Micro Centrales Hidroeléctricas

Micro Centrales
Hidroeléctricas
Ing. Daniel Muguerza
Índice
Capítulo 1: Introducción
4
Capítulo 2: Evaluación de los Requerimientos Energéticos
2.1.
2.2.
2.3.
2.3.1.
2.3.2.
2.4.
2.5.
Introducción.
Destinos (usos) y Destinatarios (Sectores y Usuarios)
Un estudio de caso
En relación con los requerimientos de electricidad
En relación con la capacidad de pago
Generalizando el Análisis sobre requerimientos y capacidad
de pago
La demanda de capacidad en la MCH
7
8
8
9
11
13
14
Capítulo 3: Evaluación del Recurso Hídrico
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
Las herramientas del Planificador
Análisis Regional. Indicadores de Calidad de Cuenca
Potencial Hidroeléctrico Teórico Bruto (P.H.T.B.).
Densidad del P.H.T.B.
Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.)
Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable a escala de
microgeneración (P.H.T.A.m.)
3.7. Métodos Para Evaluar el Potencial de un Emplazamiento
3.7.1. Selección de las Cuencas de Interés
3.7.2. Preselección de Emplazamientos en Gabinete
3.7.3. Verificación y ajuste con estudios de campo.
3.8. Ajuste de la Oferta - Demanda. Caudal y Altura de Diseño.
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22
25
Capítulo 4: Tecnología de conversión mediante MCH
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
4.4.1
4.4.2.
4.4.3.
4.5.
4.5.1.
4.5.2.
4.5.3.
4.6.
4.6.1.
4.6.2.
4.6.3.
4.6.4.
4.7.
Compromiso costo / calidad / sustentabilidad
Descripción de los componentes tecnológicos de una MCH
Características particulares de la tecnología de MCH
Obras de captación
Consideraciones generales
Toma de Agua sin Obra de Cierre
Tomas de Agua con Obra de Cierre
Obras de Conducción
Canales
Cámara de carga
Tuberías de presión
La Microcentral
Conversión Hidromecánica
Acoplamiento y Multiplicación de la Velocidad
Generación de Electricidad
La regulación de Tensión y Frecuencia
Obras de Distribución Eléctrica
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Capítulo 5: Evaluación Económica de las MCH
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
Criterio para la Evaluación de Proyectos con MCH’s
Los Costos de Capacidad (Potencia) y de Energía
RETAIN Un caso de Evaluación Económica
Costo de Inversión de las MCH´s (Misiones – Argentina)
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67
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Capítulo 6: Consideraciones Generales sobre Difusión de MCH
6.1. Aspectos Institucionales.
6.2. Aspectos Ambientales.
6.2.1. Efectos Ambientales que deben controlarse en el diseño y
construcción de las MCH.
6.2.2. Efectos Ambientales que deben controlarse en la Operación y
Mantenimiento de las MCH.
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Bibliografía
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Capítulo 1: Introducción
El aprovechamiento del recurso hídrico para la generación de energía comenzó
en tiempos antiguos con el uso de ruedas hidráulicas muy rudimentarias pero
que permitían la producción de fuerza motriz para aliviar el trabajo manual del
hombre.
Ruedas hidráulicas mas evolucionadas acompañaron el nacimiento de la era
industrial, aun antes de la llegada del motor a vapor. La revolución industrial
con su fuerte demanda energética movilizó el desarrollo tecnológico de los
procesos de conversión de energía y la rueda hidráulica fue superada por la
turbina a partir del inicio del siglo XIX.
Fuerza motriz primero y energía eléctrica después fueron los productos
energéticos, con que el recurso hídrico contribuyó, y lo continúa haciendo en la
actualidad, con el progreso económico y la mejora de la calidad de vida de la
población.
El proceso de conversión del recurso hídrico más difundido en la actualidad es
la producción de energía eléctrica.
El desarrollo de la tecnología ha permitido alcanzar altísimos niveles de
eficiencia en la conversión de la energía hidráulica en energía eléctrica así
como la instalación de grandes módulos de producción eléctrica. Basta como
ejemplo mencionar el caso de la central hidroeléctrica Itaipú cuya potencia
instalada de 12.600 MW es mayor que la demanda máxima del Sistema
Argentino de Interconexión en 1999.
Ahora bien, los sistemas eléctricos han evolucionado permanentemente hacia
niveles crecientes de interconexión, primero regionales, luego nacionales y
ahora internacionales.
Los módulos de potencia de los productores eléctricos que se vinculan a estos
sistemas interconectados son crecientes y las centrales térmicas han
incrementado fuertemente su participación en el parque de la generación,
desplazando a las centrales hidráulicas de la oferta eléctrica (excepción hecha
de aquellos países como Brasil, que tienen un muy alto potencial hídrico y muy
escasos recursos de origen fósil).
Con excepción de Europa Occidental y EE.UU. con sus recursos hídricos
aprovechables fuertemente explotados, el resto del mundo mantiene aun
grandes reservas hidráulicas aprovechables.
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Potencial Hídrico Mundial
2212000
Potencial Total Aprovechable
610000
Regiones
Asia
430000
América del Sur
Africa
358000
América del Norte
356000
250000
URSS
163000
Europa
45000
Oceanía
0
500000
1000000
1500000
2000000
2500000
MW
No obstante, si la oferta hidráulica debe integrarse en sistemas eléctricos que
operan grandes módulos de potencia, debemos preguntarnos ¿que papel cabe
a la generación hidráulica de pequeña escala?.
Para responder a esta pregunta debemos considerar la relación entre el
desarrollo de los sistemas eléctricos y la distribución de la población.
Los sistemas eléctricos interconectados han resuelto el abastecimiento de los
centro urbanos y han penetrado parcialmente en las área rurales. Quedan aún
grandes áreas geográficas sin servicio eléctrico y la población rural que las
habita se encuentra mayoritariamente en situación precaria, con niveles de
actividad económica de subsistencia y altos índices de necesidades sociales
básicas insatisfechas.
Es decir que existe una relación directa entre los condiciones socioeconómicas
de esta población y la ausencia de una demanda que se exprese en términos
de mercado para promover su abastecimiento.
América Latina, Asia y Africa concentran esta población sin servicio eléctrico.
De los 6.000 millones de habitantes que poblaban el planeta al finalizar el siglo
XX, había 2.000 millones, que no contaban con servicio eléctrico. Hoy en día
las proporciones son semejantes, con una leve tendencia a agravarse.
Si ésta es la cruda realidad de fin de siglo, es mas grave aún la perspectiva
futura. Para el año 2020 cuando la población mundial se acerque a los 9.000
millones, si los gobiernos no toman acciones para corregir lo que el mercado no
resolverá, se estima que la población sin servicio eléctrico crecerá a 4.000
millones.
Estas áreas rurales con pobladores alejados de las redes de distribución, con
requerimientos energéticos insatisfechos, constituyen el ámbito principal donde
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la pequeña hidrogeneración eléctrica encuentra su aplicación potencial, en
tanto se cuente con recursos hídricos locales suficientes.
Si bien éste es el ámbito principal donde las MCH’s tienen un rol asegurado, no
es el único y excluyente. Factores técnicos y ambientales le asignan a esta
tecnología otros campos de aplicación complementarios, a los que nos
referiremos en la última parte de este texto.
Focalizado de esta manera el principal ámbito de aplicación de esta tecnología,
el desarrollo del tema estará estrechamente vinculado con el mismo.
En el segundo capítulo discutiremos la forma en que se determinan los
requerimientos energéticos de la población rural y la capacidad y disposición al
pago asociados a dichos requerimientos.
En el tercer capítulo trataremos de como evaluar el potencial hidráulico de una
región y los indicadores de calidad hídrica que nos permitirán seleccionar
zonas de interés para satisfacer el abastecimiento con esta fuente energética.
En el mismo capítulo analizamos como evaluar el potencial hidráulico
aprovechable en un emplazamiento determinado.
En el cuarto capítulo haremos una descripción de los componentes
tecnológicos de una Micro Central Hidroeléctrica, con particular énfasis en
aquellos en que la tecnología es menos conocida.
En el quinto capítulo abordaremos el análisis económico, tipificando costos de
inversión y de operación y mantenimiento, analizando el precio de la energía
resultante y su sensibilidad frente a la variación de los factores que lo afectan.
Se prestara especial atención a la evaluación social de proyectos y a criterios
de eficiencia económica por tratarse de un marco de decisiones de inversiones
publicas.
En el sexto y ultimo capítulo describiremos los impactos ambientales de la
tecnología y las medidas de mitigación asociadas y algunas consideraciones de
orden legal e institucional vinculadas a la difusión de la misma.
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Capítulo 2: Evaluación de los Requerimientos Energéticos
2.1.
Introducción.
El tratamiento de los aspectos sociales y económicos de la difusión de nuevas
fuentes y de tecnologías energéticas alternativas como las MCH debe apoyarse
en un tratamiento metodológico, que asegure la confiabilidad en los resultados
de los estudios que fundamentarán las inversiones
El método debe contemplar aspectos tales como:
Considerar la escala del requerimiento y el contexto socioeconómico donde
se incorpora el esquema de abastecimiento del estudio. Esto implica
considerar al planeamiento energético como parte integral de la estrategia
de desarrollo de una región determinada.
Analizar, en dicho contexto, los requerimientos de energía del poblador rural
por medios analíticos para determinar los niveles de consumo por usos, así
como las fuentes utilizadas para abastecerlo.
Permitir el análisis y la comparación desde el punto de vista económico de
todas las soluciones técnicas de abastecimiento disponible, tanto en escala
micro como macroeconómica. De tal manera ya sea que se trate de
proyectos de decisión privada o de interés público, el decisor tendrá
suficientes elementos de juicio para adoptar la solución que mejor convenga
a sus objetivos.
En este marco el recurso hídrico y la tecnología de las MCH’s será una
alternativa más, que deberá demostrar su competitividad frente a las
fuentes / tecnologías que, en la región plan, estén disponibles para
abastecer los requerimientos de electricidad de la población.
2.2.
Destinos (usos) y Destinatarios (Sectores y Usuarios)
Algunos criterios útiles para determinar los requerimientos de energía eléctrica,
que deberán ser satisfechos por una MCH, se describen a continuación:
La elección del método de relevamiento de información debe tener en
cuenta los resultados del análisis socioeconómico de la región y la inserción
del sector energético en el desarrollo regional, a los efectos de determinar:
a) el universo objeto de investigación, b) el tipo de información que se
necesita relevar.
Dado que la demanda de energía eléctrica en las áreas rurales se
caracteriza por su baja densidad y su dispersión, resulta necesario evitar un
tratamiento individual de cada usuario potencial. Para ello será útil definir
rangos de requerimientos de energía e incorporar a los mismos las
unidades de demanda identificadas. Esto implica el tratamiento de las
unidades agrupadas en módulos homogéneos (Ej. Por niveles de ingreso o
calidad de vivienda).
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Los métodos de proyección de demanda basados en información histórica
de consumo no son aplicables a este tipo de regiones, por lo general no se
registran datos para la identificación de los consumos (fuentes no
comerciales, usos, tipo de equipamiento, energía útil). La proyección se
basa, entonces, en la simulación de los comportamientos de cada modulo
homogéneo en el que se ha desagregado al sector rural, principalmente en
cuanto a la posibilidad de satisfacer determinados usos.
La determinación de los requerimientos de energía por fuentes y usos de
los módulos homogéneos, se realizará mediante encuesta. La información
relevada debe determinar la estructura actual por fuentes y usos de las
necesidades de energía final y útil, las posibilidades de sustitución de otras
fuentes por la electricidad y la incorporación de equipamiento doméstico y
productivo dentro del período de estudio, así como la capacidad de pago de
los potenciales usuarios y su actitud hacia la electricidad (disposición al
pago).
Como resultado de esta evaluación deben identificarse para cada modulo
homogéneo:
La evolución esperada del consumo de energía eléctrica para el periodo
de estudio.
La curva de demanda de potencia eléctrica para los usuarios
individuales o agrupados en un pequeños sistemas en el año horizonte
del estudio.
La parte de sus excedentes económicos que los potenciales usuarios
están dispuestos a aplicar al pago del servicio eléctrico.
2.3
Un estudio de caso
A fines de los 80’, en el marco de una red internacional de centros de
investigación sobre fuentes renovables de energía, se desarrollo el proyecto
RETAIN (Rural Energy Technology Assessment and Innovation Network). En
Argentina, el trabajo se centró, en general, en la formulación de un método de
evaluación para la toma de decisiones de inversión para el abastecimiento
eléctrico en áreas rurales dispersas y en particular, en el estudio de la difusión
de Micro Centrales Hidroeléctricas. (ver referencias bibliográficas)
Para ambos estudios se tomó como caso de análisis a la provincia de Misiones,
ya que presentaba un alto grado de ruralidad en su población y un bajo grado
de electrificación, a la vez que dispone de un alto potencial del recurso hídrico.
Las encuestas realizadas sobre la población rural (electrificada y no
electrificada) en la provincia de Misiones (Argentina), permite mostrar que los
niveles de requerimientos son diferenciados según la situación
socioeconómicos del productor. Por ello el estudio consideró tres módulos
homogéneos denominados A, B y C con requerimientos decrecientes.
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Los módulos A, B y C fueron definidos de acuerdo con características de la
vivienda rural. Por un lado calidad y tamaño de vivienda se asocia directamente
con niveles de requerimientos de electricidad para usos domésticos que se
mantienen dentro de rangos de baja dispersión si el módulo homogéneo
(tipificación de los indicadores de la vivienda) está correctamente definido. Por
otro lado la información sobre viviendas disponible en el censo nacional de
población y vivienda permitía expandir los resultados del estudio sobre
muestras encuestadas de los módulos A, B y C, a toda la población del área
bajo análisis.
Los principales resultados derivados de las encuestas se resumen a
continuación:
2.3.1. En relación con los requerimientos de electricidad
Los datos obtenidos en Misiones brindan la imagen de una estructura
socialmente diferenciada con una fuerte base en la agricultura familiar. Es
notable el contraste entre la población no electrificada y los usuarios del
sistema rural abastecido por redes. En todos los indicadores, los pobladores
sin servicio eléctrico aparecen, consistentemente en una situación
desfavorable. En cuanto a los usuarios de Micro Centrales Hidroeléctricas,
tienden a aparecer en una situación intermedia, con lo que es posible
interpretar que esos emprendimientos han permitido el acceso a la energía
eléctrica, a sectores sociales que difícilmente pudieran haberlo hecho bajo
la modalidad centralizada.
Los usos de la energía eléctrica son básicamente domésticos y salvo que
se provoque un impulso exógeno, no cabe esperar que los usuarios vayan a
utilizar la electricidad para fines directamente productivos en escala
significativa.
En el caso en estudio, el análisis del contexto socioeconómico, permitía
inferir la ausencia de usos productivos de la electricidad en las unidades
familiares rurales (viviendas). El tipo de producción agrícola (forestación,
yerba mate, té, tabaco) no requiere procesamiento en la unidad de
producción agrícola, sino que lo hace en establecimientos (secaderos,
aserraderos, etc.) que concentran producción de áreas geográficas
importantes y que usualmente están abastecidos por redes.
A nivel de las unidades domésticas rurales alimentadas por redes, los usos
productivos detectados, fueron para el bombeo de agua (riego de almácigos
y viveros) y para mantenimiento de equipos y maquinaria agrícola
(soldaduras, sierras eléctricas, esmeril, etc.). No obstante, la presencia de
ambos usos no superaba el 15% de los casos encuestados.
El análisis de los usos domésticos de la electricidad para las viviendas de
tipo A y B (alta y media calidad relativa) se realizó mediante encuestas a los
pobladores rurales electrificados por redes. La casi totalidad de los mismos
quedan incluidos en estos tipos de viviendas. En tanto los no electrificados
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se concentran en viviendas tipo B y C (media y baja calidad relativa). De
esta forma se pudo conformar una base de análisis para el estudio de
sustitución de otras fuentes energéticas por la electricidad de las unidades
tipo A y B, cuantificar las necesidades de potencia y energía, definir los
usos finales de la electricidad detectados en el estudio y su penetración
para unidades domesticas que, en promedio, habían sido conectadas a la
red entre 4 y 5 años antes de la encuesta.
Usos de la
Electricidad
Tipo de Vivienda
Valor índice de B
para A=1
A
B
Calentamiento del
Agua
20.0
8.1
0.40
Calefacción
13.3
0.0
00.0
Conservación de
alimentos
93.3
70.3
0.75
Acondicionamiento
de Aire (ventilador)
48.3
21.6
0.45
Bombeo de Agua
66.7
10.8
0.16
Iluminación
100.0
100.0
1.00
T. V.
93.3
91.9
0.98
Plancha
98.3
73.0
0.78
Lavarropa
60.0
43.2
0.72
Las modalidades de consumo de la electricidad en las unidades domesticas
encuestadas, permitió analizar la forma de la curva de carga, (horarios de
uso de plancha, lavarropa, agua caliente, etc.).
Mediante el resultado de las encuestas a los usuarios electrificados, en el
caso de viviendas A y B, y del análisis de las relaciones entre fuentes
energéticas y usos finales de la energía en el caso de las viviendas tipo C,
fue posible proyectar para un horizonte de consolidación de 10 años, los
requerimientos de energía y de potencia de los tres niveles de vivienda, los
que se muestran en el cuadro siguiente.
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Requerimientos de Energía y de Potencias Proyectados
Indice de condiciones habitacionales
Requerimientos
Viviendas A
Viviendas B
Viviendas C
Energía (kWh-año)
1278
764
450
Potencia (Watts)
1760
1320
881
Fuente: RETAIN
La conclusión en relación con los requerimientos de energía eléctrica de los
pobladores rurales del área en estudio fue que: lo reciente de la
electrificación rural, unido al bajo nivel económico de gran parte de las
unidades domésticas y al escaso desarrollo de los usos productivos, hacen
que las necesidades de electricidad de los pobladores del área de resuelvan
en bajos niveles de consumo y usos predominantemente domestico con un
muy bajo factor de carga de las instalaciones dedicadas a abastecerlos.
2.3.2 En relación con la capacidad de pago
En el estudio la capacidad de pago se definió, como la parte de los
excedentes monetarios que el productor esta dispuesto a invertir para
disponer de Energía Eléctrica, en el marco del conjunto de prioridades
productivas y de confort en que vive. Mediante encuestas al poblador rural
no electrificado se midió, en forma cuantitativa, su capacidad de ahorro
(excedente monetario total) y en forma cualitativa, su disposición a la
electrificación (expresada en el nivel de interés). Los resultados alcanzados
se demuestran en el cuadro siguiente.
Grados de Interés
Excedentes monetarios
Total
Menos de
30 U$S/mes
Más de
30 U$S/mes
Escaso
22 %
25 %
47 %
Cierto
9%
44 %
53 %
Total de casos
31 %
69 %
100 %
Fuente: RETAIN
Estos datos permitieron, en el caso de Misiones, extraer las siguientes
conclusiones:
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No más del 80% de la población no electrificada, reúne condiciones básicas
que combinen interés y/o excedentes económicos para incorporarse al plan
de electrificación.
De la población que reúne estas condiciones aproximadamente un 30%
dispone de excedentes pero requiere una motivación o en su defecto puede
esperarse que se conecte al sistema luego de conocer, a través de sus
vecinos, sobre los beneficios de la energía eléctrica. El 70% restante tiene
interés en la electrificación y en su gran mayoría están dispuestos a
contribuir con dinero o bien con trabajo personal o productos agrícolas. Para
la ejecución de las obras.
Las prioridades de asignación del excedente monetario del poblador rural,
así como los compromiso que tiene asumido en el momento de la
electrificación restringen los importes que pueden destinar a financiar su
suministro eléctrico. En el caso de Misiones el resultado de las encuestas
mostró como razonable fijar cuotas del orden del 25% del valor de la
mediana de los valores de los excedentes monetarios correspondientes a
cada categoría habitacional, resultando valores de cuota de 10 U$S por
mes para las viviendas C y 20 U$S por mes para vivienda B y A.
No obstante los datos relevados en la encuesta muestran un elevado grado
de dispersión.
Existe, sin embargo, un piso mínimo de contribución del poblador rural
para su electrificación, que corresponde a las economías de sustitución de
las unidades domésticas. Estas economías de sustitución corresponden a
usos actuales, abastecidos por otras fuentes o tecnologías que serán luego
reemplazados a partir de la conexión eléctrica.
Estas economías corresponden al consumo de kerosene y/o gas licuado
para la iluminación y conservación de los alimentos y a pilas o baterías para
comunicación (radios y TV).
De acuerdo a los datos relevados y procesados, la contribución de las
unidades domésticas al pago del servicio eléctrico se estimó según los
siguientes valores:
CAPACIDAD DE PAGO
CATEGORÍA
HABITACIONAL
NADA
CUOTA 1
CUOTA2
U$S 10/mes
U$S 20/mes
AyB
10%
26%
64%
C
14%
54%
32%
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2.4
Generalizando el Análisis sobre requerimientos y capacidad de
pago
Los patrones de requerimientos y de capacidad de pago de la población rural
de Misiones no electrificada (relacionadas con las viviendas tipo C en el
estudio del caso), podemos considerarlos representativos de la población rural
alejada de las redes del Norte Argentino.
Los resultados obtenidos para Misiones no son distintos de los que se
relevaron en el II° plan de electrificación rural que las Cooperativas Eléctricas
llevaron adelante entre los años 1978 y 1981, con la asistencia financiera del
BID. Tampoco se apartan de los valores que se presentan periódicamente en
los trabajos publicados por la CLER (Conferencia Latinoamericana de
Electrificación Rural).
Podemos entonces afirmar que la electrificación de la población rural dispersa
atiende en primer lugar a un concepto de calidad de vida y no de cambio en
las tecnología de producción.
Algunos usos productivos pueden ser incorporados directamente por los
usuarios, como por ejemplo el caso del bombeo de agua para riego o para
consumo animal, y otros usos productivos de mayor envergadura que
impliquen el uso de fuerza motriz o conservación en frío para procesamiento
de la producción del agricultor, podrían ser incorporados con impulsos
exógenos a través de planes de desarrollo integrado para el sector rural.
No obstante, en áreas con economías de subsistencia, con un alto índice de
necesidades básicas insatisfechas, el uso de la electricidad estará
prioritariamente orientado a satisfacer requerimientos domésticos y no
productivos.
No podemos dejar de señalar que en una familia rural es difícil separar entre
los ámbitos de lo “económico” y lo “domestico” ya que ambos aspectos están
fuertemente imbricados al coincidir esencialmente equipo de trabajo y grupo
familiar, cualquier innovación que se produzca en uno de los ámbitos afectara
necesariamente al otro. Así una reducción del tiempo necesario para realizar
tareas domesticas permitirá mayor disponibilidad para realizar actividades
productivas o bien un desplazamiento de actividades domésticas hacia la
noche (con iluminación de mejor calidad) permitirá una mejor organización de
las tareas productivas del grupo familiar. También la comunicación (TV) con
los canales especializados en actividades rurales introduce información y
conocimientos útiles para el mejoramiento de la producción.
Los requerimientos domésticos se ubican en general en una franja entre 40 y
100 kWh/mes. Estos requerimientos atienden a la iluminación con tubos
fluorescentes convencionales, la incorporación de la TV color, y distintos
grados de penetración de la conservación de alimentos y del uso de
electrodomésticos y de artefactos para calentamiento de agua.
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La característica del equipamiento electrodoméstico asociado a estos
consumos puede exigir altos niveles de capacidad en la red y en la unidad de
suministro.
El factor de carga de las redes rurales que conectan unidades domésticas sin
otro límite de capacidad que el transformador de bajada en la chacra (5kVA)
se encuentra generalmente por debajo del 10% y disminuye aún más cuando
los usos de la electricidad se concentran en iluminación y comunicaciones y
en el uso de artefactos eléctricos de bajo costo y de uso estacional como
calefones en línea (2000W) o estufas eléctricas de velas (1200W).
Por consiguiente no pueden fijarse, en forma racional y económica,
requerimientos de capacidad asociados a requerimientos de energía para la
población rural si no se incorporan conceptos de gestión de demanda que
permitan abastecer los mismos usos con el mínimo de capacidad requerida.
Esto implica que un programa de abastecimiento rural de electricidad debe
asignar esa cuota de potencia basada en equipamientos y formas de uso
racional de la electricidad. Los limitadores de potencia en la acometida a las
viviendas y la capacitación del usuario son los instrumentos más aptos para
ajustar la demanda de capacidad sin restringir la satisfacción de los
requerimientos de energía eléctrica.
Bajo estos parámetros los requerimientos de capacidad asociados a los de
energía antes indicados, se ubican en una franja entre los 800W y 1600W.
En materia de capacidad de pago, existe un marcada dispersión, tanto intra
muestra en el estudio de caso en Misiones como en la información relevada
en otros estudios en la Argentina y en América Latina. Sin embargo esta
dispersión se ubica en una banda que siempre mantiene como piso las
economías de sustitución (en general por encima de los U$S 5 por mes) y
como techo valores del orden de los 30 U$S por mes.
2.5
La demanda de capacidad en la MCH
Los sistemas eléctricos se diseñan en función de la capacidad (potencia)
máxima que deben abastecer, tanto para la unidad de generación como para
el sistema de transporte y distribución de la electricidad.
Los usuarios, como hemos analizado en los puntos anteriores expresan
requerimientos de energía y de potencia útil, es decir asociada a los usos
finales de la electricidad ya sean estos domésticos o productivos.
Sin embargo en la cadena de producción distribución o uso de la electricidad
existen pérdidas que deben ser suministradas por el generador en forma
adicional a los requerimientos de energía útil del usuario.
En cadenas complejas, estas perdidas pueden alcanzar un porcentaje muy
significativo de la capacidad de la utilidad de producción de energía y debe ser
adecuadamente consideradas para determinar la demanda de potencia de
una MCH.
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A modo de ejemplo se muestran dos cadenas comparadas, una con
suministro directo y otra con el mismo uso final pero con una cadena larga de
conversiones eléctricas.
Otro aspecto sustantivo que debe considerarse cuando la MCH atiende a un
pequeño sistema aislado por redes, es el factor de simultaneidad. Este factor
refleja el comportamiento aleatorio del uso del equipamiento eléctrico donde la
demanda máxima simultanea de todos los usuarios siempre es menor que la
suma algebraica de la demanda de cada usuario individual.
De tal forma el cálculo de la capacidad en bornes del generador debe partir de
la sumatoria de la potencia máxima que requiere cada usuario individual,
afectada por el factor de simultaneidad (demanda máxima del sistema) y con
el agregado de todas las pérdidas que ocurren en los procesos de
transformación, transporte y distribución de la electricidad.
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Capítulo 3: Evaluación del Recurso Hídrico
3.1.
Las herramientas del Planificador
Un programa de abastecimiento de electricidad en áreas rurales, que incorpore
fuentes de energía diversificadas, debe contar con un análisis territorial que
califique la aptitud de las fuentes en las áreas involucradas en el programa.
Para la fuente hídrica, tal aptitud se valora mediante indicadores de calidad de
las cuencas que atraviesan la región, estos indicadores permitirán al
planificador, determinar las zonas en que el recurso hídrico tiene un potencial
adecuado para satisfacer los requerimientos eléctricos de la población local, y
de este modo, incluir esta fuente como alternativa de suministro de tales
requerimientos.
Una vez seleccionadas las áreas con aptitud hídrica, es necesario identificar los
sitios aptos para el emplazamiento de la MCH y en cada uno de ellos
determinar la potencia y energía que puede obtenerse del mismo.
Es decir que la evaluación del recurso hídrico, debe reconocer dos etapas, la
primera de carácter macro regional, para identificar la aptitud del recurso y
seleccionar las áreas de interés para su aprovechamiento con fines
hidroeléctricos y la segunda con carácter localizado para seleccionar y evaluar
el potencial de distintos emplazamientos para MCH´s en los cursos de agua
dentro de las áreas de interés identificadas.
3.2.
Análisis Regional. Indicadores de Calidad de Cuenca
Las cuencas hídricas están alimentadas por las lluvias. El comportamiento
hidrológico de una cuenca estará entonces influenciado por la distribución,
intensidad y duración de las precipitaciones y también por la forma en que el
medio ambiente influye en la “administración” del recurso. La acumulación en
forma de nieve, la evaporación directa y la infiltración, la capacidad del suelo
para retener el agua, las cubiertas vegetales, los procesos de transpiración y
absorción de humedad son, entre otros, factores que afectan la forma en que el
agua de lluvia discurre por la cuenca que la recibe.
Las precipitaciones, y la forma en que el medio ambiente las “administra”,
determinan el comportamiento de los caudales de agua superficial que se
concentran en arroyos y ríos y que se acumulan desde las altas cuencas
(nacientes) hasta que se cierra el ciclo hidrológico regresando al mar.
El camino ideal para conocer el comportamiento de los caudales de una
cuenca es contar con mediciones que registren la historia de la misma sobre un
largo período de tiempo (30 a 50 años). Aún así, modificaciones ambientales
de carácter planetario como el calentamiento global o los cambios en las
corrientes marinas y aún aquellas modificaciones localizadas como la
deforestación de áreas boscosas, introducen importantes cambios en el
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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comportamiento hidrológico de las cuencas, reduciendo la confiabilidad de las
proyecciones basadas en los datos de las crónicas históricas.
Sin embargo es probable que en muchas regiones no se cuente con registro de
datos de aforo de todas las cuencas. Cuando la información de caudales es
parcial, siempre contamos con registros de lluvias.
La correlación entre cuencas aforadas y cuencas sin registros, cuando sus
características son similares, permite utilizar información de lluvias, junto con
mediciones de campo limitadas en el tiempo, para extrapolar probables
comportamientos de los caudales de las cuencas sin registro, a partir de la
información de las cuencas aforadas.
El caudal especifico de la cuenca (litros/seg/km2) medido como el aporte de
caudal que hace cada unidad de superficie de cuenca es el vector que permite
extrapolar datos desde cuencas aforadas a cuencas sin registro. Un segundo
input de información que se requiere para analizar los indicadores de calidad
de la cuenca es la información topográfica de la cuenca. En general esta
información esta disponible en cartas topográficas o puede gestionarse en
forma muy expeditiva con las técnicas de relevamiento actuales.
Hechas estas consideraciones de carácter general, pasamos ahora a describir
los indicadores que nos permitirán evaluar el potencial hídrico de una región.
3.3.
Potencial Hidroeléctrico Teórico Bruto (P.H.T.B.).
Se define como la potencia total entregada por el caudal de agua al discurrir
por un cauce natural, desde una cota superior a una inferior y admitiendo que
no hay perdida de ninguna naturaleza.
Representa un potencial teóricamente disponible, pero prácticamente
inalcanzable, no solamente por las pérdidas referidas, sino por la imposibilidad
técnica de aprovecharlo, por la incidencia de diferentes causas (geológicas,
económicas, sociales, ecológicas, etc.). Así definido constituye el índice que
evalúa la magnitud hipotética de la potencia hidráulica de la cuenca en análisis.
Dado que la magnitud del P.H.T.B. de una subcuenca depende de los
desniveles naturales existentes y de los caudales circulantes en el tramo
analizado, en su cálculo intervendrán las superficies de aportes de las cuencas,
las escorrentías específicas y los mencionados desniveles.
La potencia continua desarrollada en una cuenca aguas arriba de una dada
sección de control, seria el resultado de integrar los productos de caudal y
desnivel que aportan las subáreas en que se divida la subcuenca y luego
agregar todas las subcuencas que aportan sobre dicha sección de control.
En el gráfico siguiente se muestra el proceso de integración de la potencia
hidráulica bruta y de la energía media anual bruta desarrollada durante las
8.760 horas del año.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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El valor de “Qij” se obtiene como producto del caudal especifico que se haya
previamente calculado o estimado, multiplicado por las fracciones de superficie
de aporte hasta el punto de control de la subcuenca o tramo analizado.
El dato de caudal que se utiliza para este indicador es el que corresponde al
valor medio anual de la serie, es decir aquel cuya probabilidad de permanencia
es del 50% del tiempo.
A los efectos de ordenar el cálculo del P.H.T.B. de una cuenca, puede
entonces seguirse la siguiente secuencia:
Fraccionar la cuenca en subcuencas, de acuerdo con la configuración de
cursos tributarios, secundarios, terciarios, etc. Numerar subcuencas con
nomenclatura relativa a la cuenca en estudio.
Calcular las áreas de las subcuencas determinadas.
Mediante cálculos o estimaciones, adoptar el caudal específico para cada
subcuenca.
Para cada subcuenca, sumar todos los caudales que pasaran por la sección
de control de la misma.
Calcular la diferencia de niveles entre la parte más alta y más baja del tramo
del curso principal de cada subcuenca en estudio.
Por ampliación de la formula (I), calcular la potencia continua para cada
tramo o subcuenca.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Proceder a efectuar el cálculo acumulativo de cada subcuenca avanzado
desde nacientes hasta el final de la misma, determinando de esta forma el
P.H.T.B. del total de la cuenca.
Mediante la fórmula (II), calcular la Energía Teórica Anual a Potencia
Continua para cada tramo, y por acumulación total de la cuenca partiendo
de nacientes hasta el final de la misma.
3.4.
Densidad del P.H.T.B.
El P.H.T.B. nos da un valor muy agregado que no permite una clara
visualización de la calidad de la cuenca a los fines de su explotación
energética.
Por el contrario cuando referimos este potencial a la superficie de cuenca o a la
longitud del cauce asociadas al mismo, tenemos una idea de la forma en que
se concentra en un área o en un tramo del arroyo.
De tal forma los indicadores específicos como la densidad superficial del
P.H.T.B. (kW/km2 de cuenca) y la densidad lineal del P.H.T.B. (kw/km de río)
nos permiten una mejor apreciación de la oportunidad o probabilidad de
encontrar emplazamientos aptos para hidrogeneración.
Es decir que para dos cuencas con igual P.H.T.B. (ejemplo: con 500 MW de
potencial bruto) aquella que tiene menos superficie tendrá mayor densidad de
potencial (ejemplo: con 1000 km2 tiene 500 kW/km2) y la de mayor superficie
tendrá menor densidad de potencial (ejemplo: con 10000 km2 tiene 50
kW/km2). Siguiendo el ejemplo, será entonces más probable encontrar
emplazamientos técnica y económicamente viables donde dispongamos de 500
kW/km2 que donde solo contemos con 50 kW/km2.
3.5.
Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.)
Como el P.H.T.B. representa una cifra independiente de la tecnología a utilizar,
de los rendimientos a obtener, de la presencia de las obras o proyectos
preexistentes, de las complicaciones geológicas o topográficas de los
diferentes tramos, de las posibilidades de regulación mediante embalses, etc.,
y además supone implícitamente que todo el caudal disponible se destina a la
producción de energía hidroeléctrica, resulta mucho más interesante, con vistas
a planificar el equipamiento eléctrico de una determinada región, analizar el
denominado Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.).
El P.H.T.A. que, por definición, resulta el que realmente pudiera ponerse en
servicio con factibilidad técnica, aunque una cierta porción de él pueda no ser
económicamente interesante o conveniente, al momento de su evaluación
particular.
Usualmente no se dispone de la información o de la experiencia propia
necesaria como para definir el P.H.T.A. por lo que suele recurrirse como
primera aproximación a metodologías desarrolladas para cuencas que han
agotado prácticamente su capacidad hidrogeneradora, y que permiten obtener
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índices que relacionan la densidad del P.H.T.B. con un rango de porcentajes
del P.H.T.A.
El P.H.T.A. como porcentaje del P.H.T.B. puede obtenerse por ejemplo de la
tabla adjunta dada por la Comisión Económica para Europa de las Naciones
Unidas, con información de potenciales técnicos mínimos y máximos respecto
de la densidad específica del Potencial Bruto para las cuencas europeas.
Densidad del P.H.T.B.
(KW/km2)
10
50
100
150
200
250
300
350
3.6.
P.H.T.A.
como porcentaje del P.H.T.B.
00-25
00-30
05-35
10-40
15-45
20-50
25-55
30-60
Potencial Hidroeléctrico Técnico
microgeneración (P.H.T.A.m.)
Aprovechable
a
escala
de
El P.H.T.A. se calcula tomando en consideración las tecnologías
convencionales aplicadas a grandes, medianos y pequeños aprovechamientos
energéticos y prescinde de cualquier clasificación de los mismos en función de
su magnitud.
De acuerdo con el objeto del tema que estamos tratando, definimos al
Potencial Técnico Aprovechable a Escala de Microgeneración como la fracción
del P.H.T.B. susceptible de ser aprovechada mediante la implementación de
microcentrales, es decir, de aquellos emprendimientos de potencia inferior a
300 kW.
Al igual que con el P.H.T.A., el cálculo del P.H.T.A.m. permite cuantificar el
potencial técnicamente factible de ser utilizado, aunque prescindiendo de
consideraciones económicas o de cualquier otra índole que determinen la
conveniencia o viabilidad de construir microcentrales hidroeléctricas en las
cuencas en estudio.
El P.H.T.A.m. se ha concebido como aquel susceptible de ser aprovechado
mediante la instalación de microturbinas.
Los lineamientos del cálculo del P.H.T.B., se aplican al calculo del P.H.T.A.m.,
a cuyos efectos se determinan porcentajes del mismo, en función de
parámetros característicos que califiquen la aptitud energética del tramo o
subcuenca con vistas a su aprovechamiento energético mediante
microturbinas.
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Cuando la experiencia lo aconseje o relevamientos de campo lo fundamenten,
los valores del P.H.T.A.m., podrán afectarse mediante coeficientes de
corrección o aproximación. Dichos coeficientes dependerán de parámetros o
índices hidrogeomorfométricos de las cuencas o subcuencas en estudio
(densidad de drenajes, área específica de máximas pendientes, etc.).
Con lo expuesto el P.H.T.A.m. podrá calcularse mediante una expresión de la
forma:
P.H.T.A.m. = “P” x (P.H.T.B.)
(III)
En la que “P” es un porcentaje obtenido mediante estudios básicos de campo y
de gabinete, en función de la densidad del potencial bruto (en kW/km2).
Para obtener la tabulación de los porcentajes “P” en función de la Densidad de
Potencial Bruto, la propuesta consiste en analizar subcuencas que se juzguen
representativa de la región en estudio y efectuar un programa de relevamiento
de campaña lo más exhaustivo posible, con visitas de campo a los sitios de
emplazamiento potencial, previamente seleccionados mediante apoyo
cartográfico y aerofotogramétrico en el caso de disponerse.
Del análisis puntual de cada emplazamiento relevado, podrá obtenerse por
cómputo el Potencial real a ser aprovechado en la subcuenca, el que podrá
luego relacionarse con el P.H.T.B. correspondiente de dicha subcuenca.
Cuando se juzgue que los valores obtenidos son transferibles o extrapolables
podrá iniciarse la evaluación del P.H.T.A.m. para otras cuencas o subcuencas
por simple asignación de los valores tabulados, en función de la Densidad de
Potencial Bruto.
3.7.
Métodos Para Evaluar el Potencial de un Emplazamiento
3.7.1. Selección de las Cuencas de Interés
En primer lugar debemos considerar que el recurso hídrico es aprovechable en
un entorno del sitio de su emplazamiento. Es decir que la distribución espacial
de la demanda eléctrica, es un dato relevante para predeterminar las áreas que
resulten de interés hidráulico.
De tal forma, las áreas que, por sus indicadores de calidad de cuenca, resultan
aptas para su aprovechamiento hidroenergético deben coincidir con las áreas
donde se localiza la demanda que debe ser abastecida.
3.7.2. Preselección de Emplazamientos en Gabinete
Una vez predeterminadas las áreas de interés, con bases en la información
cartográfica disponible, deben localizarse emplazamientos en cada río o arroyo,
donde se observen puntos de interés, a partir del apilamiento de líneas de
nivel que indiquen rápidos o saltos de agua en el curso.
Fijando secciones de control en esos puntos, pueden calcularse caudales
medios midiendo en cartografía las áreas de cuenca de aporte aguas arriba de
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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la sección de control. Con los datos de caudal y desnivel localizado en cada
emplazamiento seleccionado, puede hacerse una primera estimación de la
potencia continua disponible en los mismos.
Sobre la base de este análisis se realiza una preselección de los
emplazamientos que resultan de mayor interés para resolver el abastecimiento
de la demanda localizada en el área.
3.7.3. Verificación y ajuste con estudios de campos.
Los emplazamientos preseleccionados en gabinete deben ser luego
identificados y evaluados en campo. Si no se encuentran restricciones de
importancia que imposibiliten la utilización de dicho emplazamiento (situaciones
geológicas, ambientales, afectación de actividades socio económicas, etc.) se
procede a realizar mediciones detalladas de caudal y desnivel, conforme a los
siguientes procedimientos.
3.7.3.1.
Para evaluar el desnivel aprovechable
Para medir el desnivel aprovechable deben evaluarse, en campo, la ubicación
de la cámara de carga y de la sala de máquinas.
Como veremos en el capítulo 4, la cámara de carga puede estar junto a la toma
de agua, sobre el arroyo o bien en un punto alejado conectado a la toma de
agua mediante un ducto cerrado o un canal abierto a nivel (en ambos casos sin
presión).
La medición de desnivel se realizará desde el punto seleccionado para instalar
la cámara de carga hasta el punto seleccionado para instalar la sala de
máquinas, donde el agua será turbinada y devuelta a su curso natural.
Para medir el desnivel que puede lograrse dentro de longitudes aceptables de
las obras de conducción (canales y tuberías), se utilizará una manguera tipo
nivel de albañil (25-35 metros de longitud), llena de agua, con un manómetro
de rango apropiado para un máximo de 30 metros de columna de agua,
conectado a su extremo.
Desde el nivel de cámara de carga hasta el nivel de sala de máquina, se
fraccionará la medición, colocando puntos intermedios de control en la forma
que mejor se adapte a la topografía del terreno y a la longitud de la manguera
utilizada.
Las medidas de desnivel deben realizarse apoyando el manómetro en el suelo
y con el nivel de agua en el extremo superior controlado con una regla
colocada en la vertical del punto.
3.7.3.2.
Determinación del caudal
Método de la botella:
Consiste en calcular el tiempo que tarda una porción de arroyo de 10 metros de
largo en pasar por una sección de control.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Ubicar la sección de control aguas arriba del punto de toma seleccionado, en
un lugar preferentemente poco sinuoso, medir su ancho (L) en metros, de orilla
a orilla, tendiendo un hilo sujetado con una estaca en cada margen.
Dividir L en diez partes iguales a lo largo del hilo y en cada una medir con una
vara la profundidad (xi), en metros, del arroyo. La profundidad media del arroyo
en la sección de control será:
Xm = (X1+ X2+ X3+ X4+ X5+ X6+ X7+ X8+ X9+ X10) / 10
A diez metros aguas arriba de la sección de control, coloque otro hilo paralelo
al primero, luego prepare una botella vacía bien tapada y déjela flotar en el
centro del arroyo desde varios metros aguas arriba del segundo hilo. Controle
el tiempo T en segundos que tarda la botella en recorrer los 10 metros que
separan ambos hilos. Repita las medidas y utilice el promedio de las
mediciones.
El área A en metros cuadrados de la sección de control será:
A = Xm (profundidad en metros) x L (ancho en metros).
En el tiempo (T) habrá pasado por la sección de control un volumen de agua
igual a:
V(m3) = 10xA.
El caudal que circula en la sección de control, al momento de la medición será:
Q (litros/seg) = V (m3) x 1000 (litros/m3) / T(seg)
Método del Tambor:
Es un método apropiado para emplazamientos que cuentan con saltos
compactos.
Consiste en transportar hasta el salto un tambor vacío de combustible de 200
litros y sostenerlo bajo la caída de agua, midiendo el tiempo T en segundos que
tarda en llenarse. La medición debe repetirse varias veces y adoptar el
promedio.
Luego debe estimarse a vista la cantidad de tambores (N) que podrían
colocarse juntos bajo el salto para llenarse simultáneamente. (No sea optimista
con esta apreciación, trate de estimar en menos antes que en mas el valor de
N).
El caudal medio resultará de realizar el siguiente cálculo:
Q (litros/seg) = (200xN)/T
Una vez realizadas las mediciones por cualquiera de los métodos disponible,
sobre la base de consultas con los pobladores vecinos al arroyo, se deberá
determinar la frecuencia de ocurrencia del caudal medido en el total del año,
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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así como su valor relativo respecto de los momentos en que el arroyo trae los
caudales máximos y mínimos.
3.7.3.3.
La curva de duración de caudal
La curva de duración de caudales nos indica el comportamiento de los
caudales a lo largo de un período anual y una serie de curvas anuales, nos
permite visualizar el comportamiento de los caudales en años particulares
como ricos, secos o extrasecos.
En la figura se muestra un curva típica que nos indica la probabilidad de que
durante un % de tiempo del año los caudales excedan los indicados en la
curva.
Estas curvas pueden construirse cuando existen registros (aforos) durante
largos períodos de tiempo. También puede construirse para cuencas no
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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aforadas, cuando existen registros en otras cuencas dentro de un área general
de características ambientales homogéneas mediante correlación de caudales.
Este método de determinación de la curva de duración de caudales por
correlación, requiere realizar mediciones (10 días como mínimo) distribuidas
durante un ciclo anual, con mayor densidad de medidas en la estación seca, y
compararlos con los registros, de los mismos días en la cuenca aforada.
Con una curva ajustada de correlación entre los caudales circulantes en la
cuenca aforada y los que circulan en la cuenca sin aforo, se puede construir la
curva de duración de caudales de la cuenca en estudio a partir de los datos de
la cuenca aforada.
Cuando no se dispone de información estadística de cuencas aforadas, lo
mejor es recurrir a la memoria del poblador local. En este caso debe buscarse
información sobre el comportamiento del arroyo en las estaciones secas y en
las más ricas.
Ambos datos son necesarios, ya que el proyecto de una MCH requiere un buen
conocimiento del caudal mínimo que dispondrá (para evaluar la potencia
mínima firme) y del caudal máximo que deberá evacuarse (seguridad de las
obras sobre el arroyo).
Para ello debe consultarse a los pobladores locales sobre los niveles que
alcanza el arroyo en el lugar donde se mide el caudal, tanto en las máximas
crecidas como las mayores sequías que recuerden.
La medición realizada en el emplazamiento elegido, complementada con la
información suministrada por los pobladores locales y los registros de lluvias de
la zona permitirán estimar valores para los caudales mínimo, máximo y medio
en el sitio del emplazamiento.
3.8.
Ajuste de la Oferta-Demanda. Caudal y Altura de Diseño.
Durante la fase de planificación se asignará a los emplazamientos
seleccionados, la demanda que debe ser satisfecha por cada uno de ellos.
La oferta de potencia y energía a suministrar por la MCH debe ajustarse a
dicha demanda.
El caudal de diseño (o de instalación) que se requiera, se determinará
considerando los rendimientos de transporte del agua y de su conversión de
energía hidráulica a energía eléctrica.
Un valor conservativo del rendimiento para establecer el caudal de instalación
es 50%. Por lo tanto resulta que
Qi (m3/seg) =
P (kw) (potencia máxima demandada)
5 x Hu (m) (altura útil de diseño)
Si el valor de Qi así calculado se ubica por debajo de los caudales mínimos
(estación seca) del arroyo, se acepta como valor del proyecto.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Si Qi se ubica en la franja de excedencia del 80% al 100% del tiempo, deberá
analizarse si puede mejorarse la altura de diseño reduciendo de ese modo el Qi
necesario o si se aceptará brindar un servicio con restricciones en la estación
seca o bien complementar el servicio con otras fuentes / tecnología.
En el caso que el Qi requerido sea mayor del que se dispone en el arroyo
durante el 80% del tiempo, el servicio será con restricción o con respaldo de
otras fuentes.
Se entiende que las restricciones pueden resolverse limitando los usos de la
electricidad o sin limitar los usos pero con horarios del servicio reducidos a la
disponibilidad del agua (incluyendo la que permita el almacenamiento mediante
una pequeña obra de cierre para regulación diaria).
Los caudales mínimos disponibles para el proyecto pueden ser aun menores
que los de la estación seca, si razones o normas ambientales aconsejan
mantener valores asegurados de escurrimiento por el cauce natural e impiden
la derivación del total del agua para la producción de energía.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Capítulo 4: Tecnología de conversión mediante MCH
4.1.
Compromiso costo / calidad / sustentabilidad
Antes de ingresar en el estudio y selección de las tecnologías y criterios de
diseño que proponemos utilizar en los proyectos, es necesario: a) definir el
compromiso entre costo y calidad del suministro eléctrico que los usuarios y la
comunidad están dispuestos a aceptar y b) considerar la relación entre la
confiabilidad y el grado de automatismo que, conforme a la organización
institucional que se adopte para operar y mantener el sistema, asegure la
sustentabilidad de los proyectos en el largo plazo.
En relación con los costos, la solución técnica debe reducirlos al mínimo
compatible con un abastecimiento continuo, dentro de los criterios de
suministro adoptado por el proyecto. Estos criterios suelen referirse al tipo de
servicios desde el continuo de 24 horas, a servicios interrumpibles con solo 6
horas por día (servicio nocturno) y a los tiempos máximos de interrupciones
que pueden admitirse, originados por escasez del recurso hídrico, o bien por
contingencias electromecánicas o electromagnéticas.
Tanto los tiempos de interrupción aceptables como las variaciones de tensión y
frecuencia permitidas en estos pequeños sistemas, son menos rigurosos que
para los sistemas eléctricos de alta concentración de demanda.
Pretender estándares de calidad altos implicaría proyectos con tecnología
sofisticada, con fuerte impacto en los costos tanto de inversión como de
operación y mantenimiento.
Por otra parte los requerimientos eléctricos de la comunidad receptora de este
tipo de proyecto corresponden al uso de artefactos y equipos y al desarrollo de
actividades que no necesitan altos estándares de calidad de servicio.
El principal salto cualitativo que percibe esta comunidad, es la diferencia entre
contar y no contar con electricidad. Si su evolución socioeconómica le permite
acceder a equipamientos electrodomésticos o productivos sofisticados,
seguramente contará también con ingresos suficientes para invertir en la
mejora de calidad que requieran.
En relación con la sustentabilidad, la localización de los proyectos en las áreas
alejadas de los centros más desarrollados requiere de tecnologías sencillas
que puedan atenderse localmente tanto en lo referido a operación, como a
reparación o reposición de componentes y partes de equipos e instalaciones.
No obstante le decisión final sobre criterios de diseño técnico de los proyectos
dependerá de la figura institucional que se adopte para operar y mantener los
sistemas.
Este punto que discutiremos más ampliamente en el último capítulo, implica
que los criterios de diseño podrán definirse según que la explotación sea
altamente descentralizada en la comunidad local (requiere tecnologías más
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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sencillas) o que se realice con formas más centralizadas en estructuras de
gestión técnica (admite mayor complejidad tecnológica)
4.2.
Descripción de los componentes tecnológicos de una MCH
En una Micro Central Hidroeléctrica se pueden distinguir cuatro partes
componentes principales.
La Obra de Cierre y Captación
Consistente en la construcción destinada a producir el cierre para
almacenamiento de agua, o la simple elevación del tirante para su derivación
hasta la microcentral, o simplemente una toma para captar una parte del caudal
que circula por el río o arroyo.
La Obra de Conducción o de Derivación
Son las instalaciones que deben transportar los caudales desde las Obras de
Captación hasta la turbina para su aprovechamiento energético. Pueden estar
constituidas por tuberías cerradas solas o combinadas con canales a cielo
abierto.
La Micro Central o Sala de Maquinas
Está constituida por el espacio y las estructuras en que se aloja el
equipamiento hidroelectromecánico, y que consiste habitualmente en una
pequeña habitación, que por su ubicación próxima a los arroyos requiere ser
planeada para afrontar los cambios en el nivel de restitución, provocados por
las crecidas extraordinarias.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Incluye la totalidad del equipamiento consistente en la microturbina, su
regulador de velocidad, el generador, y el tablero de comandos y control.
Las Obras de Distribución (Redes Eléctricas)
Que permiten el transporte de la energía eléctrica hasta los usuarios y que
incluyen las estaciones de transformación y las líneas de media y baja tensión
mono y trifásicas.
4.3.
Características particulares de la tecnología de MCH
Como dijimos anteriormente la utilización de MCH como tecnología de
abastecimiento dentro de un programa rural de electrificación, incorpora
algunos rasgos característicos que la diferencian de otros planes de
construcción de obras públicas. Tales rasgos distintivos son los siguientes:
Las MCH tienen dos componentes particulares, turbinas y reguladores,
que no cuentan con una oferta de mercado de alta difusión y para los
que es conveniente desarrollar proveedores locales que pueden en el
futuro atender reparaciones y nuevos suministros. La ingeniería utilizada
en estos componentes, debe ser lo suficientemente sencilla como para
permitir su construcción con las máquinas, equipos e instrumentos y con
los niveles de calificación de mano de obra, con que habitualmente se
cuenta en regiones rurales alejadas de los centros urbanos
desarrollados. Se requiere garantizar condiciones preestablecidas de
calidad en las prestaciones de tales componentes y utilizar criterios de
estandarización que faciliten la rápida y sencilla reposición total o parcial
de los mismos.
Las Obras de Captación y Conducción del agua hasta la sala de
máquinas, si bien siguen lineamientos más convencionales, deben ser
concebidas con criterios técnicos que, sin perder seguridad, reduzcan
los costos de inversión y permitan tanto la integración de materiales
locales como la participación de los futuros beneficiarios en su
ejecución. Debe siempre recordarse que las Micro Centrales
Hidroeléctricas no son centrales grandes y en consecuencia no deben
aplicarse a ellas técnicas ni modalidades constructivas y contractuales
de las grandes obras.
Las Obras de Distribución, deben adecuarse a los criterios de reducción
de costos con que se desarrolla el conjunto de los micro
aprovechamientos, estableciendo estándares de calidad adecuados a
los mismos. Para ello es necesario revisar aquellas normas técnicas que
privilegian la calidad antes que el costo y que suelen utilizarse en redes
rurales de regiones mas desarrolladas.
4.4.
Obras de captación
4.4.1. Consideraciones generales
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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La captación de agua en un río o arroyo debe considerar principios básicos
asociados a la calidad del agua que se deriva a la micro central y a la
seguridad de las obras que se ejecutan en el cauce natural.
La calidad del agua debe asegurarse mediante la separación de piedras, ramas
u otros objetos que, de ingresar a las obras de conducción, obstruirán el flujo
de agua y en caso de llegar hasta la turbina provocarán daños severos e
interrupción del servicio.
Debe también asegurarse la separación de arenas u otras partículas sólidas
que por su tamaño provoquen erosión en los ductos y en la tubería, reduciendo
su vida útil.
La selección del lugar para ejecutar las obras de toma de agua requiere
considerar el comportamiento de la carga de sólidos en suspensión en el flujo
de agua. En tramos rectos de los arroyos el flujo es uniforme y en su parte alta
contiene menor cantidad de sólidos en suspensión en el flujo de agua.
En los tramos curvos, en cambio, se produce un flujo en forma de espiral, que
erosiona de arriba hacia abajo la margen externa de la curva y se mueve de
abajo hacia arriba a la salida del codo depositando el material en suspensión
en la margen interna de la curva (ver figura).
DESARROLLO DE FLUJO ESPIRAL EN EL LECHO DEL RIO
Curso del río
Toma de agua
Sobre la base de este comportamiento del flujo de agua y de los sólidos en
suspensión, las recomendaciones para ejecutar la toma de agua son las
siguientes:
Si el emplazamiento elegido se encuentra en un tramo curvo del arroyo,
la toma debe ejecutarse en la salida aguas abajo del codo o curva y del
lado cóncavo de la misma (margen exterior). De este modo la porción de
sólidos en el agua que se deriva será menor a la media del arroyo.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Si el emplazamiento se encuentra en un tramo recto del arroyo convine
ejecutar una toma frontal y, en este caso, la proporción de sólidos en el
agua que ingresa a la toma será la misma que la media del arroyo.
La seguridad debe garantizarse cuando se realizan obras de cierre en el curso
del arroyo. Además de observar especificaciones de materiales y técnicas
constructivas que atiendan a la seguridad de las presas, debe prestarse
especial atención a la evacuación de crecidas y a la protección de la erosión de
las márgenes del entorno de la presa.
En las nacientes del arroyo o en las zonas con suelos de poca retención o con
grandes pendientes, cuando hay estaciones de fuertes precipitaciones, el
caudal máximo puede ser varios centenares de veces mayor que el caudal
medio. En tales situaciones, las obras de cierre deben estar previstas para
soportarlo y evacuarlo.
4.4.2. Toma de Agua sin Obra de Cierre
Se realizan cuando el caudal de instalación es inferior al mínimo caudal del
arroyo.
Son obras muy sencillas realizadas en el curso del arroyo o sobre una de sus
márgenes que permiten inundar una cámara de carga a través de una reja.
En la figura se muestra una toma del tipo tirolés para instalar en el lecho del río.
1.
2.
3.
4.
5.
Lecho del río
Cámara de captación (de hormigón o de mampostería de piedra). El piso es inclinado hacia el tubo de salida.
Marco metálico anclado al borde de la cámara
Reja de planchuelas con cierre perimetral. La separación entre planchuelas es de 6 a 12 mm. La pendiente de la
reja en la dirección del flujo es de 15° como mínimo.
Tubo de descarga a la cámara de carga y desarenado
4.4.3 Tomas de Agua con Obras de Cierre
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Cuando el caudal de instalación es menor que los mínimos caudales de la
estación seca, es necesario realizar un cierre del arroyo. La ejecución de las
centrales con cierre del arroyo distribuye al igual que las centrales de mayor
potencia dos grandes grupos:
4.4.3.1.
Centrales “de pasada”
Que aprovecha los caudales disponibles en las corrientes, desviándolos desde
los causes hasta la unidad generadora mediante sencillas instalaciones de
sobreelevación de agua para su adecuada captación.
Los caudales aprovechables corresponden a los de alta permanencia anual en
el cauce (75 a 95% de permanencia en la Curva de Duración de Caudales), y
por lo tanto son habitualmente inferiores al Caudal modulo o Medio en ese
punto.
Los coeficientes de "enpuntamiento” (relación del caudal de instalación/caudal
de modulo) son inferiores a la unidad. Por esta razón, las obras de cierre, de
pequeña significación, deben permitir el paso de importantes caudales
excedentes.
4.4.3.2.
Centrales de “Regulación”
Adaptadas al concepto de regulación diaria y cuyas instalaciones se
dimensionan para resolver situaciones donde la potencia a proveer requiere
mayores caudales que los habitualmente disponibles en el arroyo. Para este
propósito requieren la conformación de un reservorio de acumulación de
volúmenes líquidos para su utilización plena en los horarios de mayor
consumo.
Ello se logra a expensas de una obra de cierre de mayor importancia relativa
importancia, que debe igualmente prever las estructuras de alivio necesarias
para descargar los caudales de crecidas ordinarias y extraordinarias que
superan la capacidad del reservorio o vaso.
Para la regulación del tipo diaria se necesita calcular el volumen de masa
liquida en reserva, el que a su vez determina la altura de las obras de cierre, de
acuerdo con la topografía del vaso del embalse.
4.4.3.3.
Materialización de las Obras de Cierre (Tipos y Cuidados
Constructivos)
Obras de Cierre de Pantalla con Contrafuertes:
Se compone de una pantalla inclinada, que oficia de cierre, ejecutada en
madera dura o con placas premoldeadas de hormigón armado,
convenientemente impermeabilizadas en toda la superficie y con particular
cuidado en crear estanqueidad en la juntas.
La pantalla se asienta sobre contrafuertes constituidos por placas triangulares
de pared delgada ejecutadas en hormigón armado, mampostería o bien por
estructuras triangulares reticuladas de madera dura.
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La concepción estructural del conjunto pantalla - contrafuerte constitutivos es
tal que posibilita la auto estabilidad de la estructura tanto al vuelco como al
desplazamiento. De tal forma se evita utilizar el peso de la presa como
elemento estabilizante, ya que se aprovecha el peso de la cuña de agua que se
descarga sobre la plantilla.
El dimensionado de la fundación debe adecuarse a la característica de los
suelos y se ejecuta en forma corrida en toda la extensión del cierre.
En los extremos la inserción de las obras de cierre en las márgenes del vaso se
ejecuta mediante estribos macizos de hormigón.
El vertedero es central y se conforma por un conjunto de vasos cuyos
contrafuertes y pantallas tiene una altura menos que en los laterales.
La descarga del fondo para eliminación de sedimentos y vaciado para
reparación puede hacerse realizando completamente las placas o maderas de
uno de los vasos.
La obra de toma se realiza como compacto independiente en el sitio que se
juzgue necesario y consta de bloque de anclaje con la salida a tubería o a
canal, la compuerta de control y la reja de protección.
Obras de Cierre de Terraplén
El cuerpo principal de la presa es un terraplén construido por compactación en
capas de suelos locales. La compactación debe considerar las características
de las tierras disponibles y en función de las mismas se adoptaran los medios
mecánicos y los procedimientos constructivos y de control necesarios para que
la tierra compactada alcance los niveles de estanqueidad y de resistencia
mecánica que requiere el proyecto.
Estos cierres se ejecutan preferentemente combinados con vertederos
independientes de la presa, materializados con forma cilíndrica, aguas arriba
del cierre. Estos vertederos operan como un embudo cuya cota superior esta
por debajo del nivel de coronamiento de la presa. Cuando la presa de terraplén
se combina con vertederos independientes, su ejecución es continua y no
presenta interfases del terraplén con otros materiales. De esta forma se
incrementa la seguridad y adicionalmente puede utilizarse el coronamiento de
la presa como camino vecinal (puente entre las márgenes).
Si se estiman que crecidas extraordinarias pueden superar la capacidad de
evacuación, una parte del coronamiento de la presa puede ejecutarse a un
nivel inferior de manera que opere como vertedero fusible. Estos vertederos
fusible se ejecutan sobre una de las márgenes y en caso de que el
coronamiento se use como puente, se le da forma de badén para no impedir la
circulación. Si ocurriera una crecida extraordinaria, mayor que la del diseño, los
daños de erosión se concentrarían en la zona del fusible y el proceso de
reparación sería mas rápido y económico. También puede ejecutarse el
vertedero de tipo frontal macizo en uno de los laterales de la presa. Estos
vertederos se ejecutan en hormigón ciclópeo de fragmentos de roca o bien con
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mampostería de piedra. La vinculación entre presa y vertedero esta constituida
por un muro de ala de gravedad que a su vez protege al terraplén de la acción
de la corriente que circula por el vertedero. Este vertedero puede
complementarse también con un vertedero fusible sobre el terraplén constituido
sobre la margen opuesta.
La obra de toma como en el caso anterior, se ejecuta en forma independiente
de la toma. Del mismo modo se ejecutan las obras para facilitar el vaciado del
embalse (descargador de fondo).
Los ductos de evacuación de vertedero independiente, de la toma y del
descargador de fondo se ejecuta con tubos de hormigón que atraviesan el
cuerpo del terraplén. Debe prestarse especial atención al control de la
captación de la tierra alrededor de los tubos, ya que cualquier filtración, con el
transcurso del tiempo se convierte en un grave daño a la presa.
Obras de Cierre de Enrocado
Se materializa en forma similar a la de terraplén pero utilizando fragmentos de
piedra colocados por medios mecánicos. El enrocado se coloca en capas, de
manera de obtener una estructura resistente. Una solución equivalente se
obtiene con el uso de gaviones, que son cestas de alambre tejido rellenas con
piedras que facilitan su transporte y colocación en obra. La obra de enrocado
resuelve bien los aspectos estructurales, pero es completamente permeable.
Para lograr la estanqueidad, se ejecuta una pantalla impermeable sobre el
talud aguas arriba del terraplén. Esta pantalla se realiza en hormigón y puede
completarse con membranas que mantengan la estanqueidad aún cuando
ocurran pequeños asentamientos en el cuerpo de la presa.
Si el vertedero se resuelve en forma frontal, se ejecuta sobre una de las
márgenes, en hormigón o mampostería, con un muro de ala en el mismo
material para la transmisión con el pedraplén.
Toma y descargador se resuelven en forma similar a los dos anteriores.
Obras de cierre de gravedad
Consiste en un muro de gravedad continuo de hormigón o mampostería, el
vertedero central se forma elevando los laterales del coronamiento de gravedad
del muro, mediante sendas pantallas verticales que pueden ejecutarse en
madera, hormigón premoldeado o mampostería.
La toma y el descargador de fondo están en este caso integrados en la obra
civil del muro de gravedad con sus respectivas compuertas.
4.5.
Obras de Conducción
Las obras de conducción comienzan en la toma de agua construida sobre el
arroyo o el embalse y terminan en el ingreso del agua a la sala de máquinas.
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En el caso mas general están integradas por tres componentes que son: i)
canales a cielo abierto o ductos cerrados a nivel, ii) una cámara de carga y iii)
la tubería de presión.
La necesidad de reducir el importante efecto que este componente de las
obras, sobre los costos totales, nos sugiere considerar las siguientes
cuestiones:
Estudiar cuidadosamente la localización del cierre y de la sala de maquinas,
de modo de alcanzar la máxima altura neta con el menor costo. Tal solución
puede lograrse trazando canales a cielo abierto por líneas de nivel, que son
de bajo costo para ubicar una cámara de carga y la tubería de presión y los
lugares de fuerte pendiente, reduciendo su longitud y en consecuencia su
fuente de incidencia en los costos.
Realizar el estudio técnico económico previo de los distintos tipos de
tuberías disponible en el mercado local (acero, Fibrocemento, PVC, Plástico
Reforzado con Fibra de Vidrio, etc.) con el objeto de preseleccionar el de
mayor conveniencia para la región.
4.5.1. Canales
Los canales a cielo abierto constituyen una solución muy ventajosa para reducir
costos de tubería. No obstante deben estar adecuadamente diseñados para
evitar mayores costos de mantenimiento.
El diseño del canal debe resolver un correcto escurrimiento del agua sin perder
innecesariamente altura útil en el proyecto. Para ello se recomienda ejecutar el
canal con una pendiente de 1/1000. Los canales se construyen con sección
trapezoidal. La solución que optimiza costos, es decir que implica mínimo
perímetro para igual caudal (o sección de flujo de agua) es aquella en que la
base y las paredes laterales a 45° son tangentes a una circunferencia cuyo
diámetro se ubica en la cota superior del agua del canal.
Desde el punto de vista constructivo si los suelos son permeables es necesario
darles estanqueidad.
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Ejecutada la excavación del canal, el método convencional de
impermeabilizado es el recubrimiento de concreto. Si este recubrimiento se
ejecuta con encofrado tradicional, el espesor necesario para el escurrimiento y
compactación del hormigón alcanza a 4”.
Sin embargo la experiencia reciente en obras ejecutadas en Perú indican la
conveniencia de utilizar el método de los bastidores. Estos bastidores se
colocan primero cada 10 m. en tramos rectos (guías) y cada 5 m. en los curvos,
cuidando ajustar su nivel, escuadra, alineación y aplomado. Una vez fijados los
bastidores guía se colocan bastidores intermedios manteniendo la alineación,
el nivel ajustado a la pendiente del canal, la escuadra con el eje del canal y el
plomo. Una vez presentados los bastidores se coloca en los costados una capa
de cemento de 2” de espesor (igual al marco del bastidor) que se alisa
mediante reglas apoyadas entre los bastidores (2,5 m de separación).
Terminados los lados se ejecuta el piso del canal, los bastidores se retiran
después de 24 horas y en su lugar se ejecutan las juntas de expansión.
El curado se realiza manteniendo el canal inundado durante por lo menos 10
días.
Esta solución reduce en un 50% el costo de materiales y 30% en el costo de
mano de obra.
En zonas con derrumbes o gran intrusión de ramas y hojas deben ejecutarse
protecciones especiales con maderas o losas premoldeadas que tapen el
canal. Del mismo modo deben preverse pasos para animales por sobre el
canal. También pueden ejecutarse pantallas deflectoras hacia el vertedero de
la cámara de carga, para desviar el materia en flotación que pueda llegar a la
misma por el canal.
4.5.2. Cámara de carga
Es necesario para aquietar el agua y permitir la decantación de arenas y
partículas sólidas.
La cámara de carga debe tener dimensiones adecuadas, para cumplir esta
función y estará constituida en hormigón o mampostería de piedra.
Tiene básicamente cuatro vías de movimiento de fluido. La primera es la
acometida por donde ingresa el canal o ducto que trae el agua desde la toma.
La segunda es un vertedero o tubo para eliminar los excedentes de caudal que
no serán turbinados. La tercera es un descargador de fondo que permitirá el
vaciado y limpieza de partículas sedimentadas. La cuarta es la alimentación
mediante malla de filtrado o rejas a la tubería de presión que conduce el agua a
la turbina.
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4.5.3. Tuberías de presión
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La selección de la tubería más conveniente requiere como primer paso
determinar el diámetro de la misma y la presión de trabajo que deberá soportar.
Estos parámetros y las condiciones de suministro local de materiales y tubos
prefabricados y sus costos determinarán la solución más conveniente. Para
una misma potencia instalada, las combinaciones caudal / altura del
aprovechamiento indican si se requiere mayor diámetro (Q) y menor presión de
trabajo (H) o viceversa.
Conocido el caudal de instalación la sección de tubería dependerá de la
velocidad máxima admisible para el agua que circula en su interior.
Esta velocidad máxima a su vez depende de la pérdida de altura que pueda
admitir el proyecto.
Es deseable seleccionar velocidades que no introduzcan pérdidas mayores al
2% o 3%. No obstante si el recurso hídrico es abundante se debe encontrar la
solución que minimice costos, atendiendo a los diámetros comerciales de
plaza, aunque las perdidas sean mayores (5%-10%).
Para un caudal de instalación determinado la velocidad que corresponde a un
nivel de pérdidas prefijado depende a su vez del material (rugosidad) y del
diámetro de la tubería.
Para un análisis mas detallado del proceso de selección se recomienda ver
Hydraulics Engeneering Manual.
A modo de ejemplo se muestra una tabla de relación entre velocidad y diámetro
para un tubo de polietileno de alta densidad.
Tubos de Polietileno (presión nominal 10at.)
Diámetro exterior
[mm]
Diámetro interior
[mm]
Velocidad del agua
[m/s]
Caudal Q
[lt/s]
Potencia para altura Neta 100m
[kW]
32
26.2
0.6
0.3
0.2
40
32.6
0.7
0.6
0.4
50
40.8
0.8
1.0
0.7
63
51.4
0.9
1.8
1.3
75
61.4
1.0
3.0
2.1
90
73.6
1.2
5.1
3.6
110
90.0
1.4
8.9
6.2
125
102.2
1.5
12.3
8.6
140
114.6
1.6
16.5
12
160
130.8
1.8
24
17
180
147.2
2.0
34
24
200
163.6
2.1
44
31
225
184.0
2.3
61
43
250
204.6
2.4
79
55
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El uso de tuberías plásticas se recomienda cuando los diámetros son inferiores
a 300 mm. Requieren protección a la acción de la radiación ultravioleta.
Las tuberías de plástico se adaptaran muy bien a las variaciones del terreno, se
colocan enterradas o apoyadas directamente sobre la superficie y cubiertas con
tierra.
La tuberías de acero permiten manejar un rango muy amplio de soluciones
estructurales. En general se construyen localmente utilizando chapas, unidas
con soldadura helicoidal. En el trazado de este tipo de tubería deben evitarse
curvas y codos que obliguen a incrementar los bloques de apoyo y la juntas de
dilatación. Los bloques de apoyo y anclaje deben ejecutarse con separaciones
acorde a la topografía del terreno y el análisis estructural del tubo.
El diseño de la tuberías de presión debe considerar eventuales sobrepresiones
por golpe de ariete.
Estas sobrepresiones se originan por el cambio brusco de energía cinética a
potencial que se produce cuando se cierra bruscamente la circulación de agua
de la tubería (cierre intempestivo del regulador de caudal de la tubería). Esta
situación genera una onda de presión que viaja aguas arriba a la velocidad del
sonido y que puede, en situaciones extremas, ser varias veces superior a la
presión de diseño.
En el caso de las microturbinas, los dispositivos de control que evitan los
cierres instantáneos mantienen la sobrepresión en valores que no superan el
50% o 100% de la presión del diseño. La onda de sobrepresión es disipada
mediante chimeneas de equilibrio o en la misma cámara de carga.
4.6.
La Microcentral
Esta constituida por un sala de dimensiones reducidas, construida en
mampostería, en donde se aloja el equipamiento que realiza las conversiones
de energía hidráulica a mecánica y de mecánica a eléctrica.
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El producto “energía eléctrica” resultante del proceso de conversión, tiene
requisitos de calidad técnica que deben ser satisfechos. Tales requisitos se
expresan en valores de tensión y de frecuencia que deben ser mantenidos
dentro de un rango de tolerancia admitido.
Es además conocido que este producto (energía eléctrica) debe entregarse en
forma instantánea al usuario o consumidor y que este varía su demanda casi
en forma permanente a lo largo del tiempo.
Por su parte la energía hidráulica que ingresa por la tubería de presión a la sala
de maquina, lo hace en forma de energía cinética del agua y las cantidades de
energía puestas en juego (oferta hidráulica) dependen del caudal y de la altura
de la carga.
Esta energía cinética del agua se convierte en energía mecánica en el eje de
una turbina. La energía mecánica es transferida a un generador eléctrico que,
para mantener las condiciones de calidad exigidos al producto eléctrico, debe
rotar a velocidad constante.
Para producir esta transferencia de energía es necesario entonces, además de
la turbina y el generador, agregar dispositivos de conversión de velocidad de
rotación entre el eje de la turbina y el del generador, y un sistema de regulación
para adaptar la potencia hidráulica que se entrega con la potencia eléctrica que
se demanda.
El equipamiento electromecánico constituido por turbina, generador, conversor
de velocidad y sistema de regulación, se complementa con la instalación
eléctrica de salida de la sala de máquina y un tablero de control con registros
de tensión, frecuencia y energía suministrada a la red.
La disposición del equipamiento puede hacerse en una sola planta o en dos
plantas.
En este segundo caso, se trata de instalaciones donde la sala de máquinas (y
el tipo de turbina utilizada) admite quedar expuesta a inundaciones durante las
máximas crecidas, en este caso el equipamiento eléctrico se instala en la
planta alta y la turbina (para aprovechar el máximo desnivel) queda en la planta
baja.
Si bien la obra civil de cierre de la sala de máquinas es muy sencilla, debe
prestarse adecuada atención al pozo de descarga del agua turbinada y al
dimensionamiento y ejecución de las fundaciones que aseguran la estabilidad
de la sala durante las máximas crecidas.
4.6.1. Conversión Hidromecánica
La masa de agua que es conducida desde la altura de carga de la central,
transfiere su energía cinética a energía mecánica de rotación en la turbina.
Desde la rueda hidráulica, utilizada por los romanos y los griegos para moler
trigo en la antigüedad, hasta hoy, diversas máquinas han sido desarrolladas
para aprovechar la energía del agua.
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Sin embargo, el gran impulso de la innovación tecnológica en este campo se
produce con el desarrollo de las turbinas asociado al crecimiento de la
demanda de electricidad del siglo XX.
Existe una variedad de diseños de turbinas cuya distinción principal es la forma
en que se adaptan a la condición del caudal y altura disponibles en el
aprovechamiento y al rendimiento o eficiencia con que realizan la conversión
energética.
El concepto de adaptación de las diferentes máquinas a las condiciones de
caudal - altura esta asociado a la velocidad de rotación que consiguen alcanzar
para su mejor rendimiento bajo una dada combinación caudal – altura y al
tamaño y costo de máquinas con que resuelven la transferencia de potencia
puesta en juego en forma eficiente.
En el campo de potencias de máquinas utilizadas desde las pequeñas hasta
las grandes centrales (0,3 MW a 300 MW por máquina) las tecnologías más
utilizadas son las Pelton, Francis y Kaplan.
Las turbinas Pelton operan en la franja de bajos caudales y grandes caídas. En
el otro extremo con grandes caudales y pequeñas caídas operan las turbinas
tipo Kaplan. En tanto que en una amplia gama de combinaciones intermedias
en caudal - altura de caída, operan las turbinas Francis.
A medida que aumenta el módulo de potencia de las máquinas, la sofisticación
tecnológica tanto en diseño como en fabricación es creciente. Esta inversión
tecnológica está orientada a conseguir los máximos rendimientos de las
máquinas tanto a plena carga como a cargas parciales, así como a garantizar
la máxima disponibilidad de las mismas durante su vida útil. Un sencillo
ejemplo explica las razones de esta tendencia: La central de Yacyretá esta
equipada con turbinas Kaplan de 150 MW de potencia, cada 1% de rendimiento
de esta turbina implica 1,5 MW x 8760 hrs. = 13.140 MWh/año por máquina
que vendidos a 25 $/MWh y por las 20 turbinas, resulta en un total de
6.570.000 $/año.
Pero la lógica de decisión tecnológica aplicada a las centrales de mayor porte,
no debe trasladarse al ámbito de las MCH.
Las turbinas para MCH, deben mantenerse dentro de rendimientos adecuados,
pero mientras las turbinas de grandes centrales operan con rendimientos del
orden del 95%, las que equipan MCH’s lo hacen con rendimientos entre 75 al
80%. Esto obedece a dos causas principales: i) el diseño y los métodos de
fabricación para las turbinas de MCH debe adaptarse a la tecnoestructura de la
región donde los proyectos se implantan, y ii) los costos incrementales de
mejoras crecientes de la tecnología, no pueden ser absorbidos por los
beneficios incrementales, en proyecto de pequeña escala y bajo nivel de
difusión (no cuentan ni con economías de escala ni con economías de serie).
En el campo de las potencias de las máquinas de las micro y mini centrales (1
a 300 kW), las tecnologías mas difundidas son las turbinas Pelton, Michell Banki y Hélice.
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Al igual que para grandes centrales, pero construidas con tecnologías mas
sencillas, las turbinas Pelton cubren el rango de grandes alturas de caída (50 a
500 metros).
En el otro extremo las turbinas tipo hélice, resuelven bien el aprovechamiento
de pequeños desniveles (menos de 10 metros de caída).
Cubriendo una amplia combinación de valores de caudal – altura de los
aprovechamiento se ubica la turbina Michell – Banki que reúne además otras
ventajas comparativas, tales como rendimiento más alto tanto a cargas
parciales como a plena carga, mayor sencillez constructiva y menor costo por
unidad de potencia instalada. Estas turbinas permiten aprovechar saltos entre 3
y 80 metros de desnivel en forma muy competitiva frente a las otras
tecnologías.
4.6.1.1.
La Turbina Pelton
Esta turbina constituye la expresión actual de la rueda hidráulica, donde las
palas han sido reemplazadas por cucharas que reciben el impacto de un chorro
de agua de alta velocidad que se proyecta desde un inyector.
En estas turbinas, de chorro libre, la conversión de la energía cinética a
mecánica, se realiza a presión atmosférica y solo se modifica el vector de
velocidad del agua. Es una turbina de “impulso” donde la variación de cantidad
de movimiento del agua en las cucharas provoca el impulso de rotación (par
motor o torque) de la rueda. Todo el proceso de conversión se realiza a presión
atmosférica.
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Los componentes tecnológicos de las turbinas son básicamente cinco: i)
Inyector, ii) Deflector, iii) Cucharas, iv) Rotor y v) Carcaza.
El inyector y la forma en que proyecta el chorro sobre las cucharas puede verse
en la siguiente figura.
Boquilla
Cuchara
Vástago
El inyector es un tubo de pequeño diámetro que recibe el agua de la tubería de
presión. Dentro del tubo se dispone un vástago móvil que, operado
externamente, regula el caudal que se inyecta mediante una aguja en su
extremo y una boquilla en el extremo del tubo que lo contiene. La operación del
inyector es generalmente, automática, comandada por el sistema de regulación
de la MCH.
El diseño del conjunto aguja – boquilla se ejecuta atendiendo a minimizar las
perdidas, lo que implica acelerar el chorro en el menor recorrido posible. Este
tramo donde se produce el estrangulamiento entre aguja y boquilla debe estar
libre de imperfecciones superficiales para no introducir perturbaciones en el
flujo del agua.
El deflector es un dispositivo sencillo manejado por el sistema de regulación de
la máquina que deriva el chorro en forma parcial o total para reducir o suprimir
el impacto sobre las cucharas ya sea con fines de regulación ante variaciones
importantes de la carga o de parada de la máquina ante salida intempestiva de
la carga.
En ambos casos los deflectores actúan en forma rápida, permitiendo que luego
el caudal se ajuste por el sistema de boquilla – aguja evitando producir efectos
de golpe de ariete en la tubería de presión.
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La cuchara tiene una geometría doble y simétrica de manera que el chorro
incide en el eje de simetría y se separa en dos partes iguales descargando el
agua por los laterales, entre el rotor y la carcaza hacia la boca de descarga.
Las dimensiones de la cucharas se adoptan en proporción al diámetro y del
diámetro de chorro. El número de cucharas es función de dicho diámetro de
rotor adoptado. La secuencia de cálculos para elegir la geometría mas
conveniente puede verse en Micro Pelton Turbines Capítulo 2.
La fabricación de cucharas requiere del conocimiento y medios para ejecutar
piezas fundidas. Las cucharas pueden realizarse en fundición de hierro o de
bronce. Los moldes de fundición pueden prepararse en base a cucharas
existentes. La calidad del diseño y la terminación superficial de las cucharas
son de significativa importancia para el rendimiento de la turbina. Esta es la
mayor restricción de las turbinas Pelton para su incorporación en programas
que requieren del soporte técnico local para su implantación y sostenimiento.
Las cucharas se fijan en la periferia del disco o rotor cuyo radio se establece en
función de le velocidad periférica que corresponde al mejor rendimiento para
una dada velocidad de chorro (generalmente la velocidad tangencial es 50% de
la velocidad del chorro).
La forma de fijación de las cucharas al disco del rotor es mediante bulones.
El rotor tiene el diámetro mínimo que permita colocar el suficiente número de
cucharas para que el chorro de agua enfrente siempre una cuchara para
convertir su energía sin perdidas que disminuyan el rendimiento. A su vez
cuanto mayor es el tamaño de la cuchara (que como dijimos, es función del
diámetro del chorro) se requiere mayor perímetro del rotor para instalarlas.
Cuando el caudal es grande es entonces conveniente dividirlo a través de 2 o
más inyectores para reducir el diámetro del chorro y manejar ese caudal con
rotores de menor tamaño del que resultaría con un único inyector.
El rotor tiene un árbol central pasante que transmite la potencia fuera de la
máquina al acoplamiento con el generador en forma directa o a través del
variador de velocidad. El árbol de transmisión apoya en rodamientos instalados
en el exterior de la carcaza. En general se utilizan rodamientos de auto
alineación con doble hilera de bolas. Las cajas de rodamientos deben
colocarse algo separada de la carcaza y deben instalarse sellos hidráulicos
adecuados entre el árbol y la carcaza.
La forma y el tamaño de la carcaza debe ser tal que permita la evacuación del
agua turbinada sin interferir con el rotor ni con el chorro de agua de los
inyectores. Para la turbina de eje horizontal, el ancho de la carcaza debe ser
como mínimo 4 veces en ancho de las cucharas.
4.6.1.2
La Turbina Banki
4.6.1.2.1.
Principios generales
Las Turbinas Banki son turbo máquinas hidráulicas motoras de flujo radialtransversal, admisión parcial y doble efecto. El agua que llega por la tubería de
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presión, es conducida hacia el rodete por una tobera convergente de sección
transversal rectangular denominada inyector, la que esta provista de un órgano
regulador de flujos, que permite regular el caudal según las exigencias de la
demanda.
En el rotor (o rodete) ocurre la conversión de la energía hidráulica en mecánica.
El mismo está conformado por un conjunto de alabes axialmente rectos,
soportado solidariamente al eje por medio de dos discos laterales.
En turbinas en las que los caudales de operación son relativamente elevados,
por lo cual la relación ancho / diámetro del rotor (sección de paso de agua) es
grande, se recurre al uso de discos intermedios a fin de asegurar la resistencia
estructural sin necesidad de utilizar espesores de álabe que perjudiquen la
performance del rodete.
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ROTOR DE TURBINA BANKI
CON DISCOS INTERMEDIOS PARA RIGIDEZ
A LA FLEXIÓN
El aspecto del rodete es similar al de las jaulas de ardillas y su desarrollo
geométrico bidimensional con álabes axiales de radio de curvatura constante,
hace posible la construcción sin necesidad de contar con tecnología altamente
especializada.
Las palas o alabes son diseñadas para transformar la energía de dos etapas.
En efecto, el agua proveniente del inyector ingresa al rodete siendo desviada
por la corona de álabes, de tal manera que la variación en la cantidad de
movimiento en el fluido, origina la rotación de la máquina. Atraviesa luego el
espacio interno de la jaula, para salir de ella sufriendo una nueva desviación.
En su diseño original la turbina Banki trabajaba como una máquina de impuso
pura ya que las dimensiones relativas entre el inyector y el rodete, la
separación entre alabe y el arco de admisión del mismo permitían atravesar los
alabes a presión atmosférica. Los diseños actuales, en la búsqueda de
máquinas mas compactas, utilizan espacios más reducidos entre inyector y
rotor y ángulos de admisión mayores.
Con esta configuración la máquina no es estrictamente una turbina de impulso
ya que a plena apertura del inyector, en los diseños actuales, con ángulos de
admisión elevados, (arcos de admisión del rodete que corresponden casi a 1/3
de la superficie del cilindro) el espacio entre alabes del rodete se llena
completamente de agua. En esta situación el flujo no trabaja a presión
atmosférica sino con una pequeña presión positiva. De tal forma la turbina
trabaja a plena carga como una máquina de reacción positiva y a cargas
parciales bajas como una turbina de impulso
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4.6.1.2.2.
Características Operativas
Las máquinas en cuestión se adaptan perfectamente a un amplio rango de
saltos y caudales, cubriendo una gran región del plano H/Q, sin variar su
geometría genérica.
En las figuras adjuntas se muestran la configuración geométrica y las
características eficiencia - gasto (relativo-porcentual) de dos diseños de
turbinas Banki desarrolladas en Misiones y ensayados en laboratorio. En
dichas curvas puede apreciarse el buen comportamiento energético en cargas
parciales de dichas turbinas.
Turbina de Alabe Regulador
Turbina de Compuerta Reguladora
La Turbina de Alabe Regulador tiene un rendimiento máximo del 70% y, para
cualquier gasto superior al 25% del máximo, mantiene su eficiencia por encima
del 50%.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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La Turbina Compuerta Reguladora (curva de trazos) tiene un pico de
rendimiento máximo del 75% y se da para un caudal del 50% del máximo,
manteniendo su rendimiento superior al 70% en carga parciales entre el 25% y
80% del caudal máximo.
Los diseños actuales de álabe regulador mejorados por SKAT para el programa
de MCH’s de Nepal (Turbina T12), alcanzan rendimientos mayores al 70% en
aperturas parciales desde el 50% hasta plena carga.
4.6.1.2.3.
Parámetros del Diseño
Los parámetros de diseño que se utilizan para seleccionar las características
geométricas básicas del rodete de una turbina Banki son: el rendimiento y los
números de velocidad y caudal. Para una configuración geométrica
determinada, estos parámetros deben definirse mediante ensayos en el
laboratorio de hidráulica.
De tal manera, siendo Q: caudal de diseño
H: altura neta del diseño
De: diámetro de rotor
B: ancho de rotor
La velocidad óptima de rotación del rodete viene dada por:
n = n11 x H1/2
De
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Donde n11 = parámetro de velocidad
El caudal de diseño de la maquina queda vinculado a las principales
magnitudes geométricas de la misma a través del parámetro de caudal, como
sigue.
Q = QB11 x B x De x H 1/2
Donde QB11= parámetro caudal
La potencia del eje de la máquina será función del rendimiento que se obtenga
con el diseño utilizado y estará expresada por:
Pe (kW) = 9.807 x η x Q (m3/s) x H (m)
Donde η = rendimiento
En la bibliografía se encuentran numerosas referencias de valores que deben
asignarse a los parámetros del diseño, así como al numero específico según
caudal para turbinas Banki. Tales referencias corresponden a los diseños
estudiados por cada investigador y en consecuencia no son de aplicación
general.
Como referencia indicamos a continuación los valores que corresponden a los
parámetros de diseño de la turbina de álabe regulador desarrollada en
Misiones.
n11 = 39,7
QB11 = 0,917
η = 0,7
4.6.1.2.4.
Características Constructivas
Como se desprende de la descripción general de la máquina, el diseño de su
rodete es muy sencillo y solo la geometría del regulador de caudal adquiere
algo de complejidad en el modelo de álabe. Por tal motivo, y para su
construcción, no se requiere ni personal altamente calificado ni equipamiento
sofisticado pudiendo construirse y repararse en pequeños talleres metal
mecánicos, del tipo de los que brindan asistencia a las colonias agrícolas.
Naturalmente una construcción defectuosa ha de implicar una reducción en el
rendimiento y en la confiabilidad de las máquinas. Por lo tanto se requiere que
la difusión del uso de las microturbinas sea acompañada de un programa de
desarrollo de proveedores, de un sistema de garantía de calidad y de la
adopción de una serie estandarizada de máquinas.
La adopción de la serie estandarizada es de sencilla concreción, ya que las
máquinas Banki operan con un flujo de características bidimensionales es decir
que para un diámetro determinado (De) puede adoptarse un número limitado
de anchos (B) que cubran todo el espectro de prestaciones requeridos en la
región. La adopción de esta serie es un primer paso para simplificar los
proyectos, reducir los costos de fabricación y lograr un esquema operativo que
facilite el reemplazo de piezas durante la operación. En la siguiente figura se
muestra la serie estandarizada adoptada en Misiones (RETAIN).
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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El sistema de garantía de calidad permite establecer reglas claras a las que
deben sujetarse los proveedores y los responsables del seguimiento de los
equipos tanto durante su fabricación como durante su puesta en marcha y
operación. Tales reglas incluyen las normas de calidad para la fabricación,
montaje y recepción de las máquinas, con los documentos que precisen la
oportunidad de los exámenes, las técnicas utilizadas para su ejecución y los
estándares de aceptación o rechazo, los que deberán ser conocidos por los
proveedores.
El desarrollo de proveedores considera el tipo y la calidad del equipamiento y la
calificación de los recursos humanos con que debe contar una empresa para
producir los equipos a contratar. Implica relevar y precalificar a las empresas
que por su interés y potencial de sus recursos estén en condiciones de ser
proveedores, tanto en la etapa de clasificación como en la de fabricación y
montaje y de las normas de control a las que deberán someterse.
La turbina tipo Banki es en la actualidad la que reúne las mejores
características de adaptación para su aplicación en MCH. No obstante las
turbinas de tipo Pelton resuelven mejor el aprovechamiento de grandes
desniveles aunque su tecnología es de mayor complejidad.
4.6.1.3.
La Turbina Axial
Si bien la turbina Axial mas difundida es la de tipo Kaplan, nos referiremos acá
a diseños menos sofisticados de maquina hidráulica cuyo flujo sigue la
dirección axial del eje del rotor, pero cuya tecnología constructiva es más
sencilla. Como es conocido las maquinas de tipo Kaplan, tienen diseños de
alabes tridimensionales con mecanismos que permiten regular su paso en
forma variable. También cuentan con un difusor que permite regular el ingreso
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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del caudal al motor. Estas condiciones de diseño permiten obtener altos
rendimientos para las máquinas funcionando tanto a su potencia de diseño
como a cargas parciales.
En el caso de las MCH nos referimos a turbinas axiales de diseño mucho más
simplificado donde, como ya hemos indicado, primará el criterio de sencillez y
economía constrictiva, antes de que el de eficiencia operativa.
Por tratarse de maquinas que resuelven aprovechamiento de bajo desnivel o
altura útil, su instalación se encuentra muy próxima a la toma de agua.
La máquina se instala en el interior del ducto que conduce el agua desde la
toma a la descarga. Este tubo tiene una primera parte con presión positiva
desde la altura de carga hasta el rotor y una segunda parte con presión
negativa (succión) desde el rotor hasta la descarga.
Las configuraciones del diseño más difundidas corresponden a tres tipos:
a) la turbina axial tubular en la que el eje del rotor se continúa pasando a
través del ducto de agua para accionarse en el generador que se encuentra
fuera del mismo. En este modelo el ducto debe añadirse en forma acodada
para permitir la salida del eje.
Turbina axial tipo Tubular
(Micro-Hydro Design Manual)
b) La turbina axial de tipo bulbo, que incluye el generador en un bulbo sellado
hidráulicamente dentro del flujo de agua, evitando de este modo tanto la
perforación de las paredes del ducto como su acodamiento y los espacios y los
soportes para instalar el generador en el exterior.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Turbina axial tipo Bulbo
Micro-Hydro Design Manual
c) La turbina tubular que constituye una variante del tipo a) en la que el
generador, que se instala fuera del ducto recibe fuerza motriz mediante un eje
que se encuentra en ángulo recto con el eje del rotor de la turbina. De tal forma
dentro del fijo de agua queda un bulto sellado con el sistema mecánico de
piñón y corona y la disposición del generador alineada verticalmente con el
mismo, resultando un diseño general más compacto y de menores
dimensiones.
Turbina axial tipo
Angulo Recto
(Micro-Hydro
Design Manual)
En todos los casos la turbina realiza la conversión hidromecánica en un rotor
que tiene entre tres a seis álabes. El agua es conducida hacia los álabes a
través de álabes guía inclinados que dan al flujo de agua orientación helicoidal,
de modo que a la velocidad de rotación nominal del rotor el agua ingrese a los
álabes en forma tangencial .
El agua entrega su energía a los álabes por reducción de presión entre el
ingreso y la salida de los mismos. La velocidad de rotación de estas máquinas,
aún con pequeñas alturas, es alta y su nivel depende del diámetro del rotor ( es
decir del caudal de diseño (diámetro del ducto). A medida que aumenta el
diámetro del rotor disminuye la velocidad de rotación, para la misma altura de
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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diseño. Sin embargo para el rango de caudales asociados a pequeñas
potencias (0,5-5 kW) se obtienen velocidades que permiten el acople directo al
generador o a través de cajas multiplicadoras de baja relación de velocidades.
La regulación de la máquina conviene realizarla mediante cargas balastro en el
sistema eléctrico, operando con caudal constante y mantener potencia
constante en el eje de la máquina. Si se requiere realizar regulación por
variación de caudal, esta se implementa ejecutando los álabes guías en
configuración móvil gobernados por un dispositivo de regulación accionado
desde el exterior de la máquina. No obstante debe destacarse que esta
solución presenta una importante caída de rendimiento de la máquina a cargas
parciales. También, a expensas de fuertes perdidas de rendimiento a cargas
parciales, el caudal debe regularse mediante válvulas en el ducto de
alimentación a la turbina.
Por ser máquinas de alta velocidad de rotación son muy sensibles a los efectos
del embalamiento provocado por la pérdida de carga. Para evitar esta situación
se operan válvulas de cierre del ingreso del agua a la turbina que actúan en
forma automática.
Las altas velocidades de rotación sumadas a la presencia de presiones
negativas a la salida del rodete (succión) pueden originar cavitación, si no se
atiende a una correcta selección de los parámetros de diseño y a la reducción
de la altura de succión al mínimo compatible con el emplazamiento de la
máquina.
En el aspecto constructivo, para facilitar la fabricación local y la reducción de
costos se efectúan los álabes en chapa de acero.
No obstante la mayor complejidad de diseño y los bajos rendimientos a cargas
parciales, son un fuerte contrapeso de la principal ventaja de estas máquinas
que es su buen comportamiento de la velocidad para bajas alturas de carga.
Por tal razón las turbinas Banki, aunque más lentas son preferidas para MCH’s
de baja caída.
4.6.2. Acoplamiento y Multiplicación de la Velocidad
Las unidades turbogeneradoras se componen de dos equipos (turbinas y
generador) cuyas velocidades de rotación son en general diferentes.
La velocidad de rotación del generador esta determinada por la frecuencia
eléctrica de la corriente altura (50Hz) y depende de la cantidad de polos del
generador. Generadores de cuatro polos (dos pares) rotan a NG = 1500 r.p.m. y
los de seis polos (tres pares) rotan a NG = 1000 r.p.m.
Por su parte la turbina tiene una velocidad de rotación NT que corresponde a la
situación de rendimiento optimo de la máquina operando en las condiciones de
caudal y altura de carga de diseño.
En consecuencia solo en los casos en que NT = NG se realiza un acople directo
entre ambas máquinas, en general será necesario utilizar un multiplicador de
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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velocidad que permita transferir la potencia en el eje de la turbina que rota a NT,
al eje del generador que rota a NG. Esa relación de multiplicación será r = NG
NT
Para materializarla esa adaptación de velocidad entre los ejes de la turbina y
del generador se utilizan dispositivos todos conocidos y de amplia difusión en el
mercado.
Los multiplicadores más utilizados en MCH son los de tipo de polea con
correas planas o en V. Las correas planas tienen mejor rendimiento (98%) pero
requieren mayor tensado para evitar su deslizamiento y en consecuencia hay
mayor esfuerzo sobre los ejes y rodamientos. Las correas en V requieren
requiere menores tensiones de montaje pero tienen un rendimiento (95 a 97%).
Otras alternativas como el uso de cadenas de transmisión o cajas de engranaje
son menos utilizadas ya que las primeras requieren atender su ubicación y las
segundas son más costosas. Los rendimientos de estos dispositivos son del
orden del 98% y superiores. También se han realizado experiencias exitosas
con el uso de bombas y motores óleo hidráulicos que resultan de mayor costo
pero resuelven bien situaciones donde se requiere versatilidad para la
disposición relativa del generador respecto de la turbina.
Las transmisiones con las correas o cadenas deben ser adecuadamente
protegidas para la seguridad de las personas.
4.6.3. Generación de Electricidad
El equipamiento de generación y su dimensionamiento está fuertemente
asociado a las características de la demanda que debe satisfacer la MCH. Una
primera opción deberá definir si los usuarios serán abastecidos mediante la
carga y distribución de baterías o mediante una pequeña red de distribución
local. En el primer caso será más conveniente instalar una unidad de
generación de corriente continua y en el segundo caso una unidad de
generación de corriente alternativa.
Solo en el improbable caso en que pueda desarrollarse un sistema de
distribución en el entorno de no más de 1 km desde la microcentral, podría
utilizarse una alimentación directa en c.c. a los usuarios.
El principio fundamental de la actuación de un campo magnético variable
atravesando espira de material conductor, que da origen a la corriente alterna,
es el que permite tanto el diseño de las máquinas generadoras como el de
dispositivos de transformación de la tensión (transformadores de potencia) a la
que se transmite la carga. Esta es la razón básica del desarrollo de los
sistemas de corriente alternativa para el transporte y distribución de
electricidad.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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CC para el
campo de
excitación
CC para el
campo de
excitación
Salida
de CA
Generador Sincrónico Monofásico
(Principio de Funcionamiento)
Salida Alterna
Trifásica
RSTN
Generador Trifásico
Principio de
Funcionamiento
La generación de corriente alterna puede ser monofásica o trifásica.
El uso de corriente alterna trifásica comienza a ser conveniente cuando la
escala de la demanda es alta y existen usos productivos que solo pueden ser
resueltos con motores trifásicos (potencias mayores a 5 kW). Es condición
básica de conveniencia que se mantenga el sistema con las cargas
equilibradas en tres fases.
La disposición de c.c., sea monofásica o sea trifásica dependerá entonces de la
escala del requerimiento y del tipo de usos de la electricidad que serán
satisfechos. En el siguiente cuadro se muestran estas relaciones para casos
básicos generales.
SISTEMA DE
GENERACION
ESCALA DEL
RENDIMIENTO
USOS
Corriente Continua
Carga de Baterías
Menos de 5kW
Iluminación y
Comunicaciones
Corriente Continua
Carga de Baterías
Inversores en la Demanda
Menos de 5kW
Iluminación
Comunicaciones
Computación
Conservación de alimentos
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Corriente Alterna
Monofásica
Rectificador para Carga de
Baterías
Inversores en la Demanda
Menos de 5kW
Iluminación
Comunicaciones
Computación
Conservación de alimentos
Corriente Alterna
Monofásica
Menos de 10kW
Ídem anterior mas
pequeños motores
monofásicos (domésticos o
productivos)
Corriente Alterna Trifásica
Mas de 10kW
Ídem anterior mas motores
trifásicos (usos productivos)
Habrá sin duda situaciones particulares que amplíen los rangos de
requerimiento o los usos preferentes que se asocian con cada sistema de
generación, pero los valores indicados son los que otorgan la mejor
competitividad y condiciones operativas a los sistemas de generación
descriptos.
4.6.3.1.
Carga de Baterías
La carga de baterías puede ser la única y excluyente función de la MCH o
puede integrarse como un suministro más dentro del conjunto de cargas que
serán abastecidos por la MCH. En este ultimo caso el cargador de batería
puede estar instalado en la misma MCH o en cualquier punto de la red de
distribución que esta alimenta.
Si a la turbina de le acopla un generador de c.c. del tipo de los utilizados en los
vehículos de transporte pueden cargarse directamente las baterías ya que
estos generadores tienen un regulador de voltaje incorporado. Como
desventajas estos equipos son de baja eficiencia y requieren multiplicador de
velocidad ya que operan con un número de vueltas elevado (2.000 rpm).
Es en general más conveniente trabajar con generación de corriente alterna en
220V y los dispositivos de transformación y rectificación a c.c. con que cuentan
los equipos de carga de batería.
La tensión de trabajo de cargado de baterías es algo superior a la tensión de la
batería. Así para una batería de 12V el cargador opera con tensiones de 15 y
16V.
Los cargadores deben contar con dispositivos antidescarga (diodos) en línea
con cada batería para evitar la transferencia de energía entre baterías.
A los efectos del cálculo de perdidas, puede considerarse un rendimiento
promedio de del proceso de carga de batería del 75%.
Aunque de mayor costo inicial que las baterías de automóviles, se recomienda
el uso de las baterías que admiten descarga profunda ya que reducen la
frecuencia de recarga y tienen mayor vida útil.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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4.6.3.2.
Generación Alterna
La generación alterna y transmisión de la energía eléctrica mediante sistemas
de corriente alternativa involucra la presencia conjunta de energía y potencia
activa (que produce trabajo) y energía y potencia reactiva que circula dentro del
sistema eléctrico pero que no sirve en términos de energía útil en la carga del
sistema.
La energía y potencia reactiva está asociada a la presencia de campos
eléctricos expresados en términos del parámetro de capacidad (C) y a la
presencia de campos magnéticos expresados en términos del parámetro
inductancia (L).
A su vez la energía activa se aplica tanto al consumo de energía útil de los
usos finales como para atender a pérdidas de joule del sistema y su presencia
se expresa en términos del parámetro resistencia (R).
Como ya lo mencionamos, la generación alterna se origina al obtener tensión
(V) en los bornes de una bobina con rotación relativa respecto de un campo
magnético. De acuerdo a la velocidad de rotación y al número de los polos
magnéticos del generador, resultara una determinada frecuencia de tensión
generada en los bornes del generador. Esta frecuencia esta estandarizada en
50 ciclos por segundo (Hz) en Argentina. De tal forma un generador deberá
rotar, según la cantidad de polos con que esté construido, a una velocidad fija y
determinada, para producir energía eléctrica en la frecuencia de 50 ciclos por
segundo.
Los generadores de pequeñas potencias más difundidos en MCH’s son los de
4 polos que rotan a 1500 r.p.m. y los de 6 polos que rotan a 1000 r.p.m. Si la
velocidad de rotación de la turbina a rendimiento optimo no coincide con alguna
de las velocidades estándar de los generadores, ambas se adaptan mediante
el multiplicador de velocidad (apartado 4.6.2).
En cada ciclo la tensión entre fase y neutro varia con una forma de onda
sinusoidal. Las tensiones se identifican por su valor eficaz, por ejemplo en baja
tensión 220 V.
En el caso de generadores trifásicos, donde las bobinas están físicamente
separadas en ángulos de 120° y las ondas desplazadas unas de otras en la
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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misma magnitud. La diferencia de tensión entre fases (vector que une los
extremos de dos vectores de 220V separados 120°) es en este caso de 380 V.
Cuando entre el bornes del generador se conecta una carga, circulará una
corriente (I).
Las características de la carga pueden ser resistiva pura, capacitiva pura,
inductiva pura o una combinación de las mismas. Cuando la carga es una
combinación de resistencia y reactancia, la denominamos impedancia (Z).
En la practica tanto las cargas (lámparas fluorescentes, motores, compresores,
etc.) como los propios sistemas de transformación, transporte y distribución,
introducen impedancias reactivas. Es decir que en el sistema se genera y
transporta una energía asociada a los campos electromagnéticos que no
produce trabajo pero que ocupa capacidad.
El efecto físico de las cargas reactivas se expresa en un desfasaje entre el
vector intensidad de corriente (I) y el vector de tensión (V). Para las cargas
reactivas inductivas, la corriente se atrasa respecto de la tensión y para las
capacitivas se adelanta.
La potencia activa (la que resulta en energía útil en los artefactos y equipos), se
corresponde con el producto de la tensión por la parte de la corriente que se
encuentra en fase con la misma. Es decir que:
Pact .= V. I. Coseno (Φ) siendo Φ al ángulo entre los vectores V e I
Sin embargo en el sistema circula una corriente I y su capacidad debe estar
ajustada a la misma. Por ello el dimensionamiento del generador debe tomar
en cuenta la potencia aparente dada por Pap. = V.I.
Los generadores de serie expresan su capacidad (potencia de chapa) tanto en
términos de potencia activa (kW) como de potencia aparente (kVA) o bien
indican la potencia activa considerando un cos. (Φ) que suele ser de valor 0,8.
Un factor de potencia 0,8 corresponde a una mezcla de cargas resistivas puras
y reactivas inductivas típicas de los sistemas que combinan usos domésticos y
productivos.
Casos típicos de cargas de los sistemas rurales son las resistivas puras
(lámparas incandescentes, calentadores y estufas de resistencia y sistema de
frío por absorción) y las reactivas inductivas (fluorescentes, motores y
compresores con factores de potencia entre 0,5 y 0,7 y transformadores y
líneas con factores de potencia entre 0,8 y 0,9).
En el caso que el sistema de cargas resulte mas reactivo inductivo que el
contemplado en el diseño del generador (0,8), será necesario instalar
compensación capacitiva de las mismas.
En los sistemas trifásicos las ventajas de su mayor capacidad especifica para
transportar energía, se aprovechan siempre que se mantenga un sistema de
cargas equilibradas, tanto en el valor de las impedancias como en su factor de
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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potencia, de modo que cada fase transporte aproximadamente la misma
corriente.
En general la solución más económica es utilizar generadores de serie que los
fabricantes ofrecen usualmente para los moto generadores térmicos cuando las
exigencias mecánicas (sobre velocidad o capacidad de los rodamientos) o de la
regulación de la tensión lo aconsejen pueden solicitarse a los fabricantes
diseños especiales pero el costo unitario de potencia suele ser el doble del
correspondiente a los equipos de serie.
El uso de motores de inducción como los generadores (asincrónicos) presenta
la ventaja de los menores costos específicos de capacidad pero incorpora
problemas de regulación de la frecuencia.
Cuando la MCH funciona conectada en paralelo con una red rural que tiene
otros modos de alimentación de mayor potencia, las red fija la referencia de
frecuencia y el generador asincrónico no necesita regularla.
Esta es la aplicación mas difundida. No obstante existen reguladores ya
desarrollados similares a los que se utilizan para los generadores sincrónicos y
a los que nos referimos en el siguiente apartado.
Tanto para los generadores sincrónicos como para los asincrónicos, cuando la
regulación se realiza utilizando cargas balasto, es decir regulando por carga
constante , deben tenerse en cuenta las exigencias adicionales de potencia
reactiva, a los efectos de dimensionar adecuadamente la potencia aparente
(kVA) del generador.
4.6.4. La regulación de Tensión y Frecuencia
La tensión y la frecuencia con la que se suministra energía para los usos
domésticos y productivos de la electricidad en corriente alterna, son los
parámetros de la calidad del servicio.
El excesivo apartamiento de los valores nominales para los que están
diseñados los artefactos y equipos que utilizan corriente alterna, producen
alteraciones en la función que prestan, daños permanente y alteración o
reducción de la vida útil de los mismos.
Tensiones elevadas pueden dañar la aislación de los bobinados de los motores
eléctricos y sacarlos de servicio. Tensiones muy bajas provocan
sobrecalentamiento de los motores con la consiguiente reducción de su vida
útil.
El mismo efecto de sobrecalentamiento de los motores se produce cuando hay
un descenso marcado de la frecuencia, no ya por incrementos en la corriente
activa, sino por aumento del reactivo.
La lámpara fluorescente no enciende cuando las tensiones caen por debajo del
15% de su valor nominal. En las lámparas incandescentes la sobretensión
reduce la vida útil y la subtensión reduce el nivel de iluminación.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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En general el equipamiento eléctrico es diseñado para funcionar
adecuadamente dentro de rangos de variación de tensión y frecuencia
asociados con los efectos antes descriptos de tales variaciones.
Los estándar de calidad aceptadas para pequeños sistemas eléctricos son los
siguientes:
Tensión:
+/- 8 a 10 % del valor nominal.
Frecuencia: 50 – 53 Hz (se aceptan incrementos del 5% paro se evitan
frecuencias debajo de la nominal).
La causa de las variaciones de tensión y de frecuencia del sistema es la
variación de la carga que debe alimentar el generador.
En los grandes sistemas de potencia de variaciones incrementales de carga
son pequeñas y la corrección de los parámetros de tensión y frecuencia se
realizan con un gran números de unidades de generación y con un conjunto
adicional de recursos operativos.
En los pequeños sistemas con MCH’s las variaciones incrementales de carga
pueden ser muy grandes. Una plancha (1.000 W) que se conecta a una red que
opera en ese momento con una carga de 10 kW, provoca un incremento de
carga del 10 %.
Es decir que conexiones de cargas significativas tenderán a “frenar” el sistema
reduciendo tensión y frecuencia y desconexiones de carga significativas
tenderán a “embalar” el sistema aumentando tensión y frecuencia.
4.6.4.1
Sistemas y dispositivos de regulación
Existen dos sistemas básicos para mantener los parámetros eléctricos del
sistema dentro del rango admisible de calidad.
El primer sistema consiste en mantener carga constante, ya sea durante todo el
tiempo de operación o en escalones de carga constante durante períodos
horoestacionales. De este modo, si el generador ve una carga constante, no se
producirá variación de tensión y frecuencia. Este sistema se denomina de
regulación por carga.
El segundo sistema, cuando la carga que ve el generador es variable, es la
turbina la que debe suministrar una potencia variable durante la operación. La
variación de la potencia de la turbina se obtiene variando el caudal de agua que
ingresa al rotor, ya que la altura de carga es fija. Este sistema se denomina de
regulación por caudal.
La adopción de uno u otro método de regulación depende de la abundancia o
escasez del recurso hídrico y la curva de carga del sistema.
Si el recurso hídrico es escaso es conveniente regular por caudal, para hacer
optimo el aprovechamiento del mismo.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Si el recurso hídrico es abundante pero la curva de carga tiene comportamiento
volátil y factor de carga muy bajo también resultará conveniente adoptar la
regulación por caudal.
Si, en cambio, con recurso hídrico abundante, puede incrementarse el factor de
carga mediante usos alternativos de la electricidad o bien ordenar los usos
eléctricos en escalones de la curva de carga, la regulación por carga resultará
más conveniente.
Dado que los generadores de serie incluyen dispositivos que ajustan su
corriente de excitación de manera de mantener la tensión constante en forma
automática con las variaciones de carga, los medio de regulación usados en las
MCH se orienta a sensar y ajustar la frecuencia del sistema eléctrico.
4.6.4.2
La Regulación por Carga
Como dijimos, en este caso el generador verá una carga constante o bien
escalones de carga que permitan un ajuste manual de la turbina.
Para mantener la carga constante pueden incorporarse al sistema usos
alternativos de la electricidad o bien dispersar los excedentes de potencia no
utilizados en cargas balasto resistivas.
Los usos alternativos pueden colocarse tanto en la red de alimentación de
usuarios como en la misma sala de máquinas.
Estos usos permiten un aprovechamiento más eficiente de la energía que la
solución de despejar calor para mantener la carga constante.
Un sistema típico de carga constante, es el de alimentar solo iluminación, un
servicio de 4 o 6 horas durante la noche, en este caso las viviendas no tienen
llaves para comandar sus luminarias.
Sistemas más sofisticados se han usado con circuito alternativo en las
viviendas uno destinado al calentamiento de agua o a cocinas eléctricas de
acumulación que funcionan durante el día y otro circuito cuya potencia es de la
misma magnitud y que corresponde a la carga de iluminación que se usa
durante la noche.
En general, en estos casos, que también se utilizan en establecimientos
productivos, se trata de disponer de circuitos alternativos de la misma
capacidad que atiendan a distintos usos, de manera que la demanda del
usuario del sistema siempre será una carga constante.
Cuando se corrige la carga en la sala de máquinas, se pueden utilizar distintas
opciones útiles.
Se puede conectar un sistema de bombeo de agua mas que de válvula al
reservorio (embalse) los excedentes de caudal que no se destinan a atender la
demanda del sistema.
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Se puede también instalar un banco de baterías adecuadamente dimensionado
para que absorba los excedentes de energía, complementando un servicio
mixto de redes y de carga de baterías. También puede diseñarse el banco de
las baterías para cargarse durante las horas de baja demanda y mediante un
inversor inyectar energía a la red durante las horas de mayor demanda.
Por ultimo se dispone del recurso de disipar el calor en resistencias
refrigeradas cuyo diseño debe contemplar un conjunto escalonado de valores
crecientes de capacidad de manera de obtener, por combinación, el ajuste de
carga deseado.
4.6.4.3.
Regulación por Caudal
Las características a las que deben adecuarse un regulador de tensión y
frecuencia, actuando en un pequeño sistema aislado de generación, basado en
su MCH, son las siguientes:
1. Momento de inercia del conjunto Turbina - Generador apreciable
respecto de la apertura del dispositivo de regulación de caudal de la
turbina y pequeño respecto de las variaciones de carga del sistema
eléctrico.
2. Generadores de baja potencia
3. Represas de poca reserva y arroyos de bajos caudales.
4. Emplazamiento de los aprovechamientos en las zonas rurales, en
general alejadas de las líneas de energía del sistema centralizado.
5. Operación por personal no calificado.
El punto 1 determina que la velocidad del conjunto pueda variar muy
rápidamente, ante alteraciones de la carga, lo que implica disponer de un
regulador de frecuencia de elevada capacidad de respuestas, pero esto se
contrapone con una respuesta lenta de la velocidad a la apertura o cierre del
dispositivo de regulación de caudal, condición que provoca inestabilidad del
sistema.
El punto 2 determina que la inclusión de una carga pequeña en el sistema (500
W) significa un gran porcentaje de variación de la carga total, ya que los
generadores poseen una potencia nominal que va desde 3 a 40 KW, lo que
produce grandes porcentajes de variación de frecuencia. Además los
generadores de menor potencia tiene el inconveniente de la carga que
representa el sistema regulador es una parte considerable de su potencia.
El punto 3 obliga a disponer de un sistema de censado de nivel de agua que
habilite o no a la central a generar.
El punto 4 caracteriza al sistema por tener que regularse sin contar con la
tensión y la frecuencia del sistema eléctrico regional como referencia.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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El punto 5 obliga a disponer de controles lo más sencillos posibles, dado que el
operador en general es un colono rural.
Para enfrentar los requerimientos básicos descriptos en el punto anterior, se ha
utilizado el diagrama de boques del sistema que se observa en la figura 1.
El funcionamiento general, partiendo del sistema en reposo, es el siguiente:
1. Si hay suficiente agua en el embalse, el detector de fin de carrera de cierre
se encuentra accionado. Cuando el usuario de la orden de marcha, la
unidad de control ordena a un pequeño motor de c. c. la apertura del
dispositivo de regulación de caudal, a través del regulador de frecuencia.
2. El álabe se abre hasta que la tensión generada entra en el rango propio de
regulación, momento en el que el motor de c. c. pasa a ser regulador de
frecuencia en forma lineal.
3. El sistema permanece en ese estado, autorregulándose hasta que alguna
de las señales de entrada a la unidad cambie de estado.
Este cambio de estado puede ocurrir por los siguientes motivos:
a. Orden del usuario de parada
b. Falta de agua en el embalse.
c. Falta de tensión generada.
d. Sobrevelocidad del grupo.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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e. Indicación de fin de carrera
Cualquiera de las primeras tres situaciones hacen que la unidad central ordene
al motor cerrar el dispositivo de regulación de caudal y el sistema queda a la
espera de una orden de puesta en marcha de parte del usuario, siempre que
las condiciones del arranque sean las adecuadas.
La cuarta situación puede ser programada para que suceda lo de las tres
primeras o que ordene cerrar hasta que se llegue al margen de regulación.
La quinta situación puede producir dos acciones:
La primera, que el fin de la carrera sea el cierre, por lo cual el sistema
queda en espera.
La segunda, que el fin de la carrera sea el de máxima apertura, lo que
desencadena el proceso de parada.
Adicionalmente se instala un bloque de cargas de compensación, que consta
de un banco de resistencia que, ante un cambio brusco en la carga del sistema,
compensan este cambio en forma aproximada, y luego lentamente vuelve al
estado inicial, permitiendo al regulador de frecuencia ir acomodándose sin que
haya desplazamientos grandes de la velocidad del grupo turbina –generador.
Esta forma de compensación, puede ser reemplazada por otro sistema que
incorpora cargas en función del desplazamiento de frecuencia que sufre el
generador.
4.7.
Obras de Distribución Eléctrica
Para estas obras los criterios de diseño son los que se aplican normalmente
en redes rurales.
Si la MCH se encuentra en una ubicación tal que la totalidad de la carga esta
distribuida en un radio de 1.5 – 2 km. desde la sala máquina, resultara
conveniente diseñar el sistema totalmente en baja tensión.
Si, como frecuentemente ocurre la carga se encuentra distribuida en un radio
de varios kilómetros, será necesario transferirla en media tensión, ya sea con
líneas monofásicas de 7,6 kV o trifásicas de 13,2 kV.
Como todo sistema de distribución rural el mismo deberá equiparse con los
correspondientes elementos de maniobra, de puesta a tierra y de protección.
El diseño eléctrico permite definir tipo y dimensiones del conductor, el que
podrá ser de cobre, de aleación de aluminio o de alambre de acero. Las cargas
a transferir, las caídas de tensión admisibles y el cálculo económico de
pérdidas determinará cual es la solución mas conveniente.
El diseño mecánico atenderá a las distancias eléctricas que deberá respetar la
separación entre conductores y con la tierra, definirá el vano más económico
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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(distancia entre postes) y realizará el cálculo mecánico de conductores
postes.
y
Siguiendo el concepto de utilizar técnicas y modalidades constructivas que
reduzcan los costos, en los sistemas de electrificación rural se ha difundido la
distribución monofásica con retorno por tierra (MRT).
Esta solución Tecnológica puede acompañarse de un proceso de selección de
materias y modalidades constructivas, orientado a reducir los costos en todo lo
posible. En tal sentido se sugiera considerar.
1. Uso de conductores de acero (cable y alambre) y mayores vanos.
2. Uso de postes de madera local, sin tratamiento.
3. Recuperación de materiales usados (principalmente herrajes y aisladores).
4. Desarrollo de conversores monofásicos / trifásicos estáticos o rotativos,
para uso de fuerza motriz de equipos de más de 7.5 HP.
5. Adoptar menores exigencias para la puesta a tierra de los transformadores.
6. Promover la participación de los municipios y de los futuros usuarios en las
fases del proyecto y construcción de las obras.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Capítulo 5: Evaluación Económica de las MCH
5.1
Criterio para la Evaluación de Proyectos con MCH’s
Los pasos a considerar en la evaluación económica son los tradicionales en la
evaluación de proyectos eléctricos. Estos pasos incluyen:
Un cuidadoso análisis de la evolución y características de la demanda a
satisfacer, como hemos discutido en el capítulo 2 de este apunte.
Una evaluación de las fuentes y tecnologías que permitirán abastecer a la
demanda, incluyendo MCH’s y otras tecnologías con fuentes renovables,
así como la extensión de las redes eléctricas desde sistemas centralizados,
o la instalación de motogeneradores térmicos solos o en sistemas híbridos
con fuentes renovables.
La formulación de anteproyectos de inversión alternativos con las fuentes /
tecnologías disponibles y la definición de la solución institucional con que se
gestionará la financiación y el mantenimiento del sistema (empresas
privadas, cooperativas, consorcios de usuarios, organismos estatales).
El análisis de los costos y la solución de mínimo costo entre las alternativas
propuestas.
Si se trata de un conjunto importante de proyectos con restricciones
financieras, deben adoptarse criterios para, mediante el análisis beneficio /
costo, ordenar los proyectos por prioridad para su ejecución.
El análisis financiero para desarrollar el programa sobre la base de la
capacidad de pago de los usuarios y el apoyo de subsidios específicos para
este fin.
Por tratarse, como dijimos, de soluciones de abastecimiento que no resuelve el
mercado, sino que deben ser asistidas desde el estado mediante transferencia
de recursos de la sociedad, la evaluación debe realizarse bajo los principios de
la denominada evaluación social de proyectos.
La evaluación social de proyectos no se realiza en base a los precios de
mercado de las inversiones y gastos asociados al mismo, sino a los
denominados precios de eficiencia (o precios sombra o precios de cuenta).
Estos precios reflejan el uso optimo o eficiente de los recursos de la sociedad
de tal forma que, por ejemplo, si en el país existe fuerte desocupación de mano
de obra no calificada, el precio de cuenta o precio de eficiencia de la misma
será menor que el precio de mercado. De tal forma proyectos con alta
incidencia de la mano de obra no calificada en sus costos tendrán un valor más
competitivo a precios de cuenta que a precios de mercado cuando se los
compare con los otros proyectos con menor incidencia de este rubro.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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El resultado de este análisis se reflejará en la selección preferente de proyectos
que utilicen más los recursos abundantes del país (por ejemplo mano de obra
no calificada) y menos aquellos que son escasos (por ejemplo divisas).
5.2
Los Costos de Capacidad (Potencia) y de Energía
El costo de capacidad de una MCH está asociado con el costo total de
inversión asignado por unidad de potencia neta en los bornes del generador.
El costo de capacidad permite comparar las bondades relativas de proyectos
hidroeléctricos entre si. Tanto en la experiencia en Argentina como en la
información internacional publicada sobre MCH’s, los costos de capacidad a
precios de mercado son fuertemente variables y se colocan en un rango entre
1.000 U$S/kW a 4.000 U$S/kW.
Los factores de mayor influencia en el costo de una MCH son los siguientes:
La relación de la calidad y potencial de recurso hídrico con el nivel de
demanda que debe atender el proyecto.
Si la calidad del recurso es alta significa que tendremos mayor probabilidad
de encontrar un aprovechamiento de bajo costo que cubra adecuadamente
las demanda y en las proximidades de la misma.
A igual potencia el costo es menor si la obra de capacitación se resuelve sin
necesidad de acumular agua en un embalse.
A igual potencia menores costos se corresponden a soluciones con
mayores alturas y menores caudales y viceversa mayores costos
corresponden a soluciones con menores alturas y mayores caudales.
A configuraciones similares de las obras, a medida que aumenta el módulo
de potencia de la MCH, se reduce su costo unitario.
Tecnologías y modalidades constructivas adaptadas a este tipo y escala de
proyectos, tales como los indicados en el capítulo 4, permiten reducir los
costos unitarios en un adecuado equilibrio con la eficiencia, confiabilidad y
seguridad de obras e instalaciones
Con base en la atención de los factores antes descriptos los costos de
capacidad de MCH’s pueden ubicarse en el rango de 1.000 U$S/kW a 2.500
U$S/kW.
El costo de la energía por su parte, permite comparar la competitividad de las
MCH’s frente a otras fuentes / tecnologías alternativas para abastecer la misma
demanda.
La comparación entre proyectos alternativos puede realizarse también por la
comparación de los flujos de fondos de inversión, de operación y de
mantenimiento, descontados para un período de 15 o 20 años. En este caso
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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deben considerarse, dentro del período, tanto la reposición de los componentes
que agotan su vida útil como el valor residual de los componentes que no la
han agotado al final del período.
El análisis se facilita considerando el Costo Anual Equivalente, que integra una
anualidad de los costos de inversión de obras e instalación de acuerdo a su
vida útil y los costos anuales de operación y mantenimiento.
CAE total = CAE inversión + COM
CAE inv. = CI x FRC
FRC = Factor de Recuperación de Capital
FRC =
r x (1+ r)n
(1+r)n-1
Donde n = vida útil
r = tasa de descuento
El Costo Anual Equivalente del Proyecto dividido por la demanda anual de
energía que absorbe será el costo de la energía.
C.E. ($/kWh) =
CAE total ($/año)
Demanda Energía (kWh/año)
Los factores que tienen mayor incidencia sobre el costo de la energía
producida en las MCH’s son los siguientes:
Por tratarse de proyectos de tipo capital intensivo, tienen alta sensibilidad al
costo de la capacidad y a la tasa de descuento utilizada. A mayor tasa de
descuento mayor resulta el CAE y en consecuencia al valor de la energía.
Por tratarse de proyectos con costos fijos, el precio de la energía estará
asociado al factor de carga de la central. Cuanto mas tiempo se despache la
central a plena capacidad, menor será el costo de la energía ya que el CAE se
mantendrá constante.
Dependiendo de la incidencia de los costos de inversión por unidad de
capacidad, del aprovechamiento de esta capacidad instalada y de la tasa de
descuento utilizada en la evaluación, los costos de la energía producida en las
MCH puede variar en un amplio rango de valores entre 0,04 $/kWh hasta 0,40
$/kWh.
5.3
RETAIN Un caso de Evaluación Económica
La evaluación económica se realiza al nivel de programa para una región
enfrentando dos modelos de abastecimiento: 1) el modelo centralizado cuya
organización institucional responde a los criterio básicos de las empresas de
servicios eléctricos con centrales de generación que abastecen grandes redes
incluyendo áreas rurales y con tecnología de tipo convencional y 2) el modelo
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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descentralizado constituido por un conjunto de consorcios de usuarios con
generación basada en microcentrales térmicas, hidráulicas, eólicas, etc.
En el tratamiento por modelo de abastecimiento, el área en estudio es dividida
en subregiones, en las que se realiza la comparación económica del modelo
descentralizado, con el modelo centralizado. De esta comparación, resultará la
solución de mínimo costo como combinación de la expansión del sistema
centralizado, en las subregiones donde este sea más competitivo, con un
conjunto de pequeños sistemas aislados en el resto del área.
El criterio de comparación utilizado es el de mínimo costo económico resultante
al comparar el costo anual equivalente a precios de cuenta de las distintas
soluciones alternativas. Se considera que todas las alternativas de
abastecimiento producen un beneficio similar.
El planteo metodológico no concluyó con una solución de mínimo costo
económico. Suponíamos que los decisores de política requieren un mayor
grado de información y fundamentación para incorporar a las nuevas fuentes y
tecnologías en programas de inversión a gran escala.
Por tal motivo completamos el estudio económico con:
1) Análisis de sensibilidad de la influencia de los factores, tales como la tasa
de descuento utilizada, que pueden modificar significativamente los
resultados del estudio.
2) Análisis de los efectos macroeconómicos de los modelos estudiados
comparando sus impactos sobre variables tales como: valor agregado local,
distribución del ingreso, ocupación de la mano de Obra, sustitución de
energía extra-regional, uso de divisas, etc.
A partir del análisis de efectos, el decisor de política puede, si así lo desea,
adoptar una decisión distinta a la de mínimo costo económico, tratando de
maximizar determinados impactos (por ej: la ocupación de mano de obra no
calificada o la sustitución de derivados del petróleo).
En tal caso el estudio debe retroalimentarse con estas nuevas consignas, de
las que resultara una nueva configuración del programa de abastecimiento que
responde a los objetivos del decisor de políticas. Adicionalmente se podrá
valorizar el costo adicional de tales objetivos sobre la solución del mínimo
costo, para enriquecer la toma de decisiones.
La primera etapa de los proyectos RETAIN en la Argentina se orientó al
desarrollo de un sofisticado, pero rápido, método para identificar el potencial
hidroeléctrico en escala de microgeneración en áreas alejadas de los centros
desarrollados, correlacionarlo con los requerimientos insatisfechos de
electricidad del poblador rural y formular modelos de abastecimientos
alternativos basados en los principio antes descriptos.
La metodología se aplico en un estudio de caso donde los pobladores rurales
de los departamentos de Oberá y Cainguas, en la provincia de Misiones, fueron
hipotéticamente satisfechos mediante una combinación de alternativas
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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centralizadas (redes) y descentralizadas de abastecimiento, seleccionadas
mediante técnicas de evaluación económica.
Los principales resultados de este estudio pueden resumirse como sigue:
Las MCH resultaron la mejor alternativa de abastecimiento para el
abastecimiento 36% de los 5.800 usuarios potenciales identificados en el
área de estudio.
Tal nivel de abastecimiento se obtuvo a partir de la evaluación económica
mas de 400 MCH, de las que resultaron competitivas 90 proyectos que en
conjunto representan 1.748 kW de potencia instalada, un costo medio de
capital del orden de 3.200 U$S/kW
Las microcentrales resultaron la alternativa de mayor uso intensivo de
capital. Para un horizonte de 10 años y una tasa de descuento del 8% los
costos de capital representaron un 90% de los costos totales de
abastecimiento.
El costo de electricidad producida por las MCH es altamente sensible a las
variaciones tanto en el factor de carga de pequeños sistemas, como en la
tasa de descuento utilizada en la evaluación. Cuando el factor de carga
aumenta de 0,01 a 0,45 el costo medio de la energía (incluida la distribución
hasta al usuario) se reduce de 0,289 U$S/kWh a 0,088 U$S/kWh. El costo
anual equivalente que las MCH dejan de ser competitivas para un modulo
medio de potencia de 20 kW resultó el menor de todas las alternativas
evaluadas para tasas de descuento del 15% o menores. Para tasas de
descuento superiores las MCH dejan de ser competitivas (para las
condiciones de contexto de estudio).
La investigación demostró que las MCH tienen una gran impacto positivo
sobre variables macroeconómicas tales como la ocupación de mano de
obra y el valor agregado local.
Los resultados del estudio de evaluación, sumados a la información aportada
por la constricción y operación exitosa de una conjunto significativo de
unidades demostrativas en Misiones, permiten completar un cuadro de
situación sobre los aspectos económicos de las MCH.
Las referencias e indicadores de las obras ejecutadas en la provincia de
Misiones, se muestran en el cuadro siguiente:
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Proyecto
Dorado
Persiguero
Pereyra
Carlitos
Taruma
Central
Pesado
Obras
Preexistentes
N
P
T
x
x
x
x
x
x
x
Tipo de
MCH
A
I
x
x
x
x
x
x
x
Total Proyectos
Total Nuevos
Proyectos
Referencias:
Obras preexistentes:
Tipo de MCH:
Cantidad de Usuarios:
Potencia Instalada:
n° De
Usuarios
In
Po
11 11
10 10
26 30
20 20
40 90
15 25
15 20
Potencia
Instalada
Ac Fu
8
10
7,5 10
28 28
15 15
40 80
25 25
20 20
Costo de la Obra
(U$S)
c/lin.
s/lin.
50228
48978
54610
44203
90940
75571
78474
49196
134220
98195
99154
75174
45903
31252
Costo
anual por Costo Actual por kw
Usuario instalado (U$S/kw)
U$S / Us c/lineas s/Lineas
4567
6278
6122
5460
7282
5894
3498
3247
2699
3877
5231
3280
3355
3355
2425
6610
3966
3007
3060
3531
2404
137 206 144 188
562529
422596
4106
3920
2945
116 185 128 168
457691
329388
3946
3576
2573
N: nada
A: aislado
In: inicial
Ac: actual
P: parcial
T: total
I: interconectado
Po: potencial
Fu: futura
Los proyectos Dorado y Persiguero, fueron los primeros proyectos
multifamiliares construidos en Misiones y en ellos se utilizaron criterios
convencionales de construcción que elevaron sus costos. Los denominados
proyectos nuevos (los cinco restantes) incorporan técnicas y modalidades
constructivas tendientes a reducir los costos de las obras de cierre y
conducción.
Si a los valores del cuadro anterior se agregaran los costos adicionales para
expandir la potencia de las MCH hasta su valor nominal (potencia futura) y se
considera la incorporación de nuevos usuarios hasta el máximo permitido (N°
de usuarios potencial), se obtienen nuevos costos unitarios medios para una
utilización optima de las unidades demostrativas en el funcionamiento. Tales
costos junto a los costos estándar calculados en la fase 1 del proyecto RETAIN
se vuelcan en el cuadro siguiente.
5.4.
Costo de Inversión de la MCH en Misiones
Proyectos Nuevos
Modulo de Potencia
Todos los Proyectos
Retain Fase1
33,6kw
26,8 kw
19,4kw
Costo po Usuario
2600 U$S/Us
2860 U$S/Us.
2681U$S/Us.
Costo por kw Instalado sin lineas
2060U$S/kw
2860 U$S/kw
2035U$S/kw
Costo por kw Instalado con lineas
2724U$S/kw
3142U$S/kw
3215U$S/kw
A la luz de los resultados podemos afirmar que el programa de desarrollo de
microcentrales hidroeléctricas en Misiones había alcanzado un grado de
maduración técnica suficiente y demostrado la conveniencia económica de
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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utilizar esta alternativa de abastecimiento para satisfacer los requerimientos de
electricidad de los pobladores rurales.
Sin embargo ni la confiabilidad técnica, ni la competitividad económica han
resultado condiciones suficientes para masificar el uso de las MCH en
Misiones. Otras cuestiones institucionales, organizativas y financieras son sin
duda las mayores restricciones que deben removerse mediante la formulación
de estrategias para la etapa de difusión masiva de esta tecnología.
En el capítulo siguiente nos referimos a dichas cuestiones.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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Capítulo 6: Consideraciones Generales sobre Difusión de MCH
6.1.
Aspectos Institucionales.
En los estudios de la red RETAIN en Argentina se analizo la historia y
perspectivas de Difusión de Microcentrales Hidroeléctricas, sobre la base de la
experiencia desarrollada en la provincia de Misiones.
Como primera consideración debemos destacar que nuestro estudio se refiere
a una tecnología de abastecimiento descentralizado de electricidad, cuya
difusión puede apoyarse tanto en el interés privado como en el sector público.
Pero en cada caso tendera a resolver necesidades de diferentes naturalezas.
En el primer caso se trata de una solución alternativa dentro de un menú de
opciones que se presentaran a potenciales usuarios en respuesta a su
"demanda solvente" y su penetración en el mercado estará apoyada en las
condiciones de competitividad (confiabilidad, precio, financiación, servicio postventa, etc.) que presenta dicha tecnología. En el segundo caso, la presencia
activa del sector publico esta generalmente relacionada a una acción directa o
indirecta del gobierno para promover el uso de esa tecnología alternativa como
instrumento de sus políticas de desarrollo científico, económico o social. Es en
este escenario donde se inscribe el caso analizado en el estudio ya que se
trata de resolver el abastecimiento eléctrico de usuarios rurales con escasa o
nula capacidad de pago, en respuesta de sus necesidades energéticas
(expresadas a través de sus requerimientos) y no solo a la demanda solvente.
Pero en el caso de la MCH en Argentina, como en muchos casos de
tecnologías energéticas alternativas dentro y fuera del país, el desarrollo
tecnológico no ha sido inscripto en un proceso global de planeamiento. Las
acciones de I+D no fueron subprogramas dentro de un programa general de
soluciones para el abastecimiento energético del sector rural mas bien su
origen y desarrollo primario han estado vinculadas en el campo científico y al
impulso dado por entusiasta investigadores.
Este “pecado natural” en el origen de la tecnología alternativa le ha generado
no pocos inconvenientes para su inserción como una “opción aceptable” de
abastecimiento en los ámbitos y niveles gubernamentales donde se toman las
decisiones del sector energético.
En el caso particular de Misiones, la etapa de desarrollo tecnológico
fuertemente vinculado al sector de I+D ha estado incluida la participación de
múltiples instituciones gubernamentales y privadas que instrumentaron 10 años
de trabajo y un esfuerzo financiero cercano a 2 millones de dólares hasta
alcanzar la puesta a punto de la tecnología de MCH.
El resultado de este particular origen y desarrollo de la tecnología alternativa
fue que, por una parte, un conjunto de investigadores disponían del know - how
de un opción de suministro que consideraban de gran utilidad para solucionar
el abastecimiento eléctrico de grandes áreas rurales en las regiones mineras
que por otra parte quienes decidían y planificaban acerca de tal
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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abastecimiento, consideraban que las MCH eran solo un entretenimiento
académico de los investigadores y estudiantes de ingeniería.
El desarrollo del estudio RETAIN en su primera fase, permitió establecer un
puente entre el planeamiento sectorial y la disponibilidad de la nueva
tecnología y comenzar así un camino entre estos dos ámbitos de acción que se
encontraban descoordinados. La formulación y discusión, en reuniones y
seminarios de la “metodología de evaluación de alternativas de suministro de
en áreas rurales deprimidas y su aplicación en el caso de Misiones” permitió
analizar la competitividad, en términos de decisiones de inversión publica, de
las MCH frente a otras variadas opciones de servicio eléctrico. Ya no se trata
solo de disponer de una tecnología confiable sino también competitiva frente a
otras opciones incluyendo las que se utilizan convencionalmente.
En consecuencia la adaptación de la tecnología alternativa en los ámbitos y
niveles donde se definen las políticas y sus soluciones técnicas, o bien se
fundamentan en un “origen sano” cuando su desarrollo es promovido desde
esos mismos niveles, o en su defecto si se ha originado en otros ámbitos
deberá remover resistencias importantes con sólidos argumentos de
confiabilidad y competitividad frente a las tecnologías habitualmente utilizadas.
En el supuesto de que la confianza de los decisores sea un problema superado
y que la planificación del abastecimiento se realice bajo un modelo optimo que
integre las tecnologías convencionales con las alternativas, subyace otro
problema común a cualquier solución tecnológica. Es el referido a la cuestión
de abastecer los requerimientos de electricidad de pobladores rurales que
tienen escasa o nula capacidad de pago para satisfacerlo. Los esfuerzos de
más de una década en Misiones (1978-1988), con importantes planes de
electrificación rural apoyados en la Banca de desarrollo muestran el
desalentador resultado de satisfacer el abastecimiento de solo el 10% de los
pobladores rurales, la mayoría de ellos ubicados en la franja de Altos Ingresos.
Tan limitados resultados de los programas de electrificación rural por redes
tienen su explicación en causas tecno-económicas y financieras. Entre las
primeras se encuentran las derivadas de aplicar criterios en el equipamiento y
la construcción de las extensiones de redes, que privilegian la calidad sobre los
costos, en consecuencia se produjo efectos retroalimentados donde los altos
costos resultantes de las obras desalentaron a los usuarios y redujeron el
número que decidió conectarse a las redes, lo que a su vez produjo una caída
en la densidad de los usuarios por Km de línea y un mayor aumento del costo
unitario por usuario de las instalaciones. Las causa financieras radicaron tanto
en la falta de evaluación previa de la capacidad de pago de los usuarios como
en la aplicación del criterio de transferir a los mismos el repago del 100% de los
costos de inversión, incluyendo además índices de ajustes e intereses (en un
contexto económico inflacionario) que superaba el incremento de los ingresos
agrícolas. Durante los 5 primeros años de amortización del crédito, los
productores rurales pagaron cuotas que, en cantidad de productos agrícolas
(índices de sus ingresos), fueron tres veces superiores a las que se estimaron
cuando adhirieron al plan.
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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En consecuencia la primera decisión política firme en que debe inscribirse la la
difusión de una tecnología alternativa para abastecer requerimientos de
energía en áreas rurales deprimidas, es precisamente satisfacer tales
requerimientos.
Esta decisión supone que han de instrumentarse mecanismos de transferencia
de ingreso y estrategias financieras que permitan cubrir la brecha generada
entre los costos mínimos necesarios para satisfacer los requerimientos y una
limitada contribución de los beneficios.
En consecuencia el financiamiento del plan de abastecimiento tendrá que
estructurarse con un componente de fondos no reintegrables (originados en la
transferencias de ingresos) y otra componente reintegrable pero en condiciones
apropiadas a las reales posibilidades de los productores rurales.
De tal manera las primeras condiciones básicas que viabilizarán la difusión de
una tecnología alternativa en ausencia de una demanda solvente de mercado
son:
1) la decisión política de satisfacer el requerimiento energético de los
pobladores rurales, tomada con pleno conocimiento de costos y beneficios de
tal decisión
2) la decisión técnica de planificar el abastecimiento de tales requerimientos de
energía incorporando la tecnología alternativa en su campo de competencia.
3) una formulación de las estrategias financieras del plan de abastecimiento
consistente con la capacidad de pago de los beneficiarios.
Los mecanismos de transferencia de ingresos que operan en el sector eléctrico
pueden ser directos como en el caso de la constitución de “fondos especiales”
originadas en impuestos que graban a otros sectores sociales o indirectos
como la aplicación de estructuras tarifarias que en lugar de reflejar los costos
que cada usuario provoca en al sistema, generan subsidios cruzados entre
distintas categorías de usuarios. Estos subsidios cruzados son característicos
de mercados eléctricos donde se satisfacen usuarios residenciales de baja
capacidad de pago (tanto urbanos como rurales).
En el estudio de caso se detectó que los usuarios rurales de bajo consumo
participan en los costos en una proporción mucho mayor que en los ingresos
de las empresas distribuidoras. La magnitud de este subsidio cruzados fue
calculado en 250 U$S por usuario rural y por año.
También en estudio de caso se detecto un fuerte desequilibrio en el destino
final de los fondos de inversión no reintegrables ya que el 85% de los mismos
se aplican a financiar la gran generación y el sistema nacional de interconexión.
Esto significa que los fondos no reintegrables originados en el ahorro nacional,
se aplican para el beneficio de los mercados eléctricos mas desarrollados. Solo
el 15% de los fondos de inversión se utilizan en las obras de generación,
subtransmisión y distribución en las jurisdicciones provinciales. En Misiones
estos escasos fondos no alcanzan para ser aplicados a programas de
Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas
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distribución, y los costos de extensiones y conexiones tanto rurales como
urbanas son soportados en un 100 % por los usuarios.
En base a estas consideraciones podemos afirmar que para una correcta
formulación de las estrategias financieras que acompañan la utilización de las
tecnologías alternativas en el plan de abastecimiento será necesario:
1) Disponer de un claro diagnostico de la disponibilidad origen y destino de los
fondos de inversión del sector eléctrico.
2) La explicitacion y cuantificación de los subsidios que operan en las formas
actuales de abastecimiento eléctrico al sector rural y
3) Una precisa medición de la capacidad de pago de los usuarios potenciales.
Sobre esta base los niveles de decisión podrán adoptar los criterios de
aplicación de los fondos de inversión y de direccionamiento de los subsidios
cruzados demás formas de asistencia que operan en el sector, para
resolver el financiamiento del plan de abastecimiento.
La decisión política de abastecer requerimientos energéticos de pobladores
rurales sin capacidad de pago, incluyendo tecnologías descentralizadas como
las MCH, deberá tener la suficiente fortaleza para remover las distintas formas
de oposición que se presentaran a dicha decisión. En el caso de Misiones se
detectaron tres potenciales ámbitos de conflicto a saber:
1) La oposición a reestructurar el destino de los fondos sectoriales de inversión
originado en quienes recibían y aplicaban dichos fondos.
2) La oposición a incorporar una tecnología alternativa, mucho menos conocida
y dominada que las que están actualmente en uso, expresada por los niveles
de decisión técnica tanto en el área de planeamiento como de explotación, de
las empresas locales prestadoras de servicio eléctrico.
3) La oposición de adoptar formas descentralizadas y autogestionadas de
abastecimiento energético, expresadas por el sindicato de trabajadores del
sector al suponer limitado su ámbito de actuación.
De las formas de oposición detectadas, la que se presenta como mayor
dificultad para su remoción, es la primera ya que requiere de decisiones de
nivel nacional en un contexto donde existe una fuerte desproporción de poder
entre quienes desean introducir cambios (provincias pobres y pobladores
rurales) y quienes desean mantener la situación actual del destino de los
fondos (grandes corporaciones públicas y privadas). Las otras dos formas de
oposición detectadas, han sido parcialmente resueltas durante el proceso de
consultas realizado durante los estudios del proyecto RETAIN).
Durante el mismo, la actitud expresada por los actores locales ha sido la de
privilegiar el propósito de mejorar las condiciones de vida de los productores
rurales, antes que intentar preservar posiciones personales o sectoriales. A
esta actitud positiva debe agregarse que el plan de expansión de las MCH
dentro del abastecimiento rural ha sido formulado como complementario de la
extensión de las redes en lo relativo en su delimitación temporal. Ambas
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condiciones impuestas al plan facilitaran la remoción de las posibles
oposiciones locales detectadas.
Tanto la banca de desarrollo como las agencias de cooperación internacionales
pueden contribuir en la solución de las fuertes restricciones financieras que
presentan estos programas de abastecimiento energético a las áreas rurales
marginales.
En lo que se refiere especialmente a la banca de desarrollo es necesario
destacar la necesidad que la misma adecue los criterios y políticas de
otorgamiento de créditos de tal modo que se transforme en una fuente de
financiamiento real y de significativa importancia para las áreas más
deprimidas.
En este sentido resulta incompresible que la Banca de Desarrollo Regional
haya utilizado criterios y parámetros de selección similares en grandes
proyectos productivos del área energética y en pequeños proyectos
abastecimiento a usuarios marginales, a través de tecnologías no
convencionales adaptadas a la región.
Si bien se trata de bienes que, en principio pueden considerarse susceptible de
ser comercializados a un precio que cubra los costos, colocarlos a disposición
del potencial usuario se orienta a satisfacer necesidades sociales consideradas
imprescindibles para mejorar su calidad de vida, objetivo que solo puede
ampliarse si los precios del bien guardan relación con los ingresos disponible
de aquel a quien se quiere favorecer.
Es por ello que la participación de la Banca de Desarrollo con créditos
“blandos”, a tasas similares a las fijadas para proyectos de desarrollo social
contribuirá a acelerar el proceso de cumplimiento del “derecho a la energía” de
los pobladores rurales.
Una vez resueltas las condiciones políticas, técnicas y financieras básicas que
hemos analizado en los puntos anteriores, estarán creadas las bases para el
uso masivo de la nueva tecnología. Complementariamente el plan de
abastecimiento que se formule deberá apoyarse en estrategias institucionales y
organizativas que aseguren su éxito, tanto en la etapa de ejecución como en la
de utilización de la nueva tecnología.
En el caso de las MCH en la provincia de Misiones se han detectado dos
cuestiones que representan situaciones nuevas dentro de los modos
tradicionales de ejecutar y explorar obras de abastecimiento eléctrico.
La primera cuestión se refiere al riesgo tecnológico asociado a la presencia de
equipamiento y servicios que no están actualmente disponibles en el mercado.
En esta situación se encuentra la fabricación y posterior servicio de
mantenimiento de las turbinas y de los reguladores de frecuencia. Para estos
componentes es necesario concebir un programa de garantía de calidad que
atienda desde la calificación y desarrollo de potenciales proveedores hasta las
condiciones de aceptación o rechazo de los suministros.
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La estructura organizativa que se adopte para la ejecución y puesta en marcha
del plan de difusión dependerá del carácter de la actividad que está involucrada
y de los actores locales que participarán en el Plan.
En al caso de las MCH en la Provincia de Misiones, por tratarse de obras
hidráulicas, han sido concebidas como de propósitos múltiples donde el
eléctrico es prioritario (le siguen: agua para el consumo domestico y agrícola,
para actividades industriales, cría de peces y fines recreativos). Por tal razón
las actividades derivadas del Plan se han definido como de “fomento y
desarrollo económico y social con propósitos múltiples” e involucran la
participación de diversas disciplinas tecnológicas, sociales y económicas.
La eficacia en la gestión durante las fases de preinversión está asociado con
un alto grado de inversión de las actividades, con la participación de equipos
multidisciplinarios integrados por técnicos y trabajadores sociales de distintos
organismos, concentrados en una unidad ejecutora especial. Durante la fase de
explotación, las actividades de seguimiento y asistencia técnica pueden volver
a desagregarse por especialidad y ser atendidas en forma descentralizada por
distintos organismos, pero siempre manteniendo una Unidad Coordinadora que
canalice los requerimientos derivados del uso de la nueva tecnología.
6.2.
Aspectos Ambientales.
6.2.1. Efectos Ambientales que deben controlarse en el diseño y
construcción de las MCH.
EFECTOS
AMBIENTALES
Generación de polvos en
operaciones
de
excavación y desbaste.
Arrastre de polvos por
acción del viento
Contaminación de aguas
y suelos por pérdidas de
combustibles y aceites
de máquinas y por
generación de residuos
durante la construcción
Modificación del régimen
natural en un arroyo.
MEDIDAS DE MITIGACIÓN
Minimizar el tiempo de exposición de superficies de
suelo expuestas.
Proteger las superficies de la acción del viento
(cubiertas, reparos).
Limitar la dispersión de polvos generados en
operaciones de desbaste y pulido.
Adecuada disposición en obrador de materiales
sueltos.
Adecuada disposición del obrador.
Instalaciones sanitarias para el personal
apropiadas al sitio y disposición de efluentes en
pozo absorbente.
Mantenimiento correcto de motores y maquinarias
que minimicen fugas y pérdidas.
Adecuada planificación para la ejecución de las
obras de cierre del arroyo y desvío del cauce hasta
terminar el vertedero.
Las aguas interceptadas por la obra deberán ser
adecuadamente
canalizadas
durante
la
construcción, asegurando su descarga aguas abajo
del cierre, sin ocasionar arrastre de materiales,
embanques ni erosiones.
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Alteración del drenaje
superficial. Erosión y
sedimentación
en
ocasión
de
precipitaciones intensas.
Alteración de la Calidad
del Agua
Impactos debido a los
residuos provenientes del
desbroce y limpieza del
sitio de obra, suelos
excavados residuales y
residuos
producidos
durante la construcción.
Tala de árboles y
vegetación
natural
existente en sitio de
obras.
Riesgos
para
la
seguridad física de la
población que desarrolla
actividades en relación al
sitio de las obras.
Riesgos
para
la
seguridad física de la
población aguas abajo
de la presa.
El diseño debe considerar la ejecución de
contrafuertes laterales para evitar erosión en caso
de grandes crecidas que superen la capacidad de
evacuación del vertedero.
El llenado del embalse no debe afectar los usos del
agua en el curso inferior.
Procesos constructivos para las nivelaciones y
movimiento de suelos que minimicen la intercepción
de
la
escorrentía
natural
y
canalicen
adecuadamente el drenaje superficial.
Tratamiento de pendientes o taludes con pastos o
especies vegetales que estabilicen y retengan los
suelos.
Diseño de canales en MCH que eviten filtraciones
de agua que transporta y tratamiento de las áreas
circundantes para evitar arrastre de sólidos dentro
del canal.
Debe limpiarse y retirarse del vaso del embalse,
previo al llenado, la vegetación y los residuos que,
de quedar sumergidos, puedan afectar la calidad
del agua.
El diseño debe considerar la construcción de
descargadores de fondo que permitan el vaciado
del embalse.
Planificación adecuada del proceso de preparación
del sitio de obra, zonificación de áreas de trabajo y
almacenamiento temporario de residuos.
Transporte y disposición de suelos sobrantes,
residuos y materiales de descarte en forma y sitios
aprobados por las normativas municipales de la
Localidad.
Limpieza y restauración del sitio de obras después
de terminada la construcción.
Restauración de la capa de suelos afectada.
Revegetación de las áreas afectadas, donde sea
posible, con especies herbáceas y arbóreas de fácil
arraigo en el lugar.
Cumplimiento de las normativas de higiene y
seguridad del trabajo aplicables al tipo de actividad.
Cumplimiento de normas municipales sobre
procedimientos constructivos y ocupación y uso de
la vía pública durante la construcción.
Las Obras de Cierre deben diseñarse con
condiciones seguras tanto en el cálculo estructural
como en la capacidad de verter los caudales de las
máximas crecidas. Las Obras deben ejecutarse con
el adecuado control de calidad de los materiales y
de los procedimientos constructivos. Debe
controlarse especialmente la compactación y/o
sellado de todas las superficies de contacto dentro
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y entre los distintos componentes de la pantalla de
cierre de manera de evitar filtraciones que puedan
luego, por erosión hídrica, disminuir la seguridad de
la presa.
6.2.2. Efectos Ambientales que deben controlarse en la Operación y
Mantenimiento de las MCH.
EFECTOS
AMBIENTALES
Alteración
del
ecosistema acuático.
Riesgo de daños
personas y bienes.
a
Contaminación
por
compuestos de plomo.
MEDIDAS DE MITIGACIÓN
Las obras de cierre, la reducción de velocidad del
agua y la sedimentación en el área del embalse,
afectan la vida de la fauna acuática. En épocas de
altos caudales debe abrirse periódicamente el
descargador de fondo para facilitar la renovación y
limpieza del agua embalsada. En épocas de bajos
caudales debe mantenerse un nivel mínimo de
caudal continuo aguas abajo. Es conveniente desde
el punto de vista ambiental y útil desde el punto de
vista productivo sembrar peces en el embalse.
Debe formularse una rutina para monitorear en
forma sistemática el estado de las Obras, Equipos e
Instalaciones cuya falla puede producir daño a las
personas o a la propiedad de terceros.
Particularmente debe vigilarse i) la presencia de
filtraciones en las Obras de Cierre y de Conducción
de las MCH; ii) el nivel de agua y la presión de
vapor en la caldera y el buen estado de sus
componentes y de sus indicadores, dispositivos de
seguridad y alarmas en las MCT; iii) la limpieza de
traza y los dispositivos de protección y de puesta a
tierra en la Obras de Distribución y iv) el estado de
las instalaciones y el correcto funcionamiento de los
disyuntores en las instalaciones eléctricas de baja
tensión.
Deben seguirse las instrucciones del fabricante para
el manipuleo y la deposición de los elementos de
las baterías de acumulación cuando se reparen o
se reemplacen.
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