realizar teniendo en cuenta la tasa de inflación y la tasa de interés.

9.1 Índice de potencia

El índice de potencia o coste del KW instalado, se define como el cociente entre la inversión total y la potencia instalada en kW y proporciona un buen ratio de comparación entre diferentes proyectos. El valor medio del índice de potencia se sitúa alrededor de 923 $/kW.

A medida que aumenta la potencia instalada de la central, este índice disminuye pudiendo llegar a un valor alrededor de 1.384 $/kW para una potencia instalada de 5MW. Para potencias instaladas pequeñas de menos de 500kW, este índice puede llegar a unos 1.692 $/kW.

9.2 Índice de energía

Conocida la producción eléctrica de la central en un año medio, en base a realizar un buen estudio hidrológico, calcular el caudal óptimo de equipamiento, decidir sobre las turbinas a instalar teniendo


en cuenta el caudal mínimo técnico, se puede calcular el índice de energía como el cociente entre la inversión y la energía media producida en kWh/año.

Al igual que ocurre con el índice de potencia, a medida que aumenta la potencia instalada, el índice de energía disminuye. Su valor medio se sitúa en 0,27 $/kWh. Para potencias por debajo de los 500 kW alcanza valores alrededor de 0,33 $/kWh y para potencias de 5MW disminuye a 0,24 $/kWh.

9.3 Horas equivalentes de funcionamiento o tiempo característico

Las horas equivalentes de funcionamiento de una central se pueden calcular como el cociente entre la producción anual en kWh y la potencia instalada en kW. A medida que la potencia instalada aumenta, el número de horas equivalentes o tiempo característico disminuye. Este tiempo característico, da idea del grado de aprovechamiento de la central. Por término medio, el número de horas equivalentes se sitúa alrededor de 3.100 h.

Como se ha comentado en el Tema 3: Tipologías de pequeñas centrales hidroeléctricas, cada tipo de central tiene un tiempo característico medio:

Centrales situadas en canal de riego: Entre 4.300 a 2.000 horas

Centrales a pie de presa: Una media de 2.500 h

Centrales tipo fluyentes situadas en cursos altos de ríos: Alrededor de 3.100 h

Centrales tipo fluyentes situadas en cursos medios de ríos: Alrededor de 4.000 h

9.4 Factor de capacidad

Se define como la relación entre la energía media generada en un año tipo y la energía que podría producir la central si trabaje las 8760 h del año a plena potencia

Este factor está relacionado con las horas equivalentes de funcionamiento. Para pequeñas centrales hidroeléctricas que funcionan entre 2500 a 4000 h, este factor se sitúa entre el 29% y el 43%.

9.5 Fiabilidad y disponibilidad

La fiabilidad de la central se obtiene como:

Y la disponibilidad como:


9.6 Criterios para analizar la rentabilidad de la inversión

9.6.1 Valor Actual Neto (VAN)

Se llama valor actual neto o valor presente, de una cantidad S a percibir al cabo de n años, con una tasa de interés i, a la cantidad que , si se dispusiera de ella hoy, nos generaría al cabo de n años la cantidad S. De forma matemática:

Lo habitual en un proyecto es contar con un primer desembolso para el total de la inversión y, en periodos sucesivos tener unos flujos de caja (ingresos – gastos) que en general serán variables. Por tanto la expresión anterior queda:

Para aceptar una inversión deberá tener un VAN positivo, lo cual significa que la valoración de los flujos de caja, o cashflows, es superior al desembolso inicial de la misma. Entre dos proyectos será más rentable el que tenga un VAN superior.

9.6.2 Tasa Interna de Retorno (TIR)

La tasa interna de retorno es el valor de la tasa de interés que hace nulo el valor actual neto. Empleando la expresión anterior, se tiene:

Esta tasa interna se puede interpretar como la tasa de interés que el proyecto de inversión es capaz de proporcionar y, por tanto, si es superior a la tasa de interés, la inversión en general será de rentable. Entre todos los proyectos comparables, siempre será más rentable el que tenga una TIR superior.

9.6.3 Periodo de retorno (PAY-BACK)

Se define como el plazo de tiempo que ha de transcurrir para que la inversión se recupere. Un proyecto será tanto más rentable cuanto menor será su periodo de retorno.


Para el caso de pequeñas centrales hidroeléctricas, el periodo de retorno se sitúa entre los 8 y 10 años.

9.7 Factores a tener en cuenta en el estudio económico

Los factores más importantes que hay que tener en cuenta para poder realizar el estudio económico son:

Vida útil de la instalación : Se suele tomar entre 25 y 40 años

Periodo de amortización de la inversión : Como media se suele tomar 25 años

Inversión : El coste total de ejecución del proyecto

Fondo de maniobra: Requerido para realizar el pago de impuestos o bien para depositar fianzas.

Gastos preoperacionales. Hay que tener en cuenta estos gastos generados por la realización del proyecto concesional, gastos administrativos, licencias, seguros de responsabilidad civil, estudio de impacto ambiental, etc.

Ingresos por la venta de la energía producida a una compañía distribuidora de energía

Gastos de operación y mantenimiento. Son los gastos que se producen en la explotación de la central, como son, personal, repuestos, seguros, etc.

Cánones. La Confederación Hidrográfica puede exigir un canon por turbinar caudales que han sido previamente regulados por obras hidráulicas situadas aguas arriba del aprovechamiento.

Índice de precios al consumo (IPC)

Impuestos : Impuesto de Sociedades e IVA

Tasa de interés. Se suele considerar entre un 2- 3%

Deuda adquirida con una entidad bancaria con una tasa de interés anual.

Subvenciones


En la figura 9.1 se muestra un procedimiento para acometer una inversión en una minihidráulica.

Figura 9.1 Procedimiento para acometer una inversión. Fuente IDEA


9.8 Cálculo de la inversión de una minicentral hidroeléctrica

El cálculo de los costes de los diferentes elementos y equipos que hay que considerar para determinar la inversión son:

Azud o presa

Toma de agua, incluida rejillas y compuertas


Cámara de carga

Tubería forzada

Edificio de la central y canal de descarga

Turbina

Generador

Transformador principal

Sistema eléctrico general y automatización

Línea eléctrica

Caminos de acceso a la central

Ingeniería y dirección de obra

La distribución porcentual de la inversión en una minicentral hidráulica, en una gran mayoría de proyectos, se distribuye como se indica la figura 9.2:

Figura 9.2 Distribución porcentual de costes. Fuente IDAE

9.9 Ejemplo de cálculo de inversión y rentabilidad económica

A modo de ejemplo de cálculo de inversión de una minicentral hidroeléctrica, tomaremos una central tipo fluyente situada en curso medio de un río, con las siguientes características:

Salto bruto = 7 m

Caudal de equipamiento = 25 m3/s

Caudal mínimo técnico = 10 m3/s

Potencia instalada = 1.500 kW


Producción estimada (tomando los datos de un año medio) = 4838 MWh/año

Azud de 150 m de longitud y 5m de altura media construido en hormigón

Obra de toma

Canal de derivación de sección trapezoidal excavado en tierra con una longitud de 200m


Turbina tipo Kaplan

Generador Síncrono de 1.500 kW

Transformador principal de 1.500 kW

Sistema eléctrico general y automatismos

Línea eléctrica de interconexión a 20kV con una longitud de 2 km

Preparación de 0,5 km de accesos. En las Tabla 9.1 se detallan los costes unitarios de los elementos citados, así como el resultados de los parámetros indicadores anteriormente citados.

Tabla 9.1 Descripción de costes unitarios

ELEMENTO Coste unitario ($) Cantidad Coste total ($)

Azud 4.328/ m 150 m 649.730

Toma, compuerta y rejas 118.037 1 118.152

Canal de derivación 551,3/m 200 m 110.274

Cámara de carga No No No

Tubería forzada no No No

Edificio de la central 291.346 1 29.323

Turbina 630 1 630.148

Generador 94.522 1 94.522

Transformador 55,137 1 52.516

Sistema eléctrico 299.320 1 299.320

Línea eléctrica 10.547/ km 2 km 36.233

Accesos 23590.8/ km 0,2 km 4.718

Ingeniería y dirección de obras 8% 183.184

Inversión total 2.208.120 $

RATIOS DE LA INSTALACIÓN

Índice de potencia 1.257 € /kW

Índice de energía 0,31 € / kWh

Horas equivalentes 3225 horas

Factor de capacidad 35 %


Datos considerados para el análisis financiero:

Precio del kWh 115,12$/MWh

Coste de operación y mantenimiento 189.727 $/año

Relación de deuda 80%

Tasa de interés de la deuda 2,5%

Duración de la deuda 10 años

Vida útil 40 años

El precio del MWh es diferente en cada país. Este precio de 115,12 $/MWh considerado en este ejemplo, sería aplicable para Colombia. Para el análisis financiero, se ha utilizado el programa RETScreen de la Natural Resources Canada (http://www.retscreen.net ). El resultado obtenido mediante este programa es:

TIR antes de impuestos-capital 18,5 %

TIR antes de impuestos-activos 11,6%>2,5%considerado

Pay- back ( amortización) 6,7 años

VAN ( 15 años) 4.000.000 $

VAN (40 años) 12.000.000$

A continuación se muestra la pantalla del programa RETScreen (hoja del modelo de energía)

http://www.retscreen.net/


Por tanto, se puede concluir que es rentable la construcción de esta pequeña central hidroeléctrica.

9.10 Conclusiones finales

Las pequeñas centrales hidroeléctricas tienen períodos de gestación más cortos, de dos a cinco años, en comparación con las grandes centrales hidroeléctricas, que puede estar alrededor de los siete años. Además, estas pequeñas centrales o minicentrales tienen un periodo retorno de la inversión menor y sus costes de operación y mantenimiento son más bajos. Son más fáciles de construir y poner en marcha debido a que su diseño es más simple, lo que proporciona también unos costes más bajos. Las centrales hidroeléctricas grandes requieren estudios rigurosos, que no son necesarios para la construcción de un pequeña central hidroeléctrica. Además de lo anterior, la construcción de una pequeña planta de energía hidroeléctrica tiene un impacto ambiental mínimo y no perturba el hábitat local como es el caso de las grandes plantas de energía hidroeléctrica. Su instalación, no implica la construcción de grandes presas y embalses, y por lo tanto no da lugar a los problemas de deforestación, inundación y rehabilitación.

Además, no requieren una gran superficie de tierra para su instalación y se pueden construir para aprovechar pequeñas corrientes de agua y con pequeños saltos.

Son de alta fiabilidad y disponibilidad, por ser una tecnología plenamente desarrollada y madura.


Resumen

El estudio de viabilidad económica es una parte del proyecto muy importante, ya que la realización del proyecto depende de su resultado. Para que el proyecto sea rentable y pueda realizarse, es necesario que tenga un VAN positivo, un TIR mayor que la tasa de interés tomada y un plazo de recuperación de la inversión en años el menor posible. A modo de ejemplo, se ha realizado un estudio económico de un proyecto de una minicentral hidráulica, considerando los factores económicos más importantes y utilizando el programa RETScreen de la Natural Resources Canada.


Glosario Aforo : Sección determinada, fija e inalterable en el tiempo para la medición del caudal Aliviadero: Obra civil destinado a evacuar el caudal excedentario en condiciones de seguridad Anchura ponderada útil (APU): Zona del río así definida que debe disponer de unos caudales mínimos capaces de mantener el funcionamiento del ecosistema fluvial en todos sus niveles. Aportación (hm

3): Es el volumen de agua aportado por el cauce en el punto considerado durante un

año.

Azud: Muro transversal al río, de escasa altura (máximo 15 m), destinado a conseguir un régimen fluvial con remanso aguas arriba, para facilitar el desvío del agua por un lateral mediante un canal de derivación. Calado del canal: Se refiere a la altura del canal en metros Cámara de carga : Depósito para almacenar un volumen de agua que evite las oscilaciones de caudal en la tubería forzada Cámara espiral de la turbina hidráulica: Cámara en forma de espiral de sección decreciente que mantiene la velocidad constante. Está situada alrededor del distribuidor de la turbina. Canal de derivación: Infraestructura que tiene como misión transportar el agua desde la toma hasta la cámara de carga.

Canal de desagüe: Infraestructura que se utiliza para dirigir el agua hasta el río, previo paso por la turbina. Caudal de avenida (m3/s) : Caudal máximo que se puede presentar o rebasado 10 días al año Caudal de estiaje (m3/s): Este caudal indicará el mínimo necesario en la época de estío Caudal de servidumbre (m3/s): Es el valor de caudal necesario que hay que dejar en el río por su cauce normal. Incluye el caudal ecológico y el necesario para otros usos. Caudal ecológico (m3/s): El caudal ecológico lo fija el Organismo de la Cuenca, como un porcentaje del caudal medio interanual Caudal específico (litros/s.km

2): Caudal por unidad de superficie. Representa el caudal aportado por

cada km2 de cuenca

Caudal medio anual (m3/s): El valor promedio de los 12 caudales medios mensuales.


Caudal mínimo absoluto (m3/s): Es el caudal capaz de generar una APU igual a un metro o al 10% de la anchura total del cauce en cada sección. Caudal mínimo técnico (m3/s): Es el valor de caudal directamente proporcional al caudal de equipamiento con un factor de proporcionalidad K que depende del tipo de turbina Caudal mínimo óptimo (m3/s): Es el menor valor de caudal a partir del cual la pendiente de la curva APU / Q disminuye Caudal sólido (m3/s): Es el caudal que todos los ríos arrastran de una u otra forma, materiales sólidos, como gravas, arenas, limos, árboles, ramas, hojas, etc. El conocimiento del transporte sólido es fundamental en un aprovechamiento. Ciclo hidrológico: Se refiere al movimiento general del agua, ascendente por evaporación y descendente primero por las precipitaciones y después en forma de escorrentía superficial y subterránea. Coeficiente de Chezy (C): Su valor depende del radio hidráulico y del coeficiente de rugosidad del material. Es adimensional Coeficiente de escorrentía (C): Es la relación entre la aportación al río y la precipitación. Es un valor adimensional. Coeficiente de rugosidad de Manning (n): Su valor depende del tipo de material empleado. Se utiliza para calcular la velocidad media del agua por un canal. Es adimensional. Compuerta: Dispositivo manual o automático que se utiliza para cortar el paso del agua. Cuenca hidrográfica o topográfica : Superficie de la cuenca vertiente en km2 Curva de caudales medio clasificados: Curva de probabilidad acumulada que expresa la probabilidad de obtener un valor de caudal mayor que uno dado. Desarenador: Dispositivo que sirve para retener materiales sólidos que avanzan por el sistema de conducción y que podrían ser perjudiciales para el resto de la instalación. Disponibilidad (%): Relación entre el número de horas totales del año menos horas de paradas fortuitas y menos horas de paradas por mantenimiento, entre el número de horas totales al año Distribuidor: Dispositivo que se encarga de dirigir y regular el paso de caudal hacia el rodete Disyuntor: Dispositivo de corte de corriente eléctrica capaz de poder cortar intensidades de cortocircuito

Rendimiento (%): valor que mide la eficiencia energética de la instalación. Es la relación entre la potencia eléctrica producida y potencia teórica del salto de agua a la entrada de la turbina


hidráulica. EIA : Estudio de Impacto Ambiental Escala de peces: Obra civil construida en un lateral de la presa, que tiene por finalidad facilitar el remonte de los peces en sus migraciones aguas arriba del río.

Escala limnimétrica: Escalas graduada en centímetros sujetas al suelo. Se utilizan para medir la altura del agua en el cauce del río. Escorrentía superficial: Es la que llega a los cauces superficiales en un periodo de tiempo corto tras la precipitación. Estación hidrométrica: Es la encargada de la medición de los caudales de un río, mediante la construcción de un aforo. Estación pluviométrica: Es la encargada de la medición de las precipitaciones Extensión superficial de la cuenca: Es el área circunscrita por el "divortium-aquarum" o línea divisoria de la cuenca Factor de capacidad (FC) : Relación entre la energía real producida (kWh/año) y la que se podría haber producido funcionando a su potencia nominal durante 8760 h/año. Factor de compacidad: Es un índice comparativo con la forma de la cuenca de drenaje (perímetro y área de la cuenca) Factor de forma: Es la relación entre el área de la cuenca y el cuadrado de la longitud de su cauce principal Fiabilidad (%): Relación entre el número de horas totales al año menos el número de horas de paradas entre el número de horas totales al año. Frecuencia acumulada: Curva que expresa la probabilidad de obtener un valor menor o igual, o mayor que un valor dado. Frecuencia relativa (%) : Es la relación entre el número de veces que se repite un suceso dividido entre el número total de observaciones Generador asíncrono: Máquina eléctrica cuya velocidad de giro es superior a la de sincronismo Generador síncrono : Máquina eléctrica que gira a la velocidad de sincronismo Golpe de ariete: Sobrepresión producida en la tubería forzada debida al cierre de la válvula de guarda.

Hietograma: Gráfico que expresa precipitación en función del tiempo


Horas equivalentes de funcionamiento: Es el cociente entre la producción anual en kWh y la potencia instalada en kW. Índice de energía ($/kWh): Cociente entre la inversión y la energía media producida en kWh/año Índice de potencia ($/kW): Se define como el cociente entre la inversión total y la potencia instalada en kW Intensidad de precipitación (mm/h) : Cantidad de precipitación caída por hora. IPC : Índice de Precios al Consumo IVA : Impuesto sobre el valor añadido Lámina de agua vertiente: Se obtiene dividiendo la aportación por la superficie de la cuenca

Límnigrafo: Aparato que mide el nivel del agua mediante un flotador Limpiarrejas: Dispositivo automatizado cuya misión es la limpieza de las diversas rejillas situadas a lo largo del recorrido del agua hacia la central. Longitud de la cuenca (L): La longitud de la cuenca viene definida por la longitud de su cauce principal Pararrayos o autoválvula: Dispositivo de protección contra sobretensiones tipo rayo Pendiente media de la cuenca: Media ponderada de las pendientes de todas las superficies elementales de la cuenca en las que la línea de máxima pendiente se mantiene constante. Pendiente media de un cauce: Es la relación existente entre el desnivel altitudinal del cauce y su longitud Pérdidas de carga (m): Son las pérdidas producidas por el rozamiento del agua en las paredes del canal y tubería forzada, además de su paso por válvulas, compuertas, etc. Se tienen en cuenta en el valor del salto bruto. Periodo de retorno o de recurrencia (años): Se define como el plazo de tiempo que ha de transcurrir para que la inversión se recupere

Peso específico del agua () (Nm): Es el producto entre la densidad relativa del agua ( ) y la gravedad (g). Potencia teórica de un salto de agua (kW): Se define como el producto del peso específico del agua por el caudal y por el valor del salto neto.


Precipitación (mm): La precipitación es cualquier agua meteórica recogida sobre la superficie terrestre. Producción( KWh/año): Se define como la cantidad de energía eléctrica generada por el aprovechamiento en un año. Radio hidráulico (rh): Relación entre el área y el perímetro mojado en un canal Rodete: Es la parte de la turbina hidráulica provista de álabes que proporciona el giro de la turbina. Salto bruto (Hb) (m): Diferencia de cotas entre la superficie del agua en el azud y la superficie del agua en el canal de desagüe. Se mide en metros. Salto neto (Hn) (m): Es el valor del salto útil menos las pérdidas de carga en la tubería forzada. Salto útil (Hu) (m): Se define como el salto bruto menos las pérdidas de carga en el canal. Socaz: Nivel del agua en el canal de desagüe Tasa interna de retorno(TIR) (%): La tasa interna de retorno es el valor de la tasa de interés que hace nulo el valor actual neto Tobera o inyector: Elemento de regulación de caudal en las turbinas tipo Pelton Toma de agua o bocatoma: Se trata de una infraestructura encargada del desvío del agua desde el vaso del azud o la presa hacia el canal Transecto: Sección perpendicular al cauce del río relacionada con el APU Tubería forzada: Canalización cerrada a presión que tiene como misión transportar el agua desde la cámara de carga hasta la turbina hidráulica. Tubo de aspiración: Parte de una turbina hidráulica de reacción que se encuentra a la salida del rodete para provocar una depresión e incrementar el rendimiento de la turbina. Turbina hidráulica de acción: Turbina que trabaja a la presión atmosférica Turbina hidráulica de reacción: Turbina que trabaja a una presión inferior a la atmosférica. Valor actual neto (VAN) ($): Se llama valor actual neto o valor presente, de una cantidad S a percibir al cabo de n años, con una tasa de interés i, a la cantidad que , si se dispusiera de ella hoy, nos generaría al cabo de n años la cantidad S Válvula: Dispositivo que puede cortar el paso de agua, total o parcialmente.

Válvula de guarda: Dispositivo que se encuentra situado a la entrada de la turbina y cuya


misión es cortar el paso del agua ante situaciones de emergencia o de mantenimiento. Velocidad específica (ns) (r.p.m) : Aplicable a toda la tipología de turbinas, tiene el mismo valor para turbinas semejantes. Vertedero de pared delgada o gruesa: Estructura de control fija e inalterable donde a partir de la medida del nivel del agua se puede estimar el caudal.


Bibliografía

Arcesio Palacios, Jairo. Optimización del diseño de pequeñas centrales hidroeléctricas de agua fluyente mediante sistemas expertos. Tesis Doctoral, ETSII- Madrid 1998. Universidad del Valle en Santiago de Cali. Colombia.

De Juana, José Mª. Energías Renovables para el desarrollo. Editorial THOMSON. Paraninfo.2003

Creus Solé, Antonio. Energías renovables. Editorial CEYSA. 2004

Carta González, José Antonio y otros. Centrales de energías renovables. Editorial UNED-

Pearson Prentice Hall. 2009.

IDAE .Manuales de energías renovables. Minicentrales hidroeléctricas.1996

ESHA, European Small Hydropower Association. Guide on How to Develop a Small Hydropower Plant. 2004

Martínez Montes, German. Minicentrales Hidroeléctricas: mercado eléctrico, aspectos técnicos y viabilidad económica de las inversiones. Editorial Bellisco 2004

S. Rojas Rodríguez, V. Martín Tejeda. Cáceres. Centrales Hidroeléctricas. Teoría y Problemas. Universidad de Extremadura, Servicio de publicaciones, 1997. Manuales Unex: 18. ISBN: 84-7723-283-0

Guía para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica. Stream map. European Small Hydropower Association. Web: http://streammap.esha.be/

Carpi Abad, Mª Victoria. Aprovechamientos hidroeléctricos: Su régimen jurídico- administrativo. Colección DP derecho público. Editorial Lex Nova.2002

Cuesta, Luis y Eugenio Aprovechamientos hidroeléctricos I y II Villarino CICCP. Madrid, 2000

Almandoz, Javier. Monguelos, Mª Belén. Pellejero, Idoia .Apuntes de Máquinas Hidráulicas Universidad del País Vasco. Donostia-San Sebastián, 2007

Coz, Federico. Manual de mini y microcentrales hidráulicas: Una guía para el desarrollo de proyectos.. ITDG Perú. Lima, 1995

Polo, Manuel. Turbomáquinas Hidráulicas., Editorial Limusa. México, 1975

Viedma, Antonio. Zamora,Blas. Teoría de Máquinas Hidráulicas., Universidad de Murcia. Murcia, 1997

Revista: Energías Renovables nº 120. Especial Latinoamérica: Un continente cargado de futuro renovable.

http://streammap.esha.be/


Páginas Web

http://www5.iadb.org/mif/Climatescope/2012

http://www.slideshare.net/geopaloma/energa-hidrulica-1967699

www.energías-renovables.com

www.idae.es

www.unesco.org

www.olade.org

www.iea.org

www.ana.gob.pe

www.geni.org

http://www.hydrovisionbrasil.com

http://www5.iadb.org/mif/Climatescope/2012

http://www.slideshare.net/geopaloma/energa-hidrulica-1967699

http://www.energías-renovables.com/

http://www.idae.es/

http://www.unesco.org/

http://www.olade.org/

http://www.iea.org/

http://www.ana.gob.pe/

http://www.geni.org/

http://www.hydrovisionbrasil.com/


Índice de figuras

Tablas/Gráficos/Figuras

Tabla 1.1 Producción de energía hidráulica en el mundo. Fuente: UNESCO ......................................... 3

Tabla 1.2 Clasificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas ......................................................... 5

Tabla 1.3 Porcentaje de potencia instalada en MW. Fuente Estudio Climascopio 2012 ....................... 6

Tabla 2.1. Impacto ambiental y medidas correctoras. Fuente: Elaboración propia............................. 10

Tabla 2.2. Intervalo entre las curvas de nivel Fuente : Jairo Arcesio .Tesis Doctoral 1998 .................. 13

Tabla 2.3. Datos de caudales medios diarios ........................................................................................ 37

Tabla 2.4 .Tabla de caudales ordenados de menor a mayor y energía ................................................ 39

Tabla 2.5 Comparación de resultados .................................................................................................. 41

Tabla 2.6. Variación del valor de en función de T (°C) ....................................................................... 45

Tabla 4.1 Comparativa de diferentes tipos de material para tuberías ................................................. 67

Tabla 5.1 Clasificación de minicentrales (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995) ......................... 74

Tabla 5.2 Características principales de las turbinas (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995) ...... 85

Tabla 6.1 Relación entre la velocidad y el número de pares de polos ................................................. 97

Tabla 8.1 Medidas correctoras durante la fase de construcción y explotación ................................. 122

Tabla 9.1 Descripción de costes unitarios .......................................................................................... 132

________________________________________________________________________________

Figura 1.1 La energía hidráulica en el ciclo hidrológico. Fuente: Centrales de energías renovables. José Antonio Carta .................................................................................................................................. 2

Figura 2.1 Flujograma de los estudios para un aprovechamiento hidroeléctrico. Fuente. Elaboración propia T. Adrada ..................................................................................................................................... 9

Figura 2.2 Perfil longitudinal de un río . Fuente Adaptado de Rosgen (1996) ..................................... 12

Figura 2.3 Esquema general de un salto de agua. Fuente: IDAE .......................................................... 12

Figura 2.3.1 Detalle de una cuenca hidrográfica .................................................................................. 13

Figura 2.4 Determinación de la superficie de una cuenca ................................................................... 14

Figura 2.5 Ciclo hidrológico. Fuente: Dpto. Geología .Univ. Salamanca ............................................... 15

Figura 2.6Precipitaciones mensuales medias. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca .................... 17


Figura 2.7 Hietograma: Intensidad de precipitación en función del tiempo. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca .................................................................................................................................... 17

Figura 2.8 Curva intensidad- duración. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca ............................... 18

Figura 2.9 Curvas IDF. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca ......................................................... 18

Figura 2.10 Datos de aportación anual. Fuente CEDEX ........................................................................ 19

Figura 2.11 Cuenca hidrográfica con estación de aforo. Fuente Jairo Arcesio .Tesis Doctoral 1998 ... 20

Figura 2.12 Método área – velocidad con molinetes ........................................................................... 22

Figura 2.13 Aforo de vertido constante. Fuente Dpto. Geología. Univ. Salamanca ............................. 23

Figura 2.14. Aforo de vertido único ...................................................................................................... 23

Figura 2.14.1 Curva H-Q e hidrograma Q-t ........................................................................................... 25

Figura 2.15 Vertedero de pared delgada: a) sección rectangular, b) sección triangular y c) sección trapezoidal. Fuente: SOTELO ÁVILA, Gilberto. Hidráulica General. ...................................................... 26

Figura 2.16 Vertedero de pared gruesa y construcción de un vertedero en forma de V. Fuente: SOTELO ÁVILA, Gilberto. Hidráulica General. p. 267. ........................................................................... 27

Figura 2.17 Método área-pendiente .................................................................................................... 27

Figura 2.18. Correlación entre cuencas .Divisorias de aguas: topográficas (en naranja), dirección de la escorrentía en las laderas (azul oscuro) y red de drenaje principal (azul celeste).Fuente: Instituto Cartográfico Valenciano ........................................................................................................................ 28

Figura 2.19. Central tipo fluyente con canal de derivación. Fuente EVE .............................................. 31

Figura 2.20 Ecosistema fluvial. Fuente CONAMA (Congreso Nacional de Medio Ambiente -ETSI Montes) ................................................................................................................................................. 31

Figura 2.21 Metodología IFIM .............................................................................................................. 32

Figura 2.22 Elección del caudal ecológico .Curvas APU/caudal. Descripción de un transecto. Fuente: CONAMA (Congreso Nacional de Medio Ambiente - ETSI Montes) ..................................................... 33

Figura 2.23. Curva de clasificación de los años hidrológicos. Fuente IDAE .......................................... 35

Figura 2.24. Curvas de duración de caudales ....................................................................................... 36

Figura 2.25. Curva de caudales medios clasificados. Fuente IDAE ....................................................... 37

Figura 2.26 Curva de caudales medios clasificados .............................................................................. 39

Figura 2.27 Curva de caudales medios clasificados .............................................................................. 40

Figura 2.28 Gráfica de la energía en función del caudal....................................................................... 41

Figura 2.29 Histograma de caudales medios mensuales ...................................................................... 43

Figura 2.30 Concepto de salto bruto, útil y neto .Fuente Ente Vasco de la Energía ............................ 44

Figura 2.31 Pérdidas en los distintos elementos de una central micro-hidráulica (Sánchez, T y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995) ................................................................................................................ 46

Figura. 3.1 Esquema de una minicentral hidroeléctrica de agua fluyente de alta presión. ................. 49

Figura 3.2 Minicentral hidroeléctrica de agua fluyente con canal de derivación. a) Un canal abierto se encarga de transportar el agua desde el pequeño embalse hasta la cámara de carga, también


abierta; b) entre el embalse y la cámara de carga se dispone una tubería forzada que comunica el azud con una cámara cerrada. (Fuente: http://www.galeon.com/sloren/luciapra/ouren93.htm). .... 50

Figura 3.3 Componentes de una central hidráulica de media o baja presión con canal de derivación. Fuente EVE ............................................................................................................................................ 51

Figura 3.4 Minicentral hidráulica situada en un curso medio de un río con canal de derivación. Fuente IDAE........................................................................................................................................... 51

Figura 3.5 Esquema de una minicentral hidroeléctrica de agua fluyente de media/baja presión. ..... 52

Figura 3.6 Central a pie de presa . Fuente IDAE .................................................................................. 53

Figura 3.7 Minicentral hidroeléctrica a pie de presa en caverna ......................................................... 53

Figura 3.8 Minicentral hidráulica situada en canal de riego. Fuente IDAE ........................................... 54

Figura 4.1 Esquema típico de una minicentral con instalaciones de obra civil (Sánchez T. Ramírez, J. , ITDG-1995) ............................................................................................................................................ 57

Figura 4.2 Tipos de azudes. Fuente IDEA .............................................................................................. 58

Figura 4.3 Corte en presa de escollera con impermeabilización. Caspe, España ................................. 58

Figura 4.4 Presa de Estremera, río Tajo, España (foto J. A. Mancebo 2007) ....................................... 58

Figura 4.5 Azud en el río kaseke, Tanzania (Foto J. A. Mancebo 2010) ................................................ 59

Figura 4.6 Planta de azud con detalles de rehabilitación ..................................................................... 60

Figura 4.7 Escala de peces. Fuente ESHA.............................................................................................. 61

Figura 4.8 Limpiarrejas automatizado a la entrada de una toma de agua. Fuente ESHA .................... 61

Figura 4.9 Formas de los canales .......................................................................................................... 62

Figura 4.10 Aliviadero con desarenador y aliviadero lateral en canal . Foto J. A. Mancebo 2010) ...... 63

Figura 4.11 Diferentes formas de canales y radio hidráulico. Fuente ESHA ........................................ 64

Figura 4.12 Gráfico de caudal en función de dimensiones del canal rectangular. Fuente IDAE .......... 64

Figura 4.13 Detalle de un desarenador a la entrada de la cámara de carga. Fuente Jairo Arcesio Palacios. Tesis Doctoral 1998 ................................................................................................................ 65

Figura 4.14 Detalle de una cámara de carga ....................................................................................... 66

Figura 4.15 Cámara de carga con limpiarrejas y ataguía. Fuente: Foto J. A. Mancebo 2010 ............... 67

Figura 4.16 Relación entre el diámetro, nº de tuberías y coste relativo. Fuente Centrales Eléctricas UPC ........................................................................................................................................................ 68

Figura 4.17 Determinación gráfica del diámetro de la tubería a presión. Fuente IDAE ....................... 69

Figura 4.18 Tubería forzada. Fuente: Foto J. A. Mancebo 2010 ........................................................... 69

Figura 4.19 Cambio de dirección en tubería forzada. Foto J. A. Mancebo 2010 .................................. 69

Figura 4.20 Edificio en central con limpiarrejas y ataguía. Instalada en el río Júcar, España (foto J. A. Mancebo 2012) ..................................................................................................................................... 70

Figura 4.21 Situación del edificio de la central. Fuente ESHA .............................................................. 71

Figura 4.22 Interior de la minicentral hidráulica Molino de Suso (Álava –España). Fuente IDAE ........ 71

Figura 4.23. Sección de sistema de descarga de una turbina Francis .................................................. 72


Figura 4.24 Sistemas de descarga al río ............................................................................................... 72

Figura 5.1 Turbina tipo Pelton de dos inyectores ................................................................................. 75

Figura 5.2 Elementos principales de una central hidráulica (modificado de Fernández, P. 2002) ...... 75

Figura 5.3 Corte esquemático de una turbina de eje vertical .............................................................. 76

Figura 5.4 Turbina Francis. Cámara y tubo de aspiración. CH Torrelaguna, España (Foto Mancebo 2012) ..................................................................................................................................................... 76

Figura 5.5 Mecanismo exterior de accionamiento de las palas del distribuidor Fink. CH El Atazar España (Foto Mancebo 2012) ............................................................................................................... 77

Figura 5.6 Eje de turbina con acoplamiento. Accionamiento de la corona del distribuidor. CH El Villar, España (Foto Mancebo 2013) ............................................................................................................... 77

Figura 5.7 Turbina Pelton (modificado de Fernández 2002) ................................................................ 78

Figura 5.8Tubo de corriente ................................................................................................................. 79

Figura 5.9 Modelo ideal de triángulos de velocidad de entrada y salida de rodete Francis ................ 80

Figura 5.10 Detalle de los tubos de aspiración en una minicentral hidráulica ..................................... 83

Figura 5.11 .Micro -turbina de acción tipo Michell-Banki (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995) .............................................................................................................................................................. 83

Figura 5.12 Tipos de turbinas hidráulicas. Fuente: Universidad de Oviedo. Mecánica de Fluidos ...... 84

Figura 5.13 Diagrama para la selección de turbinas (Sánchez, T. y Ramírez, J. ITDG-Perú, 1995) ....... 87

Figura 5.14 Selección del tipo de turbina en función de ns y H. Fuente: Universidad de Oviedo. Mecánica de Fluidos ............................................................................................................................. 87

Figura 6.1 Detalle de una válvula de compuerta ................................................................................. 90

Figura 6.2 Tipos de válvulas .................................................................................................................. 90

Figura 6.3 Válvula de mariposa. Fuente COMEVAL .............................................................................. 91

Figura 6.4 Válvula esférica. Fuente COMEVAL ..................................................................................... 91

Figura 6.5 Central hidráulica del Canal de Isabel II en Torrelaguna (Madrid). ..................................... 92

Figura 6.6 .Situación de la válvula de guarda y compuerta de cierre Fuente. T.Adrada ..................... 92

Figura 6.7 Grupo oleohidráulico de una turbina Francis. Fuente IMPSA Hydro .................................. 93

Figura 6.8 Detalle del grupo oleohidráulico en una minicentral hidráulica. Fuente ANDRITZ HYDRO 94

Figura 6.9. Tipos de cajas multiplicadoras de velocidad ...................................................................... 95

Figura 6.10 Acoplamiento de un generador eléctrico a una turbina Kaplan de eje vertical mediante caja multiplicadora de velocidad de ejes planetarios. Fuente ISOLUX ................................................. 96

Figura 6.11 Distintas configuraciones constructivas de un generador asíncrono. Fuente: T.Adrada .. 98

Figura 6.12 Esquema de sistema de autoexcitación estática. Fuente José Antonio Carta: Centrales de energías renovables .............................................................................................................................. 99

Figura 6.13 Esquema de autoexcitación con diodos giratorios y excitatriz de c.a. Fuente T.Adrada .. 99

Figura 6.14 Esquema del sistema de excitación con generador de continua. Fuente. T.Adrada ...... 100


Figura 6.15 Detalle constructivo de un generador asíncrono. Fuente Google. www.monogafías.com ............................................................................................................................................................ 100

Figura 6.16 Curva par- corriente de una máquina asíncrona. Fuente T.Adrada ............................... 101

Figura 6.17. Esquema eléctrico unifilar de conexión a la red eléctrica de un generador asíncrono con condensadores. Fuente IBERDROLA ................................................................................................... 102

Figura 6.17.1 Tipos de transformadores trifásicos A) De resina epoxy B) De aceite mineral. Fuente : Fabricante IMEFY ................................................................................................................................ 103

Figura 6.18 Celdas blindadas hasta 36kV. A) Celda de interruptor-seccionador. B) Celda de disyuntor con seccionador. C) Celda de transformadores de medida y protección de tensión e intensidad. D) Conjunto de celdas modulares. Fuente: Fabricante Ormazábal ......................................................... 104

Figura 6.19 Esquema eléctrico unifilar de conexión en el lado de alta tensión. Fuente IBERDROLA 106

Figura 6.20 Esquema eléctrico unifilar de conexión una central hidroeléctrica de 3,5 MW a una red eléctrica de 45 kV. Fuente PROYMECA (Madrid- España) .................................................................. 107

Figura 6.21 Central hidroeléctrica con salida de línea aérea y subestación de intemperie ............... 107

Figura 6.22 Subestación de intemperie .............................................................................................. 108

Figura 6.23 Cable aislado de alta tensión y conector enchufable ..................................................... 108

Figura 6.24 Esquema de control de una pequeña central hidroeléctrica .......................................... 110

Figura 6.25 Esquema de control de velocidad y control de tensión. Fuente: T.Adrada ..................... 110

Figura 6.26 Sistema de regulación de velocidad en una turbina Pelton ............................................ 111

Figura 7.1 Esquema general de un sistema de automatización. Fuente IDAE ................................... 113

Figura 7.2 Señales de entrada de control al PLC. Fabricante de PLC-OMROM .................................. 114

Figura 7.3 Esquema de secuencia de arranque y parada. Fuente IDAE ............................................. 115

Figura 7.4 Imágenes de las pantallas gráficas de control de pequeñas centrales hidráulicas ........... 116

Figura 7.5 Diagrama de capacidad de un generador síncrono acoplado a una red eléctrica. Fuente. T.Adrada .............................................................................................................................................. 117

Figura 8.1 Esquema de un estudio de impacto ambiental. Fuente IDAE ........................................... 119

Figura 8.2 Fases de un Estudio de Impacto Ambiental. ...................................................................... 120

Figura 8.3 Tramitación de un EIA ........................................................................................................ 120

Figura 8.4 Beneficios de una minicentral hidroeléctrica. Fuente IDAE .............................................. 123

Figura 8.5 Tramitación Administrativa. DGCEA: Dirección General de Calidad y Evaluación Ambiental del Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente (España) ......................................... 124

Figura 9.1 Procedimiento para acometer una inversión. Fuente IDAE .............................................. 130

Figura 9.2 Distribución porcentual de costes. Fuente IDAE ............................................................... 131

Adrada, T., Mancebo, J.A. y Martínez, C. (2013). Energía Minihidráulica

Documents

Módulo teórico Minihidraulica