Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de

Universidad de Costa Rica
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
IE – 0502 Proyecto Eléctrico
Estudio de costos de instalación de sistemas pico y
micro hidroeléctrico (100 W a 100 kW)
Por:
JUAN MIGUEL MARIN UREÑA
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio
Junio de 2007
Estudio de costos de instalación de sistemas pico y
micro hidroeléctrico (100 W a 100 kW)
Por:
JUAN MIGUEL MARIN UREÑA
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
_________________________________
Ing. Jaime Allen Flores
Profesor Guía
_________________________________
Ing. Juan Ramón Rodríguez Solera
Profesor lector
_________________________________
Ing. Gustavo Valverde Mora
Profesor lector
ii
DEDICATORIA
Dedico este trabajo, a toda mi familia, en especial a mis Padres por ser los mejores y por
apoyarme incondicionalmente en mis estudios, a Daniela Zamora por ser quien alegra mi
vida y muy especialmente a Dios por darme la oportunidad de tenerlos a todos ellos.
iii
RECONOCIMIENTOS
Agradezco a todas las personas que de una u otra manera colaboraron para poder llevar a
cabo este trabajo. A mi Profesor Guía el Ingeniero Jaime Allen Flores por permitirme
realizar este proyecto, a mis Profesores lectores por sus oportunas observaciones, a los
Ingenieros Jochem Sassem y Misael Mora por toda la información brindada y a todas las
empresas extranjeras y nacionales por su valiosa colaboración.
iv
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................. vii
ÍNDICE DE TABLAS.................................................................................. viii
NOMENCLATURA........................................................................................ix
RESUMEN........................................................................................................x
CAPÍTULO 1: Introducción ...........................................................................1
1.1
1.1.1
1.1.2
1.2
Objetivos..................................................................................................................3
Objetivo general.......................................................................................................3
Objetivos específicos ...............................................................................................3
Metodología .............................................................................................................4
CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico ..................................................................5
2.1
2.1.1
2.1.2
2.1.3
2.2
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
2.3.5
2.3.6
2.3.7
2.4
2.4.1
2.4.2
2.5
2.6
2.6.1
2.6.2
2.7
2.7.1
2.7.2
2.8
2.8.1
Definición de pequeña central hidroeléctrica ..........................................................5
Aprovechamientos de agua fluyente (Operación a filo de agua).............................6
Centrales de pie de presa .........................................................................................7
Centrales integradas en un canal de riego................................................................8
El recurso hídrico y su potencial..............................................................................9
Estructuras hidráulicas (Obra civil) .......................................................................10
La bocatoma...........................................................................................................10
El canal de aducción (o conducción) .....................................................................11
El desarenador y la cámara de carga (o tanque de presión)...................................11
Las obras de caída..................................................................................................12
Tuberías forzadas ...................................................................................................12
La casa de máquinas (o casa de fuerza) .................................................................13
El canal de descarga...............................................................................................14
Turbinas hidráulicas...............................................................................................15
Turbinas de acción .................................................................................................15
Turbinas de reacción..............................................................................................19
Generación de electricidad.....................................................................................21
Generadores ...........................................................................................................22
Máquina asíncrona (Inducción) .............................................................................23
Generador sincrónico .............................................................................................24
Sistemas y dispositivos de control .........................................................................26
Regulación por carga .............................................................................................27
Regulación por caudal ...........................................................................................28
Sistemas de protección...........................................................................................29
Alta frecuencia.......................................................................................................29
v
2.8.2
2.8.3
2.9
2.9.1
2.9.2
2.9.3
2.9.4
2.9.5
Sobretensión...........................................................................................................29
Baja tensión............................................................................................................29
Parámetros económicos .........................................................................................31
Estimación de costos..............................................................................................31
Costos unitarios......................................................................................................32
Factor de actualización ..........................................................................................32
Costos unitarios de la generación ..........................................................................32
Costo por kW instalado..........................................................................................33
CAPITULO 3: Equipo electromecánico ......................................................34
3.1
3.1.1
3.1.2
3.1.3
3.1.4
3.1.5
3.2
3.3
3.3.1
3.3.2
3.4
3.4.1
3.4.2
La turbina...............................................................................................................34
Micro turbina Pelton ..............................................................................................43
Micro turbina Turgo...............................................................................................43
Turbina Michell – Banki (Turbina de Flujo Cruzado)...........................................44
Mini turbina Francis...............................................................................................44
Turbina Kaplan ......................................................................................................45
El generador...........................................................................................................47
Sistema de control..................................................................................................55
Regulador electrónico de carga (ELC). .................................................................56
Controlador de generador de inducción (IGC) ......................................................59
Protecciones ...........................................................................................................61
Protecciones primarias ...........................................................................................61
Protecciones secundarias .......................................................................................64
CAPITULO 4: Costos de pico y micro centrales hidroeléctricas..............69
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
Estudios de costos precedentes ..............................................................................72
Costos de equipo para pico-centrales hidroeléctricas ............................................75
Costos de turbinas para micro-centrales hidroeléctricas........................................77
Costos de generadores, sistemas de control y protección para MCH....................81
Costo total del equipo electromecánico para MCH ...............................................88
CAPÍTULO 5: Conclusiones y recomendaciones .......................................92
BIBLIOGRAFÍA..........................................................................................101
APÉNDICES.................................................................................................103
ANEXOS .......................................................................................................128
vi
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Central hidroeléctrica de montaña.....................................................................6
Figura 2.2 Central de pie de presa ......................................................................................7
Figura 2.3 Toma de agua en sifón.......................................................................................8
Figura 2.4 Aprovechamiento en un canal de riego .............................................................8
Figura 2.5 Turbina Pelton .................................................................................................16
Figura 2.6 Turbina Turgo..................................................................................................17
Figura 2.7 Turbina de flujo cruzado .................................................................................18
Figura 2.8 Turbina Francis................................................................................................20
Figura 2.9 Turbina Kaplan................................................................................................20
Figura 2.10 Esquema de un generador sincrónico monofásico ........................................25
Figura 3.1 Eficiencias de turbinas.....................................................................................36
Figura 3.2 Eficiencia de una turbina de flujo cruzado ......................................................37
Figura 3.3 Nomograma para la selección de turbinas.......................................................38
Figura 3.4 Gráfico de selección de turbinas de la empresa Wasserkraft Volk .................41
Figura 3.5 Gráfico de selección de turbinas de la empresa Savoia Generators ................42
Figura 3.6 Variación del peso del generador según la tensión y la velocidad ..................52
Figura 3.7 Diagrama de bloques para la regulación de carga ...........................................57
Figura 4.1 Gráfico de costos unitarios para MCH y plantas convencionales ...................70
Figura 4.2 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Pelton).......................73
Figura 4.3 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Francis) .....................73
Figura 4.4 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Banki) .......................74
Figura 4.5 Curvas de costo unitario para turbinas empleadas en MCH............................78
Figura 4.6 Curvas suavizadas de costo unitario para turbinas empleadas en MCH .........79
Figura 4.7 Curvas de costo unitario para generadores 1∅ y 3∅ ......................................83
Figura 4.8 Curvas de costo unitario para generadores de 1200 y 1800 rpm.....................84
Figura 4.9 Curva de costo unitario para generador típico de MCH..................................85
Figura 4.10 Curva suavizada de costo unitario para un generador típico de MCH ..........86
Figura 4.11 Curvas de costo unitario de equipo electromecánico ....................................88
Figura 4.12 Curva promedio de costo unitario de equipo electromecánico .....................89
Figura 4.13 Curva suavizada de costo unitario de equipo electromecánico .....................89
vii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1 Velocidad específica de turbinas ......................................................................35
Tabla 3.2 Resumen de características de turbinas ............................................................46
Tabla 3.3 Resumen de características de generadores ......................................................48
Tabla 3.4 Protecciones mínimas para un generador aislado .............................................67
Tabla 3.5 Protecciones mínimas para un generador conectado a la red ...........................68
Tabla 4.1 Porcentajes del costo total de la obra................................................................71
Tabla 4.2 Costos de turbinas en miles de dólares americanos..........................................78
Tabla 4.3 Ecuaciones de costo unitario de turbinas..........................................................80
Tabla 4.4 Comparación de generador sincrónico y asíncrono para 10 kW ......................82
Tabla 4.5 Resumen de ecuaciones, rangos y porcentajes de costos unitarios ..................91
viii
NOMENCLATURA
ANSI: American National Standards Institute.
AVR: Regulador Automático de Tensión.
BID: Banco Interamericano de Desarrollo.
C.C.: Corriente Continua.
C.A.: Corriente Alterna.
ELC: Controlador Electrónico de Carga.
f: Frecuencia.
H: Caída neta.
Hz: Hertz.
ICE: Instituto Costarricense de Electricidad.
IGC: Controlador para Generador de Inducción.
kVA: Kilovoltio-amperio
kW: Kilovatio.
m: Metro.
MCH: Micro-Central Hidroeléctrica.
m3/s: metros cúbicos por segundo.
L/s: litros por segundo.
P: Potencia en kW.
PCH: Pico-Central Hidroeléctrica.
PPH: Pequeña Planta Hidroeléctrica.
PVC: Cloruro de Polivinilo.
Q: Caudal.
r.p.m.: Revoluciones por minuto.
V: Voltio.
η: Eficiencia.
ix
RESUMEN
El presente trabajo estudia el comportamiento que siguen los costos del equipo
electromecánico en pico y micro-centrales hidroeléctricas, planteando rangos, porcentajes y
expresiones que ayudan a calcular el costo aproximado de este tipo de equipo, a partir de
datos iniciales de las condiciones del sitio donde se implementará la central y de otros
factores como la tipología de los equipos y sus posibles variantes.
Para ello se empleó información de costos encontrada en la bibliografía y precios
actuales proporcionados por algunos fabricantes; analizando como los distintos factores que
intervienen en el diseño de los equipos afectan el costo de los mismos.
Los resultados obtenidos indican que los costos son muy variables y que dependen
de factores incontrolables inherentes a las características propias de la planta y su diseño,
así como de factores que si se pueden controlar y que deben ser tomados en cuenta a la hora
en que se necesita variar los diseños para bajar los costos.
Las expresiones encontradas para el cálculo aproximado de costos, son validas para
un rango de potencia de 6 a 100 kW y el lector debe estar conciente de que estas tienen la
finalidad de orientar sobre la tendencia que puede tener el costo de un determinado equipo,
y que la única manera de conocer un costo exacto, es solicitando directamente una
cotización al fabricante del equipo.
x
CAPÍTULO 1: Introducción
En la actualidad, salen a la vista dos grandes problemas, crisis energética y
calentamiento global; ante esto, los sistemas de generación hidroeléctricos vienen a
contribuir enormemente en la solución de ellos.
En Costa Rica, el empleo del recurso hídrico para la producción de energía
eléctrica, está ampliamente desarrollado. Por lo general, los proyectos hidroeléctricos son
de mediana o gran capacidad, relegando a las Minicentrales como fuentes de energía no
convencionales. Y dado el auge de factores como la crisis de petróleo y la contaminación
del ambiente, que acrecientan los problemas anteriormente citados, es que se ha hecho
conveniente prestar más atención a alternativas de generación a pequeña escala, tales como
las que se tratarán en este trabajo.
Las plantas hidroeléctricas, como su nombre lo indica, generan electricidad a partir
de la energía del agua, todo en un proceso de transformación de energía, en el que en un
primer momento se tiene energía potencial en un embalse o toma, luego energía cinética en
las tuberías de conducción, seguidamente de energía mecánica en la turbina, que acoplada a
un generador finaliza con la transformación en energía eléctrica aprovechable; todo en un
proceso de generación de energía que es limpio, lo cual es muy importante.
Las pequeñas plantas hidroeléctricas son las que se encuentran en un rango de
potencia menor a los 1000 kW por unidad, y en estas están las mini-centrales (100 kW a
1000 kW), micro-centrales (1 kW a 100 kW) y las pico-centrales (100W a 1 kW). Una de
las características principales de este tipo de plantas, es que operan “a filo de agua”, o sea,
1
2
sin ninguna regulación con embalses, por lo que son muy susceptibles a las variaciones de
caudal. Además de que tienen como principal objetivo, la generación de energía para el
autoconsumo, o sea en el mismo lugar de la producción, funcionando de manera aislada en
este caso; sin dejar por fuera la posibilidad de funcionar conectadas a la red eléctrica
comercial con el fin de obtener una ganancia económica.
Abonado a la ventaja de energía limpia, se pueden encontrar otras ventajas en las
pequeñas plantas hidroeléctricas, tales como los bajos costos de generación y
mantenimiento, la posibilidad de operación las 24 horas del día si se quisiera, impacto
ambiental mínimo, además de las bajas pérdidas de energía en comparación con sistemas
convencionales de generación.
En contraste, se tienen desventajas, tales como la dependencia de factores
geográficos y metereológicos, así como un factor vital, que son los altos costos de
inversión. Por lo cual es muy importante, a la hora de realizar un estudio de factibilidad
financiera de un proyecto de este tipo, conocer el aspecto de inversión inicial de una
manera muy precisa, realizando un estudio de costos detallado que sea capaz de indicar
junto con otros factores, que tan factible puede ser la realización de un proyecto. Sobre este
tema es que se enfoca el presente trabajo, investigando así costos, proveedores y fabricantes
de equipos.
3
1.1 Objetivos
1.1.1 Objetivo general
Diseño de un sistema de cálculo de costos para el equipo electromecánico de sistemas
pico y micro hidroeléctrico.
1.1.2 Objetivos específicos
•
•
•
Desarrollo de bases de datos u hojas electrónicas de:
•
Costos de equipos y servicios.
•
Proveedores de equipos.
•
Fabricantes de equipos.
Incluir los siguientes elementos en el estudio:
•
Turbina.
•
Generador y regulador.
•
Equipo de protección.
Datos iniciales:
•
Caída y caudal.
4
1.2 Metodología
Para desarrollar el trabajo, inicialmente se hará una revisión bibliográfica, con
el objetivo de recolectar información sobre sistemas pico y micro-hidroeléctricos, en
diferentes fuentes como libros, revistas, proyectos de graduación, tesis y páginas de
Internet. Esta información deberá aportar básicamente teoría de los sistemas, conceptos
técnicos básicos de los equipos y criterios de diseño.
Con base en la información encontrada y en los objetivos del proyecto, se define
sobre que elementos específicos se concentrará el estudio de costos, entiéndase tipos de
generadores, tipos de turbinas, etc.; para así proceder con una extensa búsqueda de
empresas fabricantes y distribuidoras de dichos equipos, así como de representantes en el
país.
Una vez definidos los fabricantes de los equipos requeridos, el siguiente paso a
seguir será la solicitud de información técnica y de costos, que se requiera, ya sea
directamente o a través de representantes.
Por otro lado también se visitarán distintas empresas involucradas con el desarrollo
de pequeñas centrales hidroeléctricas, con la finalidad de obtener asesoramiento en el tema
y acceso a cotizaciones de equipo realizadas por ellos.
Toda la información de costos obtenida, se seleccionará y clasificará, para
desarrollar un método que permita calcular los costos de inversión del equipo
electromecánico para el tipo de centrales en cuestión. Además se incluirá información de
los fabricantes y sus servicios.
CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico
En este capítulo se desarrollará la teoría relevante del proyecto, haciendo una
descripción detallada en los temas que lo requieran.
2.1
Definición de pequeña central hidroeléctrica [10]
No existe un consenso, en la definición de pequeña central hidroeléctrica. Se
consideran como pequeñas plantas hidroeléctricas (PPH) las que se encuentran en un rango
de potencia menor a los 10 MW por unidad. Así en este rango se pueden ubicar las
pequeñas centrales (1 MW a 10 MW), las mini-centrales (100 kW a 1 MW), las microcentrales (10 kW a 100 kW), las nano-centrales (1 kW a 10 kW) y las pico-centrales (100W
a 1 kW).
El objetivo de una central hidroeléctrica es convertir la energía potencial de una
masa de agua situada en el punto más alto del aprovechamiento, donde se ubica el embalse,
en energía eléctrica, disponible en el punto más bajo, donde está ubicada la casa de
máquinas, estos puntos se muestran en la Figura 2.1. La potencia eléctrica que se obtiene en
una central es proporcional al caudal utilizado y a la altura del salto (también llamado
caída).
5
6
Figura 2.1 Central hidroeléctrica de montaña [10]
De acuerdo con la altura del salto las centrales hidroeléctricas pueden clasificarse en:
•
De alta caída: salto de más de 150 m.
•
De media caída: salto entre 50 y 150 m.
•
De baja caída: salto entre 2 y 20 m.
Estos límites son arbitrarios y solo constituyen un criterio de clasificación.
Otra clasificación en función del tipo de central es:
2.1.1
•
Aprovechamientos de agua fluyente.
•
Centrales a pie de presa con regulación propia.
•
Centrales en canal de riego o tubería de abastecimiento de agua.
Aprovechamientos de agua fluyente (Operación a filo de agua)
Son aquellos aprovechamientos que no disponen de embalse regulador importante,
de modo que la central trabaja mientras el caudal que circula por el cauce del río es superior
7
al mínimo técnico de las turbinas instaladas, y deja de funcionar cuando desciende por
debajo de ese valor.
2.1.2
Centrales de pie de presa
La existencia de un embalse regulador permite independizar, dentro de ciertos
límites, la producción de electricidad del caudal natural del río que lo alimenta.
Un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico es raramente compatible con un gran
embalse, dado el elevado costo de la presa y sus instalaciones anexas.
La central suele situarse a pie de presa, alimentada por un conducto existente en el fondo
(ver Figura 2.2), o por un sifón en caso de que no existiese ninguna toma de agua prevista.
En este ultimo caso, la tubería forzada pasa sobre el borde superior de la presa sin apenas
afectar a su estructura. La turbina puede estar ubicada en el tramo ascendente del sifón, en
la coronación de la presa o en el tramo descendente (ver Figura 2.3). El salto será
equivalente en cualquier caso a la altura de la presa. El salto no suele superar los 10 m
(aunque existen ejemplos de tomas de agua por sifón de hasta 30,5 m) y el caudal circulante
puede oscilar entre menos de 1 m3/s y 70 m3/s.
Figura 2.2 Central de pie de presa [10]
8
Figura 2.3 Toma de agua en sifón [10]
2.1.3
Centrales integradas en un canal de riego
Es factible instalar una central hidroeléctrica aprovechando el caudal de agua en un
canal de irrigación, ya sea ensanchando el canal, para poder instalar en él la toma de agua,
la central y el canal de fuga, o construir una toma lateral, que alimente una tubería forzada
instalada a lo largo del canal.
Figura 2.4 Aprovechamiento en un canal de riego [10]
Los elementos principales de una central hidroeléctrica, son las obras civiles, la
turbina, el generador, los sistemas de control y los sistemas de protección.
9
2.2
El recurso hídrico y su potencial [7, 10]
Un aprovechamiento hidráulico necesita, para generar electricidad, un determinado
caudal y una caída. Se entiende por caudal como el volumen de agua que pasa, en un
tiempo determinado, por una sección del cauce y se mide en m3/s o L/s (1 m3/s = 1000 L/s).
Por caída, o salto bruto, se entiende que es la distancia medida en vertical que recorre el
volumen de agua (diferencia de nivel entre la lámina de agua en la toma y en el punto
donde se restituye al río el caudal ya turbinado).
Con los datos de caudal y caída es posible conocer la cantidad de potencia que se
puede disponer, con la siguiente ecuación:
P = 9.81 × H × Q
(2.2-1)
donde:
P = Potencia disponible, en kW.
H = Caída o Salto Bruto, en m.
Q = Caudal, en m3/s.
El caudal y la caída, son además datos básicos para determinar el tipo de turbina
que se debe utilizar.
Para la determinación del caudal se debe recurrir a la información histórica
hidrológica de la zona. Interesa calcular para efectos de diseño y cálculos el flujo promedio
y mínimo de agua anual.
10
2.3
Estructuras hidráulicas (Obra civil) [5, 10, 17]
Dentro del proceso del planeamiento de la obra civil para las micro-centrales
hidroeléctricas (MCH) se conocen los siguientes componentes básicos que conforman el
conjunto:
•
La bocatoma.
•
El canal de aducción.
•
El desarenador y la cámara de carga.
•
Las obras de caída y tuberías forzadas.
•
La casa de máquinas y fundamentos de equipamiento.
•
El canal de descarga.
Estos seis componentes básicos para algunos casos específicos se verán
complementados con obras adicionales como: de represamiento, almacenamiento y/o
encauzamiento, desgravadores y/o desripiadores, aliviaderos, canales de purga, canales de
demasías, túneles y puentes-canal, pozos de succión, chimeneas de equilibrio, sifones
invertidos, rápidas, cascadas, etc.
2.3.1
La bocatoma
Es la estructura inicial y tal vez la más importante, mediante la cual se capta el
recurso hídrico necesario para el funcionamiento de los equipos transformadores de la
energía hidráulica, y cuyo emplazamiento, cálculo, diseño y construcción debe responder
necesariamente a las exigencias mínimas establecidas. Esta se diseñará para las condiciones
11
de máxima avenida probable del recurso hídrico y su proceso constructivo deberá
desarrollarse de preferencia en períodos de estiaje o ausencia de lluvias.
2.3.2
El canal de aducción (o conducción)
Permite conducir de manera segura y permanente el caudal requerido por las
turbinas alojadas en la casa de máquinas y deberá ser diseñado para las condiciones de
máxima potencia probable de tales equipos. Es normalmente suficiente que las secciones
adoptadas sean las rectangulares para caudales de hasta 600 a 800 L/s, y trapezoides para
caudales mayores. En MCH de hasta 50 a 80 kW, es suficiente considerar canales en tierra
y/o emboquillados de piedra, dependiendo de la pendiente y posibilidades geológicas y
topográficas de los terrenos que este deba atravesar.
2.3.3
El desarenador y la cámara de carga (o tanque de presión)
Son dos estructuras que normalmente se construyen adyacentes a través de las
cuales se pueden eliminar por decantación la mayor proporción de material fino y en
suspensión que contiene el recurso hídrico y que llega a la primera, y al mismo tiempo
lograr que la tubería forzada trabaje a sección llena evitando acciones de sobrepresión o
cavitación 1 a través de la segunda. Normalmente se construyen de concreto armados y
1
Cavitación: Fenómeno que se presenta cuando la presión en un líquido, desciende por debajo de la de vaporización, formándose pequeñas burbujas, que estallan al ser arrastradas a zonas de mayor presión. La formación de estas burbujas y su subsiguiente estallido, es lo que se conoce como cavitación, y puede producir
daños considerables.
12
semienterrado y sus características geométricas están influenciadas por el caudal de diseño
de la MCH y por la velocidad de sedimentación de las partículas en arrastre principalmente.
2.3.4
Las obras de caída
Están constituidas básicamente por estructuras de soporte y fijación o
empotramiento de la tubería forzada al terreno, para las cuales el suponer un
comportamiento estático de solicitaciones en el diseño es suficientemente aceptable; sin
embargo, es en el proceso constructivo donde se deber tener especial cuidado en la
utilización de materiales y mano de obra de la mejor calidad que aseguren la estabilidad y
empotramiento adecuados de la tubería. Estas estructuras de fijación o bloques de anclaje
tendrán diferentes diagramas de fuerzas si son saltantes hacia afuera o hacia adentro para el
caso de cambios de dirección en el desarrollo de la tubería.
2.3.5
Tuberías forzadas
Transportan el caudal de agua desde la cámara de carga hasta la casa de máquinas.
Las tuberías forzadas pueden instalarse sobre o bajo el terreno, según sea la naturaleza de
éste, el material utilizado para la tubería, la temperatura ambiente y las exigencias
medioambientales del entorno.
“La tubería de presión para estas minicentrales puede ser construida de acero o de
cloruro de polivinilo (PVC). En el caso que la tubería forzada sea de acero, lo mejor es
tenderla en forma aérea, montada sobre apoyos de concreto así se le puede dar
mantenimiento. En caso de usarse tubería PVC, esta debe de enterrarse.” [5]
13
En general las tuberías forzadas en acero, se conciben como una serie de tramos
rectos, simplemente apoyados en unos pilares, y anclados sólidamente en cada una de sus
extremidades, que en general coinciden con cambios de dirección.
“La tubería forzada debe ser capaz de soportar la presión de la columna de agua más
las presiones producidas por los cierres súbitos. Debe además de tener un pequeño exceso
de material para reponer el material desgastado.” [5]
2.3.6
La casa de máquinas (o casa de fuerza)
Se puede considerar como el corazón de la MCH. En ella se alojará prácticamente
todo el equipamiento electromecánico que conforma el proyecto y dependiendo de las
características y dimensiones de los mismos se tendrán establecidas la estructuración y
arquitectura de aquella. En muchos casos, también alojará la subestación transformadora o
deberá prever áreas para futuras ampliaciones o instalación de equipos que en algún
momento trabajarán en paralelo.
Es frecuente el uso de MCH en el medio rural para el procesamiento agro-industrial.
Para estos casos, la concepción de la casa de máquinas deberá prever los espacios
necesarios para tales equipos en mérito a sus características físicas y de funcionamiento o
accionamiento a través del sistema de transmisión desde la turbina.
Complementos fundamentales de la casa de máquinas son la ubicación y
concepción de los fundamentos o apoyos del equipamiento (turbina, generador, regulador,
etc.) para los cuales el dimensionamiento debe ser el más exacto posible que facilite el
14
proceso de montaje de aquellos. Estos deberán ser diseñados para absorber durante su vida
útil solicitaciones de vibración y de impacto que pudieran originarse por el funcionamiento
deficiente del equipamiento (golpe de ariete, por ejemplo).
Es práctica frecuente y recomendable que la ubicación y emplazamiento para la casa
de máquinas, se determine muy cercana al lugar de descarga de las aguas turbinadas, por
tanto es importante estudiar seriamente la capacidad portante del suelo de cimentación en
zonas muy cercanas a quebrada o cauces de ríos que sirvan para tal fin.
2.3.7
El canal de descarga
Se constituye en el último componente de la obra civil. Su característica más
importante es la de servir de desfogue o conducción de las aguas turbinadas hacia el punto
de descarga, que por lo general es el mismo cauce del recurso utilizado como fuente
energética para la MCH.
15
2.4
Turbinas hidráulicas [6, 10, 18]
La turbina hidráulica es el principal componente de una central hidroeléctrica y
donde se produce la transformación de la energía contenida en el agua, energía de presión,
principalmente, en trabajo en el eje que acciona el rotor del generador. Hay dos tipos de
turbinas: turbinas de acción y turbinas de reacción.
2.4.1
Turbinas de acción
Este tipo de turbina consta de dos partes principales, el estator y el rotor.
El estator es el que transforma la energía de presión del agua en energía cinética.
Este componente forma parte de la estructura externa y fija de la máquina.
“El estator está constituido por conductos convergentes por los que circula el agua,
acelerándose a costa de disminuir su energía de presión. Los conductos están delimitados
por álabes, denominados toberas, que descargan el agua sobre los álabes del rotor, que
suelen tener forma de cucharón.” [18]
En el rotor de la máquina, llamado más comúnmente rodete, es donde se produce la
transformación de la energía cinética del agua en el trabajo en el eje de la turbina.
Entre las turbinas de acción más comunes se encuentran la turbina Pelton, la turbina
Turgo y las turbinas de flujo cruzado o también llamadas Michell-Banki. A continuación se
detallan sus características.
16
2.4.1.1
Turbina Pelton
La turbina Pelton es de las turbinas de acción más comunes. Está formada por una
rueda móvil (rodete) con álabes en forma de doble cucharón, sobre estos cucharones
inciden los chorros de agua a presión atmosférica que salen de las toberas del estator (que
pueden ser varias o solamente una), con una alta velocidad.
El chorro de agua sale de un inyector fijo en el cual la regulación se efectúa
variando la posición de una aguja que deja pasar mas o menos agua por el orificio de salida;
luego el chorro incide en la arista central que separa las dos cucharas y se divide en dos
partes que salen despedidas lateralmente, para caer después al canal de fuga.
En la Figura 2.5 se aprecian las partes que componen a este tipo de turbina, tales
como la rueda móvil de álabes, la tobera del estator y la aguja que regula el paso de agua.
Figura 2.5 Turbina Pelton [7]
17
2.4.1.2
Turbina Turgo [10]
Como la Pelton, se trata de una turbina de acción, con la distinción de que sus
álabes tienen una distinta forma y disposición, tal y como se ve en la Figura 2.6.
El chorro incide con un ángulo de 20º respecto al plano diametral del rodete,
entrando por un lado del disco y saliendo por el otro. Y a diferencia de la Pelton, en la
turbina Turgo el chorro incide simultáneamente sobre varios álabes, de forma semejante a
como lo hace el fluido en una turbina de vapor.
En esta turbina el rodete tiene un menor diámetro que en una turbina Pelton, lo cual
la hace tener una mayor velocidad angular, y esto facilita el acoplamiento directo con el
generador, con lo que al eliminar el multiplicador de velocidad (sistema de fajas, cadenas o
engranes que transmiten la potencia de la turbina al generador) se reduce el precio del
grupo y aumenta su fiabilidad.
Figura 2.6 Turbina Turgo [7]
18
2.4.1.3
Turbina Michell – Banki (Turbina de flujo radial o cruzado)
La Turbina Michell – Banki es una turbina de acción de flujo transversal, de
admisión parcial y de doble efecto, que posee como elementos principales un inyector o
tobera, que regula y orienta el flujo de agua que ingresa a la turbina; y un rodete que genera
potencia al eje de la turbina al recibir el impulso del flujo de agua que circula por la misma.
“El rendimiento de las turbinas de flujo cruzado es menor que el de las turbinas
Pelton, pero tienen una mayor facilidad constructiva y una mejor adaptabilidad a los
pequeños saltos.” [6]
Figura 2.7 Turbina de flujo cruzado [7]
19
2.4.2
Turbinas de reacción [18]
En este tipo de turbina, no toda la energía de presión del agua se transforma en
energía cinética en el estator. El rotor está diseñado para que, además de producirse la
transformación la energía cinética en trabajo, también se produzca la transformación de la
energía de presión que aún le queda al agua en la entrada, en energía cinética. En este caso
el agua sale del rotor con una presión por debajo de la atmosférica.
2.4.2.1
Turbina Francis
Suelen ser máquinas de eje vertical. La velocidad del fluido, al entrar en la turbina,
está contenida en un plano perpendicular al eje y tiene las componentes, radial y
circunferencial. A medida que el agua recorre la máquina, la componente radial se
transforma gradualmente en componente axial y la componente circunferencial se va
reduciendo de forma que a la salida del rodete, el flujo es prácticamente axial con un
pequeño torbellino. La presión de salida se hace inferior a la atmosférica, y la energía
cinética con la que sale el agua de la turbina se convierte en energía de presión en la tubería
de salida.
20
Figura 2.8 Turbina Francis [7]
2.4.2.2
Turbina Kaplan
En este caso el rodete está formado por una hélice de eje vertical con pocos álabes y
gran sección de paso entre ellos. Los álabes del distribuidor están situados a una altura
relativamente menor, de forma que el flujo es prácticamente axial. Cuando se funciona a un
caudal variable, es necesario inclinar los álabes del rodete, afectando al conjunto de todos
ellos por igual.
Figura 2.9 Turbina Kaplan [7]
21
2.5
Generación de electricidad [12]
El equipamiento de generación y su dimensionamiento está fuertemente asociado a
las características de la demanda que debe satisfacer una central hidroeléctrica.
Se instalan unidades de generación de corriente continua cuando los usuarios son
abastecidos mediante la carga y distribución de baterías, y unidades de generación de
corriente alterna cuando los usuarios son abastecidos mediante una pequeña red de
distribución.
La corriente alterna, tiene como principio fundamental la actuación de un campo
magnético variable que atraviesa una espira de material conductor, que da origen a la
corriente alterna, esto permite tanto el diseño de máquinas generadoras y de dispositivos de
transformación de tensión (transformadores de potencia) que son la razón básica del
desarrollo de los sistemas de corriente alterna para el transporte y distribución de
electricidad.
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 generadores trifásicos
(potencias mayores a 10 kW). Teniendo como condición básica de conveniencia que se
mantenga el sistema con las cargas equilibradas en las tres fases. Por ende para potencias
inferiores a los 10 kW lo conveniente es utilizar corriente alterna del tipo monofásica.
22
2.6
Generadores [7, 9]
El generador eléctrico es una máquina que convierte la energía mecánica entregada
por la turbina en energía eléctrica. Los principales componentes del generador son el estator
y el rotor. El rotor es la parte del generador que se encuentra unida mecánicamente al
rodete de la turbina por medio de un eje, a través del cual se transmite el par. Para la
transferencia de la energía del sistema giratorio al estator (sistema estacionario) se utiliza la
energía electromecánica, la cual resulta de magnetizar o excitar los devanados del rotor. El
campo magnético del rotor genera una fuerza electromotriz en los terminales de los
devanados del estator, cuya magnitud y ángulo es controlado mediante la excitatriz, esto
para un generador sincrónico.
La velocidad de giro del generador está determinada por las características de la
turbina a que se encuentra unido, a menos que se utilicen sistemas de engranajes para variar
la velocidad de salida en el eje del rodete. El anterior sistema es económicamente factible
dependiendo de las características propias del proyecto.
La orientación que tendrá la unidad generadora está determinada por el tipo y
orientación de la turbina seleccionada.
Los dos tipos principales de máquinas para generación que se pueden emplear en
minicentrales hidroeléctricas son las asíncronas (tipo inducción) que incluyen a los motores
funcionando como generadores; y las sincrónicas, que incluyen a los alternadores Las
principales características de estos equipos se detallan a continuación.
23
2.6.1
Máquina asíncrona (Inducción) [7]
Al ser conectada una máquina de inducción a un sistema de alimentación C.A. se
establece un campo magnético rotatorio en los arrollados del estator. Este campo gira a la
velocidad sincrónica de la máquina la cual está determinada por la frecuencia de la red de
alimentación y el número de polos del motor. La ecuación para calcular esta velocidad es
la siguiente:
Ns =
120 × f
N ° Polos
(2.5-1)
donde:
Ns: velocidad sincrónica en r.p.m.
f: frecuencia de la red de alimentación.
El flujo magnético a través del entrehierro de la máquina induce una fuerza
electromotriz en el rotor, el cual provocará una corriente con su campo desarrollándose una
fuerza tangencial en el rotor provocando su rotación. De esta forma la máquina de
inducción trabaja como motor. La ecuación para calcular la velocidad del rotor es la
siguiente:
Nr =
donde:
Nr: velocidad del rotor en r.p.m.
s: deslizamiento de la máquina.
120 × f
× (1 − s )
N ° Polos
(2.5-2)
24
Si el rotor de la máquina de inducción se hace girar con la ayuda de un primotor a
una velocidad superior a la sincrónica también se inducirá una fuerza electromotriz en el
rotor, pero con sentido inverso que en el caso anterior de forma tal que se entrega potencia
a la red. La máquina de inducción trabaja en este caso como un generador.
Aunque se encuentre trabajando como generador, la máquina de inducción requiere
para su funcionamiento energía reactiva, la cual es suplida típicamente por la red en la que
se encuentra conectado el generador. Aunque en el caso de que el generador se encuentre
aislado (sin estar conectado a una red) se deben adicionar capacitores que suplan la energía
reactiva que el mismo requiere pata trabajar.
2.6.2
Generador sincrónico
El generador sincrónico ha sido el más ampliamente utilizado para la generación de
electricidad. Su construcción es similar al de inducción, en el estator se encuentran se
encuentran los arrollados trifásicos (o monofásicos) que se conectan a la red, su rotor es
devanado y por él circula la corriente de excitación o de campo que debe ser suministrada
por una fuente C.C., tal y como se esquematiza en la Figura 2.10.
25
Figura 2.10 Esquema de un generador sincrónico monofásico [12]
“Su principio de funcionamiento consiste en que unas bobinas corten las líneas de
un campo magnético, induciéndose de esta forma una fuerza electromotriz en las bobinas y
teniendo capacidad para suministrar corriente si se le conectan cargas.” [7]
Existen actualmente dos diferentes sistemas de excitación del campo magnético:
estático y rotatorio. El sistema de excitación estática consiste en rectificar una tensión C.A.,
por medio de tiristores de potencia, obteniéndose una tensión C.C. El sistema de excitación
rotatorio consiste en colocar una máquina C.C. unida al eje del generador.
26
2.7
Sistemas y dispositivos de control [2, 13]
La regulación en una central generadora de electricidad, es necesaria en un sistema
de potencia aislado para garantizar la continuidad y la calidad de los parámetros
fundamentales, frecuencia y tensión, que deben mantenerse dentro de límites estrechos
alrededor de valores nominales establecidos. En sistemas de pequeña potencia,
frecuentemente se producen variaciones de caudal y de carga importantes, que afectan la
velocidad de rotación del grupo turbina-generador, ya que esta depende del equilibrio entre
la potencia hidráulica que entra a la turbina y la potencia eléctrica producida por el
generador. Las variaciones de velocidad se traducen en variaciones de la frecuencia y de la
tensión en la salida del generador.
Existen dos sistemas básicos para mantener los parámetros eléctricos del sistema
dentro del rango admisible de calidad. El primer sistema consiste en mantener la carga
constante durante todo el tiempo de operación. De este modo, si el generador ve una carga
constante, no se producirá variación de tensión ni de 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 de la misma, ya que la altura es un parámetro fijo que no se puede cambiar. Este
sistema se denomina de regulación por caudal.
27
Dado que los generadores, normalmente incluyen dispositivos que ajustan su
corriente de excitación de manera que se mantiene la tensión constante (reguladores
automáticos de tensión - AVR) ante las variaciones de carga; los medios de regulación
usados en las MCH se orientan a ajustar la frecuencia del sistema eléctrico.
2.7.1
Regulación por carga
La regulación de carga es la solución más sencilla desde el punto de vista
electrónico, pues carece de elementos actuadores sobre el sistema. Su principio de
funcionamiento se basa en mantener la carga del generador constante, añadiendo o quitando
cargas balasto (conjunto de resistencias enfriadas por agua o aire), en función de la
demanda de potencia; de esta manera cuando el generador está sometido a la máxima
demanda de potencia, lo que pudiera ocurrir en las horas de máximo consumo, la carga
balastro a su salida se hace cero. Por el contrario, si la demanda en algún momento llega a
ser cero, lo cual sería el peor caso, entonces la carga balastro deberá consumir toda la
potencia que está entregando el generador. Estos sistemas son muy estables, pero tienen la
gran desventaja de que la turbina tiene que entregar en todo momento la máxima potencia,
lo que significa que el gasto de agua también es el mayor, esto limita su utilización a
instalaciones con suficiente agua disponible, siempre y cuando no interese o no sea
significativo el exceso de consumo de agua. También hay que tener en cuenta que los
bancos de resistencias de carga complementaria resultan más costosos en instalaciones de
gran potencia.
28
2.7.2
Regulación por caudal
Se lleva a cabo una variación del caudal de agua admitido por la turbina en función
de la carga instantánea aplicada al generador; la regulación de caudal se efectúa por medio
de un servomotor eléctrico con reductor de velocidad incorporado, de muy baja inercia y
por ende alta velocidad de respuesta o por un cilindro hidráulico; el servo-motor actúa
directamente sobre el vástago de la válvula de aguja de las turbinas Pelton o sobre el álabe
hidrodinámico de regulación de las turbinas Banki. En una turbina Francis, en la que se
puede cortar el paso del agua cerrando los álabes del distribuidor, los mecanismos del
servomotor tienen que ser muy robustos, para poder vencer la reacción del agua y los
rozamientos mecánicos en los ejes. En una turbina Pelton el problema es más sencillo; no
sólo porque el sistema de aguja permite cerrar el inyector con muy poco esfuerzo, sino
porque además accionando el deflector se impide que el agua llegue a las cazoletas aún sin
haberse cerrado el inyector.
“El servomotor, en general es un cilindro hidráulico cuyo émbolo, según sea el tipo
de turbina, está conectado mecánicamente a los álabes directrices o al inyector, es
alimentado por una central hidráulica compuesta por un cárter, una bomba accionada por un
motor eléctrico que suministra aceite a presión al sistema, un acumulador para el aceite a
presión y la válvula de control.” [2]
En el caso de un generador asíncrono conectado a una gran red de distribución, de la
que toma la corriente reactiva para generar su propio magnetismo, ésta se encarga de
regular su frecuencia por lo que no es necesario instalar un regulador de velocidad.
29
2.8
Sistemas de protección [2, 9, 10]
Las MCH deben contar con cierto tipo de protecciones que ayuden a resguardar la
integridad de los aparatos conectados al sistema. Usualmente se cuenta con tres tipos de
protecciones que son básicas:
2.8.1
Alta frecuencia
Un exceso en la frecuencia del sistema puede ser dañino para aparatos que son
accionados con motores ya que éstos consumen más potencia entre mayor sea su velocidad
de giro (por ejemplo los ventiladores o las bombas centrífugas). Este tipo de fallas suele
ocurrir si falla la conmutación de las cargas balasto o si la turbina se desboca.
2.8.2
Sobretensión
Esta es una condición que puede dañar la mayoría de aparatos, se puede dar si falla
el sistema de conmutación de cargas o también se puede deber a una falla en el AVR del
generador.
2.8.3
Baja tensión
Ante una condición de baja tensión, se puede dar que los motores no arranquen o
que se sobrecalienten tratando de arrancar.
30
Entre los equipos básicos de protección se encuentran los relés y supresores de
sobretensiones.
“Los relés examinan las relaciones de tiempo-corriente y operan cuando las
características de tensión y corriente sobrepasan los limites de calibración establecidos.” [9]
Las protecciones contra sobretensiones son necesarias para restringir los picos de
tensión provenientes de la línea de transmisión o cualquier pico de tensión que no haya
podido ser debidamente suprimido por los pararrayos de la subestación elevadora. Los
supresores de sobretensión se localizan lo más cerca posible a los terminales del generador.
El equipo de supresión de picos tiene como objetivo evitar perforaciones en los
aislamientos internos del generador y arqueos entre los devanados del mismo.
Las protecciones específicas básicas que deben estar presentes necesariamente en
todas las minicentrales son: relé de baja frecuencia, relé de bajo tensión, protección contra
cortocircuito y relé de enclavamiento por presencia de tensión en la línea.
Aparte de protecciones eléctricas, también hay del tipo mecánico, entre las cuales
conviene incluir las siguientes: empalamiento de la turbina; sobretemperatura en eje y
cojinetes; nivel y circulación del circuito de refrigeración (si es que existe); nivel y
circulación del aceite a presión; nivel mínimo en la cámara de carga.
31
2.9
Parámetros económicos [5, 11]
2.9.1
Estimación de costos
Al calcular el costo de un proyecto hidroeléctrico se deben considerar los siguientes
rubros: costos de inversión de la obra (directos e indirectos), costos de reposiciones
intermedias y costos de operación y mantenimiento.
Los costos de inversión son los costos totales que se deben pagar para un proyecto
totalmente construido. Los costos directos incluyen los rubros directos de construcción,
terrenos y servidumbre, y los costos indirectos se refieren a los gastos legales y de
administración, costos de ingeniería por diseños, supervisión de construcción, documentos
de licitación, supervisión y fiscalización de la construcción de la obra y supervisión de la
puesta en marcha con asesoramiento al personal encargado e imprevistos. Generalmente la
estimación de los costos indirectos se hace con porcentajes del costo directo. De esta
manera, para cubrir los costos indirectos, se considera necesario entre el 10 y el 15% de los
costos directos de construcción, con un 5% de dichos costos asignado a gastos
administrativos.
Las reposiciones intermediarias se refieren a las obras y equipos que tienen una vida
útil menor a la vida útil del proyecto global y que deben ser repuestos para conseguir un
adecuado funcionamiento de las instalaciones. Estos valores se incluyen en un estudio de
factibilidad, como un porcentaje del costo total y con una determinada vida útil.
32
Los costos de operación y mantenimiento pueden expresarse en costo unitario por
año en función del tamaño de la central o como un monto anual dado en un porcentaje de la
inversión total del proyecto.
2.9.2
Costos unitarios
Se relacionan con los costos, estos costos unitarios se dan en función de diferentes
características tales como:
2.9.3
•
Costo por unidad de volumen.
•
Costo por unidad de peso.
•
Costo por unidad de área.
•
Costo por unidad de longitud.
•
Costo por unidad de potencia.
Factor de actualización
El factor de actualización es el parámetro que permite corregir y calcular valores
actualizados de cualquier rubro. Igualmente permite proyecciones corregidas por la
inflación.
2.9.4
Costos unitarios de la generación
Estos son los costos unitarios de instalación y los costos unitarios de la energía a lo
largo de la vida del proyecto.
33
Estos parámetros son muy importantes porque sirven para comparar el costo de
instalación con los costos típicos de instalación, los costos típicos de generación y la
comparación entre el costo de producir la energía y su precio de venta.
2.9.5
Costo por kW instalado
Este es el costo de instalación de cada kW. Como norma general de comparación no
se incluye el costo de la subestación elevadora y la línea de transmisión. En el caso de estas
pequeñas plantas se incluyen el costo de la línea de transmisión para tener un costo total.
El costo unitario se calcula de la siguiente manera:
Costo de la planta
Potencia máxima planta
(2.8-1)
Costo de la planta + Sub + línea
Potencia máxima planta
(2.8-2)
Costo kW =
Costo kW =
CAPITULO 3: Equipo electromecánico
Se trata en este capítulo al equipo electromecánico, como aquel equipo que abarca
desde el final de la tubería de presión hasta donde se conecta la carga. Tratándose cuatro de los
principales componentes de este tipo de equipo, estos son la turbina, el generador, el sistema
de control y las protecciones.
3.1
La turbina
En una micro-central hidroeléctrica (MCH), el principal componente del equipo
electromecánico, es la turbina, ya que es la encargada de transmitir al generador, la energía
que posee el agua. Por ende, realizar un diseño correcto de este equipo, es uno de los pasos
fundamentales para lograr una planta eficiente.
En la bibliografía se pueden encontrar varios métodos para seleccionar el tipo de
turbina que mejor se adapta a las condiciones de un determinado proyecto. Estos métodos
utilizan dos parámetros fundamentales, que son la caída y el caudal, ya que la potencia
disponible en un determinado sitio, es directamente proporcional a estas variables.
El primer método para cuantificar la adaptabilidad de un tipo de turbina a determinadas
condiciones, se basa en velocidad específica de la turbina, la cual está dada por la siguiente
relación:
Ns = 1.2 × N ×
donde:
Ns = Velocidad específica de la turbina.
34
P 0.5
H 1.25
(3.1-1)
35
N = Velocidad en el eje de la turbina, en r.p.m.
P = Potencia disponible en el eje de la turbina, en kW. Y se calcula como sigue:
(3.1-2)
P = 9 .8 × H × Q × η
Q = Caudal, en m3/s.
H = Caída o Salto, en m.
η = Eficiencia de la turbina.
Se ha establecido que las turbinas funcionan con las mejores eficiencias si su velocidad
específica se encuentra dentro del ámbito de valores presentados en la Tabla 3.1:
Tabla 3.1 Velocidad específica de turbinas [5]
Tipo de turbina
Ns
Pelton de una tobera
12 - 30
Pelton de dos toberas
14 - 40
Turgo
20 – 70
Michell-Banki (Flujo Cruzado)
20 – 200
Francis
Kaplan (Axial)
80 – 400
140 - 1000
Por lo tanto, lo que se hace en el método es calcular la velocidad específica con los
valores de caída y caudal que se tengan, suponiendo una eficiencia entre el 65 y 90% y una
velocidad en el eje de la turbina en el rango de 400 a 1800 r.p.m., que vendrían a ser las
posibles velocidades sincrónicas del generador (determinadas por el número de polos y la
frecuencia). Luego se ubica en la Tabla 3.1 el valor de velocidad obtenido y así queda
determinado el tipo de turbina más recomendable a utilizar.
36
Es importante mencionar que la eficiencia de la turbina está determinada por el
porcentaje de caudal máximo con que esté trabajando; así, suponiendo un caudal del 100%, se
generaliza con valores conservadores que las turbinas de Flujo Cruzado tienen una eficiencia
de 65%, la Pelton y la Turgo 80% y las turbinas de reacción, o sea la Kaplan y la Francis, un
90%. En la figura 3.1 se puede ver como la eficiencia puede bajar o mantenerse según el
porcentaje de caudal máximo.
Figura 3.1 Eficiencias de turbinas [8]
Aunque para conocer exactamente la eficiencia de una determinada turbina, es
necesario consultar la gráfica de eficiencia de esa turbina, proporcionada directamente por el
37
fabricante, ya que son valores que varían mucho de una empresa a otra, debido a sus
innovaciones tecnológicas.
Por ejemplo, en la Figura 3.2 se puede apreciar como una turbina del tipo flujo cruzado
construida por la empresa Ossberger, alcanza una eficiencia de hasta 85%.
Figura 3.2 Eficiencia de una turbina de flujo cruzado
Una segunda forma de seleccionar la turbina, vendría a ser la versión gráfica del
método anterior.
Este método se basa en la utilización de un nomograma que relaciona la potencia en el
eje de la turbina, la velocidad del eje, la caída y la velocidad específica, y toma en cuenta las
mismas suposiciones respecto a la eficiencia y velocidad del eje, explicadas anteriormente. En
la Figura 3.3 se muestra tal nomograma con un ejemplo.
38
Figura 3.3 Nomograma para la selección de turbinas [8]
39
El funcionamiento es el siguiente: primeramente se debe calcular la potencia en el eje
de la turbina, mediante (3.1-2), suponiendo una determinada eficiencia y conociendo los datos
de caída y caudal. Luego se ubica este dato en el nomograma y se traza una línea recta hasta el
lado opuesto donde se encuentra el valor de caída que se tenga. Finalmente se escoge una
velocidad del eje de la turbina en el rango de 400 a 1800 r.p.m. y se traza una línea que
comience en ese valor y que sea perpendicular a la línea obtenida anteriormente. Esta segunda
línea determinará la velocidad específica de la turbina y por ende el tipo de turbina
recomendado.
En la Figura 3.3 se muestra un ejemplo que ayuda a comprender mejor el
funcionamiento del nomograma. En este caso se tiene que la potencia disponible el eje de la
turbina es de 10 kW, la cual se logra con una caída de 70 m. (se unen estos dos datos con una
línea). Se selecciona una velocidad del el eje de 1000 r.p.m. (esto por que se supone un acople
directo con un generador sincrónico de 6 polos y 50 Hz.) y se traza la perpendicular, que
determina la velocidad específica que se encuentra en el rango de la turbina Pelton de una
tobera, por lo cual este es el tipo de turbina recomendado a utilizar.
Con este método se obtienen exactamente los mismos resultados que se pueden obtener
al aplicar (3.1-1) conjuntamente con la Tabla 3.1.
Es importante tener claro que si se supone un acople directo entre la turbina y el
generador, la velocidad disponible en el eje de la turbina se transmitirá directamente al rotor
del generador. Y que en un generador sincrónico, este valor determina la frecuencia de
generación, por lo cual la velocidad del eje debe ser un valor estándar de 3600, 1800, 1200 o
40
900 r.p.m, considerando generadores de 2, 4, 6 u 8 polos respectivamente, para poder obtener
una frecuencia de 60 Hz.
Si el generador es una máquina asíncrona, la velocidad del eje de la turbina trasmitida
al rotor del generador, debe ser mayor que la velocidad sincrónica de la máquina, quedando
determinada la frecuencia según el deslizamiento que se tenga y no directamente por la
velocidad del rotor, por lo cual no es tan estricto tener un valor determinado de velocidad en el
eje de la turbina, ya que entran en juego otros aspectos como el equipo de regulación de
frecuencia.
Por lo tanto es de vital importancia a la hora de pedir una cotización a un fabricante,
indicarle el tipo de generador que se piensa utilizar en la central y las características de este,
abonado evidentemente a los datos de caída y caudal máximo y mínimo que se tengan.
Finalmente hay un tercer método, el cual es el más común, para una selección rápida
de la turbina. Este consta en ubicar el tipo de turbina, en un gráfico que relaciona la potencia,
la caída y el caudal.
Muchos fabricantes de turbinas proporcionan este tipo de gráficos, con pequeñas
variaciones de uno a otro, basadas en los tipos de equipos que cada quien fabrica. En la Figura
3.4 se presenta un gráfico, recomendado por la empresa Wasserkraft Volk, el cual está
enfocado en turbinas para potencias en el rango de 20 a 15000 kW.
41
Figura 3.4 Gráfico de selección de turbinas de la empresa Wasserkraft Volk
Para rangos de potencia menores, hay menos gráficos disponibles, ya que no es muy
común el diseño de turbinas para potencias tan pequeñas.
En la Figura 3.5, se muestra un tipo de gráfico para potencias pequeñas, proporcionado
por la empresa Savoia Generators.
42
Figura 3.5 Gráfico de selección de turbinas de la empresa Savoia Generators
En el presente estudio, interesan las turbinas de las que se pueda obtener potencia en
un rango menor a los 100 kW. De esta manera basándose en los métodos descritos
anteriormente, se tiene, que en pico y micro-centrales, es posible utilizar cualquiera de los
cinco tipos principales de turbinas, o sea, turbinas Pelton, Turgo, de Flujo Cruzado (MichellBanki), Francis y Kaplan; siempre y cuando las condiciones de caída y caudal así lo permitan.
En el Capítulo 2 se describieron los aspectos básicos de funcionamiento y construcción
de estos tipos de turbinas, a continuación se describen algunas características orientadas al
aspecto de selección para proyectos.
43
3.1.1
Micro turbina Pelton
Por el número de giros relativamente bajo que posee, es adecuada para instalaciones
con grandes caídas de agua y caudales reducidos, lo que la convierte en una de las turbinas
más utilizadas en micro-centrales hidroeléctricas.
Pueden ser de eje horizontal o vertical y tener desde uno hasta cuatro inyectores. El
acoplamiento a generadores eléctricos puede ser directo o indirecto a través de poleas y
correas de alto rendimiento.
Es una turbina de fácil y sólida construcción, que ocupa poco espacio y de una alta
disponibilidad, bajo costo de mantenimiento y su eficiencia es alta, pues ronda el 80%. Los
sistemas de regulación son sencillos y la instalación de la turbina también es sencilla.
Generalmente todas las principales partes mecánicas están hechas de acero inoxidable,
lo que las hace más robustas y duraderas, tienen menos peligro que se dañen las cucharas y las
reparaciones son más sencillas.
3.1.2
Micro turbina Turgo
Es una turbina con una acción muy parecida a la Pelton. Es apta para caídas de tamaño
mediano a grande y caudales medianos. Pueden ser de eje horizontal o vertical, y las usadas en
MCH pueden tener desde uno hasta cuatro inyectores.
El acoplamiento a generadores eléctricos puede ser directo con el rotor acoplado en el
eje del generador, o indirecto a través de poleas y correas.
Los constructores aconsejan su uso, para enclaves con importantes variaciones de flujo
de agua y aguas turbias.
44
3.1.3
Turbina Michell – Banki (Turbina de Flujo Cruzado)
Es una turbina utilizada exclusivamente para centrales de potencia pequeña; es apta
para caídas de unos pocos metros hasta caídas medianas, y para caudales medianos.
El rendimiento de las turbinas de Flujo Cruzado es menor que el de las turbinas Pelton,
pero tienen una mayor facilidad constructiva, su instalación es sencilla y tienen mejor
adaptabilidad a las pequeñas caídas. Además de que se puede regular el caudal y la potencia
por medio de un mecanismo sencillo.
El tamaño de la turbina, a diferencia de las demás, no depende del caudal, por lo cual
se puede alcanzar un nivel de eficiencia aceptable con pequeñas turbinas.
El rango de aplicación de esta turbina está comprendido dentro del rango de aplicación
de la turbina Francis, siendo más eficiente cuando opera a cargas parciales.
3.1.4
Mini turbina Francis
La Mini Turbina Francis es una turbina de reacción utilizada en centrales de tamaño
medio, con potencias que rondan los 100 kW. Su concepto constructivo es muy parecido al de
las turbinas para centrales más grandes.
La ventaja de esta turbina consiste en el aprovechamiento de todo el salto disponible,
hasta el canal de desagüe. Así cuando las caídas son medianas, se puede obtener más potencia
y el costo en la instalación inicial es menor.
Para grandes caídas, se tiene que el peso de la turbina es menor, se maximiza la
eficiencia, se aprovecha más la energía de caída del agua, el generador será más barato y las
dimensiones de la casa de máquinas serán más reducidas.
45
Por otro lado su construcción compleja y la alta velocidad de rotación que provoca
fricción y desgaste, la hacen problemática para su instalación en centrales pequeñas.
3.1.5
Turbina Kaplan
Se utiliza en saltos de gran caudal y poca altura, lo que conlleva a que su instalación se
encuentre muy próxima a la toma de agua, instalándose en el interior del ducto que conduce el
agua desde la toma a la descarga.
Las altas velocidades de rotación sumadas a la presencia de presiones negativas a la
salida del rodete (succión) pueden originar cavitación.
En el aspecto constructivo, para facilitar la fabricación y la reducción de costos se
efectúan los álabes en chapa de acero. No obstante la mayor complejidad de diseño y las bajas
eficiencias a cargas parciales, son un fuerte contrapeso de la principal ventaja de este tipo de
turbina que es su buen comportamiento de la velocidad para bajas alturas de caída.
Para finalizar con el tema de turbinas, en la Tabla 3.2 se resumen los rangos de caída y
caudal, recomendados para cada tipo de turbina, su velocidad específica y eficiencias
aproximadas, enfocadas a la utilización en plantas con potencias menores o iguales a 100 kW.
46
Tabla 3.2 Resumen de características de turbinas
Tipo de
turbina
Pelton
Turgo
MichellBanki
Francis
Kaplan
En
caudales de:
0.5 – 250
L/s
90 – 450
L/s
2 - 1000
L/s
110 – 1100
L/s
100 – 3000
L/s
En
caídas de:
30 – 500
m
30 – 100
m
3 – 100
m
10 – 100
m
3 – 15
m
Velocidad
específica
12 - 40
20 - 70
20 - 200
80 - 400
140 - 1000
Eficiencia
aproximada
70 - 80%
80%
65 - 70%
90%
90%
Definidos así los tipos de turbinas posibles a utilizar y sus rangos de aplicación, se
analizarán en el Capítulo 4, los costos de estas.
47
3.2
El generador
Después de haber diseñado la turbina, el paso siguiente en el diseño del equipo
electromecánico, es la escogencia del generador.
Si bien un buen diseño de la turbina implica buenos resultados en la eficiencia de la
central, la correcta elección del generador se asocia directamente con los costos económicos,
no solamente por el costo de inversión de este, sino principalmente por los costos asociados a
fallas en él; ya que los repuestos para un generador son usualmente caros y a veces pueden ser
difíciles de conseguir, sumado al costo de la atención de un técnico que tenga que viajar hasta
zonas alejadas donde generalmente se ubican las micro-centrales hidroeléctricas.
Básicamente para hacer una elección adecuada del generador, hay que tomar en cuenta
dos aspectos, el requerimiento de potencia (demanda) y el uso que se le dará a esta energía.
Estos definirán el tipo de generación (continua o alterna), la fase (en caso de ser alterna
monofásica o trifásica) y el tipo de regulación (por carga o caudal).
De esta manera si la potencia demandada es mayor a 5 kW, el esquema de generación
recomendado es el de corriente alterna. De lo contrario si la potencia es menor a 5 kW, será
generación de corriente continua; aunque esto no es una regla, ya que se pueden aplicar
sistemas de corriente alterna para potencias muy bajas, si las aplicaciones así lo requieren. El
tipo de fase queda determinado como monofásico si la potencia es menor de 10 kW y como
trifásico si la potencia es mayor a 10 kW. Esto porque para potencias mayores a 10 kW, las
máquinas trifásicas son más comunes que las monofásicas, además que las monofásicas tienen
mayores dimensiones que sus equivalentes trifásicas. Finalmente el tipo de regulación será
por carga si la potencia es menor a 100 kW y por caudal si es mayor a este valor.
48
Definidas estas variantes, queda por elegir el tipo de generador, el cual puede ser una
máquina sincrónica o asíncrona (de inducción) teniendo presente que los alternadores son
generadores sincrónicos y que los motores de inducción bajo ciertas condiciones pueden
trabajar como generadores (del tipo asíncrono).
Los rangos de potencia en los que se recomienda utilizar cada tipo de generador, así
como su fase y tipo de regulación, se resumen en la Tabla 3.3. Esto para PCH y MCH.
Tabla 3.3 Resumen de características de generadores
Tipo de
generador
Tipo
generación
Rango de
potencia
Tipo de
regulación
Comentario
C.C.
(Carga de
Baterías)
100 W – 2 kW
Mediante un
controlador
específico para
sistemas de carga
de baterías.
Se refiere al alternador
de un automóvil que se
emplea como generador
para cargar baterías.
Alternador
C.A. - 1∅
5 – 10 kW
C.A. - 3∅
10 – 100 kW
Sincrónico
Motor
Inducción
como
Generador
C.A. - 1∅
2 – 15 kW
C.A. - 1∅
1 – 10 kW
C.A. - 3∅
10 – 100 kW
Asíncrono
Mediante
controlador
electrónico de
carga (ELC).
Con ELC. Pero
más
recomendable
usar controlador
para generador de
inducción (IGC).
Se refiere a la máquina
asíncrona que tiene la
finalidad de ser usada
como motor pero que se
emplea como generador.
Se refiere a la máquina
asíncrona que tiene la
finalidad de ser usada
específicamente como
generador.
49
Estos parámetros no son una norma, pero generalmente son los que otorgan los
mejores resultados para los sistemas de generación tratados. [12]
Por otro lado se puede ver en la Tabla 3.3, que los rangos de potencia para cada tipo de
generador, se traslapan en ciertos valores, lo que puede poner en duda que tipo de generador
utilizar, y es aquí en donde entran en juego otros factores como el costo, la disponibilidad, la
aplicación y los equipos extra. Por ejemplo, el generador sincrónico puede funcionar
conectado a la red o desconectado de ella, pero siempre requiere de excitación, la cual en caso
de no ser un generador de imanes permanentes, tiene que ser proporcionada por un circuito de
excitación de corriente continua, el cual puede estar o no incorporado en el generador, de no
estarlo se incurre en un gasto extra.
Otro ejemplo, el generador asíncrono también puede funcionar conectado a la red o
desconectado de ella. Cuando está conectado, la potencia reactiva que necesita para funcionar
es suplida por la red, además de que no necesita ningún tipo de regulación, y esto
evidentemente no representa costos; contrario a cuando está desconectado, ya que el reactivo
tiene que ser proporcionado mediante capacitores y la regulación se debe dar mediante algún
dispositivo, además también es preciso que exista algo de magnetismo remanente en el hierro
del rotor para poder arrancarlo y si no lo hay, se requiere de una batería para ocasionar un
flujo remanente.
Desde el punto de vista de una máquina de inducción funcionando como generador, se
tiene que estas tienen buenas eficiencias siempre y cuando operen cercanos a las condiciones
nominales, no requieren de mucho mantenimiento ya que su construcción es simple y son
fáciles de conseguir en el mercado local, teniendo un amplio rango de potencias.
50
De los alternadores se puede decir que son máquinas de bajas eficiencias, que traen
incluido un regulador de tensión y que consumen mucha de la potencia generada en su propio
sistema de excitación, relegando su utilización a potencias muy bajas.
Un aspecto a tomar en cuenta, es que la demanda energética de la MCH puede
incrementarse en el futuro, por lo que es conveniente sobredimensionar la capacidad del
generador para permitir esta expansión.
También es importante tener claro, que cuando la regulación de frecuencia se da por
medio de regulación de carga mediante reguladores electrónicos (ELC), el generador en todo
momento estará trabajando a plena carga, ya que precisamente el ELC se encarga de mantener
la carga constante, ante las salidas de usuarios que estén demandando carga. Además por el
modo de funcionamiento del ELC, este implica una carga extra para el generador, lo cual debe
tomarse en cuenta para el sobredimensionamiento del mismo.
Una vez que se tiene elegido el tipo de generador y su capacidad, hay que definir la
tensión de generación, la velocidad sincrónica y la orientación del mismo, esta última depende
directamente de la orientación y tipo de turbina a utilizar, así este puede ser de montaje
horizontal o vertical.
La tensión se define por la naturaleza de la carga que se va a alimentar y la potencia,
así hay valores estandarizados en baja tensión de 240 y 380V, y en media tensión de 6000 y
6600V. “Lo normal es generar a 380V para potencias inferiores a los 1400 kW, y a 6000V
para potencias mayores”. [10]
51
El costo también es un factor que entra en juego para la elección de la tensión de
generación. “Entre menor sea la tensión de generación, los aislamientos deberán tener menor
rigidez dieléctrica y los conductores poseen menor diámetro, esto disminuye por lo general el
costo de las máquina, su peso y su tamaño”. [9]
En cuanto a los equipos de protección y transformadores de potencia (en caso de ser
necesarios), su costo también disminuye conforme se reduce la tensión.
La generación en media tensión compensa su mayor costo con la reducción de las
pérdidas de potencia y de esta forma una mayor eficiencia total de la generación.
Respecto a la velocidad sincrónica del generador, esta determinará la frecuencia a la
que se desea generar (valor fijo de 50 o 60Hz) conjuntamente con el número de polos de la
máquina. Es claro que la velocidad del rotor en un generador está ligada a la velocidad del eje
de la turbina; así, suponiendo un acople directo entre ambos equipos, se tiene que para un
generador sincrónico la velocidad sincrónica debe ser igual a la del rotor de la máquina y esta
igual a la del eje de la turbina; para un generador asíncrono se tiene que la velocidad
sincrónica debe ser menor que la velocidad del rotor de la máquina y esta igual a la del eje de
la turbina. De esta manera para obtener la frecuencia que se desee, el parámetro que se puede
variar es el número de polos de la máquina. Las velocidades más comunes en proyectos de
generación a pequeña escala son 1800, 1200, 900, 720 y 600 r.p.m., que se obtienen de aplicar
(2.5-1), con generadores de 4, 6, 8, 10, y 12 polos a una frecuencia de 60 Hz.
Ahora, dado el caso que no se tenga la posibilidad de escoger el número de polos,
habrá que variar la velocidad sincrónica, por lo cual esto se debe indicar al fabricante de la
turbina, para que este diseñe la turbina con la velocidad en el eje que se requiere; de lo
52
contrario será necesario optar por la utilización de sistemas de correas o engranes que
modifiquen la velocidad.
Tratándose de costos, para una misma potencia del generador, entre mayor sea la
velocidad sincrónica, menor será el costo, ya que se necesita menor número de polos. Esto
también influye en el tamaño y peso de la máquina.
Basándose en información de la Primera versión de una guía para selección de
generadores y equipos de protección para pequeñas plantas hidroeléctricas [9], se muestra en
la Figura 3.6 como el peso de un generador varía con el incremento de la tensión y las
reducciones de la velocidad sincrónica.
Peso del Generador (Kg)
11600
10800
600 rpm
10000
9200
720 rpm
8400
7600
900 rpm
6800
1200 rpm
6000
0
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500
Tensión de Generación (V)
Figura 3.6 Variación del peso del generador según la tensión y la velocidad
Se verá más adelante, que los costos unitarios (US$/kW) para MCH son muy altos, por
lo cual se recomienda que las tensiones de generación sean inferiores a los 600V y que las
53
velocidades sean mayores de las 900 r.p.m., esto para reducir el tamaño y los costos del
equipo.
Hay un último factor a analizar en la selección del generador, y es la eficiencia. Este
parámetro depende de las distintas pérdidas que se pueden presentar en un generador, como
las del núcleo y las del cobre de los devanados de campo y armadura.
La eficiencia de un generador es un reflejo del costo de este, y depende mucho del
fabricante, por lo cual es muy difícil hacer generalizaciones; para conocerla con exactitud es
necesario referirse a los manuales y a los datos que aporte el fabricante.
En un diseño habrá que valorar si se quiere una buena eficiencia a un alto costo
económico, o bajar los costos sacrificando en la eficiencia o hacer un balance entre ambos
aspectos.
A estas alturas del capítulo, ya queda en evidencia, que en el diseño del equipo
electromecánico de una MCH, es muy importante la coordinación de diseño entre los distintos
equipos, principalmente entre la turbina y el generador. Por eso a la hora de pedir una
cotización se tienen que tener claros los distintos aspectos que entran en juego.
Recapitulando se tiene que para cotizar una turbina lo mínimo que debe indicársele al
fabricante es la altura neta, el caudal máximo y mínimo disponible, el tipo de acople que se
desea con el generador y la velocidad del eje que se quiere, además del tipo de regulación de
frecuencia que se empleará, ya sea por carga o por caudal. Para cotizar un generador se deberá
indicar como mínimo la fase, la frecuencia, la tensión de operación, la velocidad sincrónica, la
potencia y el tipo de montaje; y en caso de tenerse ya definido se deberá indicar también las
54
características de la turbina utilizar y el tipo de acople con esta, las condiciones ambientales
como altitud, humedad y temperatura; la posibilidad de exposición a condiciones ambientales
adversas, requerimientos especiales en cuanto a factor de potencia, eficiencia y temperatura;
naturaleza de las cargas a alimentar y si se trata de un generador asíncrono indicar la fuente
que suministrará la potencia reactiva; si se trata de un generador sincrónico se debe indicar si
se desea un regulador automático de tensión (AVR) y autoexcitación. En caso de que no se
tengan requerimientos especiales en cuanto a factor de potencia, eficiencia y temperatura, el
fabricante deberá indicar estos valores, para incorporarlos en el diseño respectivo.
A continuación se tratarán los sistemas de regulación de la frecuencia y las
protecciones del generador. Equipos que igualmente deben coordinarse con las características
de los equipos ya estudiados.
55
3.3
Sistema de control
En una MCH, uno de los aspectos más importantes es mantener la tensión y la
frecuencia dentro de niveles aceptables. Para los fines de este tipo de centrales, la tensión se
debe mantener en un rango de + 7% su valor nominal y la frecuencia puede aumentar en un
5% su valor nominal pero nunca disminuir, según lo recomendado en [8], esto para evitar
daños en los artefactos eléctricos y aumentar la vida útil de las luminarias.
Cuando se dan variaciones en la potencia demandada por el usuario, los parámetros de
tensión y frecuencia se ven afectados, por lo que se hace necesaria la utilización de sistemas
de regulación. Hay dos formas de regular estos parámetros, ya sea regulación por caudal o por
carga.
En la regulación por caudal lo que se hace básicamente es variar el volumen de agua
que entra en la turbina en un determinado tiempo, en función de la carga instantánea aplicada
al generador; por medio de un servo-motor eléctrico o por un cilindro hidráulico, variando así
la potencia entregada por la turbina. La segunda forma se basa en mantener la carga constante
ante las variaciones de la demanda, suponiendo un caudal constante; así el generador se
encuentra permanentemente generando a su máxima capacidad. El funcionamiento se basa en
la implementación de un regulador electrónico de carga (ELC) que deriva automáticamente la
carga eléctrica no consumida por el usuario a un banco de resistencias lastre blindadas,
enfriado por agua o por aire; de la misma forma cuando entra una carga útil el regulador
electrónico procede a desconectar una carga lastre equivalente.
La adopción de uno u otro método de regulación, depende de la potencia de la planta y
de la abundancia o escasez del recurso hídrico. Si el recurso hídrico es escaso, es conveniente
56
regular por caudal, para hacer óptimo el aprovechamiento del mismo. En cambio si el recurso
hídrico es abundante, la regulación por carga resultará más conveniente.
En MCH, donde la potencia es inferior a 100 kW, la revisión bibliográfica y diversos
ejemplos de plantas de este tipo en otros países, hacen indicar que lo más recomendable es
utilizar la regulación por carga, principalmente por los costos del equipo y la no utilización de
elementos actuadores sobre las turbinas.
A continuación se explicarán algunos detalles de funcionamiento de los dos principales
tipos de reguladores electrónicos de carga.
3.3.1
Regulador electrónico de carga (ELC).
El ELC se utiliza en combinación con el regulador automático de tensión (AVR) que
se encarga de regular la tensión de generación, el AVR normalmente viene incorporado en el
generador. Por lo tanto el ELC se enfoca en controlar la frecuencia, como ya se dijo,
manteniendo al generador con una carga fija e igual a la potencia total realmente producida
por la instalación (carga total). Con la estimación de la carga total, se elige un conjunto de
resistencias (carga lastre), que conectadas igualen o estén cerca de la carga total estimada.
La conexión parcial o total de las resistencias depende evidentemente del valor de
frecuencia que tenga el generador en un momento dado, para ello constantemente se toma una
muestra de la frecuencia real del generador, la que por medio de un convertidor electrónico
F/V (Frecuencia/Tensión), se transforma en una señal de corriente continua proporcional a
esta frecuencia, esta señal se compara con una rampa sincronizada con la señal senoidal,
57
consiguiendo un ángulo de disparo proporcional a la variación de la frecuencia, sobre un valor
nominal determinado (la inclinación de la rampa da la sensibilidad del sistema); así el circuito
electrónico decide entonces el estado de la conexión de las resistencias. Por ejemplo en el
momento que se conecta una carga útil, se produce una disminución de la frecuencia, esto es
sensado por el circuito; en ese instante el sistema electrónico procede a desconectar una carga
lastre equivalente. En la Figura 3.7 se muestra un posible diagrama de bloques del conjunto
turbina, generador y ELC.
Figura 3.7 Diagrama de bloques para la regulación de carga [2]
Si el sistema AVR es capaz de mantener la tensión regulada, y las cargas útiles y lastre
son del tipo resistivo, se debe cumplir en un ELC (considerando que la carga es balanceada)
que la sumatoria de la potencia útil y la potencia disipada en las cargas lastre debe ser igual a
58
la potencia del generador (potencia total). Además se debe cumplir también que la sumatoria
de la corriente en la línea de distribución y la corriente en la línea de disipación debe ser igual
a la corriente en la salida del generador.
Es muy importante, asegurarse de la compatibilidad del ELC con el AVR, por eso es
indispensable consultar a los fabricantes de generadores, antes de realizar una compra, acerca
de la compatibilidad de los reguladores de tensión para trabajar con reguladores electrónicos
de frecuencia específicos.
Una desventaja que tiene el ELC, es que el generador debe estar sobredimensionado de
manera que se pueda compensar el efecto que se produce cuando las cargas balasto entran en
operación; este fenómeno se da debido a que cuando la carga ingresa a 90º de la onda, el
generador la ve como una carga inductiva con un desfase de 90º en atraso respecto a la tensión
generada.
Otro aspecto a tomar en cuenta, es la adquisición de las cargas balasto; lo ideal es
conseguir este equipo con el mismo fabricante del ELC, de ser posible todo en un mismo
paquete, para no incurrir en errores de diseño de la capacidad del banco de resistencias,
recordando que estas deben estar dimensionadas para la potencia total de generación.
Los ELC se pueden diseñar para potencias específicas o se pueden adquirir para ciertos
rangos según la fase; por ejemplo la empresa Chilena Cia & Cox Ingenieros (ver Apéndice B)
fabrica reguladores de electrónicos de carga del tipo monofásico y trifásico, que van de rangos
hasta 2 y 6 kW monofásicos, y hasta 15, 30 y 100 kW trifásicos; igualmente fabrican modelos
específicos.
59
Un ELC es muy útil en MCH que posean un generador sincrónico y sobre todo cuya
potencia generada se utiliza para abastecer a una localidad pequeña o usuarios específicos que
no estén conectados a la red.
Por otra parte para controlar un generador asíncrono, lo más recomendable es utilizar
un controlador de generador de inducción (IGC), que es más útil en sistemas que utilizan
motores de inducción como generadores (asíncronos) y que tampoco están conectados a la red.
La principal diferencia entre un ELC y un IGC es que el IGC usa la tensión como señal
de entrada al controlador mientras que el ELC, como se dijo antes, tiene la frecuencia como su
señal de entrada. A continuación se detalla más de este tipo de equipo.
3.3.2
Controlador de generador de inducción (IGC)
Los generadores asíncronos cuando trabajan en forma aislada, muestran una gran
variación de la tensión generada con respecto a las variaciones de la carga; asimismo esta
tensión y la frecuencia de salida dependen de la velocidad sincrónica del generador. El IGC
logra controlar estas dos variables haciendo uso de las características de carga, velocidad y
tensión, velocidad de la turbina y del generador.
El funcionamiento del IGC consiste en sensar la salida de tensión del generador, el
cuál controla variando la cantidad de carga lastre que se tiene para este fin. Su funcionamiento
es el siguiente: si se produce un incremento de tensión debido a una reducción en la carga, la
velocidad de la turbina y la tensión del generador se incrementan, al detectar esto el IGC
60
incrementa la cantidad de carga lastre. De esta forma se incrementa la
carga total del
generador, reduciendo la velocidad, la frecuencia y la tensión a los niveles deseados.
La desventaja del IGC se presenta cuando el generador tiene que alimentar cargas
inductivas; ya que cuando se conectan estas cargas se produce una disminución de tensión
mayor que si se tratará de cargas resistivas. El IGC ante esta situación reacciona eliminado
parte de la carga lastre, tratando de que la tensión retorne al nivel deseado. Como la variación
de la tensión es mayor que si se tratara de potencia real, la carga lastre (tipo resistiva) se
deberá reducir más de lo necesario. Esto provoca un incremento no deseado en la velocidad
del generador y de la frecuencia de salida. Al incrementarse la frecuencia, se incrementa
también el requerimiento de potencia de los condensadores que se tienen conectados para
suplir la corriente de magnetización requerida y mantener el factor de potencia. Por lo que
para disminuir la variación de la frecuencia, la única solución es incorporar condensadores a
las cargas inductivas alimentadas por el generador.
Por otro lado, una ventaja de este equipo, es que desde el punto de vista de la
ingeniería de control, el ICG reacciona de forma más rápida y marcada, ante variaciones en
sus parámetros nominales, que un ELC.
61
3.4
Protecciones
La revisión de documentos relacionados con la selección de equipo de protección para
generadores de pequeñas centrales hidroeléctricas, indica que hay un mínimo de protecciones
que se recomienda utilizar. Estas se pueden dividir en dos grupos: primarias y secundarias.
3.4.1
Protecciones primarias [4, 9]
Son aquellas protecciones que serán las responsables de minimizar cualquier falla que
pueda provocar daños de consideración al generador.
Uno de los principales daños a detectar en el generador
son los daños en los
aislamientos de los devanados, tanto del estator como del rotor. Estos daños pueden deberse a
diversos factores, como la ruptura del dieléctrico del aislamiento por sobretensiones, el
calentamiento excesivo producido por sobrecorrientes y el envejecimiento del aislamiento.
Los fallos en el aislamiento pueden provocar puestas a tierra de los devanados del rotor y/o
estator y corto circuitos entre espiras. Por lo cual las protecciones primarias están orientadas a
controlar y detectar este tipo de fallas.
Entre las principales protecciones primarias, se encuentran los siguientes relés:
3.4.1.1
Relé térmico (Código ANSI: 49)
Controla y detecta las elevaciones de las temperaturas de los devanados tanto del rotor
como del estator.
62
3.4.1.2
Relé de protección de puesta a tierra (Código ANSI: 64)
Detecta cualquier puesta a tierra en alguna de las espiras ya sea del rotor (ANSI 64F) o
del estator (ANSI 64G). En relación a la protección por falla a tierra, se considera que la
protección diferencial (ANSI 87), es la óptima, esto por cuanto es más sensible. A
continuación se detalla más sobre esta.
3.4.1.3
Relé de protección diferencial (Código ANSI: 87)
Se activa al alcanzar un cambio porcentual o de fase o de corriente o cualquier otra
cantidad eléctrica.
Como se dijo, en relación a la protección por falla a tierra, es más sensible, además que
a diferencia de los relés de falla a tierra resulta más selectiva que la anterior, pudiendo así
aislar la falla más rápidamente, sacando de operación al generador. Sin embargo, si ocurriese
una puesta a tierra en un punto fuera del ámbito de protección de la diferencial, la misma no
sería sensada por dicha protección, pero sí por el relé de falla a tierra.
3.4.1.4
Relé de potencia inversa (Código ANSI: 32)
Esta protección actúa cuando corto circuitos entre espiras provocan disminuciones en
la tensión generada (que es proporcional al número de espiras falladas). Esta disminución
provoca una suma fasorial diferente de cero, tanto de las corrientes, como de las tensiones.
Este desbalance es el que utiliza la protección para actuar. También puede actuar cuando una
falla en la turbina, produzca una motorización del generador.
63
3.4.1.5
Relé de sobretensión (Código ANSI: 59)
Funciona cuando la tensión sobrepasa un nivel determinado. Esto puede ser provocado
por una variación considerable en la carga, lo cual produce un aumento en la tensión, que
ocasiona daños al aislamiento.
3.4.1.6
Relé de pérdida de excitación (Código ANSI: 40)
Es una protección que se utiliza en generadores sincrónicos. Funciona cuando se
alcanza una determinada tensión o un valor muy por debajo de lo normal, debido a una falla de
la corriente de excitación de la máquina, la cual produce un rápido sobrecalentamiento en el
rotor.
3.4.1.7
Relé de sobreexcitación (Código ANSI: 24)
Igual que la anterior, es una protección que se utiliza en generadores sincrónicos.
Actúa si la excitación supera los rangos normales de operación, lo cual produce un
sobrecalentamiento en los devanados del rotor debido al aumento de la corriente que los
circulará.
3.4.1.8
Relé de sobrecorriente instantáneo (Código ANSI: 50)
Se activa instantáneamente cuando se sensa un valor excesivo de la corriente o una
razón de crecimiento muy alta, indicando así una falla en el generador.
Es muy recomendable para detectar corto circuitos externos (de los terminales del
generador hacia la red), ya que su acción es muy rápida, al depender únicamente de la
magnitud de la corriente y no de otros parámetros como tiempo y tensión.
64
3.4.1.9
Relé de sobrecorriente temporizada (Código ANSI: 51)
Tiene ya sea una característica de magnitud o de tiempo inversa que activa el aparato
cuando la corriente en el circuito excede un valor predeterminado.
3.4.1.10 Relé de sobrevelocidad (Código ANSI: 12)
Es una de las protecciones más importantes con la que debe contar un generador
asíncrono.
Como se sabe, la potencia de salida de un generador de inducción depende de la
velocidad que le aplique el eje de la turbina. Sin embargo existe un punto límite de operación
el cual no puede ser excedido sin exponer al generador a un daño grave. Más allá de esta
velocidad, el par decrece conforme aumenta la velocidad, esto ocurre usualmente cuando el
deslizamiento hace que la velocidad del rotor esté alrededor de un 5 a 10% arriba de la
velocidad sincrónica. El relé de sobrevelocidad se encarga de detectar esta condición y
proteger al generador en caso de presentarse.
3.4.2
Protecciones secundarias [4, 9]
Son aquellas protecciones que tienen la función de servir como respaldo a algunas de
las protecciones primarias o que no cumplen una función principal. Esto no significa que sean
menos importantes.
Se consideran principalmente dentro de este ámbito las siguientes protecciones:
65
3.4.2.1
Relé de sobrecorriente dependiente de tensión (Código ANSI: 51V)
Esta protección opera de la misma forma que la de sobrecorriente temporizada (ANSI
51), con la diferencia de que sensa dos variables que son tensión y corriente. El dispositivo
mide una corriente y la compara contra un máximo previamente programado para un tiempo
definido y para una variación de tensión específica, en el caso de que la sobrecarga sea
excesiva. El hecho de que la protección sea dependiente de la tensión, garantiza que una
inestabilidad transitoria en los parámetros provoque el disparo de la unidad.
La protección sirve como respaldo tanto a la de sobrecorriente temporizada, como a la
de sobrecorriente instantánea en caso de que estas no actúen minimizando la falla.
3.4.2.2
Relé de pérdida de sincronismo (Código ANSI: 78)
La pérdida de sincronismo puede darse por efectos de prolongados tiempos en la
eliminación de fallas, baja tensión del sistema, excitación insuficiente, alta impedancia entre el
generador y el sistema o por operaciones de conexión y desconexión en las líneas. Estos
pueden ovacionar sobrecalentamientos en los devanados del estator y pares excesivos sobre el
eje de la maquina, pues se tiende a frenar el movimiento impuesto por la turbina.
3.4.2.3
Relé de baja tensión (Código ANSI: 27)
Funciona cuando el nivel de tensión sobrepasa un nivel determinado, esta condición se
puede dar cuando el generador intente entregar más potencia de la que es capaz, disminuyendo
la tensión en sus terminales y consecuentemente incrementando el nivel de corriente
entregada. Esta situación ya se cubre con la protección por sobrecorriente temporizada, sin
embargo la protección por baja tensión puede incluirse como una protección de respaldo.
66
3.4.2.4
Relé de frecuencia (Código ANSI: 81)
Funciona cuando se alcanza un valor determinado de frecuencia (ya sea inferior o
superior) o una magnitud en el cambio de frecuencia.
Definidas las protecciones recomendadas a utilizar, en pequeñas plantas de generación,
queda por seleccionar las elementales según las condiciones que se tengan. En este aspecto no
se puede decir que para una potencia dada se deben usar tales protecciones, sino más bien se
debe poner en una balanza el costo que representa este tipo de equipo respecto a los demás. Ya
que según la planta, los costos de estas protecciones pueden alcanzar valores muy altos,
respecto al costo de la planta.
Se define que para el tipo de centrales en cuestión, suponiendo una operación
totalmente aislada de tales centrales; las protecciones a utilizar en un generador sincrónico son
los relés de baja tensión (ANSI 27), de sobretensión (ANSI 59), de sobrecorriente (ANSI 50 o
ANSI 51), de frecuencia (ANSI 81), pérdida de excitación (ANSI 40) y térmico (ANSI 49); y
en un generador asíncrono exactamente las mismas menos la de pérdida de excitación (ANSI
40) y se debe agregar el relé de sobrevelocidad (ANSI 12). En la Tabla 3.4 se resumen estas
protecciones.
67
Tabla 3.4 Protecciones mínimas para un generador aislado
Nombre de la protección
Relé de sobrevelocidad
Relé de baja tensión
Relé de pérdida de excitación
Relé térmico
Relé de sobrecorriente instantáneo
Relé de sobrecorriente temporizada
Relé de sobretensión
Relé de frecuencia
Código según
ANSI/IEEE
12
27
40
49
50
51
59
81
Ahora, si se considera que la planta puede ser conectada a la red de distribución, y
hasta en su momento llegar a vender energía, basándose en la bibliografía y en los esquemas
de protecciones para el productor privado exigidos por el Instituto Costarricense de Energía
(ICE) (incluidos en el Anexo Nº 1), se indican en la Tabla 3.5, las protecciones mínimas con
las que debe contar el sistema de generación, junto con su respectivo código ANSI.
68
Tabla 3.5 Protecciones mínimas para un generador conectado a la red
Nombre del equipo
Relé de sobrevelocidad
Relé de sobreexcitación
Relé de baja tensión
Relé de potencia inversa
Relé de pérdida de excitación
Relé térmico
Relé de sobrecorriente instantáneo
Relé de sobrecorriente temporizada
Relé de sobrecorriente dependiente de
tensión
Código según
ANSI/IEEE
12
24
27
32
40
49
50
51
51V
Relé de sobretensión
Relé de protección puesta a tierra
Relé de pérdida de sincronismo
Relé de frecuencia
Relé de protección diferencial
59
64
78
81
87
Relé de enclavamiento por presencia de
tensión en la línea
C
Un aspecto importante a la hora de diseñar o adquirir las protecciones, es que estas
dependen del nivel de tensión y corriente del generador, por lo cual estos son parámetros que
se le deben indicar al fabricante.
En el Capítulo 4 se analizarán los costos de estas protecciones, así como del resto del
equipo electromecánico ya estudiado.
CAPITULO 4: Costos de pico y micro centrales hidroeléctricas
Este capítulo tiene la finalidad de analizar el comportamiento de los costos de
inversión en equipo electromecánico en pico y micro-centrales hidroeléctricas, tomando en
cuenta las distintas variables que hacen que estos costos se vean modificados.
Mediante consultas, se coincide en que los costos de este tipo de centrales son muy
variables. Estos dependen de factores que no se pueden controlar, como la altura o la potencia
demandada; y de factores que si se pueden controlar como la cantidad, calidad y
características de los equipos. Estos últimos a su vez quedan definidos por el motivo por el
cual se decide construir la central.
Entre los motivos que llevan a la construcción de una pequeña central de generación,
están la necesidad de energía eléctrica en un determinado lugar (generalmente aislado), la
necesidad privada, la comercialización de la energía u otros.
Así, generalmente los costos unitarios son muy altos en los casos que se refieren a
plantas en lugares aislados, y alcanzan valores bajos principalmente cuando el motivo de la
instalación de la planta es comercialización de energía o de necesidad privada, esto porque
entran en juego la factibilidad económica y la financiación del proyecto.
A grosso modo el costo unitario total de inversión de una MCH, se encuentra
comprendido actualmente (a julio del 2007) en un rango de 1200 a 2000 US$/kW (incluyendo
los costos indirectos), según lo indicado por distintos consultores y suplidores de equipo para
MCH en Costa Rica (ver Apéndice C); siendo el costo menor mientras mayor es la potencia
instalada, pudiendo variar el rango un tanto hacía arriba o hacia debajo de acuerdo a factores,
como se dijo antes, que se pueden controlar, como la calidad y marca de los equipos. Este
69
70
rango de costos es valido para MCH que son diseñadas manteniendo un criterio económico de
por medio, ya que en plantas en las que el factor económico no es tan importante, el costo
unitario total se puede elevar incluso hasta 3000 US$/kW.
En la Figura 4.1 se puede apreciar como efectivamente el costo unitario de una planta
disminuye conforme aumenta la capacidad instalada de esta. Se muestra también el rango
aproximado en que se encuentran los costos unitarios de MCH, además de la comparación con
plantas de generación hidroeléctrica convencionales, asiéndose notar que para potencias
pequeñas el costo unitario total de una planta convencional es muy elevado, por lo cual se
hace necesaria la implementación de micro-centrales.
Figura 4.1 Gráfico de costos unitarios para MCH y plantas convencionales [8]
Es importante tomar en cuenta que, el costo de operación y mantenimiento de una
MCH, es mucho menor en comparación con otro tipo de centrales de generación, volviéndose
71
un detalle muy ventajoso. En general para PCH y MCH, el costo de operación es casi nulo, ya
que casi todas se diseñan para funcionar automáticamente, sin atención permanente, pues los
equipos se proyectan para minimizar este costo.
En la Tabla 4.1, se desglosan los distintos rangos de porcentaje que representan las
obras civiles, el equipo electromecánico, la infraestructura y los costos indirectos, en el costo
total de la obra.
Tabla 4.1 Porcentajes del costo total de la obra [11]
Rubro
Porcentaje
Obras civiles
15 – 40%
Equipo electromecánico
Infraestructura
40 – 55 %
Costos indirectos
10 – 15 %
10 – 15 %
Como se puede apreciar la mayor disparidad de costos se encuentra, en las obras
civiles, lo que convierte principalmente al porcentaje de equipo electromecánico, muy
dependiente de este rubro. Los costos indirectos y de infraestructura (terrenos y servidumbres)
siempre se mantienen en los rangos indicados.
Para el equipo electromecánico se debe considerar que este aumenta su porcentaje
conforme se reduce la potencia instalada, y que como se aprecia en la Tabla 4.1, generalmente
su porcentaje ronda el 50% del costo total de la obra, aunque es posible que ascienda hasta un
70% en algunos casos. Esto hace indicar la conveniencia de vigilar muy bien este aspecto, ya
sea investigando en el mercado extranjero los precios más favorables o bien aprovechando en
lo posible la tecnología nacional en este campo, dando al mismo tiempo la oportunidad de su
desarrollo.
72
4.1
Estudios de costos precedentes
Con la promulgación de la Ley Nº 7200 y la puesta en marcha del Programa de
Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, en Costa Rica; el Banco Interamericano de
Desarrollo (BID) acordó dar a Costa Rica un crédito no reembolsable para financiar un
Programa de cooperación técnica. Unos de los campos de aplicación de este programa fue el
de asistencia técnica para la preparación de estudios de factibilidad de los proyectos de
generación. Con tal fin, el BID integró un grupo de trabajo que se encargó de realizar una
Guía para estudios y costos de minicentrales hidroeléctricas [5], en la cual se detallan los
costos unitarios de cada una de las partes que conforman una minicentral.
A continuación se presenta la información de costos unitarios del grupo turbinagenerador, contenida en dicha referencia, con el objetivo de realizar un preámbulo que
muestre el comportamiento que siguen los costos de este tipo de equipo, ante el cambio de las
variables potencia y altura.
En la referencia [5], se plantean relaciones de costos unitarios como función de la
altura y la potencia, en forma de ecuaciones, para diferentes tipos de turbinas, basados en
información de cotizaciones y observaciones de costos de turbinas mayores. Las estimaciones
de costos son para equipo que no paga impuestos y se da puesto en Costa Rica.
De esta manera analizando las ecuaciones respectivas para cada tipo de turbina y
graficándolas para los rangos de altura y potencia especificados, se obtienen los siguientes
resultados:
73
800
Costo unitario ($/KW)
700
600
100 KW
500
400 KW
400
600 KW
1 MW
300
1,5 MW
2 MW
200
100
0
0
200
400
600
Altura neta (m)
Figura 4.2 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Pelton)
1600
Costo unitario ($/KW)
1400
1200
100 KW
1000
400 KW
800
700 KW
1 MW
600
1,5 MW
400
2 MW
200
0
0
20
40
60
80
100
120
Altura neta (m)
Figura 4.3 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Francis)
74
800
Costo unitario ($/KW)
700
600
100 KW
500
400 KW
400
700 KW
300
1 MW
1,5 MW
200
100
0
0
20
40
60
80
100
120
Altura neta (m)
Figura 4.4 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Banki)
De estas gráficas se puede apreciar como el costo unitario del grupo turbina-generador,
en general, se reduce conforme aumenta la potencia instalada, como también lo hace cuando
se aumenta la altura neta.
Hay que tener en cuenta que estas gráficas tienen únicamente la finalidad de ilustrar el
comportamiento de los costos unitarios, y no son validas para calcular precios de la actualidad,
ya que están basadas en datos del año 1991.
Aunque sería valido, pero no lo más recomendable, utilizar factores de actualización
que ayuden a dar una idea de más o menos como puede estar el costo actual.
75
4.2
Costos de equipo para pico-centrales hidroeléctricas
Se definió en el Capítulo 2, que una pico-central hidroeléctrica es aquella cuya
potencia generada es menor a 1 kW; por lo cual, dada su baja capacidad, el equipo
electromecánico para una central de este tipo, se adquiere generalmente en un solo paquete.
Estos equipos están diseñados para cargar baterías en corriente continua a 12, 24 o
48V. Posteriormente la energía acumulada en las baterías se puede transformar en corriente
alterna, usando un inversor; con la ventaja que cuando no hay demanda de energía, el equipo
sigue generando y acumulando la energía en las baterías, teniendo presente que se debe
utilizar un regulador de carga que actué cuando las baterías están completamente cargadas.
Los distintos modelos comerciales disponibles, constan básicamente de una turbina
muy pequeña del tipo Turgo o Pelton, un alternador de imanes permanentes sin escobillas y de
boquillas universales que son adaptables a distintas medidas, además de que el equipo puede
tener de 1 a 4 inyectores. Están diseñados para funcionar en rangos variados de alturas y de
caudales, pudiéndose obtener en un mismo modelo distintas potencias para distintas
combinaciones de estos parámetros. Así por ejemplo un equipo de 250 W nominales, puede
trabajar con una caída de 30 metros y un caudal de 0.18 L/s y obtener 25 W, y trabajar con un
caudal de 1.5 L/s a la misma caída y obtener la potencia nominal de 250 W.
Respecto al costo de este tipo de equipos, es muy variable y depende principalmente
del fabricante y de la calidad de los materiales, además de las características específicas como
por ejemplo la cantidad de inyectores o la potencia nominal. Los costos unitarios varían en un
amplio rango que va de 600 a 2500 US$/kW, teniendo en cuenta el pequeño ámbito de
76
potencias en el que se encuentran. Así por ejemplo dos equipos de características similares de
distintos fabricantes pueden tener una diferencia de precio de hasta US$ 2000.
En general, los equipos para PCH tienen ventajas como su fácil instalación y que
requieren muy poco mantenimiento, y desventajas como su baja eficiencia.
77
4.3
Costos de turbinas para micro-centrales hidroeléctricas
Uno de los costos más difíciles de estimar es el del equipo electromecánico y en
general el de las turbinas. Las turbinas son construidas a la medida de un sitio, y son muy
pocas las de fabricación en serie. En el caso de turbinas grandes se puede obtener un costo
unitario, pero con turbinas pequeñas esto es más complicado.
El costo de una turbina depende directamente de factores, como la altura neta y el
caudal para la que se diseña, la tipología, la potencia disponible en el eje, la eficiencia y los
materiales, estos dos últimos muy ligados al fabricante.
Hay una ecuación generalizada, que se toma de la referencia [8], que permite calcular
el costo unitario de una turbina, que relaciona el tipo turbina, la potencia y la caída neta. La
ecuación es la siguiente:
C kW =
K
Pα ⋅ H β
(4.3-1)
donde:
CkW = Costo por kW disponible en el eje de la turbina (Costo unitario).
H = Caída neta en metros.
P = Potencia disponible en el eje de la turbina, en kW.
K, α y β, son constantes que se deben definir.
En esta referencia, se definen valores para las constantes K, α y β, según información
recopilada sobre costos de distintas micro-centrales hidroeléctricas en el Mundo, que van de
potencias de los 2 kW a los 150 kW; y donde la constante K varía entre 3500 y 4500
dependiendo del tipo de turbina y del fabricante. La ecuación propuesta es la siguiente:
CkW =
3500 ~ 4500
P 0.3 ⋅ H 0.15
(4.3-2)
78
En la misma referencia, también se brinda una tabla con rangos de valores de costos
para turbinas, obtenidos mediante la aplicación de (4.3-2) para distintas tipologías y potencias.
En la Tabla 4.2 se muestran estos datos.
Tabla 4.2 Costos de turbinas en miles de dólares americanos [8]
Potencia
disponible en
el eje (kW)
Flujo
Cruzado
Francis
Pelton de
una Tobera
Pelton
de varias
toberas
Turgo
2
1-2
4-6
1-4
1-3
2-4
5
2-6
8 - 10
2-8
2-6
5-8
10
2 - 10
15 - 20
2 - 15
2 - 10
8 - 14
20
3 - 14
20 - 30
3 - 20
3 - 15
12 - 20
50
5 - 30
25 - 70
5 - 50
5 - 30
35 - 50
100
30 - 50
40 - 100
40 - 80
15 - 60
55 - 80
150
50 - 80
60 - 120
60 - 100
30 - 80
80 - 100
Tomando el promedio de estos valores y calculando el costo unitario para potencias
inferiores a 100 kW, se obtienen las siguientes curvas:
3
Flujo cruzado
Pelton una tobera
Costo Unitario (U$1000/kW)
2,5
Francis
Turgo
2
1,5
1
0,5
0
0
20
40
60
80
100
Potencia disponible en el eje de la turbina (kW)
Figura 4.5 Curvas de costo unitario para turbinas empleadas en MCH
79
Al suavizar las curvas de la figura 4.5, se obtiene lo siguiente:
Figura 4.6 Curvas suavizadas de costo unitario para turbinas empleadas en MCH
Las respectivas ecuaciones de las curvas de la Figura 4.7, se presentan en la Tabla 4.3.
Estas pueden ser empleadas para calcular el costo unitario (US$/kW) aproximado de una
turbina en función de su potencia en kW. La potencia disponible en el eje de la turbina se
calcula con (3.1-2), suponiendo una eficiencia para la turbina según la Tabla 3.2.
80
Tabla 4.3 Ecuaciones de costo unitario de turbinas
Tipo de turbina
Ecuación para el costo
unitario en US$/kW
Francis
C kW =
3080.9
P 0.3119
Turgo
C kW =
1794.3
P 0.233
Pelton
C kW =
1427.2
P 0.2406
Flujo Cruzado
C kW =
1069.7
P 0.2522
Se debe tener presente, que los resultados obtenidos al aplicar las ecuaciones de la
Tabla 4.3, pretenden únicamente guiar sobre la tendencia del costo de una turbina, recordando
que la mejor manera de estimar el costo exacto de una turbina y del equipo electromecánico en
general, es la de solicitar los precios para cada proyecto específico, directamente a los
fabricantes; por lo cual, también es importante tener en cuenta que una cotización puede variar
notablemente de un fabricante a otro, por distintas razones; ya sean de índole técnico como la
calidad y características del equipo, o por razones de política de la empresa, como por ejemplo
la cantidad de pedidos que tenga dicha empresa o plazos de entrega. Lo cual deja en evidencia
que los costos reales del equipo son difíciles de conocer, ya que estos se ven influenciados por
diversos factores que no se pueden controlar.
81
4.4
Costos de generadores, sistemas de control y protección para MCH
Como se hizo constar en el Capítulo 3, el costo de un generador es susceptible a
diversos factores, como la capacidad, la eficiencia o la orientación del mismo, entre muchos
otros. En esta sección se presenta información útil para estimar el costo aproximado de un
generador ante variaciones de ciertos parámetros, así como el costo del sistema de control y
las protecciones, que son aspectos dependientes del tipo de generador.
Un primer factor a analizar, es el tipo de generador que se utilizará. Como se dijo
antes, la selección del tipo de generador depende principalmente de la potencia que se debe
suplir, habiendo rangos de potencia en los que se da la posibilidad de elegir la tipología del
generador. Por ejemplo, según la Tabla 3.3, para una potencia de 5 kW, se tiene la posibilidad
de elegir entre un generador sincrónico, uno asíncrono o un motor de inducción trabajando
como generador. De esta manera si se condiciona la elección del generador a factores
económicos, no queda más que comparar los precios de dichos generadores para la potencia
especificada, además de analizar los costos de los equipos necesarios para su correcto
funcionamiento.
Por lo encontrado en la bibliografía consultada, se estima que los generadores de
inducción son más baratos que los sincrónicos, aunque no los más utilizados. A muy grosso
modo, para el generador asíncrono, se estima que el costo unitario es un 85% del costo del
generador sincrónico.
82
A modo de ilustración se presenta en la Tabla 4.5, un ejemplo tomado de la referencia
[8], que muestra como para una potencia de 10 kW, se pueden tener distintas opciones de
generadores y controladores de estos, y como pueden variar los precios según la configuración
que se escoja.
Tabla 4.4 Comparación de generador sincrónico y asíncrono para 10 kW [8]
Tipo de Generador
Sincrónico con AVR y
autoexcitación
Sincrónico con AVR y
autoexcitación
Asíncrono + Capacitores
Asíncrono + Capacitores
Costo en US$
Generador
1530
Gobernador mecánico
3570
Total
5100
Generador
1530
ELC
1190
Total
2720
Generador
510
ELC
1190
Regulador de tensión
1020
Total
2720
Generador
510
IGC
510
Total
1020
Según los datos de este ejemplo, la opción más cara es la de un generador sincrónico
con gobernador mecánico y la más barata es la de generador de inducción con regulación de
frecuencia mediante IGC. Si se decide utilizar regulación de frecuencia por regulación de
carga mediante ELC, da igual el uso de un generador sincrónico o de uno asíncrono.
83
Un segundo factor a analizar en el costo de los generadores, es la fase. Según la Tabla
3.3, se recomienda utilizar generadores trifásicos para potencias mayores a 10 kW, esto
principalmente por motivos económicos, ya que para potencias superiores a 10 kW, los
generadores monofásicos son de mayor tamaño que sus equivalentes trifásicos, lo que los
convierte más caros. Esto se muestra gráficamente en la Figura 4.7, donde se puede apreciar
como, a partir de aproximadamente 10 kW, las curvas de costos unitarios para generadores
monofásicos y trifásicos comienzan a separarse, quedando siempre el costo unitario del
monofásico más arriba que el del trifásico.
600,00
monofásico
Costo Unitario (US$/kW)
500,00
trifásico
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
0
15
30
45
60
75
90
105
120
Potencia (kW)
Figura 4.7 Curvas de costo unitario para generadores 1∅ y 3∅
84
Otros aspectos que influyen en el costo de los generadores son la variación de la
potencia y la velocidad sincrónica. En general se tiene que para un generador,
independientemente del tipo que sea, el costo se incrementa cuando se aumenta la potencia y
cuando se disminuye la velocidad sincrónica. A su vez el costo unitario disminuye cuando se
aumenta la potencia, y aumenta cuando baja la velocidad sincrónica, tal y como se aprecia en
la Figura 4.8:
350,00
trifásico 1800 rpm
Costo Unitario (US$/kW)
300,00
trifásico 1200 rpm
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
0
15
30
45
60
75
90
105
120
Potencia (kW)
Figura 4.8 Curvas de costo unitario para generadores de 1200 y 1800 rpm
El generador de 1200 rpm, tiene aproximadamente el doble de costo que el de 1800
rpm, debido a que tiene mayor número de polos, y esto evidentemente hace que se requiera
más material y que suba el precio.
85
Analizando precios de generadores sincrónicos trifásicos a 1800 rpm, de bajo voltaje,
autoexcitados, autorregulados (AVR) y sin escobillas, de tres marcas distintas (incluidos en el
Apéndice A), se ha obtenido una curva de costo unitario promedio para este tipo de
generadores, los cuales son los más utilizados en MCH, esta se muestra en la Figura 4.9:
350,00
Costo Unitario (US$/kW)
300,00
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
Potencia (kW)
Figura 4.9 Curva de costo unitario para generador típico de MCH
Al suavizar esta curva, se obtiene una ecuación que permite calcular el costo unitario
(US$/kW) aproximado de un generador con las características citadas arriba, en función de su
potencia en kW.
La ecuación es la siguiente:
C kW =
782 .89
P 0.5804
(4.4-1)
86
En la Figura 4.10 se muestra la curva suavizada para el costo unitario del generador.
350,00
Costo Unitario (US$/kW)
300,00
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100 110
Potencia (kW)
Figura 4.10 Curva suavizada de costo unitario para un generador típico de MCH
Es importante tener presente que existen otros factores, además de los analizados, que
influyen en el costo de un generador, como los son la tensión de generación, la orientación del
generador, si es de uno o dos cojinetes, la eficiencia, el tipo de excitación y si esta última está
incluida o no. A grosso modo, el costo del generador puede subir un 5% si se específica de
montaje vertical.
En lo que respecta a los sistemas de control, tal y como se explicó en el Capítulo 3, lo
que se utiliza es regulación electrónica de carga (ELC). Los costos de estos equipos crecen
linealmente con forme aumenta la potencia. Así en el rango de potencia de MCH (1 a 100 kW)
87
los costos van de US$1000 a US$6000, teniendo presente que un modelo específico puede
trabajar en cierto rango de potencia. Estos precios incluyen las cargas balasto, que pueden ser
enfriadas por aire o por agua.
Por el lado de las protecciones, se tienen equipos que traen incluidos distintos relés de
protección para el generador, o también se pueden adquirir relés individuales para cada
función de protección. Económicamente, son más convenientes los equipos multifuncionales
que los relés individuales, ya que para cumplir con las protecciones mínimas recomendadas en
la Tabla 3.4, se deberían adquirir ocho relés, los cuales fácilmente pueden duplicar el precio de
un equipo multifuncional que incluya las mismas protecciones.
El precio de un relé oscila por US$200, aunque puede subir según el fabricante. El
precio de un equipo multifuncional de protección está en el rango de US$1000 a US$3500
aproximadamente, siendo más costoso según la cantidad de protecciones y funciones que
incluya.
Comercialmente se encuentran equipos, que traen incluido en un solo modelo, las
funciones de regulación y de protección, además de funciones de sincronización, para el caso
en que se desee interconectar el generador con la red.
88
4.5
Costo total del equipo electromecánico para MCH
Analizados ya, los costos de cada una de las partes del equipo electromecánico
(turbina, generador, sistemas de control y protecciones) en secciones anteriores, se presenta en
este apartado, el comportamiento del costo total de este tipo de equipo. Para ello se han
analizado los precios de tres empresas distintas, que ofrecen equipos de características muy
similares. En la Figura 4.11 se presentan las curvas del costo unitario de sus productos.
2000
Empresa 1
1800
Empresa 2
Costo Unitario (US$/kW)
1600
Empresa 3
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
0
20
40
60
80
100
Potencia (kW)
Figura 4.11 Curvas de costo unitario de equipo electromecánico
El equipo electromecánico en estos casos, está compuesto por turbina tipo Pelton o
Michell Banki, generador sincrónico trifásico a 1800 rpm (4 polos), de bajo voltaje,
autoexcitado, autorregulado (con AVR) y sin escobillas; regulador electrónico de carga (ELC)
con sus respectivas cargas balasto, protecciones y accesorios para acople de la tubería.
89
Sacando un promedio de los costos de las tres empresas, se encuentra una curva
promedio y una suavizada que ilustran la variación del costo unitario respecto a la potencia.
Estas se muestran en las Figuras 4.12 y 4.13.
1600
Costo Unitario (US$/kW)
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
0
20
40
60
80
100
Potencia (kW)
Figura 4.12 Curva promedio de costo unitario de equipo electromecánico
1600
Costo Unitario (US$/kW)
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
0
20
40
60
80
100
Potencia (kW)
Figura 4.13 Curva suavizada de costo unitario de equipo electromecánico
90
De la curva de la Figura 4.13, se encuentra una ecuación que permite calcular el costo
unitario (US$/kW) aproximado de todo el equipo electromecánico de características citadas
anteriormente, en función de su potencia en kW, en un rango de 6 a 100 kW. La ecuación es la
siguiente:
C kW =
2383 .6
P 0.3333
(4.4-2)
De la Figura 4.13 y de la aplicación de (4.4-2), se tiene que el costo unitario del equipo
electromecánico se encuentra en un rango aproximado de 500 a 1300 US$/kW. En donde la
turbina representa un 55% del costo, el generador 20%, los sistemas de control y protección
20% y el sistema de acople de la turbina con el generador (transmisión) 5%.
Es importante hacer notar, que en (4.4-2), el costo depende únicamente de la potencia
generada, dejando de lado la altura. Esto debido a que las turbinas fabricadas por las empresas
estudiadas siguen estrategias de producción y mercadeo en las que un mismo modelo es usado
para un rango de potencias, y termina costando lo mismo si opera bajo 5, 100 o 200 m; lo que
si sucede es que la turbina gira más rápido si la altura es de 200 m, variando entonces el costo
del sistema de transmisión hacia el generador con respecto a otra que opere bajo 50 m y gire
más despacio. Igualmente estas empresas también han estandarizado los precios con base en la
potencia, considerando variaciones en el tipo de turbina.
En la Tabla 4.5 se resumen las ecuaciones, los rangos y los porcentajes, de los costos
unitarios del equipo electromecánico para un rango de 6 a 100 kW, teniendo presente que los
91
resultados son aproximados y para equipos típicos; recordando que la única manera de
conocer el costo real de un determinado equipo, es solicitando una cotización a un fabricante.
Tabla 4.5 Resumen de ecuaciones, rangos y porcentajes de costos unitarios
Equipo
Ecuación de costo
unitario en US$/kW
Rango en US$/kW
Porcentaje
aproximado
100%
Total
C kW =
2383 .6
P 0.3333
500 ~ 1300
Turbina tipo
Flujo Cruzado
C kW =
1069.7
P 0.2522
300 ~ 700
55%
Turbina tipo
Pelton
C kW =
1427.2
P 0.2406
450 ~ 900
Generador
sincrónico de
1800 rpm, 3∅
C kW =
782 .89
P 0.5804
60 ~ 275
20%
Sistema de control
(ELC) y
protecciones
mínimas
-----------------
75 ~ 350
20%
Sistema de acople
(Transmisión)
-----------------
25 ~ 65
5%
Complementario a esto se tiene que el costo aproximado de un generador asincrónico
es el 85% de su equivalente sincrónico, el costo un generador de 1200 rpm (6 polos) es
aproximadamente el 200% de uno de 1800 rpm (4 polos) y a los precios de las turbinas se les
puede considerar un 20% de sobrecargo por transporte.
CAPÍTULO 5: Conclusiones y recomendaciones
•
En un estudio de costos para una central hidroeléctrica, se definen tres rubros, los costos
de inversión, los costos de reposiciones (repuestos) y los costos de operación y
mantenimiento. Los costos de inversión se subdividen en los costos de obra civil, equipo
electromecánico, infraestructura y costos indirectos, y a su vez cada uno de estos apartados se
divide en sus distintos componentes.
•
El equipo electromecánico en pico y micro-centrales hidroeléctricas, se considera
compuesto por la turbina, el generador, los sistemas de control y las protecciones; siendo los
costos de estos equipos muy variables y dependientes de distintos factores.
•
Sobre la turbina recae mucho, la eficiencia de la planta de generación, por lo cual es muy
importante su correcta elección y diseño. Partiendo de que en un inicio, únicamente se
conocen los parámetros de caída y caudal de un determinado sitio, la elección del tipo de
turbina y la potencia disponible en el eje de la misma, dependen de la relación de estos datos.
•
Hay varios métodos que indican el tipo de turbina que debe utilizarse según las
condiciones de caída y caudal que se tengan. Estos métodos se basan en el cálculo de la
velocidad específica, definiendo rangos en los que las turbinas son más eficientes. De esta
manera para el tipo de centrales en estudio, se tiene que se pueden utilizar turbinas del tipo
Pelton, Turgo, Flujo Cruzado, Francis y Kaplan.
92
93
•
Las turbinas tipo Pelton son las más utilizadas en pequeñas plantas debido a sus fácil
construcción y alta disponibilidad, son adecuadas para condiciones de grandes caídas de agua
y caudales reducidos.
•
Las turbinas tipo Turgo son muy similares a las Pelton pero se utilizan para caídas de
tamaño mediano a grande y caudales medianos, son turbinas que se adaptan muy bien a los
cambios de caudal, por lo que igual que las Pelton, tienen una eficiencia alta trabajando a
caudales parciales.
•
La turbina de Flujo Cruzado o Michell Banki, es una turbina cuyo rango de aplicación
está comprendido dentro del rango de aplicación de la turbina Francis, con la diferencia que su
rendimiento es menor, aunque tienen una mayor facilidad constructiva y mejor adaptabilidad a
las pequeñas caídas; igual que la turbina Turgo es muy eficiente cuando opera a cargas
parciales.
•
Las turbinas de reacción tipo Francis y Kaplan, se utilizan en condiciones de gran caudal
y poca altura, y son de alta eficiencia cuando trabajan con su caudal máximo.
•
Para obtener un diseño óptimo de la turbina, es muy importante indicarle al fabricante
los datos exactos de caída neta, caudal máximo y mínimo, tipo de regulación que se empleará,
tipo de generador y sistema de acople con la turbina. Al mismo tiempo se le debe pedir al
fabricante que indique la eficiencia, la potencia disponible y la velocidad del eje de la turbina,
para su incorporación en el diseño del generador.
94
•
La elección del tipo de generador, depende de la potencia demandada y la utilidad que se
le dé a esta, teniendo la posibilidad de generar corriente continua o alterna, y monofásica y
trifásica en el caso de ser alterna; por lo cual se definen rangos en los que es más
recomendable uno u otro sistema de generación, tomando en cuenta tanto criterios técnicos
como económicos.
•
La elección entre una máquina sincrónica o asíncrona, no depende de la potencia, ya que
para el rango de potencias de una MCH, se puede emplear cualquiera de los dos tipos de
máquina; la elección por consiguiente se define más bien por factores como la disponibilidad,
el costo o la posibilidad de interconexión con la red.
•
Cuando se utilizan de reguladores de carga, estos por su naturaleza hacen que el
generador funcione constantemente a plena carga e implican una carga extra que se debe
considerar en el dimensionamiento.
•
La velocidad sincrónica del generador debe coordinarse con la velocidad del eje de la
turbina, para un acople directo entre estos, o para el diseño de un sistema de transmisión;
teniendo en cuenta que la velocidad sincrónica de un generador afecta de gran manera el costo
de este.
•
Cuando se pide una cotización de un generador, se debe indicar como mínimo la fase, la
frecuencia, la tensión de operación, la velocidad sincrónica, la potencia y el tipo de montaje; e
idealmente indicar también condiciones ambientales como altitud, humedad y temperatura en
las que trabajará el generador; la posibilidad de exposición a condiciones ambientales
95
adversas, requerimientos especiales en cuanto a factor de potencia, eficiencia y temperatura, y
naturaleza de las cargas a alimentar.
•
En el diseño del equipo electromecánico de una MCH, es muy importante la
coordinación de diseño entre los distintos equipos, principalmente entre la turbina y el
generador. Por eso a la hora de pedir una cotización se tienen que tener bien claros los
distintos aspectos que entran en juego.
•
Por razones de costos del equipo y por la no utilización de elementos actuadores sobre
las turbinas, en MCH lo que se utiliza es regulación electrónica de carga (ELC) y no
regulación por caudal.
•
El ELC se encarga de regular la frecuencia, y se debe complementar su uso con un
regulador automático de tensión (AVR), que por lo general viene incluido con el generador,
asegurándose de la compatibilidad de estos dos equipos, consultando al fabricante del
generador, antes de realizar la compra ya sea del ELC o del generador.
•
Para controlar la frecuencia en un generador asíncrono que opera de manera aislada, se
puede utilizar un ELC, pero lo más recomendable es utilizar un controlador de generador de
inducción (IGC), ya que este reacciona de forma más rápida ante variaciones en los
parámetros nominales, que un ELC.
•
Las protecciones del generador se clasifican como primarias y secundarias; las primarias
se encargan de minimizar cualquier falla que pueda provocar daños de consideración al
96
generador y las secundarias tienen la función de servir como respaldo a algunas de las
protecciones primarias.
•
En micro-centrales, es poco factible económicamente utilizar todas las protecciones
posibles, por lo que en el diseño se deben incorporar únicamente las esenciales; por otro lado
si la planta tiene la posibilidad de conectarse a la red, se debe considerar un número mayor de
protecciones.
•
El costo del equipo electromecánico representa aproximadamente el 50% del costo total
de inversión, donde el costo unitario se encuentra en un rango de 500 a 1300 US$/kW,
dependiendo de distintos factores.
•
Algunos de estos factores que influyen en el costo, no se pueden controlar, ya que son
inherentes a las características del sitio donde se instalará la central, como la caída neta, el
caudal máximo y mínimo, o la tipología de la turbina que queda definida por estas últimas; la
turbina a su vez define otras variables como la orientación del generador o la potencia
disponible, que influyen en el costo y no se pueden controlar.
•
Hay variables que influyen en el costo, que si son controlables como la cantidad, calidad
y características de los equipos utilizados; en una turbina se puede variar el material con el se
construye y bajar los costos o subirlos, en un generador que se pueden variar factores como la
fase, el tipo, ya sea sincrónico o asíncrono, la tensión o la velocidad sincrónica.
97
•
Teóricamente se encontró que el costo de una turbina depende directamente de factores,
como la caída neta y el caudal para la que se diseña, la tipología, la potencia disponible en el
eje, la eficiencia y los materiales, estos dos últimos muy ligados al fabricante.
•
Mediante una expresión que relaciona la potencia disponible y la altura, se puede
encontrar el costo unitario de la turbina,
comprobando que el costo unitario se reduce
conforme aumenta la potencia y la altura, además de que las turbinas tipo Francis son más
caras que las turbinas de acción, de las cuales las de Flujo Cruzado son las más baratas,
seguidas por las tipo Pelton y luego las Turgo.
•
Dado que los únicos parámetros que influyen en el costo de la turbina que son variables
son la calidad de los materiales, la eficiencia y la tipología (en ciertos casos), si se tienen
condiciones de caída y caudal que permitan la implementación de turbinas de distintos tipos
(se puede dar la posibilidad), entonces se podrá hacer una selección según los requerimientos
económicos que se tengan, teniendo en cuenta que la eficiencia se puede ver afectada.
•
El costo del generador depende directamente de si es sincrónico o asíncrono, de la
potencia, la velocidad sincrónica, la fase, la orientación, la tensión de generación, los
dispositivos que tenga o no incluidos como el AVR y la excitación, y finalmente de la
eficiencia, que depende del fabricante.
•
En un diseño, para ajustar los costos, se pueden variar algunos factores, teniendo en
cuenta las implicaciones que estos conllevan; de esta manera, se puede variar la tipología
considerando que un generador asíncrono necesita de capacitores que suministren la potencia
98
reactiva en caso de operación aislada y que un generador sincrónico necesita un circuito de
excitación.
•
Para ajustar los costos de un generador, se puede variar la velocidad sincrónica, tomando
en cuenta que el sistema de acople con la turbina puede encarecerse.
•
Teóricamente se encontró que un generador asíncrono es más barato que uno sincrónico,
aunque esto no se pudo comprobar mediante la investigación de precios actuales realizada.
•
Los generadores monofásicos son más caros que sus equivalentes trifásicos, por lo cual
esta es una de las razones que limitan el uso de generación monofásica a potencias no mayores
de 10 kW. También el costo unitario del generador disminuye cuando se aumenta la potencia,
y aumenta cuando baja la velocidad sincrónica.
•
Los costos de los reguladores electrónicos de carga (ELC), crecen linealmente con forme
aumenta la potencia, con la ventaja de que un modelo específico puede trabajar en cierto rango
de potencia. Teóricamente se encontró que un controlador de generador de inducción (IGC),
es más barato que un ELC.
•
Los costos de las protecciones del generador son muy variables, y dependen de la
cantidad de protecciones y del fabricante. La mejor opción es la implementación de equipos
que integran distintas funciones de protección en un solo modelo, teniendo el cuidado de que
su costo no suba mucho respecto al costo total; un porcentaje aceptable para el costo de las
protecciones es un 10% del costo total del equipo electromecánico.
99
•
Es muy importante, que se de una correcta elección de las protecciones del generador,
ya que más allá del costo de inversión de estas, están los costos asociados a las fallas en el
generador; recordando que los repuestos para un generador son usualmente caros y a veces
pueden ser difíciles de conseguir, sumado al costo de la atención de un técnico que tenga que
viajar hasta zonas alejadas donde generalmente se ubican las micro-centrales hidroeléctricas.
•
Se obtuvo una expresión general para calcular aproximadamente el costo unitario total
del equipo electromecánico (equipos típicos y económicos) de una MCH, en la que la turbina
representa un 55% del costo, el generador 20%, los sistemas de control y protección 20% y el
sistema de acople entre turbina y generador (transmisión) 5%. La ecuación es la siguiente:
C kW =
•
2383 .6
P 0.3333
La expresión encontrada depende únicamente de la potencia instalada, y de ella se infiere
que el costo unitario disminuye conforme se aumenta la potencia.
•
No fue posible obtener una expresión que relacionara también la altura con el costo, ya
que la respuesta no fue muy favorable, por parte de los fabricantes a los que se les solicitó
cotizaciones de turbinas; además de que las turbinas de las empresas que si brindaron
información, presentan características de construcción que les permite ser usadas en un rango
de alturas determinado, por lo que su precio no se ve afectado por este aspecto.
•
Los costos de pico-centrales hidroeléctricas son muy variables y dependen de la calidad
de los materiales según los fabricantes; siendo equipos que se adquieren en un solo paquete y
100
que presentan la posibilidad de trabajar en ciertos rangos de altura y caudal, permitiendo
obtener distintas potencias para un mismo modelo. Las eficiencias son bajas, la instalación
sencilla y son de poco mantenimiento.
•
A pesar de que se obtuvieron rangos, porcentajes y ecuaciones de costos, en función de
algunas variables, pretendiendo orientar sobre la tendencia que puede tener el costo de un
determinado equipo o el conjunto de varios, la única manera de conocer el costo real de las
cosas es solicitando una cotización directamente al fabricante o distribuidor del equipo.
•
Se debe considerar también que actualmente hay una variación constante en el costo de
los equipos, debido al aumento del precio del cobre, por lo cual se recomienda investigar en el
mercado extranjero los precios más favorables o bien aprovechar en lo posible la tecnología
nacional, dando al mismo tiempo la oportunidad de su desarrollo.
•
Queda abierta la posibilidad de complementar el presente estudio, con la investigación
más detallada, de la influencia que tiene la eficiencia en el costo de los equipos; ya que sobre
este tema, lo único que se pudo concluir, es que teóricamente el costo aumenta conforme
aumenta la eficiencia, la cual depende mucho del fabricante del equipo.
BIBLIOGRAFÍA
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101
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30
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19. Valverde, J. Minicentrales Hidroeléctricas:
Costarricense de Electricidad, Costa Rica, 1981.
Evaluación
preliminar.
Instituto
APÉNDICES
103
104
APÉNDICE A: Características de distintos equipos.
PRODUCTOS Y PRECIOS DE 3HC - PERÚ
Los modelos ofrecidos incluyen: turbina hidráulica tipo Michell Banki, generador eléctrico,
tablero de control y regulador automático de velocidad.
MODELO: R125: Utiliza generador asíncrono 3600 rpm, 60 Hz, 220V.
Potencia: 0.5 a 5 kW. Altura: 10 a 35 m. Caudal: 5 a 20 litros/seg. MODELO: R125
Potencia
Costo US$
1 kW
2100
2 kW
2500
3 kW
3300
5 kW
5400
MODELO: R189: Utiliza generador sincrónico 1800 rpm, 60 Hz, 220V.
Potencia: 6 a 20 kW. Altura: 10 a 80 m. Caudal: 5 a 350 litros/seg.
Potencia
Costo US$
6 kW
9000
10 kW
11800
15 kW
13600
20 kW
16600
MODELO: R313: Utiliza generador sincrónico 1800 rpm, 60 Hz, 220V.
Potencia: 20 a 100 kW. Altura: 20 a 220 m. Caudal: 20 a 700 litros/seg.
Potencia
Costo US$
30 kW
23500
40 kW
28600
50 kW
33200
60 kW
39000
80 kW
43500
100 kW
51200
105
PRODUCTOS Y PRECIOS DE APROTEC – COLOMBIA
Potencia
Precio en moneda
colombiana
2-5 kW
5-10 kW
10-15 kW
15-20 kW
20-30 kW
30-40 kW
40-50 kW
50-60 kW
$ 13.290.000
$ 21.480.000
$ 25.210.000
$ 30.110.000
$ 41.110.000
$ 48.300.000
$ 57.080.000
$ 63.210.000
Donde 1U$ = $2000
Los equipos están compuestos por Turbina (Pelton o Michell Banki by Aprotec), Generador
Sincrónico Stamford, Regulador Electrónico de Carga Ingetronix-Aprotec, Balastro de Carga
secundaria y accesorios para acople a tubería de carga.
Los reguladores son electrónicos que siguen el diseño de disipación de carga secundaria vía un
conjunto de resistencia (kantal o ferroniquel) que disipan al aire. Su sensibilidad permite
asumir variaciones de carga del 100% en 2 segundos. Para variaciones entre el 50 y el 90% en
1 segundo, y entre el 5 y el 50% en 1/2 segundo.
106
PRODUCTOS Y PRECIOS DE POWEPAL - CANADÁ
Modelos MHG-200LH, MHG-500LH y MHG-1000LH: los modelos incluyen microturbina,
alternador y regulador de frecuencia. La tensión es 120V o 240V.
MHG-200LH
MHG-500LH
Altura
MHG-1000LH
1.5 m
Caudal
35 l/s
70 l/s
130 l/s
Potencia
200W
500W
1000W
Precio US$
$180
$350
$590
Modelos MHG-200HH y MHG-500HH: los modelos incluyen turbina tipo Turgo,
alternador y regulador electrónico de carga (ELC). La tensión es 120V o 240V.
MHG-200HH
MHG-500HH
Altura
5m
6m
7m
9m
11m
Caudal
6.3 l/sec
6.4 l/sec
7.4 l/sec
8.4 l/sec
9.1 l/sec
Potencia
160W
200W
275W
390W
520W
Precio US$
$195
$370
Modelo MHG-T2: incluye turbina tipo Turgo de una tobera, generador sincrónico de montaje
vertical y regulador electrónico de carga (ELC). La tensión es 240V.
MHG-T2
Altura (m)
14 - 20
16 - 20
24 - 40
24 - 40
24 - 40
Caudal (l/s)
13 - 18.5
18 - 23
8 - 13
13 - 22
18 - 30
Potencia
1.5 kW
2 kW
2 kW
3 kW
4 kW
Precio US$
$1520
$1635
$1685
$1910
$2465
107
Modelo MHG-T5: incluye turbina tipo Turgo de dos toberas, generador sincrónico de
montaje horizontal y regulador electrónico de carga (ELC). La tensión es 240V.
MHG-T5
Altura (m)
11 - 20
14 - 20
16 - 20
Caudal (l/s)
15 - 28
26 - 37
37 - 46
Potencia
2 kW
3 kW
4 kW
Precio US$
$1805
$2025
$2590
Modelos MHG-T8 y MHG-T16: los modelos incluyen turbina tipo Turgo de una o dos
toberas, generador sincrónico y regulador electrónico de carga (ELC). La tensión es 240V.
MHG-T8
Altura (m)
24
26
28
30
32
34
Caudal (l/s)
33.3
34.6
36
37.2
38.4
39.6
Salida Turbina
(kW)
5.9
6.6
7.4
8.2
9.0
10.0
Salida
Generador (kW)
4.7
5.3
5.9
6.6
7.2
8.0
MHG-T16
Altura (m)
24
26
28
30
32
34
Caudal (l/s)
66.6
69.2
72.0
74.4
76.8
79.2
Salida Turbina
(kW)
11.8
13.2
14.8
16.4
18.0
20.0
Salida
Generador (kW)
9.4
10.6
11.8
13.1
14.4
16.0
Los precios de estos modelos únicamente se obtienen solicitando una cotización para un
determinado proyecto.
108
PRODUCTOS Y PRECIOS DE SAVOIA GENERATORS ARGENTINA
Sus modelos incluyen turbina de impulso, alternador sincrónico
de imán permanente a 240V o 120V, y regulador de tensión
automático para 50 o 60hz.
Modelo
Caída
(m)
Caudal
3
(m /s)
Potencia
(kW)
Precio
US$
XJ14-0.2DCT4-Z
10 - 14
0.003-0.004
0,2
384
XJ14-0.3DCT4-Z
12 - 14
0.003-0.005
0,3
445
XJ18-0.5DCT4-Z
12 - 18
0.005-0.007
0,5
640
XJ18-0.75DCT4-Z
14 - 18
0.005-0.008
0,75
855
XJ22-1.1DCT4-Z
16 - 22
0.008-0.010
1,1
1.245
XJ15-1.1DCT4-Z
15
0.010-0.015
1,1
1.425
XJ25-1.5DCT4-Z
18 - 25
0.008-0.011
1,5
1.638
XJ15-1.5DCT4-Z
15
0.015-0.018
1,5
1.815
XJ25-3.0DCT4-Z
20 - 30
0.015-0.019
3
2.565
XJ20-3.0DCT4-Z
18-20
0.018-0.030
3
2.670
XJ30-6.0DCT4-Z
28 - 35
0.030-0.038
6
4.800
XJ28-6.0DCT6-Z
18 - 20
0.038-0.050
6
5.700
XJ30-10DCT4-Z
30 - 38
0.040-0.050
10
8.730
XJ25-10DCT4-Z
25 - 30
0.050-0.068
10
9.750
XJ30-15SCT4/6-Z
30 - 40
0.060-0.070
15
11.040
XJ30-20STC4/6-Z
30 - 45
0.060-0.080
20
14.250
XJ30-25STC4/6-Z
30 - 45
0.070-0.100
25
18.075
XJ38-30SCT4/6-Z
30 - 45
0.090-0.120
30
21.675
109
PRODUCTOS Y PRECIOS DE ENERGY SYSTEMS & DESING - CANADÁ
Modelo Stream Engine: emplea una microturbina tipo turgo y un alternador de imanes
permanentes con capacidad de 1 kW, boquillas universales que se pueden adaptar de 3 mm a
25 mm y un multímetro digital. Trabaja para caídas de 2 metros a más de 100 metros.
Stream Engine (SE)
1 Boquilla
$2345
2 Boquillas
$2495
4 Boquillas
$2795
Modelo LH 1000: usa el mismo alternador que el modelo Stream Engine, sin embargo la
turbina es una hélice para bajas caídas. Trabaja para caídas de 0.5 metros a 3 metros, y su
potencia es de 1 kW.
Low Head Propeller Turbine (LH1000)
LH1000 con la tubería
$2625
Opción Alto Voltaje
$275 extra
Opción Alta Corriente
$275 extra
Modelo Water Baby: emplea una microturbina tipo turgo y un alternador de imanes
permanentes con capacidad de 250 W. Trabaja para caídas de 30 metros y caudales muy
pequeños de 0.18 l/s a 1.5 l/s.
Water Baby
Baby Generador, 1 Boquilla (12/24V)
$1945
Boquillas Extra
$150 c/u
Opción Alto Voltaje 120V
$150 extra
110
PRODUCTOS Y PRECIOS DE RAINBOW POWER COMPANY
Modelo HYD-060 Stream Engine: emplea una microturbina tipo Turgo y un
alternador de imanes permanentes con capacidad de 1900 W. Precio: US$ 3300.
Modelo HYD-200 Micro Hydro Pelton: emplea una microturbina tipo Pelton y
un alternador de imanes permanentes con capacidad de 300 W. Genera corriente
directa a 12V o 24V Precio: US$ 3300.
Modelo HYD-T01 Tamar Turgo Hydro: emplea una microturbina tipo Turgo
y un alternador de imanes permanentes con capacidad de 400 W. Genera
corriente directa a 24V Precio: US$ 3500.
PRODUCTOS DE IREM (ECOWATT) - ITALIA
Modelo AC 2: Turbina Pelton con distribuidor de 6
inyectores, Generador Sincrónico monofásico
autoexcitado, sin escobillas, 2 polos, 230V, 50 Hz.
Regulador electrónico de cargas, protecciones y
tablero de control. Potencias de 0.5 a 3 kW.
Modelo AC 4-38: Turbina Pelton con distribuidor
de 6 inyectores y 3 válvulas de regulación,
Generador Sincrónico trifásico autoexcitado, sin
escobillas, 4 polos, 400/230V, 50/60 Hz. Regulador
electrónico de cargas, protecciones y tablero de
control. Potencias de 1 a 15 kW.
111
Modelo AC 4-75: Turbina Pelton con distribuidor
de 6 inyectores y 4 válvulas de regulación,
Generador Sincrónico trifásico autoexcitado, sin
escobillas, 4 polos, 400/230V, 50/60 Hz. Regulador
electrónico de cargas, protecciones y tablero de
control. Potencias de 2 a 80 kW.
Modelo AS 4: Turbina Pelton o Michell-Banki con
control de caudal, Generador Asíncrono trifásico, 4
polos, 400/230V, 50/60 Hz. Regulador electrónico
de cargas, protecciones y tablero de control.
Posibilidad de conexión a la red.
Modelo AC 4-FI: Turbina Michell-Banki,
Generador Sincrónico trifásico autoexcitado, sin
escobillas, 4 polos, 400/230V, 50/60 Hz. Regulador
electrónico de cargas, protecciones y tablero de
control. Potencias de 1 a 80 kW.
112
PRODUCTOS DE THEE – FRANCIA
Turbinas Kaplan de 4 palas: incluye turbina,
valvula de cierre, regulación de las palas a la
parada y generador sincrónico. Saltos de 2 a 18
metros y caudales de 0.4 a 1.1 m3/s. Potencias de
5 a 30 kW.
Turbinas Francis: concepción semi-estándar
que permite la adaptación a las características
específicas de cada instalación. Eje vertical u
horizontal.
Características: rodete en cobre-aluminio, cierre
de directrices por contrapeso, funcionamiento
mediante grupo hidráulico. Incluye generador
sincrónico. Saltos de 15 a 80 metros y caudales
de 0.2 a 2 m3/s. Potencias de 20 a 400 kW.
Turbinas Pelton: concepción semi-estándar que
permite la adaptación a las características
específicas de cada instalación. Eje vertical u
horizontal.
Características: de 1 a 4 inyectores, rodete en
cobre-aluminio, cierre de inyectores por resortes,
funcionamiento mediante grupo hidráulico.
Incluye generador asíncrono.
Saltos de 80 a 350 metros y caudales de 0.05 a
0.5 m3/s. Potencias de 50 a 400 kW.
113
PRODUCTOS DE HYDRO ENGINEERING - RUMANIA
Microturbina Banki: diámetro de la tubería 250 mm, alturas de 4 a 40 metros, caudales de
0.075 a 0.24 m3/s. Potencias de 1.9 a 50 kW. Incluye generador sincrónico 220/380V a 50 Hz
acoplando a través de fajas.
Microturbina Pelton: diámetro de la tubería 350, 400, 475 o 550 mm, 1 o 2 inyectores,
alturas de 35 a 125 metros, caudales de 0.01 a 0.12 m3/s. Potencias de 10 a 100 kW.
Microturbina Francis: montaje horizontal o vertical, alturas de 7 a 45 metros, caudales de
0.1 a 0.4 m3/s. Potencias de 10 a 100 kW.
114
MODELOS Y PRECIOS DE GENERADORES MARATHON
Sincrónico Monofásico, 120/240V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido,
Factor de potencia 0.8, 4 terminales de conexión, autoexcitado.
kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise
Modelo
281PSL1511
281PSL1512
281PSL1513
282.PSL1514
282CSL1515
283PSL1516
284CSL1517
284CSL1518
361PSL1611
361PSL1612
361PSL1613
362PSL1615
363PSL1617
431PSL6222
431PSL6224
431PSL6226
432PSL6228
331RSA/B3002
332RSA/B3004
333RSA/B3006
333RSA/B3008
334RSA/B3010
335RSA/B3012
335RSA/B3014
336RSA/B3016
331CSA/B3018
332CSA/B3020
332CSA/B3024
334CSA/B3027
334CSA/B3028
Peso
(lbs)
200
206
216
236
250
279
349
398
513
578
626
779
929
1070
1280
1600
1720
120
130
180
190
210
225
280
320
125
143
192
214
214
Continuous
Stand-By
NEMA B
NEMA F
NEMA H
NEMA F
NEMA H
80C R/R
105C R/R 125C R/R
130C R/R
150C R/R
4.2
5.1
7
8.5
12
14
21
18
30
36
47
60
66
73
100
110
155
6
7
9.5
10
13.5
17
20
24
5
7
10
13
14.5
4.4
5.3
7.5
9
13
15
22
20
32
40
50
65
70
78
110
115
170
0
0
0
0
14
0
0
0
0
0
0
0
0
3.6
4.2
6
7
10
11
16.5
14
22
28
38
48
50
60
80
85
125
5
6
8
9
12
15.5
16.5
21
4
6
9
10
11.5
4
4.8
6.6
7.7
11
12.5
19
16
26
33
43
54
58
68
90
100
145
5.5
6.5
9
10
13
16.5
19
23
4.5
6.5
10
11.5
13
4.2
5.1
7
8.4
12
14
21
18
29
36
47
59
66
73
100
110
155
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Precio
US$
$1,805
$1,920
$2,070
$2,175
$2,225
$2,500
$2,805
$3,025
$3,610
$3,875
$4,220
$4,485
$5,205
$6,095
$6,760
$7,480
$7,975
$2,365
$2,570
$2,700
$2,760
$2,925
$2,990
$3,320
$3,570
$1,890
$2,050
$2,215
$2,450
$2,500
115
Sincrónico Monofásico, 120/240V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido,
Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.
kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise
Modelo
281PSL1500
281PSL1501
281PSL1502
282.PSL1503
282CSL1504
282CSL1505
283CSL1506
283CSL1507
284CSL1508
284CSL1542
361PSL1600
361PSL1601
361PSL1602
362PSL1604
362PSL1606
363PSL1607
431PSL6202
431PSL6204
431PSL6206
431PSL6208
432PSL6210
432PSL6212
433PSL6216
433PSL6220
431RSL4005
431RSL4007
432RSL4009
432RSL4011
432RSL4013
432RSL4015
Peso
(lbs)
205
210
220
240
250
275
310
350
405
420
518
569
620
706
796
943
1220
1310
1415
1455
1685
1760
2235
2245
1280
1370
1550
1570
1600
1810
Continuous
Stand-By
NEMA B
NEMA F
NEMA H
NEMA F
NEMA H
80C R/R
105C R/R
125C R/R
130C R/R
150C R/R
3.2
4
5.2
7
8.7
11
13.5
15.5
20
20
25
30
35
41
49
60
77
85
105
105
125
125
150
150
72
82
103
106
98
115
3.6
4.5
6
7.8
9.5
12
15
17
22
23
28
33
40
47
55
66
90
100
120
120
147
147
175
175
82
97
122
122
116
138
3.8
4.8
6.2
8.1
10
13
16
18
24
24
30
35
42
50
59
72
95
106
130
130
158
158
190
190
87
103
129
127
123
143
3.8
4.8
6.3
8.2
10
13
16
18
25
24
30
35
42
51
60
73
96
107
132
132
161
161
193
193
88
103
129
127
123
147
4
5
6.6
8.5
11
14
17
20
26
27
32
37
45
54
64
78
100
110
135
136
165
165
200
200
91
109
136
138
129
150
Precio
US$
$1,880
$1,965
$2,050
$2,160
$2,270
$2,440
$2,715
$2,935
$3,210
$3,325
$3,375
$3,655
$4,155
$4,485
$5,150
$5,540
$6,260
$6,870
$7,590
$8,030
$8,475
$9,580
$10,745
$11,410
$7,195
$7,530
$7,975
$8,365
$8,585
$9,195
116
Sincrónico Trifásico, 240/480V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido,
Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.
kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise
Modelo
281PSL1500
281PSL1501
281PSL1502
282.PSL1503
282CSL1504
282CSL1505
283CSL1506
283CSL1507
284CSL1508
284CSL1542
285PSL1700
286PSL1701
287PSL1702
361PSL1600
361PSL1601
361PSL1602
362PSL1604
362PSL1606
363PSL1607
Peso
(lbs)
205
210
220
240
250
275
310
350
405
420
480
600
670
518
569
620
706
796
943
Continuous
NEMA B
80C R/R
5.4
6.7
9.5
11.5
15
20
22
27
30
34
38
44
50
40
49
58
75
80
110
NEMA F
105C R/R
6
7.5
10.5
13.5
17.5
22
26
31
36
40
43
52
58
45
55
65
84
96
125
Stand-By
NEMA H
125C R/R
6.5
8.1
11
14.5
18
24
28
33
40
43
45
58
62
48
60
70
90
105
135
NEMA F
130C R/R
6.6
8.2
11
15
18
24
28
33
40
43
45
58
62
48
60
70
90
105
135
NEMA H
150C R/R
7
8.7
12
15.5
19
25
30
35
42
46
50
62
67
50
65
76
95
113
150
Precio
US$
$1,880
$1,965
$2,050
$2,160
$2,270
$2,440
$2,715
$2,935
$3,210
$3,325
$3,375
$3,655
$4,155
$3,375
$3,655
$4,155
$4,485
$5,150
$5,540
117
Sincrónico Trifásico, 208/416V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido,
Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.
Modelo
Peso
(lbs)
281PSL1500
281PSL1501
281PSL1502
282.PSL1503
282CSL1504
282CSL1505
283CSL1506
283CSL1507
284CSL1508
361PSL1600
361PSL1601
361PSL1602
362PSL1604
362PSL1606
363PSL1607
205
210
220
240
250
275
310
350
405
518
569
620
706
796
943
kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise
Continuous
Stand-By
NEMA B NEMA F
NEMA H
NEMA F
NEMA H
80C R/R 105C R/R 125C R/R 130C R/R 150C R/R
5.8
6.4
6.9
7
7.4
7.2
8
8.6
8.7
9.2
9
10
10.5
10.5
11
11
12.5
13
13.5
14
13.5
16
17
17
17.5
19
21
22
22
23
20
24
26
26
27
24
27
30
30
32
30
35
38
38
40
35
40
42
42
45
45
50
55
55
58
53
60
65
65
68
65
72
80
80
85
80
90
100
100
105
100
110
125
125
135
Precio
US$
$1,880
$1,965
$2,050
$2,160
$2,270
$2,440
$2,715
$2,935
$3,210
$3,375
$3,655
$4,155
$4,485
$5,150
$5,540
Sincrónico Trifásico, 220/440V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido,
Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.
Modelo
Peso
(lbs)
281PSL1500
281PSL1501
281PSL1502
282.PSL1503
282CSL1504
282CSL1505
283CSL1506
283CSL1507
284CSL1508
361PSL1600
361PSL1601
361PSL1602
362PSL1604
362PSL1606
363PSL1607
205
210
220
240
250
275
310
350
405
518
569
620
706
796
943
kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise
Continuous
Stand-By
NEMA B NEMA F
NEMA H
NEMA F
NEMA H
80C R/R 105C R/R 125C R/R 130C R/R 150C R/R
5.8
6.4
6.9
7
7.4
7.2
8
8.6
8.7
9.2
9.2
10
11
11
11.5
11.5
13.5
14.5
15
15
14
16.5
17.5
17.5
18.5
19
21
23
23
24
21
25
27
27
28
25
28
31
31
33
30
35
39
39
41
37
42
45
45
47
48
53
58
58
61
56
63
68
68
71
68
76
84
84
89
82
92
102
102
107
105
115
130
130
140
Precio
US$
$1,880
$1,965
$2,050
$2,160
$2,270
$2,440
$2,715
$2,935
$3,210
$3,375
$3,655
$4,155
$4,485
$5,150
$5,540
118
Sincrónico Trifásico, 190/380V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido,
Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.
Modelo
Peso
(lbs)
281PSL1500
281PSL1501
281PSL1502
282.PSL1503
282CSL1504
282CSL1505
283CSL1506
283CSL1507
284CSL1508
284CSL1542
361PSL1600
361PSL1601
361PSL1602
362PSL1604
362PSL1606
363PSL1607
205
210
220
240
250
275
310
350
405
420
518
569
620
706
796
943
kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise
Continuous
Stand-By
NEMA B NEMA F
NEMA H
NEMA F
NEMA H
80C R/R 105C R/R 125C R/R 130C R/R 150C R/R
5.8
6.4
6.9
7
7.4
7.2
8
8.6
8.7
9.2
8
9
9.6
10
10
10
11.5
12.5
12.5
13
12
14.5
15.5
15.5
16
17.5
19
20
20
21
18
22
23
23
24
22
25
27
27
29
27
32
35
35
36
29
33
36
36
38
32
36
38
38
41
41
45
50
50
52
48
55
60
60
62
60
65
72
72
77
72
81
90
90
95
90
100
115
115
125
Precio
US$
$1,880
$1,965
$2,050
$2,160
$2,270
$2,440
$2,715
$2,935
$3,210
$3,325
$3,375
$3,655
$4,155
$4,485
$5,150
$5,540
Sincrónico Monofásico, 240/120V, 6 polos, 1200 rpm, 60 Hz, AVR incluido,
12 terminales de conexión, autoexcitado.
kW
Modelo
Peso
(lbs)
0.8 PF
NEMA B
1.0 PF
NEMA F
NEMA B
NEMA B
Precio
US$
Continuous Continuous Continuous Continuous
80C R/R
105C R/R
80C R/R
105C R/R
361SSL0105
580
12
13
15
16
$5,305
361SSL0107
605
16
17
20
22
$5,650
361SSL0108
685
22
23
27
29
$6,615
441SSL0109
885
30
34
38
43
$6,850
441SSL0110
441SSL0111
970
1035
36
42
40
45
45
53
50
56
$7,645
$8,445
441SSL0112
1185
50
52
62
65
$9,705
119
Sincrónico Trifásico, 240/480V, 6 polos, 1200 rpm, 60 Hz, AVR
incluido, Factor de potencia 0.8,
12 terminales de conexión, autoexcitado.
kW
Modelo
361SSL0105
361SSL0107
361SSL0108
441SSL0109
441SSL0110
441SSL0111
441SSL0112
Peso
(lbs)
580
605
685
885
970
1035
1185
0.8 PF
NEMA B
NEMA F
Continuous Continuous
80C R/R
105C R/R
21
32
42
55
67
75
103
23
35
45
61
75
81
112
Precio
US$
$5,305
$5,650
$6,615
$6,850
$7,645
$8,445
$9,705
120
MODELOS Y PRECIOS GENERADORES DISTRIBUIDOS POR MACFARLANE
LEROY SOMER ALTERNATORS: bajo voltaje, 4 polos,
doble cojinete, autoexcitado, aislamiento clase H.
13 kVA
15 kVA
20 kVA
25 kVA
30 kVA
38 kVA
50 kVA
63 kVA
80 kVA
94 kVA
113 kVA
LSG21
LSG22
LSG23
LSG24
LSG25
LSG26
LSG27
LSG28
LSG31
LSG32
LSG33
10KW
12KW
16KW
20KW
24KW
30KW
40KW
50KW
64KW
75KW
90KW
$1,980.00
$2,070.00
$2,580.00
$2,700.00
$2,930.00
$3,480.00
$3,680.00
$4,130.00
$4,730.00
$5,180.00
$5,430.00
STAMFORD ALTERNATORS: sin escobillas, 4 polos, trifásico, doble cojinetes.
8 kVA
11 kVA
14 kVA
16 kVA
23 kVA
28 kVA
31 kVA
38 kVA
40 kVA
43 kVA
50 kVA
60 kVA
73 kVA
85 kVA
100 kVA
15 kVA
20 kVA
23 kVA
35 kVA
40 kVA
48 kVA
58 kVA
65 kVA
78 kVA
88 kVA
113 kVA
BCI164A
BCI164B
BCI164C
BCI164D
BCI184E
BCI184F
BCI184G
BCI184H
BCI184J
UCI224C
UCI224D
UCI224E
UCI224F
UCI224G
UCI274C
BCM184E
BCM184F
BCM184G
UCM224C
UCM224D
UCM224E
UCM224F
UCM224G
UCM274C
UCM274D
UCM274E
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 6, INDUSTRIAL
SERIES 4, INDUSTRIAL
SERIES 4, INDUSTRIAL
SERIES 4, INDUSTRIAL
SERIES 4, INDUSTRIAL
SERIES 4, INDUSTRIAL
SERIES 4, INDUSTRIAL
CURRENT FORCING, MARINE
CURRENT FORCING, MARINE
CURRENT FORCING, MARINE
SERIES 3, MARINE
SERIES 3, MARINE
SERIES 3, MARINE
SERIES 3, MARINE
SERIES 3, MARINE
SERIES 3, MARINE
SERIES 3, MARINE
SERIES 3, MARINE
$2,087.00
$2,229.00
$2,340.00
$2,496.00
$2,809.00
$3,250.00
$3,539.00
$3,267.00
$3,726.00
$4,454.00
$4,664.00
$4,829.00
$5,237.00
$5,928.00
$6,474.00
$2,841.00
$3,280.00
$3,568.00
$5,337.00
$5,547.00
$5,712.00
$6,120.00
$6,811.00
$7,357.00
$7,485.00
$8,440.00
121
MARKON ALTERNATORS: sin escobillas, 2 polos, monofásico, doble cojinetes.
3 kVA
4 kVA
4 kVA
5 kVA
5 kVA
6 kVA
7 kVA
SL105A
SL105B
SL105C
SL105D
SL105E
SL105F
SL105G
3/4" Taper, 2.7kW, 5hp, 18.5kg
7/8" Taper, 3.5kW, 6.7hp, 20kg
7/8" Taper, 4kW, 7.1hp, 21.5kg
7/8" Taper, 4.5kW, 7.9hp, 24kg
7/8" Taper, 5kW, 8.6hp, 25kg
7/8" Taper, 6kW, 9.9hp, 27kg
7/8" Taper, 7kW, 11.6hp, 29kg
$470.00
$495.00
$520.00
$535.00
$555.00
$610.00
$670.00
122
APÉNDICE B: Fabricantes y distribuidores internacionales.
Turbinas para micro centrales hidroeléctricas:
•
Canadian Hydro Components (Fabricante Canadá) http://www.canadianhydro.com
Tipo de Equipo: Turbinas Kaplan y Francis de 50 kW a 15 MW.
•
Canyon Hydro (Fabricante en Estados Unidos) http://www.canyonhydro.com
Tipo de Equipo: Turbinas y Generadores para MCH.
•
Dependable Turbines (Fabricante en Canadá) http://www.dtlhydro.com
Tipo de Equipo: Turbinas para Micro y Mini Centrales Hidroeléctricas.
•
Gugler Water Turbines (Fabricante en Austria) http://www.gugler.com
Tipo de Equipo: Turbinas para Micro-Centrales de 5 a 50 KW.
•
Hydro Engineering (Fabricante en Rumania) http://www.hydrorom.com
Tipo de Equipo: Turbinas Banki de 2 a 50 kW, Pelton y Francis de 10 a 100 kW.
•
Jyoti (Fabricante en India) http://www.jyoti.com
Tipo de Equipo: Turbinas y Generadores.
•
Koessler (Fabricante en Alemania) http://www.koessler.com
Tipo de Equipo: Turbinas.
•
Mackellar Engineering (Fabricante en Escocia) http://www.mackellars.co.uk
Tipo de Equipo: Turbinas.
•
Ossberger (Fabricante en Alemania) http://www.ossberger.de
Tipo de Equipo: Turbinas.
•
THEE (Fabricante en Francia) http://thee.free.fr
Tipo de Equipo: Turbinas de 5 a 400 kW de tipo Kaplan, Francis y Pelton
•
Toshiba (Fabricante en Japón) http://www.toshiba.co
Tipo de Equipo: Turbinas, Generadores y Sistemas de control.
•
UCM Resita S.A. (Fabricante en Rumania) http://www.ucmr.com/
Tipo de Equipo: Turbinas.
•
Wasserkraft Volk AG – WKV AG (Alemania) http://www.wkv-ag.com
Tipo de Equipo: Turbinas.
123
Generadores para micro centrales hidroeléctricas:
•
Ideal Electric (Fabricante en Estados Unidos) http://www.idealelectricco.com
Tipo de Equipo: Generadores de altas potencias.
•
Inertialess Drive - Nomad http://www.inertialessdrive.co.nz/nomad.htm
Tipo de Equipo: Generadores de 125 a 2200 W.
•
Newage AVK SEG Group http://www.newage-avkseg.com
Tipo de Equipo: Distribuidor en Estados Unidos de generadores de las marcas Markon,
Stamford y AVK.
•
Macfarlane Generators http://www.macgen.com
Tipo de Equipo: Distribuidor en Estados Unidos de generadores sincrónicos de las marcas
Leroy Somer, Markon y Stamford.
•
Marelli Motori (Fabricante en Italia) http://www.marellimotori.com
Tipo de Equipo: Generadores asíncronos de potencias de 55 kW a 1 MW, de 4 a 14 polos,
en bajo voltaje. Y sincrónicos de potencias de 300 kW a 3.7 MW, de 4 a 18 polos.
•
Marathon (Fabricante en Estados Unidos) http://www.marathonelectric.com
Tipo de Equipo: Generadores sincrónicos desde 5 kW hasta 4 MW, monofásicos y
trifásicos de bajo y medio voltaje.
•
Markon (Fabricante en Estados Unidos)
Tipo de Equipo: Generadores sincrónicos monofásicos pequeños desde 0.6 kVA hasta 10
kVA, de bajo voltaje de 2 polos.
•
Siemens http://www.siemens.com
Tipo de Equipo: Generadores y Protecciones.
•
Stamford (Fabricante en Estados Unidos)
Tipo de Equipo: Generadores sincrónicos desde 5 kVA hasta 2000 kVA, monofásicos y
trifásicos de bajo y medio voltaje, de 2, 4 y 6 polos.
•
TES (Fabricante en República Checa) http://www.tes.cz
Tipo de Equipo: Generadores asíncronos y sincrónicos de potencias que van desde los 8
kW a los 5 MW, de 4 a 16 polos.
•
WEG (Fabricante en Brasil) http://www.weg.com.br
Tipo de Equipo: Generadores sincrónicos, además de motores, protecciones y
transformadores.
124
Protecciones para generadores:
•
Basler Electric (Fabricante en Canadá) http://www.basler.com
Tipo de Equipo: Sistemas completos de protección para Generadores Pequeños que
incorporan simultáneamente en una misma unidad un gran número de funciones de
protección. Pero además fabrican también relés de protección individuales.
•
Beckwith Electric (Fabricante en Estados Unidos) http://www.beckwithelectric.com
Tipo de Equipo: Sistemas completos de protección para Generadores Pequeños que
incorporan simultáneamente en una misma unidad un gran número de funciones de
protección.
•
RFL Electronics Inc. (Fabricante en Estados Unidos) http://www.rflelect.com
•
Schweitzer Engineering Laboratories http://www.selinc.com
•
Team Arteche (Fabricante en España) http://www.teamarteche.com
Tipo de Equipo: Sistemas completos de protección para Generadores Pequeños que
incorporan simultáneamente en una misma unidad un gran número de funciones de
protección.
Sistema de control para generadores:
•
Arga Controls (Fabricante en Estados Unidos) http://www.argacontrols.com
Tipo de Equipo: Sistemas de Control y Protecciones para Generadores.
•
Cox y Cia Ltda. Ingenieros (Fabricante en Chile)
Tipo de Equipo: Sistemas de regulación de frecuencia mediante ELC para generadores
monofásicos y trifásicos de potencias menores a los 100 kW.
•
Governor Control Systems Inc http://www.govconsys.com
Tipo de Equipo: Distribuidor en Estados Unidos de Sistemas de Control y Protecciones.
•
Retrace Electronics http://www.retraceelectronics.com
Tipo de Equipo: Sistemas de control.
•
Thomson and Howe Energy Systems – T.H.E.S. (Fabricante Canadá)
http://www.smallhydropower.com/thes.html
Tipo de Equipo: Sistemas de Control ELC.
•
Woodward https://www.woodward.com
Tipo de Equipo: Sistemas de Control y Protecciones.
125
Equipo electromecánico completo para una micro central hidroeléctrica:
•
3HC (Fabricante en Perú) http://www.turbinas3hc.com
Características del Equipo: incluye turbina tipo Michell-Banki, Generador, tablero de control y regulador automático de velocidad. Las potencias van desde 1 a 150 kW.
•
Aprotec (Fabricante en Colombia) http://www.aprotec.com.co
Características del Equipo: incluye turbina tipo Pelton o Michell-Banki, generador sincrónico de la marca Stamford, regulador electrónico de carga marca Ingetronix-Aprotec, balastro de carga secundaria y accesorios para acople a tubería de carga.
Las potencias van desde 2 kW hasta 60 kW.
•
Bharat Heavy Electricals Limited (India) http://www.bhel.com
Características del Equipo: equipo electromecánico para Mini Centrales Hidroeléctricas de
100 kW a 2 MW.
•
Energy Systems & Desing (Canadá) http://www.microhydropower.com
Características del Equipo: modelos de capacidades muy bajas de 25W a 1000 W, incluyen
turbina, alternador de imanes permanentes, regulador y convertidor a CA.
•
Garbitek (Fabricante en España) http://www.garbitek.com
Características del Equipo: Microturbinas del tipo Pelton y Turgo, para potencias menores
a 1.5 kW con generador de corriente continua incluido a 12 o 24V, destinados para cargar
baterías.
•
GCZ Ingenieros SAC (Fabricante en Perú) http:// www.gczingenieros.com
Características del Equipo: diseños específicos para proyectos, incluye turbina, generador, sistemas de control y protecciones.
•
Grupo Ingeteam (Fabricante en España) http://www.ingeteam.com
Características del Equipo: equipo hidromecánico, turbinas y generadores sincrónicos para
centrales hidroeléctricas. También Micro Centrales completas bajo la modalidad de llave
en mano.
•
IREM – Ecowatt (Fabricante en Italia) http://www.irem.it
Características del Equipo: los modelos incluyen turbina tipo Pelton o Michell-Banki, generador sincrónico o asíncrono con posibilidad de conexión a la red, regulador electrónico
de cargas, protecciones y tablero de control. Con potencias de 0.5 a 80 kW.
•
Máquinas de Termofluidos Ltda - MTF (Fabricante en Chile) http://www.mtf.cl
Características del Equipo: Dispone de varios modelos de turbinas Michell-Banki (rango 3
a 100 kW) y picoturbinas (rango 200 W a 5 kW), turbinas axiales y turbinas Pelton de alto
126
rendimiento. Además, de reguladores electrónicos de fabricación nacional e importada,
generadores, tableros eléctricos y accesorios para armar unidades completas.
•
PowerPal (Fabricante en Canadá) http://www.powerpal.com
Características del Equipo: incluyen turbinas tipo Turgo, generadores sincrónicos o
alternadores, reguladores electrónicos de carga y tubería (para bajas potencias). Las
potencias van desde 200 W hasta 30 kW.
•
Rainbow Power Company http://www.rpc.com.au
Características del Equipo: modelos de capacidades muy bajas de 300W y 400W corriente
directa y 1900 W corriente alterna, incluyen microturbina y alternador de imanes
permanentes. Suplen repuestos para sus modelos.
•
Saltos del Pirineo (Distribuidor en España) http://www.saltosdelpirineo.com
Características del Equipo: distribuidor de equipos de las marcas IREM y THEE.
•
Savoia Generators (Distribuidor en Argentina) http://www.savoiapower.com
Características del Equipo: distribuye equipo para picocentrales, así como para minicentrales de hasta 1 MW, incluyendo turbina, generador sincrónico sin escobillas o asincrónico,
regulación electrónica por adaptación de caudal, por disipación de energía y/o volante de
inercia y tablero de control.
•
Water Motor (Distribuidor en Bolivia) http://www.watermotor.net
Características del Equipo: Microturbinas tipo Turgo de cuatro boquillas, de muy bajo costo.
Otros fabricantes:
•
ABB (Fabricante Mundial) http://www.abb.com
Tipo de Equipo: Generadores, Sistemas de Control y Protecciones.
•
Baldor (Fabricante en Estados Unidos) http://www.baldor.com
Tipo de Equipo: Todo tipo de Motores.
•
General Electric (Fabricante Mundial) http://www.geindustrial.com
Tipo de Equipo: Generadores, Sistemas de Control y Protecciones.
•
Reliance Electric (Fabricante en Estados Unidos) http://www.reliance.com
Tipo de Equipo: Motores.
127
APÉNDICE C: Consultores y suplidores de equipo para MCH en Costa
Rica.
•
Arconsult S.A. (San Antonio de Escazú).
Teléfono: 288-0945, Fax: 228-9890. E-mail: [email protected]
Servicio: Asesoría y desarrollo de proyectos del tipo MCH. Suplidores de equipo de las
casas alemanas Koessler y Ossberger, entre otras.
•
Centro de Transmisiones S.A. - CETRANSA (Uruca).
Teléfono: 296-4343, Fax: 296-4545
Servicio: Distribuidor exclusivo de motores y generadores de la marca brasileña WEG.
•
ELMEC S.A. (Zapote).
Teléfono: 253-0400. E-mail: [email protected]
Servicio: Representante y distribuidor de equipos de las marcas ABB y Siemens.
•
Energías Renovales de Costa Rica (ENERCOS).
Teléfono: 386-6559, Fax: 260-3641. E-mail: [email protected]
Servicio: Asesoría y desarrollo de proyectos del tipo MCH.
•
Interdinámica (San Isidro de Coronado).
http://www.interdinamic.com
Servicio: Diseña, desarrolla y ejecuta proyectos de generación eléctrica del tipo doméstico
e industrial mediante MCH.
•
Inti Tech Solar (Puerto Jiménez).
http://www.intitechsolar.com
Servicio: Diseño completo de sistemas solares e hidroeléctricos, venta de componentes,
instalación, servicios, y mantenimiento.
•
Soluciones Industriales Electromecánicas S.A. – SIESA (Santana).
http://www.siesacr.com
Servicio: Venta de relés de protección individuales así como sistemas multifuncionales de
protección que incluyen varias funciones. Dan soporte local y mantienen repuestos en bodegas. Distribuyen equipos de la marca Siemens.
•
Sistemas de Potencia de Centroamérica (San Francisco de Dos Ríos).
Teléfono: 286-1010
Servicio: Asesoría y desarrollo de todo tipo de proyectos. Suplidores de equipo de distintas
marcas como Basler, Beckwith Electric, General Electric, RFL Electronics, Seves y Team
Arteche, entre otras.
ANEXOS
128
129
ANEXO 1: Esquemas de protecciones exigidos por el ICE, para el
productor privado.
130