marcos mauricio quiroga jiménez - Universidad del Bío-Bío

UNIVERSIDAD DEL BIO-BIO
FACULTAD DE INGENIERIA
DEPARTAMENTO INGENIERIA CIVIL
“METODOLOGÍA PARA ESTUDIOS DE
PREFACTIBILIDAD DE MICROCENTALES
HIDROELÉCTRICAS COMO PARTE DE UN
SISTEMA HÍBRIDO EN BASE A ENERGÍAS
LIMPIAS”
Proyecto de Título presentado en conformidad a los requisitos para obtener el
Título de Ingeniero Civil
MARCOS MAURICIO QUIROGA JIMÉNEZ
Prof. Guía: Sr. Luís Santana Oyarzo.
Ingeniero Civil.
Concepción, Enero 2007.
A DIOS, A MI ANDY Y A TODA MI FAMILIA.
2
AGRADECIMIENTOS
Quisiera comenzar estos agradecimientos en primer lugar dándole infinitas gracias a Dios,
que me ha dado la posibilidad de ver cumplido una meta importante de mi vida.
Son muchas las personas que intervienen en esta etapa lograda, tanto compañeros, amigos,
profesores como familiares. En especial me gustaría agradecer a mis padres, hermanos y
abuelos por su apoyo incondicional, a mis suegros por estar siempre ahí, a mi Andy por su
incondicionalidad conmigo, a mis amigos por aquellos buenos momentos compartidos, al
profesor Luís Santana por aquellas discusiones de las materias que nos apasionaban.
Por otro lado, darle las gracias a la oficina de ingeniería JMS por su aporte a mi formación
como ingeniero, en especial a Don Juan Marcus. En fin, son tantas las personas que debería
nombrar que no quisiera dejarlas de lado, a todos ustedes muchas gracias.
EL AUTOR.
3
INDICE DE CONTENIDOS
CAPITULO I: INTRODUCCIÓN.........................................................................................6
INTRODUCCIÓN.................................................................................................................7
OBJETIVO GENERAL. .......................................................................................................9
OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ...............................................................................................9
CAPITULO II: ANTECEDENTES GENERALES. ..........................................................10
2.1
ENERGIAS PRIMARIAS.......................................................................................12
2.1.1.
Clasificación de energías primarias.................................................................13
2.1.2.
Consumo de energías primarias.......................................................................13
2.1.3.
Localización geográfica de las energías primarias en Chile............................14
2.2. ENERGIAS SECUNDARIAS. ...............................................................................15
2.2.1.
Clasificación de energías secundarias. ............................................................16
2.2.2.
Consumo de energías secundarias. ..................................................................16
2.2.3
Localización geográfica de las energías secundarias en Chile. .......................17
2.3
ENERGIAS RENOVABLES. .................................................................................18
2.3.1.
Energía eólica ..................................................................................................21
2.3.2.
Energía hídrica.................................................................................................33
2.3.3.
Energía solar. ...................................................................................................34
2.3.4
Energía geotérmica. .........................................................................................38
2.3.5
Biomasa. ..........................................................................................................43
2.3.6.
Aplicaciones en electrificación rural. ..............................................................49
2.3.7.
Programa de electrificación rural (PER) .........................................................50
2.4
MICROCENTRALES HIDROELECTRICAS. ......................................................50
2.5
SISTEMAS HIBRIDOS..........................................................................................54
CAPITULO III: CATASTRO DE ENERGÍAS RENOVABLES EN CHILE. ...............57
3.1
ANTECEDENTES Y ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL.......................59
3.2
ENERGÍA HIDRÁULICA......................................................................................60
3.2.1.
Potencial del recurso hídrico en Chile.............................................................62
3.3
ENERGÍA EÓLICA................................................................................................63
3.3.1.
Potencial del recurso eólico en Chile ..............................................................64
3.5
ENERGÍA DE BIOMASA......................................................................................67
3.6
ENERGÍA GEOTÉRMICA ....................................................................................70
3.7
ENERGÍA MAREOMOTRIZ.................................................................................71
3.8
ENERGÍA DE OLAS..............................................................................................72
3.9
VENTAJAS DE DESARROLLAR EL USO DE ERNC EN CHILE. ...................73
CAPITULO IV: DESARROLLO DE LA PROPUESTA METODOLÓGICA. .............75
4.1
ETAPAS DEL PROYECTO DE UNA MCH. ........................................................88
4.1.1
INVENTARIO. ...............................................................................................89
4.1.2
RECONOCIMIENTO. ....................................................................................89
4.1.3
PREFACTIBILIDAD......................................................................................90
4.1.4
FACTIBILIDAD .............................................................................................95
4
4.1.5
DISEÑO ..........................................................................................................95
CAPITULO V: COMENTARIOS Y CONCLUSIONES. .................................................98
BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................102
ANEXO A.............................................................................................................................106
5
CAPITULO I: INTRODUCCIÓN.
6
INTRODUCCIÓN.
Hoy en día en el mundo se utiliza como principal fuente de energía los combustibles fósiles,
y Chile no es la excepción ya que el gas natural ocupa casi la mitad de su matriz energética,
situación que a mediano y largo plazo es poco sustentable, tanto del punto de vista
económico y ambiental. Desde el punto de vista económico, existen estudios que pronostican
que la producción mundial de combustibles fósiles llegará a su peak aproximadamente en el
año 2020, fecha en la cual el precio del barril de petróleo alcanzarán valores máximos
históricos, trayendo como consecuencia una crisis en la economía a nivel mundial si no se
toman medidas preventivas. Por otra parte, desde el punto de vista ambiental, el protocolo de
Kyoto, (que entre sus acápites limita las emisiones de dióxido de carbono de los países
industrializados) es un paso en la dirección correcta, aunque no es suficiente por lo que los
países desarrollados (principalmente Europa) están buscando otras fuentes de energía que
permitan el aprovechamiento de los recursos renovables no convencionales, ya que en
general constituyen fuentes de energía mucho más limpias y, de paso, se liberan de la
dependencia de los combustibles fósiles los cuales no ofrecen un escenario muy alentador a
mediano ni a largo plazo. [Heresi, S., 2006]
La experiencia internacional de países desarrollados tales como Alemania, Dinamarca, entre
otros, demuestra que las energías no convencionales son una alternativa real para el ámbito
doméstico en zonas rurales y presenta potencialidades para proyectos de ahorro y sustitución
de combustibles, así como generación de energía eléctrica aislada o conectada a la red
convencional. [Programa Chile Sustentable]
Dadas las características físicas y geográficas de Chile, existe un gran potencial para el uso
de fuentes renovables. Desde el punto de vista económico, las fuentes disponibles en Chile
para la generación de energía eléctrica son la eólica, la solar y la biomasa [CNE, 2006].
Éstas, junto a una microcentral hidroeléctrica, conforman un sistema híbrido, económica y
ambientalmente viable. Las demás fuentes renovables como energía mareomotriz y energía
de olas, entre otras no son viables por sus elevados costos [CNE, 2006]. Estas fuentes de
7
energía también se explican a lo largo del trabajo ya que es muy factible que con los avances
tecnológicos en ingeniería en el futuro abran paso a su implementación, aumentando así el
potencial energético del país, brindando nuevas alternativas para la penetración de un sistema
híbrido de generación en las poblaciones, donde el sistema interconectado central no llega.
Actualmente, Chile tiene una matriz energética poco diversa con una gran concentración en
la mega hidroelectricidad sujeto a la variabilidad climática y, además fuertemente
dependiente de recursos naturales que no posee y que, en consecuencia, debe importar. Esta
dependencia significa un bajo grado de seguridad de abastecimiento de la matriz, tal como se
pudo apreciar en la reciente crisis de gas natural. La situación energética a nivel regional no
es muy distinta a la de Chile y la crisis del gas natural afecta a casi toda la región. [Roth, P.,
2005].
La generación de energía eléctrica en zonas aisladas es una labor de ingeniería cada vez más
común en Chile, siendo la principal fuente energética para este objetivo, la proporcionada por
las caídas de agua en un río o una quebrada gracias a la fuerza de la gravedad ejercida sobre
estas corrientes de agua con la cual se puede generar energía eléctrica. Por lo general, en
épocas de sequía, cuando la generación de energía eléctrica no es suficiente para cubrir la
demanda, se recurre a la instalación de plantas diesel, como un sistema híbrido, en el que
interviene una fuente renovable de energía y una no renovable.
En el ámbito de la electrificación rural en Chile, el desarrollo de sistemas híbridos se ha
enfocado en reducir los costos que significa suministrar combustible diesel a sistemas de
generación de energías eléctricas y a reducir las emisiones de gases del efecto invernadero.
En áreas apartadas y lejanas de las redes eléctricas resulta costoso y significa grandes
esfuerzos suministrar combustible diesel para los generadores eléctricos. Es por esta razón
que en los sectores más aislados es necesario explorar dichas opciones tecnológicas para dar
suministro eléctrico, a través de sistemas de autogeneración mediante energía eólica, solar
fotovoltaica, microcentrales hidroeléctricas, uso de la biomasa, entre otras.
8
Hasta el momento el Estado Chileno ha adoptado una posición neutra en cuanto a la
explotación de recursos no convencionales, es decir, ha dejado toda la responsabilidad de la
investigación y desarrollo en manos de privados. Recién en el año 2004 se han comenzado a
dar señales a favor de un incentivo a las energías limpias, como una forma de diversificar la
matriz energética, a través de las leyes cortas I y II. Sin embargo, el incentivo a las energías
renovables no convencionales es sólo a pequeña a escala (menos de 20 MW de potencia
instalada) [Larraín, S., 2006]
El presente trabajo de título propone implementar una metodología de estudio de un sistema
híbrido en el que intervengan sólo fuentes de energías renovables, que reemplacen las que
operan con combustibles fósiles, como por ejemplo, el diesel; minimizando así los impactos
ambientales negativos que éstas producen, y disminuyendo los costos de instalación,
generación y operación.
OBJETIVO GENERAL.
Definir una metodología de estudio a nivel de prefactibilidad de las microcentrales
hidroeléctricas, como parte de un sistema híbrido, dada las características físicas y
geográficas de Chile. La particularidad de este sistema híbrido para la generación de energía
eléctrica es que sólo se utilizan energías provenientes de recursos renovables no
convencionales.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
•
Analizar las alternativas energéticas en Chile en base a energías renovables no
convencionales, desde el punto de vista técnico.
•
Conocer la aplicabilidad de los potenciales sistemas híbridos en Chile.
•
Proponer una metodología de análisis del aprovechamiento energético en base a
microcentrales hidroeléctricas como parte de un sistema hibrido.
9
CAPITULO II: ANTECEDENTES
GENERALES.
10
Los recursos naturales son los materiales de la naturaleza que los seres humanos pueden
aprovechar para satisfacer sus necesidades (alimento, vestido, vivienda, educación, cultura,
recreación, etc) y a su vez son la fuente de las materias primas (madera, minerales, petróleo,
gas, carbón, etc), que transformadas sirven para producir bienes muy diversos.
Entre los recursos naturales se encuentran algunos que tienen propiedades particulares para
producir energía. A éstos se les denomina recursos energéticos.
En Chile existen diversas fuentes de energía según su disponibilidad en la naturaleza, su
propiedad de no agotarse al aprovecharla y su grado de utilización o penetración en el
mercado, entre otras.
Las fuentes energéticas son aquéllos recursos o medios capaces de producir algún tipo de
energía y luego consumirla. Estas fuentes pueden clasificarse en primarias y secundarias
renovables o no renovables según la Comisión Nacional de Energía (CNE). Estas últimas
tienen relación con la tasa de renovación versus la tasa de extracción de la energía.
Dentro de las fuentes clasificadas como agotables o no renovables se encuentran: el carbón,
el petróleo, el gas natural, fuente geotérmica de energía (la fuerza interna de la tierra), fuente
nuclear de energía (los núcleos atómicos). Por su parte las energías inagotables o renovables
se encuentran: fuente hidráulica de energía (ríos y olas), fuente solar de energía (el sol),
fuente eólica de energía (el viento), energía oceánica (las mareas), fuente orgánica de energía
(la biomasa). Cualquiera de las fuentes mencionadas es capaz de producir entre otras, la
energía eléctrica.
En la figura 2.1, se muestra de manera esquemática la clasificación genérica de los distintos
tipos de energías.
11
FUENTES DE
ENERGÍAS
PRIMARIAS
Sin transformación
SECUNDARIAS
Con transformación
Proceso minero
DIRECTA
INDIRECTA
ERNC
PRIMARIA
Petróleo
Eólica, solar,
hidráulica, biomasa,
geotérmica
ELABORADA
Ej: Electricidad,
metanol
Ej: Alquitrán, gas de
refinería.
Otras
Otras
Carbón mineral
ERC
Hidráulica a gran
escala
Figura 2.1. Elaboración propia.
2.1
ENERGIAS PRIMARIAS.
Se denomina energía primaria a los recursos naturales disponibles en forma directa (como la
energía hidráulica, eólica y solar) o indirecta (después de atravesar por un proceso minero,
como por ejemplo el petróleo el gas natural, el carbón mineral, etc.) para su uso energético
sin necesidad de someterlos a un proceso de transformación.
Se refiere al proceso de extracción, captación o producción (siempre que no conlleve
transformaciones energéticas) de portadores energéticos naturales, independientemente de
sus características. [CNE, 2006]. En la figura 2.2 se muestra la participación de
importaciones en consumo bruto de energía primaria en el tiempo.
12
Figura 2.2: Participación de importaciones en consumo bruto de energía primaria.
Fuente: CNE, 2006.
2.1.1. Clasificación de energías primarias.
Las energías primarias se pueden clasificar en: Petróleo Crudo, Gas natural (en condiciones
de consumo residencial pasa a ser considerado energía secundaria), Biomasa, Carbón,
Hídrico, Leña (Dendroenergía), Energía Nuclear, Biogás, Eólica, Solar, Geotermia.
2.1.2. Consumo de energías primarias.
En la figura 2.3 se muestra el consumo de energías primarias en total para el país hasta el año
2001.
13
Figura 2.3: Consumo de energías primarias/total país/año 2004. Fuente: Balance de energía,
CNE, 2004.
2.1.3. Localización geográfica de las energías primarias en Chile.
2.1.3.1.
Petróleo crudo.
El total del abastecimiento nacional proviene de los pozos en tierra firme y costa afuera en la
XII Región. La información sobre reservas indica aproximadamente 30 millones de Barriles.
2.1.3.2.
Gas Natural.
El total de producción nacional proviene de la XII Región de Magallanes. Las reservas se
estiman en 45 .000 Millones de metros cúbicos.
2.1.3.3.
Carbón.
Las principales Minas de Carbón se encuentran en la VIII, IX y XII Región. Las reservas se
estiman en 155 Millones de Toneladas.
14
2.1.3.4.
Hídricos.
Las centrales hidroeléctricas, ya sean de pasada o embalse se encuentran a lo largo de todo el
país excepto en la II y XII Región. El total de recursos hídricos del país es de
aproximadamente 24.000 MW, de los cuales se encuentran instalados alrededor de 8.322
MW.
2.1.3.5.
Leña (Dendroenergía).
Este recurso se encuentra disponible desde la IV a la XII Región. Dado su carácter de
energético renovable se espera se mantengan los niveles de consumo al menos en el mediano
plazo.
2.1.3.6.
Biogás.
En estos momentos sólo se extrae biogás de los vertederos de la Región Metropolitana,
explotando volúmenes pequeños.
2.2.3.7.
Energía solar.
Existe en abundancia en la zona norte del país, es decir, desde la I a la IV región.
2.1.3.8.
Energía eólica.
Básicamente a lo largo de todo el territorio nacional, específicamente en las zonas costeras.
2.2.
ENERGIAS SECUNDARIAS.
Se denomina energía secundaria a los productos resultantes de las transformaciones o
elaboración de recursos energéticos naturales (primarios) o en determinados casos a partir de
otra fuente energética ya elaborada (por ej. Alquitrán). El único origen posible de toda
15
energía secundaria es un centro de transformación y, el único destino posible un centro de
consumo.
Este proceso de transformación puede ser físico, químico o bioquímico modificándose así sus
características iniciales.
Son fuentes energéticas secundarias la electricidad, toda la amplia gama de derivados del
petróleo, el carbón mineral, y el gas manufacturado (o gas de ciudad).
El grupo de los derivados del petróleo incluye una amplia variedad de productos energéticos
útiles que se obtienen a partir del procesamiento del petróleo en las refinerías, entre los cuales
se encuentran las gasolinas, los combustibles diesel (gasóleos) y otros [CNE, 2006].
2.2.1. Clasificación de energías secundarias.
Las energías secundarias se clasifican en: Petróleos Combustibles, Alquitrán, Petróleo Diesel,
Gasolina 93, 95 y 97,Gasolina 93 Con Plomo, Gasolina de Aviación, Kerosén de Aviación,
Kerosene, Nafta, Gas Licuado, Gas de Refinería, Gas de Ciudad, Gas de Altos hornos,
Metanol, Coke o coque, Carbón, Electricidad, Leña.
2.2.2. Consumo de energías secundarias.
En la figura 2.4 se muestra el consumo de energías secundarias en total para el país hasta el
año 2001.
16
Figura 2.4: Consumo de energías secundarias/total país/año 2004. Fuente: Balance de
energía, CNE, 2004 [CNE 2006].
2.2.3 Localización geográfica de las energías secundarias en Chile.
En la tabla 2.1, se muestra un resumen de las energías secundarias y su respectiva
localización
LOCALIZACIÓN
TIPO DE ENERGÍA
REGIÓN
Producción de combustibles líquidos
V, VIII, XII
Mega centrales hidroeléctricas
I, IV, V, Metropolitana, VI, VII,VIII,X
Plantas termoeléctricas
Desde I hasta XII
Centrales motores diesel
I, II, X, XI, XII
Motores Fuel Oil
I, II
Motores gas natural
XII
Térmicas turbogas diesel oil
I, II, III
Térmicas turbogas gas natural
II, Metropolitana, XII
Térmicas a vapor de carbón mineral
I, II, III,V, Metropolitana, VIII
Térmicas a vapor de fuel oil
II
Termicas a vapor de gas natural
II
Térmicas de bagazo, leña u otro
VII, VIII
Gas de alto horno, coke y alquitrán
VIII
17
Metanol
XII
Tabla 2.1. Energías secundarias y su localización. Fuente: Elaboración propia, 2006.
En el anexo B de este trabajo se muestra con mayores detalles la localización y las empresas
asociadas a las distintas energías.
2.3
ENERGIAS RENOVABLES.
Las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y
aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Entre
estas fuentes de energías están: la hidráulica, la solar, la eólica y la de los océanos. Además,
dependiendo de su forma de explotación, también pueden ser catalogadas como renovables la
energía proveniente de la biomasa y la energía geotérmica.
Las energías renovables suelen clasificarse en convencionales y no convencionales, según sea
el grado de desarrollo de las tecnologías para su aprovechamiento y la penetración en los
mercados energéticos que presenten. Dentro de las convencionales, la más difundida es la
hidráulica a gran escala. La figura 2.5 muestra una clasificación de las energías renovables.
18
ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES
GEOTÉRMIA
SOLAR
EÓLICA
BIOMASA
HIDRÁULICA
Biocarburantes
Térmica
Biomasa residual
Fotovoltaica
Cultivos energéticos
Residuos sólidos urbanos
Figura 2.5: Clasificación de las energías renovables. Elaboración Propia. Adaptado de
Emanuelli, 2006.
Como energías renovables no convencionales (ERNC) se consideran la eólica, la solar, la
geotérmica y la de los océanos. Además, existe una amplia gama de procesos de
aprovechamiento de la energía de la biomasa que pueden ser catalogados como ERNC. De
igual manera, el aprovechamiento de la energía hidráulica en pequeñas escalas se suele
clasificar en esta categoría.
Al ser autóctonas y, dependiendo de su forma de aprovechamiento, generan impactos
ambientales significativamente inferiores que las fuentes convencionales de energía, las
ERNC pueden contribuir a los objetivos de seguridad de suministro y sustentabilidad
ambiental de las políticas energéticas. La magnitud de dicha contribución y la viabilidad
económica de su implantación, depende de las particularidades de cada país de elementos
tales como; el potencial explotable de los recursos renovables, su localización geográfica y
las características de los mercados energéticos en los cuales competirán.
19
Históricamente la matriz energética de Chile ha contado con una participación importante de
energías renovables, en particular de la energía hidráulica convencional utilizada para
generación eléctrica. Esta participación ha disminuido en los últimos años producto del
crecimiento de sectores que tienen un consumo intensivo de derivados del petróleo, como el
transporte, y del aumento de la capacidad de generación eléctrica - térmica a partir de gas
natural. Sin perjuicio de ello, la participación de las energías renovables sigue siendo
significativa en el abastecimiento energético nacional, tal como se desprende del balance de
consumo bruto de energía primaria del año 2001 (figura2.6).
Figura 2.6: Energías renovables (Visión general). Consumo bruto de Energía Primaria
(2001) Fuente: CNE, 2006.
Las energías renovables no convencionales, que poseen un potencial de desarrollo en nuestro
País, son las siguientes:
•
Eólica.
•
Hidráulica.
•
Solar.
•
Geotérmica.
•
Biomasa.
20
2.3.1. Energía eólica
La energía eólica se considera una forma indirecta de energía solar. Entre el 1 y 2% de la
energía proveniente del sol se convierte en viento, debido al movimiento del aire ocasionado
por el desigual calentamiento de la superficie terrestre. La energía cinética del viento puede
transformarse en energía útil, tanto mecánica como eléctrica (figura 2.7).
Figura 2.7: Energía eólica.
La energía eólica, transformada en energía mecánica ha sido históricamente aprovechada,
pero su uso para la generación de energía eléctrica es más reciente, existiendo aplicaciones de
mayor escala desde mediados de la década del 70 en respuesta a la crisis del petróleo y a los
impactos ambientales derivados del uso de combustibles fósiles [CNE, 2006].
2.3.1.1 Antecedentes Generales.
La tecnología de turbinas eólicas se ha desarrollado rápidamente en los recientes años y es
ahora considerada capaz de generar electricidad de manera confiable, en un período de vida
de la planta sobre los 15 a 20 años. En sitios apropiados, pueden alcanzarse costos de
generación competitivos con fuentes convencionales. Puede suponerse que los costos de
electricidad eólica generada se reduzcan por algún tiempo como consecuencia de turbinas
más económicas y efectivas: pueden esperarse futuros mejoramientos en eficiencia, pero los
21
mayores adelantos se encontrarán en la reducción de costo de la turbina, a través de rotores
avanzados, ligeros y flexibles y uso de mejores materiales. A largo plazo sólo los sitios de
menor calidad de viento irán quedando disponibles, lo que hará subir los costos de
generación, aunque todavía en ese escenario los parques eólicos sobre plataformas marítimas
podrían ser técnica y económicamente factibles y se esperaría reemplazar las instalaciones
basadas en tierra como medios primarios para explotar la energía eólica.
La energía eólica aunque limpia en emisiones tiene impactos visuales y de ruido. El impacto
visual es inevitable, especialmente si los sitios más ventosos son a menudo paisajes de alto
valor. No toda la gente encuentra las turbinas poco atractivas visualmente y muchas pueden
ser ubicadas de cierta manera para minimizar el impacto visual. Grandes parques eólicos
(conjunto de un gran número de máquinas similares) tal vez no siempre son apropiados.
Algunos paisajes, incluso aquellos con cualidades escénicas particulares, podrían ser
adaptados a turbinas individuales, en parques, por ejemplo, o quizá en pequeños grupos
concentrados.
™ Caracterización Técnica
Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la fuerza del viento en un par
(fuerza de giro) actuando sobre las aspas del rotor de los aerogeneradores. La cantidad de
energía transferida al rotor por el viento depende de la densidad del aire y de la velocidad del
viento, ambos factores se encuentran fuertemente condicionados por el emplazamiento
elegido para el parque eólico, en lo que se refiere a la altura y rugosidad del terreno,
temperaturas y humedad registradas y presencia de obstáculos o efectos aceleradores que son
propios de la geografía. Por otro lado, la energía eléctrica generada va a depender de las
características técnicas del aerogenerador (curva de potencia, factor de planta, etc).
Seguidamente se presentan los fundamentos técnicos básicos que condicionan el desempeño
eólico de un parque, en lo referido al emplazamiento, variabilidad del recurso eólico y
generación de energía eléctrica.
22
Para el estudio adecuado del potencial eólico de una zona se pueden acudir a datos históricos.
Muchas veces estos datos son tomados en estación de aeropuertos a 10 metros de altura, lo
que nos permite usar esos datos para el estudio. Si la estación toma datos para fines
agrometereológicos, éstos son tomados a 2 metros de altura, por lo que éstos datos no son de
utilidad. Para poder tomar éstos datos debemos estar seguros de su confiabilidad, no sólo en
los puntos anteriores, sino en el estado del equipo en la estación y la confiabilidad del
operario para la toma de datos. Para obtener un resultado óptimo, lo recomendable es hacer
una medición durante un año con equipo adecuado. [Vargas L., 2003]
Los datos que se buscan son:
Velocidad del viento promedio anual: Con ésta es posible hacer una evaluación inicial de la
viabilidad del proyecto.
Variaciones estacionales: Estos datos se entregan normalmente como promedios mensuales
de velocidad del viento y permiten estimar la variación estacional de entrega de energía,
estableciendo el mes de diseño crítico.
Variaciones diurnas: Con estas variaciones se establece si es viable es uso de energía eólica
como fuente generadora de electricidad.
Borrascas: Estas mediciones permiten establecer las velocidades máximas de viento bajo las
cuales debe funcionar el equipo.
Periodos de calma: Es importante saber la duración de éstos periodos para el
dimensionamiento de las baterías o para suplir este tiempo con otro tipo de generación
energética.
™ Mediciones de la velocidad del viento
Para la medición adecuada de la velocidad del viento es necesario el uso de anemómetros
totalizadores, pequeños equipos eólicos o equipos de adquisición de datos.
23
Anemómetros totalizadores: Con este equipo se toman valores promedios globales de la
velocidad del viento ya sean diarios, mensuales o anuales. Cuenta con cazoletas que giran
sobre un eje al cual se le mide la velocidad angular por medio de un odómetro y a partir de
ésta se establece el recorrido del viento en un tiempo determinado. Al relacionar esta
distancia sobre el tiempo transcurrido obtenemos la velocidad lineal del viento. Las cazoletas
deber ser instaladas a 10 metros de altura.
Método de correlación: Por medio de este método se combinan mediciones de dos o más
estaciones cercanas. Comparando los valores promedios, ya sean diurnos o mensuales, se
producen estadísticamente coeficientes de proporcionalidad. Su utilidad depende de la
correlación que se obtenga entre los datos y de la cantidad de datos que se tenga. Entre más
datos se tengan se acercará más a la estimación real del potencial eólico de la zona. Para
diferentes direcciones del viento el coeficiente de correlación varía.
Instalación de pequeños equipos eólicos: Instalando un pequeño equipo eólico es posible
medir su funcionamiento, dentro de los rangos estipulados para el equipo, durante un tiempo
determinado, relacionando las características del equipo con el régimen de vientos. La
ventaja de ésta medición es que no sólo se obtienen mediciones de viento sino que también
de generación de energía. El problema radica en la ubicación del aparato, pues, no se dispone
de estudios anteriores. El lugar se elegirá de acuerdo a la experiencia empírica de los
habitantes de la región, pudiendo no ser este un sitio óptimo o representativo.
Adquisición de datos en tiempo real: Los equipos de adquisición de datos, son equipos
operados por computadora que permiten registrar la velocidad del viento en periodos de hasta
segundos. Éstos son los equipos de medición eólica más costosos, y a medida que su
precisión aumenta el costo también lo hace. Sin embargo, con la medición en estos equipos
se garantiza el dimensionamiento adecuado de los equipos eólicos para la generación de
energía.
24
™ Emplazamiento
Para caracterizar un emplazamiento en la industria eólica se utilizan cuatro conceptos:
densidad del aire, rugosidad del terreno, influencia de los obstáculos, y los llamados efectos
aceleradores (efecto túnel y efecto de la colina). A continuación se explican éstos elementos:
Densidad del aire: un cuerpo en movimiento es proporcional a su masa (o peso). Así, la
energía cinética del viento depende en una relación directamente proporcional de la densidad
del aire, es decir, de su masa por unidad de volumen. A presión atmosférica normal y a 15 °C
la densidad del aire es 1,225 Kg/m3 (medida de referencia estándar para la industria eólica).
Ésta densidad aumenta ligeramente con el aumento de humedad y disminuye con el aumento
de la temperatura. A grandes altitudes (en las montañas) la presión del aire es más baja y el
aire es menos denso.
Rugosidad: En general, cuanto más pronunciada sea la rugosidad del terreno mayor será la
modificación que experimente el viento. Se caracteriza mediante dos parámetros, los cuales
están relacionados entre sí: Clase de Rugosidad y Longitud de Rugosidad. La Clase de
Rugosidad es una escala cualitativa de las condiciones del terreno, donde 0 corresponde al
caso ideal y 4 al terreno con máxima oposición al viento. Por su parte, la Longitud de
Rugosidad, medida en metros, cuantifica la significancia de los obstáculos. Así, los bosques y
las grandes ciudades (clase de rugosidad 3 a 4) modifican mucho el viento, mientras que las
superficies de agua tienen una influencia mínima sobre el viento (clase de rugosidad cercana
a 0). Dependiendo del tipo de rugosidad se condiciona la variación de la velocidad del viento
con la altura (cizallamiento).
Influencia de los obstáculos: En áreas cuya superficie es muy accidentada se producen
turbulencias (flujos de aire, ráfagas, remolinos y vórtices) que cambian tanto en velocidad
como en dirección del viento. Las turbulencias disminuyen la posibilidad de utilizar la
energía del viento de forma efectiva en un aerogenerador, así como también, provocan
mayores roturas y desgastes en la turbina eólica. Adicionalmente, cuando el obstáculo se
sitúa a menos de un kilómetro de una turbina, se produce un efecto de frenado del viento que
aumenta con la altura y la longitud del obstáculo, éste efecto es más pronunciado cerca del
obstáculo y cerca del suelo.
25
Efectos aceleradores: La influencia del contorno del terreno, también llamado orografía del
área, incide en la calidad de los vientos. Por ejemplo, si se elige un emplazamiento en un
paso estrecho o entre montañas, el aire tiende a comprimirse en la parte alta de la montaña
que está expuesta al viento produciéndose un efecto acelerador conocido como "efecto
túnel". En general, situar un aerogenerador en un túnel de este tipo es una forma de obtener
velocidades del viento superiores a las de las áreas colindantes. Sin embargo, el túnel debe
estar suavemente enclavado en el paisaje para que no existan turbulencias que anulen su
efecto. Por otro lado, el viento atravesando las cimas de las montañas aumenta su velocidad y
densidad, en tanto que cuando sopla fuera de ellas se vuelve menos denso y veloz, éste
fenómeno se denomina “efecto de la colina”. Es muy común ubicar turbinas eólicas en
colinas o estribaciones dominando el paisaje circundante, donde las velocidades de viento
son superiores a las de las áreas circundantes.
Otras consideraciones que hay que tener en cuenta a la hora de elegir el emplazamiento
definitivo del parque eólico es su cercanía con la red eléctrica de modo que los costos de
cableado no sean prohibitivamente altos. Los generadores de las grandes turbinas eólicas
modernas generalmente producen la electricidad a 690 V, por lo cual se hace necesaria la
instalación de un transformador de tensión cerca de la turbina o dentro de la torre de la
turbina para convertir la tensión al valor de la red.
Finalmente, el terreno debe permitir realizar las cimentaciones de las torres de las turbinas así
como la construcción de carreteras que permitan la llegada de camiones pesados hasta el
emplazamiento.
™ Variabilidad de la velocidad del viento
La producción de potencia a partir del recurso eólico se encuentra condicionada por la
variabilidad de la velocidad del viento, ésta variabilidad puede definirse bajo distintos
horizontes de tiempo: variabilidad instantánea o de corto plazo (segundos), variabilidad
diaria (día y noche), variabilidad estacional (invierno y verano) y variabilidad a través de los
años.
26
En general, estudios realizados en Dinamarca indican que la variabilidad del viento tiende a
favorecer la producción de energía eléctrica puesto que se adapta a los patrones usuales de
consumo de este país.
™ Variabilidad instantánea del viento (o corto plazo)
La velocidad del viento está fluctuando constantemente y por ende su contenido energético,
las magnitudes de las fluctuaciones depende por una parte de las condiciones climáticas así
como también de las condiciones de superficie locales y de los obstáculos. A continuación,
en la figura 2.8, se muestra un gráfico típico de estas variaciones.
Figura 2.8: Variabilidad de la velocidad del viento en el corto plazo. Fuente:
www.windpower.org
La figura 2.8 muestra que las variaciones instantáneas oscilan en torno al 10% del valor
promedio. En general, las variaciones de corto plazo, es decir aquellas fluctuaciones más
rápidas, serán compensadas por la inercia del rotor de la turbina eólica.
™ Variaciones diurnas (noche y día) del viento
En la mayoría de las localizaciones del planeta el viento sopla más fuerte durante el día que
durante la noche, esta variación se debe principalmente a las diferencias de temperatura, las
cuales son mayores durante el día (presencia del sol). Adicionalmente, el viento presenta
27
también más turbulencias y tiende a cambiar de dirección más rápidamente durante el día que
durante la noche.
Figura 2.9. Variabilidad de la velocidad del viento diurna. (Beldringe, Dinamarca).
Fuente: www.windpower.org
La figura 2.9 muestra el efecto de la variabilidad del viento diurna para estudios realizados en
Dinamarca (Beldringe), el eje de las abscisas representa el Tiempo Universal Coordinado
(UTC).
™ Variaciones Estacionales del Viento
El viento también sufre variaciones dependiendo de las estaciones del año, en zonas
templadas los vientos de verano son generalmente más débiles que los de invierno. La figura
2.10, ilustra el efecto de la variabilidad del viento estacional para estudios realizados en
Dinamarca (el eje de las ordenadas corresponde al índice de energía eólica, parámetro
proporcional a la velocidad del viento).
28
Figura 2.10. Variabilidad de la velocidad del viento estacional. Fuente:
www.windpower.org
™ Variaciones anuales en la energía eólica
Las condiciones eólicas pueden variar de un año al siguiente, típicamente, estos cambios son
menores. Estudios realizados en Dinamarca muestran que la producción de los
aerogeneradores tiene una variación típica de alrededor de un 9% a un 10%. En la figura 2.11
muestra dichas variaciones.
Figura 2.11. Variaciones anuales de la velocidad del viento. Fuente:
www.windpower.org
29
™ Potencia generada en función de la velocidad del viento
Describir la variación de las velocidades del viento resulta muy importante tanto desde el
punto de vista de los proyectistas de turbinas (optimización del diseño de aerogeneradores y
minimización de los costos de generación), como para los inversionistas que necesitan ésta
información para estimar los ingresos por producción de electricidad.
™ Distribución de Weibull
En forma empírica se ha comprobado que en la mayoría de las localizaciones del mundo, si
se miden las velocidades del viento a lo largo de un año, en la mayoría de las áreas los fuertes
vendavales son raros, mientras que los vientos frescos y moderados son bastante comunes.
En general el comportamiento de los vientos se modela a través de una distribución de
probabilidades llamada Distribución de Weibull, según se muestra en la figura 2.12:
Figura 2.12. Distribución Weibull. Fuente: www.windpower.org
™ Curvas de potencia de entrada, disponible y generada
A partir de la distribución de Weibull, es posible calcular la potencia de entrada de un
aerogenerador, para ello se toma la distribución de los vientos y se calcula el valor de la
30
potencia (función cúbica de la velocidad del viento) para intervalos definidos de velocidad
(cada 0.1 m/s por ejemplo). Los resultados obtenidos son ponderados por las frecuencias con
las que se produce cada uno de los intervalos de viento, generándose una nueva curva
(similar a la distribución de Weibull) denominada “Curva de Potencia de Entrada”, es decir,
representa la potencia de entrada del aerogenerador. Esta curva normalmente se encuentra
normalizada por el barrido del rotor 3, obteniéndose una densidad de potencia eólica por
metro cuadrado.
Una vez generada la curva anterior, para calcular la potencia disponible (útil) de la turbina,
debe considerarse que existe un límite máximo equivalente al 59% (Ley de Betz), para que el
aerogenerador convierta la potencia de entrada en potencia eléctrica. Este límite considera
una turbina ideal, de modo que para obtenerse la potencia neta generada por un
aerogenerador real, debe tomarse la “Curva de Potencia del Aerogenerador” (entregada por el
fabricante) y multiplicarla por la probabilidad de ocurrencia de las distintas velocidades de
viento según la distribución de Weibull (ver figura 2.13).
Figura 2.13. Potencia de entrada, potencia disponible y potencia de salida de un
aerogenerador. Fuente: www.windpower.org
Cabe notar que la relevancia de estos cálculos radica en poder calcular los valores de
potencia promedio que pueden ser obtenidos de aerogeneradores situados en emplazamientos
específicos. En general, el valor de la potencia promedio obtenida con las curvas de potencia
difiere del valor que se obtiene al calcular la potencia como función cúbica de la velocidad
31
promedio del viento (error de cálculo bastante frecuente y que puede conllevar a errores
serios de dimensionamiento).
™ Curva de potencia de un aerogenerador
La “Curva de Potencia” de un aerogenerador es la relación de potencia que es capaz de
generar una turbina bajo distintas condiciones de viento, se compone de un tramo inicial
desde velocidades de viento hasta la velocidad de cut-in donde la generación es nula (de
hecho si se conecta el aerogenerador actúa como motor), seguido de un tramo casi lineal de
pendiente positiva que deriva en un tramo de potencia constante para un rango determinado
de velocidades (en el gráfico entre los 15m/s y los 25 m/s). Finalmente para velocidades de
viento superiores al límite de cut-out, la turbina se desconecta y la generación de potencia
vuelve a ser nula.
Figura 2.14: Curva de potencia de un aerogenerador. Fuente: www.windpower.org
™ Coeficiente de potencia
El coeficiente de potencia indica con qué eficiencia el aerogenerador convierte la energía del
viento en electricidad. El procedimiento de cálculo se realiza dividiendo la potencia eléctrica
generada por la potencia eólica de entrada, el parámetro logrado es una medida de cuán
eficiente es un aerogenerador.
32
2.3.1.4 Energía eólica en Chile.
La central eólica Alto Baguales en operación desde noviembre de 2001 es de propiedad de la
empresa SAESA y se encuentra situada aproximadamente a 5 Km. de Coyhaique. Cuenta con
una capacidad instalada de aproximadamente 1980 MW distribuida en tres turbinas eólicas
idénticas de 660KW cada una. Esta central eólica representa aproximadamente el 10% de la
capacidad total instalada en el Sistema de Aysén.
2.3.2. Energía hídrica.
La hidroelectricidad, al igual que la energía eólica y solar, es un recurso energético "limpio"
y renovable, cuyo adecuado aprovechamiento tiene un bajo impacto ambiental y se utiliza
como importante recurso energético en casi todos los países del mundo.
2.3.2.1 Antecedentes generales
La potencia obtenida a través de los recursos hidráulicos depende del volumen de agua que
fluye por unidad de tiempo y de la altura de caída de ésta. Una central hidroeléctrica es un
conjunto de obras destinadas a convertir la energía cinética y potencial del agua, en energía
utilizable como es la electricidad. Ésta transformación se realiza a través de la acción que el
agua ejerce sobre una turbina hidráulica, la que a su vez le entrega movimiento rotatorio a un
generador eléctrico.
De acuerdo a su capacidad, las centrales hidroeléctricas pueden clasificarse de la siguiente
forma:
•
Grandes centrales: Poseen una potencia superior a los 5 MW.
•
Pequeñas centrales: Poseen una potencia superior a 1 MW e inferior a los 5 MW.
•
Minicentrales: Poseen una potencia superior a 100 kW e inferior a 1 MW.
•
Microcentrales: Poseen una potencia superior a 1,5 kW e inferior a los 100 kW.
33
•
Hidrocargadores: Su potencia es menor que 1,5 kW, generan electricidad en corriente
continua, la cual puede aprovecharse para cargar baterías.
La energía hidráulica convencional, aquélla utilizada para generación eléctrica en grandes
centrales conectadas a sistemas eléctricos, es una de las fuentes primarias principales de
abastecimiento energético en Chile.
Por su parte, las mini y micro centrales hidroeléctricas y los hidrocargadores, se consideran
como energías renovables no convencionales, debido a su menor nivel de implementación y a
que en los sectores rurales se constituyen en una alternativa para la provisión de electricidad.
Actualmente se contabilizan alrededor de 110 instalaciones de este tipo en el país, destinadas
principalmente a la electrificación de viviendas y a telecomunicaciones.
Existen regiones del país que presentan favorables condiciones geográficas y climáticas que
las transforman en un lugar privilegiado para el aprovechamiento de la energía hídrica.
Muchos lugares cordilleranos en casi toda la extensión de las zonas central y sur, áreas como
Palena y zonas aisladas desde la VIII Región al sur, son especialmente adecuados para la
instalación de múltiples centrales de pequeño tamaño [CNE, 2006].
Por esta razón, éste tipo de energías tienen un espacio primordial de promoción dentro del
programa de electrificación rural.
2.3.3. Energía solar.
2.3.3.1 Antecedentes generales.
La energía solar es la energía radiante producida en el Sol como resultado de reacciones
nucleares de fusión la cual llega a la tierra a través del espacio en cuantos de energía
llamados fotones, que interactúan con la atmósfera y la superficie terrestre. La intensidad de
energía solar disponible en un punto determinado de la tierra depende del día del año, de la
34
hora y de la latitud. La cantidad de energía solar que puede recogerse depende de la
orientación del dispositivo receptor.
La cantidad de cada tipo de radiación en un lugar determinado depende de la limpieza de la
atmósfera, la cantidad de nubes, la humedad y las condiciones ambientales del sitio, con una
variación del 10% al 85% para la radiación difusa, que es la que llega a la superficie de la
tierra, desde el resto del cielo, como producto de la dispersión y difusión que sufre al pasar
por la atmósfera terrestre, tendiendo a ser menor en las zonas tropicales. La radiación total
promedio anual sobre la superficie terrestre varia de los 2000 kW/m2 a los 2500kW/m2 en
zonas de gran asolamiento como los desiertos, y de los 1000 a 1500 kW/m2 en los lugares
localizados en latitudes altas. En los días nublados cerrados, la insolación es muy baja, por lo
que las condiciones climatológicas se consideran altamente desfavorables para aprovechar la
radiación solar.
™ Tipos de aprovechamientos de energía solar.
Existen cuatro tipos de energía solar
Energía solar pasiva: Esta tecnología permite retener el calor disponible para su utilización en
calefacción o refrigeración de espacios. Estos sistemas de energía necesitan grandes áreas de
captación, lo que por lo general requiere una gran superficie vidriada. La refrigeración solar
de los edificios se basa en la creación de diferencias de temperatura que provocan un
movimiento del aire por convección. El índice de aplicación de tecnología solar pasiva
depende en gran medida del ritmo de construcción de nuevos edificios, aunque el uso de la
refrigeración solar pasiva esta disminuyendo, dado que la mayoría de las construcciones
incorporan sistemas de aire acondicionado.
Sistemas heliotérmicos: Estos sistemas funcionan concentrando la luz solar en una estación
receptora o colector, para calentar un fluido que puede utilizarse para producir vapor a fin de
35
generar electricidad. Los tipos más importantes de colectores son los de placa plana, de metal
o de material plástico.
Esta energía tiene una amplia gama de aplicaciones:
•
Calentamiento de agua en viviendas, en cuyo caso es necesario un colector y un
tanque de almacenamiento aislado. La energía solar calienta el agua del colector, el
agua caliente asciende hasta la parte superior del tanque y la que se va utilizando es
automáticamente sustituida por agua fría que entra por el fondo del depósito.
•
Los sistemas de circulación forzada utilizan grandes baterías de colectores de placa
plana y una bomba para abastecer lecherías, industrias textiles, hoteles y hospitales de
las grandes cantidad de agua caliente.
•
El aire obtenido de los colectores puede utilizarse para secado de algunos productos
agrícolas siendo mucho más rápido y controlado que el secado al sol.
•
Calefacción de espacios en clima frío.
•
Sistemas de refrigeración y aire acondicionado.
•
Cocción de alimentos.
•
Bombeo de agua, aunque ésta aplicación aún tiene problemas de costo y fiabilidad
técnica que superar.
La energía heliotérmica es un recurso de considerable potencial en la producción de calor
para procesos industriales, especialmente en zonas donde la radiación solar es abundante.
Energía solar fotovoltaica: Las células fotovoltaicas captan la energía del sol y la transforman
en electricidad de manera muy eficaz. Se utilizan en una amplia gama de aplicaciones,
especialmente en el suministro de energía a pequeñas poblaciones aisladas, en el bombeo y la
desalinización de agua y para los equipos de mantención eléctrica. El costo de
implementación de este sistema es elevado, pero se prevén innovaciones en las células
energéticas para reducir espectacularmente el costo de producción de electricidad. Los
sistemas solares fotovoltaicos de uso domestico pueden ayudar proporcionando luz y otros
36
servicios a un gran número de viviendas insuficientemente atendidas por las fuentes de
energías existentes o que carecen en absoluto de servicios.
Un típico sistema solar consiste en un dispositivo fotovoltaico de determinada potencia, una
batería recargable para el almacenamiento de la energía, un regulador de la batería, una o mas
luces, enchufes, interruptores y cables. El banco Mundial sostiene que puede constituir el
medio mas económico de proporcionar luz y energía eléctrica para pequeños aparatos en
zonas remotas y de escasa densidad demográfica.
Cada unidad que integra el panel fotovoltaico es una pequeña placa
de silicio de
aproximadamente 11 cm por lado y de 4 a 5 mm de espesor. El silicio es un metaloide
extraído del sílice, que transforma la luz en corriente eléctrica. Los paneles fotovoltaicos
formados por estas células son altamente resistentes a la degradación, lo que se obtiene
mediante un sistema de metalinización de alta tolerancia a los ambientes corrosivos, a la
humedad y al aire. Están protegidos por capas interpuestas de vidrio templado, encapsulante
polimérico, una barrera climática de poliéster, una lamina metálica y una superficie de
reverso de resina sumamente resistente. Por lo general contienen 34 o 36 unidades
monocristalinas o policristalinas de silicio, conectadas en serie, formando por lo general 4
hileras doblemente interconectadas para reducir al máximo las fallas eléctricas.
Energía solar vía satélite: Consiste en el empleo de varios satélites grandes colocados en el
espacio. Estos satélites transformarían la energía solar en energía eléctrica que se envía a la
tierra en forma de un haz de microondas. En la estación receptora, la energía se convertiría en
energía apta para ser incorporada a las redes de distribución de electricidad. Esto hasta ahora
sólo es una propuesta, en la cual está trabajando la NASA y el departamento de energía de
EEUU. [Schmidt R., 2005]
37
2.3.3.2 Energía solar en Chile.
El desarrollo de la tecnología fotovoltaica en nuestro país incluye los siguientes tipos de
usos: aplicaciones efectuadas por empresas de telecomunicaciones, aplicaciones en
retransmisión de televisión en sectores aislados, sistemas de iluminación de faros con paneles
fotovoltaicos y electrificación rural.
Actualmente, la Comisión Nacional de Energía, dentro del programa de electrificación rural
(PER), está desarrollando diversas iniciativa para promover e implementar el uso de estas
tecnologías [CNE, 2006].
2.3.4 Energía geotérmica.
2.3.4.1 Antecedentes generales.
Los recursos geotérmicos provienen del calor natural de la Tierra, cuyo flujo promedio
mundial es de 82 MW/m2, el cual corresponde a un flujo de 99 MW/m2 en los fondos
oceánicos y a 57 MW/m2 en los continentes [Uyeda, 1988]. Este calor natural se manifiesta
normalmente en el aumento de la temperatura con la profundidad; este es el gradiente
geotérmico que en promedio, a nivel, mundial es del orden de 30° C/Km. De acuerdo con
esto, a 2.000 m de profundidad se tendría una temperatura de 60-70°C, lo cual es bastante
poco significativo como energía utilizable. Sin embargo, en ciertas regiones de la tierra se
presentan flujos calóricos o gradientes geotérmicos mucho mayores que el normal; el calor
natural de tales regiones constituye la Energía Geotérmica y está generalmente asociada con
actividad sísmica y volcánica.
La tectónica global de placas ofrece una excelente explicación acerca del confinamiento, en
zonas o franjas claramente definidas, de los focos sísmicos, las anomalías del flujo calórico y
la actividad volcánica. Estas zonas, a su vez coinciden en la mayoría de los casos con los
márgenes generativos o destructivos de placas litosféricas (Figura 2.15). Una de las zonas
38
más importantes a este respecto sigue aproximadamente los márgenes del Océano Pacífico,
en la cual se encuentran cerca del 60% de los volcanes del mundo.
Figura 2.15. Distribución de las principales placas corticales. Depto Ingeniería
Eléctrica, Chile. 2003.
Los antecedentes aportados por las investigaciones geológicas, geofísicas y geoquímicas de
una gran cantidad de sistemas geotérmicos permiten construir un modelo básico de la
estructura de estos sistemas (Figura 2.16). Aún cuando cada sistema difiera en cierta medida
de los otros, su ocurrencia está condicionada por los siguientes factores básicos:
•
Fuente de Calor: Corresponde generalmente a un cuerpo de magma a unos 600-900°C
emplazado a menos de 10 km de profundidad, desde el cual se trasmite el calor a las
rocas circundantes.
•
Recarga de agua: El agua meteórica o superficial debe tener la posibilidad de
infiltrarse en el subsuelo, a través de fracturas o rocas permeables, hasta alcanzar la
profundidad necesaria para ser calentada.
39
•
Reservorio: Es el volumen de rocas permeables a una profundidad accesible mediante
perforaciones, donde se almacena el agua caliente o el vapor, que son los medios para
utilizar el calor.
•
Cubierta impermeable: Impiden el escape de los fluidos hacia el exterior del sistema,
usualmente corresponde a rocas arcillosas o a la precipitación de sales de las mismas
fuentes termales.
Figura. 2.16. Modelo de sistema geotérmico indicando los principales factores que lo
controlan. Depto Ingeniería Eléctrica, Chile. 2003.
De acuerdo, con la recarga del agua y la estructura geológica del sistema, éstos pueden
dividirse en:
40
Sistemas de agua caliente: Cuyos reservorios contienen agua a temperaturas entre 30 y
100°C. Sistemas de éste tipo son utilizados en la actualidad para calefacción y agroindustria
principalmente.
Sistemas de agua - vapor: Denominados también de vapor húmedo, contienen agua bajo
presión a temperaturas superiores a 100°C. Este tipo de sistemas geotérmicos es el más
común y de mayor explotación en la actualidad, pueden alcanzar temperaturas de hasta
350°C (Cerro Prieto, México).
Sistemas de vapor seco: O de vapor dominante, producen vapor sobrecalentado, la
separación de la fase gaseosa se produce dentro del reservorio; el grado de
sobrecalentamiento puede variar entre 0 y 50°C. Estos sistemas son poco comunes; como
ejemplos de ellos se tienen Larderello y Monte Amiata (Italia), The Geysers (California) y
Matsukawa (Japón).
Sistemas de rocas secas calientes: Corresponden a zonas de alto flujo calórico, pero
impermeables de tal modo que no hay circulación de fluidos que pueden transportar el calor.
En Estados Unidos se ha desarrollado un proyecto con el objeto de crear artificialmente el
reservorio al cual se le podría introducir agua fría y recuperar agua caliente o vapor (Los
Álamos, Nuevo México).
2.3.4.3 Geotermia en Chile
En Chile sólo se encuentra en la fase de exploración. A continuación se describe a modo
general la fase de exploración.
Las exploraciones geotérmicas en Chile se iniciaron en 1968 como resultado de un convenio
suscrito entre el Gobierno de Chile y el PNUD. Para llevar a cabo este convenio la CORFO
creó el Comité para el Aprovechamiento de la Energía Geotérmica, y cuya función
fundamental fue “programar, dirigir y realizar investigaciones y trabajos en las zonas que
existan recursos geotérmicos, encaminados a establecer las posibilidades más adecuadas de
explotación de los mismos”. Como una primera etapa de los estudios, las exploraciones se
restringieron a las Regiones de Tarapacá y Antofagasta por ser éstas las más deficitarias en
41
recursos energéticos e hídricos del país. Los escasos recursos hidráulicos disponibles han
sido en su totalidad empleados y las exploraciones petrolíferas llevadas a cabo en estas
regiones han sido desfavorables.
Consecuentemente, las necesidades de energía eléctrica han debido ser suplidas mediante
centrales térmicas convencionales; además de la energía, existe la limitante de la falta de
agua para cualquier expansión industrial o minera en la región.
De acuerdo con los estudios realizados queda de manifiesto que las áreas con actividad
geotermal se encuentran asociadas a la franja volcánica del Plioceno-Holoceno que se
extiende a lo largo de la Cordillera de los Andes, lo cual demuestra que la fuente de calor que
da origen a las áreas termales corresponde a la actividad magmática. Tanto la actividad
magmática como la actividad sísmica y en gran medida el flujo calórico en el territorio de
Chile, están controlados por los procesos de subducción de la Placa de Nazca bajo el margen
occidental del continente. [Lahsen, 1988].
Las principales áreas con actividad termal reconocidas, incluyen fuentes termales cuya
temperatura en superficie va desde los 30°C, hasta géiseres y fumarolas, cuya temperatura
puede incluso sobrepasar el punto de ebullición local. Áreas de manifestaciones termales
inferiores a 30°C no han sido consideradas, aún cuando la temperatura media anual, en
algunos sectores, es del orden de 0°C, como ocurre en la alta Cordillera del Norte de Chile.
[Lahsen, 1985].
Áreas Termales del norte de Chile
En la zona Norte se han realizado estudios geológicos y geoquímicos en una veintena de
áreas con actividad termal ubicadas entre los 18° y 24° S éstas áreas incluyen fuentes
termales de hasta 86°C, correspondiente al punto de ebullición para una altura de unos 4.000
ms.n.m., donde se encuentran ubicadas la mayoría de ellas. Algunas de estas áreas se
42
extienden por varios km2, con una gran cantidad de manifestaciones y una notable alteración
hidrotermal en las rocas adyacentes.
Las aguas de las fuentes termales, en su gran mayoría corresponden a soluciones
cercanamente neutras del tipo cloruradas, con contenidos variables de Si02, Na, K, Ca, Mg y
cantidades menores pero apreciables de Li, Cs, As y B, además de sulfatos y carbonatos
[Lahsen, 1976)].
Mediante geotermómetros químicos basados principalmente en el contenido de Si02 y en los
cationes Na - K - Ca se han determinado temperaturas mínimas de subsuperficie que varían
entre 180° y 250°C para los sistemas geotérmicos de Suriri, Puchuldiza, Pampa Lirima y El
Tatio, en este último la temperatura máxima registrada en pozos fué de 276°C [Lahsen y
Trujillo, 1975].
Las áreas termales del Norte de Chile donde se han realizado las investigaciones sistemáticas
más avanzadas, corresponden al El Tatio y Puchuldiza alcanzando hasta la etapa de
perforación de pozos exploratorios. En el caso específico de El Tatio se alcanzó, en 1976, la
etapa de estudios de factibilidad para la instalación de una primera central geotermoeléctrica
de 20MW, y además se realizaron pruebas de desalinización del agua termal mediante una
planta piloto. Como resultado de esta se concluyó que era posible producir como producto 10
l/seg de agua potable por cada MW de potencia eléctrica que se instalase.
2.3.5 Biomasa.
2.3.5.1 Antecedentes generales
La biomasa es toda sustancia orgánica renovable de origen tanto animal como vegetal. La
energía de la biomasa proviene en última instancia del sol. Mediante la fotosíntesis el reino
vegetal absorbe y almacena una parte de la energía solar que llega a la tierra; las células
vegetales utilizan la radiación solar para formar sustancias orgánicas a partir de sustancias
simples y del CO2 presente en el aire (Figura 2.17).
43
De todas las energías renovables actuales, la biomasa es la que participa en mayor proporción
en el balance energético. A nivel mundial la energía obtenida a partir de la biomasa
representa el 14,6% de la energía total consumida, mientras que la hidráulica representa el
5,5% y las restantes renovables el 0,2%. Si bien las restantes energías renovables se
caracterizan por tener una definición muy concreta en cuanto al producto, la tecnología y los
sectores implicados, la biomasa se caracteriza por su gran variedad en lo que respecta a las
materias primas, tecnologías y productos y por la necesidad de implicar a toda una serie de
agentes de los sectores energético, agrario, industrial y económico, normalmente poco
relacionados entre sí, pero cuya cooperación es imprescindible para la puesta en marcha de
esta actividad. Las dificultades de coordinación de estos agentes constituye una de las
principales barreras para el desarrollo de la biomasa como fuente de energía, ya que los
sectores dominantes en el ámbito energético no están normalmente acostumbrados a tratar
con el sector agrario, ni están familiarizados con tener que depender de un gran número de
propietarios del recurso.
La primera gran diferencia entre la biomasa respecto a las restantes energías renovables
radica en su propia naturaleza de “energía química”, capaz de proporcionar toda una serie de
productos que pueden llegar a satisfacer todos los tipos de necesidades energéticas que tiene
la sociedad moderna (calor, electricidad y transporte fundamentalmente), mientras que las
restantes energías están especializadas en la producción de un solo tipo de energía ya sea
eléctrica (hidráulica, eólica o fotovoltaica) o térmica (solar térmica o geotérmica).
44
Figura 2.17: Fuentes de obtención de biomasa. Emanuelli P., 2006.
Los usos de la biomasa en aplicaciones energéticas son principalmente la producción de gas,
energía calórica (térmica) y energía eléctrica.
En lo que dice relación con la caracterización de la madera como combustible se tiene que la
principal característica de la madera que incide en su calidad como biocombustible es el
poder calorífico. Adicionalmente es relevante analizar el contenido de humedad y la
densidad, la primera porque afecta la eficiencia del proceso de combustión y la segunda
porque incide directamente en la cantidad de material disponible para la combustión y su
proceso de transporte. Mientras más seca esté la madera, más calor se obtiene de ella y se
contamina mucho menos. La madera combustible recién cortada tiene una humedad entre 50
-60% (base húmeda) y su combustión generará sólo la mitad del calor que si estuviera seca.
Si se analiza el poder calorífico sobre la base de la unidad de peso es posible verificar que
todas las maderas presentan el mismo poder calorífico, para una humedad dada. Sin embargo,
este poder calorífico cambia en la medida que aumenta la humedad de la madera. En
45
términos generales se ha podido establecer que el poder calorífico de la madera anhidra es de
3.600 kcal/kg, mientras que si la humedad (base seca) es del 50% este baja en un 40% (a
2.150 kcal/kg) (Figura 2.18).
Figura 2.18. Relación entre el poder calorífico de la madera y su humedad. Fuente:
Berg, A, 2004.
Los dos procesos principales para convertir la biomasa en formas útiles de energía son el
bioquímico y el termoquímico. El proceso bioquímico consume poca energía y se basa en la
acción de bacterias que degradan las moléculas complejas de la biomasa en moléculas más
simples. En el método termoquímico, la biomasa se eleva a altas temperaturas, y
dependiendo de la cantidad de oxigeno suministrado, tienen lugar procesos como la pirolisis,
combustión y gasificación.
En condiciones determinadas de temperatura y suministro de oxígeno, se forma una mezcla
gaseosa rica en monóxido de carbono e hidrógeno. Este proceso se denomina gasificación
46
térmica. Ese gas tiene un alto valor calorífico y puede utilizarse para accionar motores de dos
carburantes o motores diesel. Un gasificador utilizado junto con un motor diesel es
fundamentalmente un dispositivo para economizar carburante.
A continuación se detalla una explicación básica de las principales tecnologías posibles para
la producción de energía a partir de la biomasa:
•
Gasificación: Conversión de la biomasa en combustible gaseoso para producir calor y
electricidad a partir de la utilización de motores gaseosos generadores.
•
Combustión: La combustión de la biomasa produce calor y electricidad empleando
generadores de turbinas a vapor.
•
Pirolisis: Descomposición termal de la biomasa sometiéndola a altas temperaturas en
ausencia de aire y oxigeno.
•
Co-generación: Es la combustión de la biomasa como sustituta parcial del carbón.
•
Fermentación alcohólica: Producción de combustible alcohólico a partir de la
transformación del almidón en azúcar y de la fermentación de azúcar a alcohol.
•
Gasificación o síntesis de combustible: Empleo de la gasificación y del proceso de
refinado de los combustibles para la producción de metanol.
•
Transesterificación: Implica la combinación de aceites orgánicos y alcohol para
formar ésteres lipiditos como el etíl o metíl éster. Se denomina biodiesel al
combustible final.
•
Digestión anaeróbica: Producción de gas metano por medios biológicos en
condiciones anaeróbicas.
•
Microturbinas: Producción de electricidad a partir de la biomasa mediante el uso de
turbinas de pequeño tamaño.
Otro aspecto importante de la biomasa es su economía, la cual parece tener buenas
perspectivas especialmente cuando el costo de la biomasa es nulo o insignificante, por
ejemplo: no hay escasez de residuos forestales en toda Asia, América Latina y África.
47
En los últimos años, varios programas nacionales e internacionales están alentando y
apoyando la mejora y desarrollo de formas de producción y usos de la biomasa como recurso
para la generación de calor y energía eléctrica. [Berg A., 2004]
El uso de la biomasa como energía implica un tratamiento previo de los materiales de origen
con el fin de adaptarlos a las características técnicas de los equipos. En función de los
materiales de origen y de lo procesos de transformación, los resultados pueden ser la
producción de calor y/o energía eléctrica mediante métodos directos. Otra opción e la
producción de biocombustibles líquidos, por ejemplo, fermentación alcohólica o
transesterificación.
El rendimiento de las tecnologías de generación de energía a partir de biomasa depende de
circunstancias locales tales como la disponibilidad para la producción de energía eléctrica,
disponibilidad de combustibles y costos derivados, así como las propiedades químicas y
físicas de los combustibles. [Emanuelli P., 2006]
2.3.5.2 Biomasa en Chile
Actualmente la biomasa es utilizada en Chile para producir electricidad e inyectarla a la red,
mediante plantas de cogeneración eléctrica que aprovechan los residuos energéticos (licor
negro, cortezas), de otros procesos industriales tal como la producción de celulosa.
Otra interesante aplicación de la energía de la biomasa, se encuentra en la generación de
electricidad en localidades rurales aisladas [CNE, 2006].
Para efectos de realizar una proyección del volumen de madera de bosque nativo
potencialmente disponible en la zona de estudio, y utilizar cifras conservadoras en tal
proyección, se considerará un rendimiento promedio en las primeras intervenciones de 60
m3/hás un crecimiento de los bosques de 10 m3/ha/año. Con este antecedente y la superficie
potencialmente disponible calculada en los puntos anteriores (338.154 hás.), es posible inferir
48
que se podría generar un volumen total producto de intervenciones silvícolas del orden de
20.289.240 m3 para el área de estudio y un crecimiento estimado anual del orden de
3.381.540 m3/año.
Mirado desde la perspectiva de las superficies, sin tener en cuenta segundas intervenciones en
las superficies cosechadas se requeriría un total de 134.000 hás (40 % de la superficie de
interés estimada) para el abastecimiento de la planta durante la vida del proyecto.
Paralelamente, si se consideran ciclos de corta de 6 años (ciclo bastante conservador para la
realidad de desarrollo de los bosques en la zona) se podría estimar que la superficie necesaria
para el abastecimiento durante 10 años se eleva a 40.240 hás manteniendo las cifras de
extracción por intervención y crecimiento utilizadas anteriormente, lo que equivale a un
11,9% de la superficie de interés para el proyecto (338.154 hás).
En términos de accesibilidad, específicamente en cuanto a transporte, las distancias a las
comunas de interés para un eventual abastecimiento, considerando como referencia la
localidad de Cabrero, se tiene que a menos de 100 km hay posibilidad de acceder a una
superficie de 232.003 hás de bosque nativo, abarcando esta superficie a 11 de las 17 comunas
de interés. Las mayores superficies potenciales, y por ende volúmenes, a menos de 100 km
de la ciudad de Cabrero se concentran en las comunas de Santa Bárbara, Mulchén, Quilaco,
con un 36,4 % (123.115 hás) del total de superficie. En el mismo grupo de 11 comunas se
concentran también las menores distancias promedios desde la localidad poblada a los
predios, siendo estas las asociadas a las superficies de bosque nativo de las comunas de
Yungay, Temuco y Tucapel (30.101 hás). [Berg A., 2004]
2.3.6. Aplicaciones en electrificación rural.
Uno de los objetivos de la política emprendida en electrificación rural es la opción por la
utilización de energías renovables en aquellos proyectos de pequeña escala donde existe la
tecnología apropiada y donde es competitiva con las formas tradicionales de abastecimiento
eléctrico. Dado ello, las energías renovables no convencionales tienen un espacio de
desarrollo dentro del Programa Nacional de Electrificación Rural, de tal forma que hoy
49
existen diversas aplicaciones que proveen de electricidad a comunidades rurales aisladas
mediante el uso de energías renovables y proyectos específicos destinados a promover su uso
[CNE, 2006].
2.3.7. Programa de electrificación rural (PER)
El Programa Nacional de Electrificación Rural, creado por la Comisión Nacional de Energía
a fines de 1994, forma parte de la estrategia de los Gobiernos de la Concertación para superar
la pobreza, elevar la calidad de vida de los sectores rurales, e integrarlos al proceso de
desarrollo económico y social del país.
Sus objetivos específicos apuntan a solucionar las carencias de electricidad y/o a mejorar la
calidad del abastecimiento energético de viviendas y centros comunitarios en el medio rural,
disminuyendo así los incentivos para la migración de familias campesinas a zonas urbanas,
fomentando el desarrollo productivo, y mejorando la calidad de vida y las oportunidades de
acceso a la educación y la salud de estas familias.
Para cumplir estos objetivos, el Gobierno de Chile ha comprometido alcanzar una cobertura
de 90% de viviendas rurales electrificadas a nivel nacional y regional al año 2006 y mejorar
la calidad del abastecimiento de energía en comunidades aisladas, fomentando el uso de las
energías renovables [CNE, 2006].
2.4
MICROCENTRALES HIDROELECTRICAS.
Las microcentrales hidroeléctricas son centrales de generación hidroeléctrica, con una
potencia de generación baja. En su mayoría se construyen en zonas aisladas y no representan
gran importancia para el sistema de interconectado ya que su área de influencia es muy
reducida. Se pueden definir como el conjunto de obras civiles y estructuras hidráulicas
generales y especifica que, complementadas con su correspondiente equipo electromecánico,
aprovechan las energías potencial y cinética del agua para producir energía eléctrica. Esta
50
energía es conducida por diferentes líneas de transmisión a los centros de consumo, en donde
se utiliza en alumbrado público y residencial, operación de aparatos electrodomésticos y
demás necesidades eléctricas de la zona en donde se llevará a cabo el proyecto.
Estas microcentrales tienen la desventaja de proporcionar una corriente eléctrica variable,
puesto que los cambios climáticos y metereológicos pueden hacer variar el flujo de agua, y
por lo tanto la cantidad de agua disponible.
El aprovechamiento hidroenergético tendrá que cubrir una demanda de energía eléctrica, la
cual puede estar conectada al sistema nacional de interconexión, a un sistema hibrido o estar
totalmente aislada. La demanda requerida por la MCH debe ser cubierta durante la totalidad
de la vida útil del proyecto. En caso de estar interconectada, la demanda de la MCH puede
ser cubierta temporalmente, y esta a su vez puede transmitir sus excedentes de potencia y
energía al sistema. En la figura 2.19 se muestra un esquema típico de una microcentral
hidroeléctrica.
51
Figura 2.19. Esquema típico de una microcentral hidroeléctrica. Fuente: Manual de
pequeña hidráulica, 1998.
1
2
3
4
5
6
7
Azud
Toma de
Canal de
Cámara
Tubería
Casa de
Canal de
agua
derivación
de carga
forzada
máquinas
restitución
2.4.1 Tipos de centrales hidroeléctricas
El aprovechamiento hidroenergético se puede realizar construyendo una presa para crear un
embalse. Esta forma requiere de gran profundidad en su diseño y gran tecnología. Este tipo
de obras no es recomendable para las microcentrales, por cuanto son obras costosas que en la
mayoría de los casos encarecen el costo de kW instalado. La otra forma es por medio de la
derivación de caudal. Este caso tiene un fácil diseño y es posible utilizar tecnología regional.
52
™ Pequeña central con derivación
Este tipo de planta es de filo de agua, en la que no se usa un embalse para almacenar agua,
sino que el caudal se toma del recurso hídrico directamente por medio de una bocatoma que
dirige el caudal a un canal en el que se alcanza la caída necesaria para obtener la potencia
requerida, luego se encuentra una tubería a presión por la cual se lleva a la turbina de
generación. Su impacto ambiental es mínimo comparado con el causado por un proyecto de
autorregulación o que usa una presa.
A continuación se hará una breve descripción de los elementos que componen una MCH en
derivación:
Bocatoma: Es la obra en que se toma el caudal necesario para obtener la potencia de diseño.
Azudes: Son muros dispuestos transversalmente al curso del agua de los ríos y sirven para
desviar parte del caudal hacia la toma.
Obra de conducción: Es la encargado de conducir el caudal de la bocatoma a la cámara de
carga, tiene una pendiente leve, la más usada puede ser un canal, pero también son usados
túneles y tuberías.
Cámara de carga: Es un tanque en el que la velocidad del agua es cercana a cero, empalma
con la tubería a presión, y debe evitar el ingreso de sólidos y de burbujas de aire a la tubería
de presión. Además, debe amortiguar el golpe de ariete, garantizando el fácil arranque del
grupo turbina – generador y tiene un volumen de reserva en caso que las turbina lo soliciten.
Aliviadero: Se usa para eliminar el exceso de caudal en la bocatoma y la cámara de carga
regresándolo al curso natural.
Tubería de presión: Es la tubería que transporta el caudal de diseño a la turbina, se apoya en
anclajes que soportan la presión de agua y la dilatación por los cambios de temperatura.
Casa de máquinas: Es el sitio donde se encuentra la turbina, los generadores, los equipos
auxiliares, las válvulas de admisión y los aparatos de maniobra, regulación y protección. Allí
se transforma la energía hidráulica en mecánica y ésta en eléctrica. En la casa de máquinas
está la conexión al sistema de transmisión.
53
Turbinas hidráulicas: Son máquinas que transforman la energía potencial, cinética y de
presión del agua, en energía mecánica de rotación. Se clasifican según su funcionamiento, en
turbinas de acción las que utilizan sólo la velocidad del agua para girar, turbinas de reacción
que utilizan tanto la velocidad como la presión para desempeñar el trabajo de rotación.
Reguladores de velocidad: Son servomecanismos que sirven para mantener constante la
velocidad de giro de la turbina y la frecuencia de la energía eléctrica generada, manteniendo
constante la velocidad sincrónica del generador.
Generador: Es una máquina acoplada a la turbina que convierte la energía mecánica de
rotación en energía eléctrica, en su circuito de salida.
2.4.2. Microcentrales hidroeléctricas en Chile.
Chile tiene grandes posibilidades para una amplia difusión de microcentrales hidroeléctricas
en todo el sur del país, además las empresas eléctricas e instituciones financieras muestran
gran interés en un programa nacional para la rehabilitación de MCH en desuso ya que es una
alternativa para el abastecimiento de energía. A modo de ejemplo, en la localidad de Puerto
Fonck, de la comuna de Puerto Octay, se está rehabilitando una microcentral hidroeléctrica
cuyo caudal de diseño es del orden de 1 m3/s con una altura de 77 metros brutos, con una
potencia instalada del orden de 650 kW.
2.5
SISTEMAS HIBRIDOS.
Muchas veces el diseño de las microcentrales o minicentrales hidroeléctricas está por debajo
del margen de seguridad que garantiza la cobertura del suministro eléctrico todo el año, ya
sea por razones económicas, técnicas o bien porque se dispone de otra fuente de generación
eléctrica que complementará la generada por la instalación. Incluso siendo aún un buen
diseño se producen puntas de consumo muy por encima de lo habitual, o simplemente, existe
un periodo anormalmente largo de tiempo seco. Es en este contexto que existen necesidades
que son irremediablemente infaltables para el buen funcionamiento de actividades o
servicios, como por ejemplo el bombeo de agua para un cultivo, congeladores, etc., en cuya
situación se debe garantizar la continuidad del servicio.
54
Cuando se refiere a un sistema híbrido, se habla de la unión de dos o más sistemas de
generación de energía eléctrica, en parte de combustibles fósiles, para garantizar una base de
continuidad del servicio eléctrico, y en parte de fuentes renovables, completados con
sistemas de almacenaje como baterías, de condicionamiento de la potencia como
rectificadores, reguladores de carga, y de regulación y control.
Estos sistemas son una herramienta valiosa para cubrir las necesidades de energía eléctrica en
zonas aisladas y no electrificadas, en donde sólo se utilizan generadores diesel, con los
problemas que trae consigo, como reducida eficiencia en el funcionamiento, altos costos de
mantención, combustibles y una vida útil reducida de la instalación.
No obstante lo anterior, en el presente trabajo se estudiará los sistemas híbridos que permitan
aprovechar los recursos renovables existentes en el territorio, constituyendo así una opción
real y compatible con el medio ambiental y social.
En general, la configuración de un sistema híbrido tiene la siguiente forma que se detalla a
continuación:
•
Una o más unidades de generación de fuentes renovables.
•
Una o más unidades de generación convencional.
•
Sistema de almacenaje de tipo mecánico, electroquímico o hidráulico.
•
Sistema de condicionamiento de la potencia.
•
Sistema de regulación y control.
El objetivo principal de estos sistemas es que las fuentes renovables proporcionen no menos
del 80% de las necesidades energéticas, dejando la utilización de los combustibles fósiles a
casos excepcionales.
Los sistemas combinados que son completamente provenientes de energías renovables, como
por ejemplo, energía eólica solar, biomasa, hidráulica, mareomotriz, etc. permiten la
55
autosuficiencia de la red eléctrica. Estos sistemas combinan una fuente continua, para cubrir
la necesidad energética de base, en este caso la microcentral hidroeléctrica, y una o más
fuentes intermitentes, para cubrir los peaks de potencia solicitada.
Los beneficios desde el punto de vista ambiental de los sistemas híbridos son notables:
servicio a zonas aisladas o suministradas a través de obras de menor impacto, actuación de
una política de regionalización de la producción, contribución a la diversificación de las
fuentes, disminución de la dependencia energética de fuentes convencionales de la zona
afectada por el proyecto, y disminución de emisiones de sustancias contaminantes y
causantes del efecto invernadero.
Asimismo, los sistemas híbridos pueden tener impactos negativos sobre el medio ambiente,
impactos que el proyectista o el constructor tendrá que intentar minimizar. Estos impactos
negativos están relacionados sobre todo con la ocupación del terreno, la transformación del
territorio, la derivación y captación de recursos hídricos superficiales y posibles alteraciones
sobre la flora y fauna, aunque son de mucha menor importancia que los sistemas de mayor
tamaño. También para las micro aplicaciones es importante mantener un flujo adecuado para
la conservación del ecosistema fluvial en el que se encuentra la instalación. A este flujo se le
conoce con el nombre de caudal ecológico. En aplicaciones de este tipo, situadas cerca de los
centros urbanos, es necesario programar actuaciones que reduzcan los ruidos y las
vibraciones producidas por las máquinas.
56
CAPITULO III: CATASTRO DE ENERGÍAS
RENOVABLES EN CHILE.
57
Los procesos de combustión generan grandes problemas de contaminación del medio
ambiente y conllevan enormes costos sociales asociados que deben pagar tanto el Estado
como sus habitantes.
Es sabido que en nuestro país existe un potencial enorme con respecto a las energías
renovables no convencionales, lo que hace que nuestro país sea “rico” a nivel energético pero
pobre en eficiencia.
¿Cómo puede nuestro país superar un alza sostenida de precio del petróleo y del gas natural,
del eventual déficit de estos insumos y de su actual grado de dependencia respecto a fuentes
de energía primaria?
Los países más desarrollados, como USA, Comunidad Europea, Japón y otros, están
impulsando e invirtiendo en el cambio de composición de sus matrices energéticas, para
hacerlas más independientes del petróleo y, al mismo tiempo, buscan desarrollar nuevas
tecnologías que utilicen fuentes de energía renovables existentes en sus territorios y hasta
ahora no aprovechadas.
La mayor parte de la energía que utiliza Chile, el 81%, se genera por la combustión de
productos fósiles no renovables, y sólo el 19 % restante se genera utilizando recursos
renovables. En la tabla 3.1 se muestra la comparación entre las energías convencionales con
las energías renovables no convencionales.
Convencional
ERNC
Fuente
Hidráulica > 20
Comb. Fósiles
Total Convencional
Hidráulica <20
Biomasa
Eólica
Total ERNC
Total Nacional
SIC
4,612.9
3,422.1
8,035.0
82.4
170.9
0.0
253.3
8,288.3
SING
0.0
3583.0
3,583.0
12.8
0.0
0.0
12.8
3,595.8
MAG
0.0
64.7
64.7
0.0
0.0
0.0
0.0
64.7
Aysén
0.0
13.88
13.9
17.6
0.0
2.0
19.6
33.5
Total
4,612.9
7,083.7
11,696.6
112.8
170.9
2.0
285.7
11,982.3
Tabla 3.1: Comparación entre las fuentes convencionales v/s ERNC. Fuente: CNE,
2006. (Valores en MW).
58
3.1
ANTECEDENTES Y ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL.
En la figura 3.1 se muestra la matriz energética que se tenía a fines del 2005.
Figura 3.1. Matriz energética de Chile. Fuente: CNE, 2005.
La composición de la actual matriz energética primaria del país, es el resultado de privilegiar
la elección de combustibles de bajo costo, asociados a nuevas tecnologías de generación
(ciclo combinado), con el propósito de cubrir los aumentos de demanda. El gas natural para
uso industrial, para generación eléctrica y para consumo doméstico, se introdujo sin
considerar ni aplicar criterios técnicos adecuados, los que aconsejaban construir sistemas de
almacenamiento, que regularan fallas en el suministro. La seguridad se basó exclusivamente
en la supuesta solidez y seriedad de los contratos y protocolos, asumiéndose costos que hoy
paga el país.
Se sabe también que los procesos de combustión, generan graves problemas de
contaminación atmosférica, problema que en la actualidad, genera preocupación global, a
escala planetaria. En el caso de Chile es especialmente preocupante que la leña continúe
siendo mal utilizada, quemándose con rendimientos del orden del 18 %, en detrimento de
59
nuestros Bosques Nativos. Este panorama genera enormes costos sociales que deben pagar el
Estado y todos sus habitantes. [Manuelli P, 2006]
3.2
ENERGÍA HIDRÁULICA.
En la actualidad, es la fuente renovable más conocida y utilizada en Chile; se usa
principalmente para producir energía eléctrica y suministrar potencia eléctrica; representa el
40 % de la potencia instalada en Chile (4.080 MW).
El potencial hidroeléctrico desarrollable en forma económica en el país, se estima es del
orden de 11.000 MW, valor que supera más de 2,5 veces a las instalaciones actuales. El
desglose se muestra en la tabla 3.2 y es el siguiente:
Sistema
MW
%
Zona
SING
85
0,8
Norte del país
SIC
5080
46
Central
Aysén y Magallanes
5835
53
Austral
Tabla 3.2. Aporte energético de la hidráulica. Fuente: Ingenieros, 2006.
En la figura 3.2 se muestra las microcentrales existentes en Chile hasta el 2005 distribuidos
por región.
60
Figura 3.2. Distribución de Microcentrales en Chile. Fuente: Roth P, 2005.
Se puede ver claramente de la figura que la mayor concentración de este tipo de proyectos se
encuentra desde la VIII a la X región.
La comisión conformada por miembros del Colegio de Ingenieros ha estimado que este
potencial hidroeléctrico es desarrollable en forma económica y competitiva con el gas; estos
recursos permitirán atender buena parte del crecimiento de la demanda en los próximos 20
años a tasas de aumento del 5 % anual, considerando también que el crecimiento se atiende
con centrales hidroeléctricas nuevas (50%) y el restante 50% con centrales de otro tipo.
La implementación de nuevas centrales hidráulicas requiere largos periodos destinados a
estudios hidrológicos, diseño y construcción, con plazos que van de 6 a 10 años según sean
centrales de pasada o de embalse, por lo que su ingreso a la matriz energética es de largo
61
plazo y se deben considerar, además, tiempos adicionales para resolver temas
medioambientales y sociales, que mitiguen alteraciones de las condiciones ambientales
existentes.
La materialización de proyectos hidroeléctricos requiere realizar inversiones que duplican a
las de centrales térmicas de ciclo combinado para similares capacidades y deben contemplar,
además, el pago de compensaciones mayores por los extensos terrenos que se requieren en la
construcción de las obras.
3.2.1. Potencial del recurso hídrico en Chile.
El potencial hídrico de nuestro país es innegable tanto a nivel macro como micro. Es aquí
donde, las mini y microcentrales hidroeléctricas y los hidrocargadores juegan un rol
importante a la hora de generar energía eléctrica, pues, se consideran como energías
renovables no convencionales, debido a su menor nivel de implementación y a que en los
sectores rurales se constituyen en una alternativa para la provisión de electricidad.
Actualmente se contabilizan alrededor de 110 instalaciones de este tipo en el país, destinadas
principalmente a la electrificación de viviendas y a telecomunicaciones.
Existen regiones del país que presentan favorables condiciones geográficas y climáticas que
las transforman en un lugar privilegiado para el aprovechamiento de la energía hídrica.
Muchos lugares cordilleranos en casi toda la extensión de las zonas central y sur, áreas como
Chiloé continental y zonas aisladas desde la VIII Región al sur, son especialmente adecuados
para la instalación de múltiples centrales de pequeño tamaño. Por esta razón, este tipo de
energías tienen un espacio primordial de promoción dentro del programa de electrificación
rural [Programa Chile Sustentable].
En las figuras 3.3 se muestra la capacidad instalada de generación eléctrica elaborado por la
Comisión Nacional de Energía.
62
Figura 3.3: Mapa de recursos eléctricos. Fuente: CNE, 2006.
3.3
ENERGÍA EÓLICA.
Este recurso en Chile no se ha estudiado en forma consistente; existen pocos datos de viento,
salvo aquéllos obtenidos en estaciones meteorológicas de aeropuertos y puertos marítimos y
que se ubican en lugares carentes de vientos fuertes. El no contar con inventario de recursos
de energía eólica explotables en el país, hace difícil estimar su potencial de uso.
Se ha detectado algunos proyectos que están estudiados y listos para ser desarrollados:
40MW Codelco cerca de Calama en el Norte; 15 MW Punta Curaumilla, Valparaíso, V
Región; 25 MW Punta Tumbes, Talcahuano, VIII Región; 2 MW Provincia de Aysén, XI
Región; 125 MW Provincia de Magallanes XII Región [Revista Ingenieros, 2006].
63
Considerando la posición austral de Chile en el Continente Americano, se estimó que el
recurso eólico desarrollable a mediano plazo es del orden de 5.500 MW, principalmente en
las zonas costeras de las Regiones X, XI y XII.
Producto del gran impulso que la Comunidad Europea dio al desarrollo de las energías
renovables, se produjeron importantes avances tecnológicos en los equipos eólicos,
disminuyendo su precio en los últimos tres años, de US$ 2.000 a aproximadamente US$ 650
por KW instalado. Este factor hace posible que la energía eólica entre a competir en términos
económicos con las otras energías que se suministran actualmente al sistema eléctrico,
cuando se dan condiciones de viento favorables.
Su incorporación a sistemas eléctricos abastecidos por centrales hidráulicas (SIC) es
altamente recomendable, al ser su funcionamiento similar a centrales de pasada; permite al
sistema ahorrar agua embalsada supliendo el déficit de gas y regular costos. Para sistemas
eléctricos abastecidos por centrales de carbón y gas (SING) es también muy buen
complemento al suplir el déficit de gas y permite regular costos de eventuales aumentos de
precios de transporte, petróleo y/o carbón.
Las favorables condiciones de viento de las Regiones X, XI y XII, hacen altamente rentable
su instalación en los sistemas eléctricos de Aysén y Magallanes, donde reemplazan altos
costos de generación de unidades accionadas por motores Diesel. Loable es destacar el
sistema de Aysén que está siendo abastecido en la actualidad casi en un 100 % por fuentes de
energía renovable; producto de poner en servicio una central hidroeléctrica (Lago
Atravesado) e instalar además tres turbinas eólicas (1,9 MW) [Ingenieros, 2006].
3.3.1. Potencial del recurso eólico en Chile
Una de las características de este recurso es su condición aleatoria y variable, por cuanto
depende de condiciones atmosféricas. Esto lleva a que se requieran exhaustivas mediciones
como condición previa para el desarrollo de proyectos destinados a su aprovechamiento.
64
En Chile se han realizado algunos estudios tendientes a caracterizar parcialmente el potencial
energético eólico nacional y hay otros en ejecución. Durante 1992 se hizo una recopilación
de la mayoría de la información de viento disponible a esa fecha, a partir de la cual se evaluó
el recurso eólico en lugares con información confiable (Evaluación del potencial de energía
eólica en Chile, CORFO, 2004). Dada la baja densidad y características de las estaciones
meteorológicas disponibles, el estudio no permitió tener una visualización integra del
potencial eólico de Chile.
Recientemente, CNE (2004) ha realizado un estudio "Mejoría del conocimiento del recurso
eólico en el norte y centro del país", en el cual se actualiza el estudio previo realizado por
CORFO en lo referido a recopilación y análisis de información meteorológica de superficie
para las regiones III, IV y V del país y desarrolla una evaluación preliminar del potencial
eólico entre la I y IX Región, basado en el reprocesamiento de resultados disponibles de
modelos meteorológicos de mesoescala. Dado que la información observacional recopilada
no fue obtenida con fines de prospección eólica, los resultados de este estudio deben ser
usados con precaución, pues no permiten descartar zonas que aparentemente presentan bajo
potencial. Pese a ello, el estudio logra identificar algunas zonas costeras en las regiones
analizadas donde, tanto la información observacional recopilada como los resultados de los
modelos de mesoescala, señalan un potencial eólico interesante.
Por otro lado, el NREL (grupo de consultores) desarrolló para CNE un mapa preliminar del
potencial eólico del archipiélago de Chiloé orientado a la evaluación del recurso para
aplicaciones rurales no conectadas a red. Este mapa ha permitido elaborar una cartera de
proyectos híbridos Eólico - Diesel para abastecer a más de 3100 familias distribuidas en 32
islas del Archipiélago.
A pesar de la escasa información disponible sobre el potencial explotable del recurso, y dadas
las características geográficas de Chile, es posible identificar zonas que pueden contar con
niveles de viento que permitan su aprovechamiento fines de generación eléctrica. Entre ellas
están:
65
•
Zona de Calama en la II Región y, eventualmente, otras zonas altiplánicas.
•
Sector costero y zonas de cerros de la IV Región y, eventualmente, de las otras
regiones del norte del país.
•
Puntas que penetran al océano en la costa de la zona norte y central.
•
Islas esporádicas.
•
Zonas costeras abiertas al océano y zonas abiertas hacia las pampas patagónicas en las
regiones XI y XII: Estas últimas han demostrado tener un excelente recurso eólico.
3.4
ENERGÍA SOLAR.
La energía solar es muy intensa en el norte de Chile, con valores de radiación máxima
recibida por hectárea cercanos a 10 MW; representa el mayor potencial de energía renovable
disponible y con enormes reservas.
Tradicionalmente la conversión de energía solar en eléctrica se centró en el desarrollo de
tecnologías que concentran el calor solar, utilizando espejos sobre tuberías, para alimentar
centrales a vapor o mediante la conversión directa de energía lumínica en eléctrica en
semiconductores dispuestos en celdas fotovoltáicas. Ambos sistemas no han logrado
sobrepasar el 25% eficiencia, por lo que implicaría construir instalaciones inmensas y muy
caras, si se pensará incorporarlo al sistema eléctrico. El uso de la energía solar se ha limitado
a celdas fotovoltáicas para abastecer consumos aislados de electricidad de pequeña magnitud
y al suministro de calor para procesos mineros, industriales y uso doméstico en pequeña
escala.
En Alemania existe un nuevo desarrollo denominado Chimenea Solar. Su funcionamiento fue
testeado en un prototipo construido a escala por más de siete años, donde se obtuvieron
parámetros de diseño para su aplicación económica. Cubriendo amplias áreas con paneles
translúcidos se calienta el aire y el suelo, se producen elevados flujos que accionan
generadores eólicos dispuestos al interior de la Chimenea. Tuberías con agua dispuestas en el
piso absorben el calor durante el día; se almacena en acumuladores que lo devuelven por la
66
noche, obteniéndose así producción continua de energía eléctrica durante las 24 horas,
mejorando el factor de utilización de equipos.
Se estima que este proyecto es factible de materializar en términos económicos en Chile,
construyendo las chimeneas apoyadas en las montañas, utilizando materiales más livianos,
mejores equipos y técnicas de construcción avanzadas. Los valores de inversión y
explotación por KW son comparables a los de grandes centrales de embalse, si se abordan
proyectos de volúmenes adecuados.
Se ha estimado que la geografía de Chile, los nuevos desarrollos de materiales y técnicas de
construcción, harán factible el desarrollo en el país de proyectos de generación eléctrica con
origen solar, en términos económicos y medioambientales competitivos con otros tipos de
energía actualmente inyectadas a las redes de servicio público [Ingenieros, 2006].
3.5
ENERGÍA DE BIOMASA.
Existen principalmente tres formas de utilizar productos o desechos vegetales para producir
energía:
•
Introduciendo desechos vegetales a digestores donde, a través de procesos de
fermentación bacteriana anaeróbica, se produce un gas combustible compuesto
principalmente por metano con algo de anhídrido carbónico. (En Chile existieron muy
buenas aplicaciones para producir gas de ciudad y con el ingreso del gas natural, se
dejaron de utilizar).
•
Combustión directa de desechos vegetales en calderas especialmente diseñadas para
producir calor y/o vapor, para generar también con él energía eléctrica. (en Chile
existen muy buenos ejemplos de proyectos en marcha con combustión de leña y
aserrín).
67
•
Por transesterificación de productos vegetales (Maravilla); el proceso separa glicerina
de la grasa o aceite vegetal dando como resultado dos productos: Bio-Diesel y
Glicerina (Bio-diesel reemplaza al Diesel tradicional en iguales condiciones técnicas).
Respecto a los usos de la biomasa:
•
Por seguridad y protección del medio ambiente, los actuales vertederos repondrán el
uso de digestores.
•
Es previsible también que el uso de biomasa en combustión directa se limitará en su
desarrollo al uso de nuevas fuentes de recursos renovables, con especial cuidado en
que los gases descargados por las calderas no produzcan contaminación atmosférica.
•
El mayor potencial de biomasa se ve ligado al desarrollo de Maravilla para producir
Bio-diesel; reorientando actuales subsidios para remolacha y azúcar, a producción de
combustibles dentro del territorio nacional.
™ Abastecimiento de biomasa en la VIII y IX Región norte para plantas de
generación de energía.
Según los antecedentes proporcionados por CONAF-CONAMA-BIRF [Programa Chile
Sustentable 2006] la Región del Bío Bío posee del orden de 786 mil ha de Bosque Nativo. La
mayor parte de este recurso se concentra en las provincias de Ñuble y Bío Bío, con un 85 %
del total regional. Para el caso de la Región de la Araucanía de las 908 mil ha de bosque
nativo existente, 417.393 hás (46%) se encuentran en la provincia de Malleco.
En función del radio de abastecimiento y de la disponibilidad de bosque nativo se ha
identificado a las siguientes comunas como potenciales abastecedoras de este núcleo
productivo: San Fabián, Coihueco, Pinto, El Carmen, Yungay, Pemuco, Tucapel, Antuco,
Quilleco, Santa Bárbara, Quilaco, Mulchén y Nacimiento en la VIII Región y Angol,
Collipulli, Victoria y Curacautín en la IX Región, Provincia de Malleco. La superficie total
de bosque nativo en esta zona se eleva a 825.292.8 ha, de las cuales 637.645,0 ha
68
corresponden a la VIII Región y 187.647,8 hás a la IX Región (Figura 3.4). De esta
superficie total de bosque nativo es necesario descontar una serie de superficies asociadas a
variables que no permiten su utilización en términos productivos, a saber:
Figura 3.4: Área piloto de análisis para determinación de superficie potencial de bosque
nativo factible de abastecer plantas de generación de energía. Fuente: Elaboración
propia.
•
62.772 hás pertenecientes al Sistema Nacional de Áreas Silvestres Protegidas del
Estado.
•
se ha considerado como sin interés para la actividad comercial aquellas estructuras
que presentan una baja densidad, es decir se debe descontar de la superficie obtenida
anteriormente aquella correspondiente a los bosques Abiertos. Esta corresponde a
186.009 hás.
•
se han considerado como bosques de interés comercial para el proyecto en estudio
aquellos cuya altura sea superior a 8 metros, luego la superficie a descontar por este
efecto es de 83.213 hás.
69
•
se ha considerado descontar de la superficie calculada anteriormente aquella cuya
pendiente sea superior a un 60%, lo que corresponde a 56.743 hás.
•
En función de la red hidrográfica existente en la zona geográfica de interés, a la
característica de estacional o permanente de cada curso de agua y a lo dispuesto en la
legislación forestal actualmente en vigencia, se debe descontar una superficie de
11.708 hás.
•
se han considerado sólo los Tipos Forestales Roble-Raulí-Coihue y Coigüe-RaulíTepa, como de interés ya que son las especies asociadas a estos dos tipos las que
focalizan el interés de la producción de tableros OSB. La superficie de los otros tipos
forestales corresponde a 86.693 hás.
3.6
ENERGÍA GEOTÉRMICA
El país posee numerosos campos de energía geotérmica, ubicados en diferentes tramos de la
cordillera de Los Andes, desde el extremo norte del país, hasta el límite sur de la X Región.
Los principales campos se asocian a volcanes que presentan intensas manifestaciones en
superficie, como son: El Tatio, Puchuldiza, Chillán, Villarrica y Puyehue. Esto marca la
existencia de fuentes de energía geotérmica que pueden ser factibles de extraerse en forma
económica, para generar energía eléctrica y servir de fuentes de calor.
El único campo geotérmico que ha sido estudiado en profundidad y está entregado en
concesión a ENAP, es el Tatio; las investigaciones realizadas en superficie permiten suponer
que el área está en capacidad de aportar suficiente vapor, como para permitir la instalación de
centrales geotérmicas con capacidad del orden de 3.000 MW.
Previo al diseño de plantas geotérmicas se requiere realizar estudios del subsuelo mediante
perforación de pozos profundos (1.000 a 2.000 metros), para determinar cantidad y
características del vapor disponible.
70
Al no haberse aun realizado las perforaciones de exploración y el estudio de los recursos,
pasarán aun varios años de estudio antes de poder contar con la incorporación de esta fuente
de energía a la matriz energética
3.7
ENERGÍA MAREOMOTRIZ
El desarrollo para utilizar esta energía se encuentra aún en etapa experimental, existiendo en
operación comercial pocas centrales; una en Francia, con capacidad instalada del orden de
200 MW, otra en Estados Unidos, con 18 MW. La construcción de grandes obras civiles y la
poca altura para generar, determinan que este tipo de centrales es muy caro de materializar.
Existen nuevos prototipos en desarrollo en Inglaterra que investigan asimilar las técnicas
desarrolladas para uso de viento en generadores eólicos, a un fluido más denso (agua de mar),
para producir energía eléctrica.
Los últimos desarrollos en tecnología permitirán aprovechar la energía mareomotriz de
lugares que reúnan los requisitos morfológicos adecuados para proyectar y construir centrales
en forma económica. Se identificó al Canal de Chacao como proyecto válido; dispone de la
escorrentía y caudales adecuados para generación eléctrica mareomotriz de aproximadamente
40 MW.
Se presentan especiales condiciones de canales y estuarios aptos para instalar centrales
mareomotrices, a todo lo largo de la costa de la región austral de Chile, desde Puerto Montt al
Sur.
En las cercanías de Punta Arenas existen lugares que podrían reunir características adecuadas
para instalar centrales del primer tipo descrito. Se estima muy improbable su justificación
económica, dado el bajo costo de generar electricidad con gas natural, mientras la región
disponga de este combustible [Ingenieros, 2006].
71
3.8
ENERGÍA DE OLAS
Este tipo de energía renovable es aun difícil de usar y evaluar; se estima escaso el potencial,
por kilómetro de costa útil, para conversión de energía de olas en eléctrica. Esto es producto
de la escasa altura media de las olas y de la dificultad que representa el aprovechamiento de
caudales adecuados, cambiantes cíclicamente en magnitud y dirección de flujo.
Se conoce que en el país se hicieron instalaciones experimentales sin éxito, que fueron
destruidas por tempestades. Se estima que la energía de olas aun no es una opción clara de
abastecimiento a futuro [Ingenieros, 2006].
En la tabla 3.3 se muestra un resumen de la disponibilidad energética en Chile. La
nomenclatura utilizada es A: alto; M: medio; B: bajo.
Región
energía
\
Tipo
de
Solar
Geotermia Hidráulica Mareomotriz Bioethanol Biodiesel
A M B A M B A M B A
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1 1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Eólica
M
B A M B A M B A M B
I
1
1
II
1
1
III
1
1
IV
1
1
V
1
1
Metropolitana
1
1
VI
1
1
1
1
VII
1
1
1
1
VIII
1
1
1
1
IX
1
1
1
1
X
1
XI
1
XII
1
Antártica
1
Tabla 3.3: Catastro del potencial energético en Chile. Elaboración propia.
72
3.9
VENTAJAS DE DESARROLLAR EL USO DE ERNC EN CHILE.
Las principales ventajas que ve la comisión en el desarrollo de nuevas alternativas de
generación y usos de la energía en Chile, son:
•
Disminuir la contaminación ambiental y el efecto invernadero, generando mejor
calidad de vida a todo el país.
•
Lograr independizar la matriz energética del suministro externo.
•
Mayor seguridad nacional.
•
Crear nuevas fuentes de trabajo.
•
Menor transferencia de recursos económicos al exterior por aumento de compras en
mercado nacional.
•
Desarrollar nuevas fuentes de conocimiento en el país.
•
Abrir nuevos mercados de exportación, a través de: Exportaciones directas: de
energía, de tecnologías y nuevos desarrollos para usar energías renovables, de
combustibles como por ejemplo el Hidrógeno. Exportaciones indirectas: se abrirán
mercados nuevos para productos chilenos con sello verde, gracias al respeto que gana
el país frente a la comunidad internacional por su esfuerzo en disminuir la
contaminación; ingresando con mayores ventajas a los países más desarrollados.
•
Redireccionar importantes flujos económicos transferidos al exterior, hacia el
mercado local.
•
Abrir inversión a proyectos de largo plazo con rentabilidad derivada del uso de
recursos existentes y renovables.
•
Dar tranquilidad a las nuevas inversiones que se realicen en cuanto a disponibilidad
de recursos [Roth P., 2005].
Los tipos de recursos renovables antes mencionados que presentan condiciones para ser
aprovechados en el corto plazo son los eólicos; para los de biomasa e hidráulicos de pasada
se requieren plazos intermedios y para los hidráulicos, solares, geotérmicos y mareomotriz se
requerirán plazos mayores.
73
Las otras energías renovables que tienen buenas expectativas de desarrollo comercial, en
orden del interés económico, son la geotérmica y la mareomotriz, energías que para su
aprovechamiento integral precisarán de información que posibilite su evaluación económica.
Esta información en la actualidad es insuficiente y para su desarrollo por parte del sector
privado, se requerirán directrices e incentivos del Estado [Roth P., 2005].
3.10
BARRERAS DE LAS ERNC
Anteriormente se mostraron las distintas opciones de utilización de energías renovables, de
las cuales un gran espectro está disponible comercialmente y otras en etapas de investigación
y desarrollo. Sin embargo, en esta región del continente, estas opciones chocan con barreras
del tipo:
•
Técnicas, información insuficiente de los recursos, problemas de embotellamiento
por falta de capacidad de transmisión o falta de transmisión, capacidad para diseñar y
desarrollar proyectos.
•
Regulatorias, tarifas e incentivos para la inversión.
•
Económicas y financieras, acceso a financiamientos especiales, impuestos, altos
costos de generación.
•
Institucionales,
política
energética,
legislación
especial
para
las
ERNC,
reconocimiento de los beneficios (especialmente ambientales), ampliación de las
redes por sobre el aprovechamiento de las ERNC.
•
Sociales, rechazo a los proyectos hidráulicos con embalse, inversionistas muy
heterogéneos.
74
CAPITULO IV: DESARROLLO DE LA
PROPUESTA METODOLÓGICA.
75
La propuesta de la metodología se basa en los antecedentes mostrados en los capítulos
precedentes, siguiendo una serie de criterios que se describen en el transcurso del presente
capítulo. En la tabla 4.1 se muestra un breve resumen de los impactos tanto ambientales
como visuales de las distintas energías.
Renovable Impacto
Predecible Impacto
Ambiental
Visual
Mínimo
Mínimo
Fósil
x
x
√
x
Nuclear
x
x
√
x
Eólico
√
√
x
x
Solar
√
√
√
x
Hidráulica
√
x
√
x
Mareomotriz
√
√
√
√
Geotérmica
√
√
√
x
Biomasa
√
√
√
x
Hidrogeno
√
√
√
√
Tabla 4.1: Matriz de evaluación del recurso energético en Chile. Fuente: Ingenieros.
2006.
La característica de esta metodología es que está orientada a los sistemas híbridos de
generación de energía eléctrica en base a las energías renovables no convencionales, pero con
la particularidad de tener como base a una microcentral hidroeléctrica.
El primer paso es conocer la ubicación de la localidad que se quiere alimentar con
electricidad con una microcentral hidroeléctrica. Esto permite conocer la disponibilidad del
recurso hídrico y las bondades de éste. Una vez que se hayan conocido las bondades del
recurso energético se debe verificar si la zona es apta para emplazar una microcentral
hidroeléctrica en términos de la disponibilidad del recurso y costos asociados.
76
Para conocer la disponibilidad del recurso se debe utilizar la tabla 3.3 de manera de tener un
conocimiento previo y las alternativas para poder generar un sistema híbrido de energía
eléctrica.
Para implementar un sistema híbrido se deben cumplir ciertas restricciones, tanto de tipo de
disponibilidad de los recursos como un delta negativo en la potencia demandada, esto es, que
la potencia firme sea menor que la potencia instalada. Por otra parte, el sistema híbrido se
justifica sólo si no se alcanza a cubrir la demanda de energía, lo que implica que existe cierta
peridiocidad en la disponibilidad de los recursos. Además de estos factores, existe también el
factor financiero, dado que todavía los costos de generación de energía eléctrica por parte de
las energías renovables no convencionales son un tanto más caras que las convencionales,
esto se puede ver en la tabla 4.2. Se debe tener presente que estos valores son meramente
referenciales dado que los valores pueden fluctuar de proyecto a proyecto.
Costos de generación y requerimientos de inversión
Tecnología
Costo
promedio
de Inversión
promedio
generación (centavos de (dólares/vatio)
dólar/kWh)
Ciclo combinado a gas
3.5
(3.0 – 4.0)
0.6
(0.4 – 0.8)
Carbón
4.8
(4.0 – 5.5)
1.2
(1.0 – 1.3)
Nuclear
4.8
(2.4 – 7.2)
1.8
(1.6 – 2.2)
Eólica
5.5
(3.0 – 8.0)
1.4
(0.8 – 2.0)
MW 6.5
(4.0 – 9.0)
2.0
(1.5 – 2.5)
6.5
(4.5 – 8.5)
1.5
(1.2 – 1.8)
(5.0 – 10.0)
1.0
(0.8 – 1.2)
7.0
(6.0 – 8.0)
Biomasa
(25
combust.)
Geotermia
Pequeñas
plantas 7.5
hidroeléctricas
Fotovoltaica
55.0 (30.0 – 80.0)
Tabla 4.2: Costos de generación y requerimientos de inversión de las distintos tipos de
energía. Jara W. 2006.
77
Una vez que se ha escogido el lugar físico y conocida la disponibilidad del recurso, se debe
realizar una estimación de la demanda con el objeto de dimensionar el proyecto y determinar
si la potencia demandada será satisfecha con la potencia proveniente de la microcentral, de lo
contrario se tendrá que manejar alternativas de energías renovables no convencionales en el
mismo sector de manera de cubrir en un ciento por ciento la demanda de energía eléctrica.
™ Estimación de la demanda.
El tamaño de la central estará determinado por la demanda de la potencia y la demanda de
energía. La primera representa la potencia instantánea que requieren varios aparatos
eléctricos conectados simultáneamente al sistema. Está dado en vatios o kilovatios. La
demanda de energía en cambio relaciona la demanda de potencia con el tiempo en que los
aparatos eléctricos están conectados al sistema. La producción de energía eléctrica esta dada
en vatios-horas o kilovatios-horas. Por otra parte, el tamaño de los grupos turbina-generador,
se determina con base en la demanda peak, es decir, a la mayor demanda de potencia ocurrida
o esperada en el periodo de tiempo en que estará en servicio la microcentral hidroeléctrica.
La demanda peak se puede estimar definiendo cuántos y cuáles artefactos y/o maquinaria
pueden ser conectados simultáneamente al sistema durante un día típico o representativo del
año, de acuerdo a las características climáticas y de desarrollo de la zona en estudio. Es decir,
que se estimarán las cargas requeridas para uso residencial, alumbrado público, uso comercial
e industrial. Para determinar la demanda de energía, será necesario definir el número de horas
que tendrán los correspondientes aparatos.
Generalmente en las zonas aisladas en donde se instalan las microcentrales hidroeléctricas,
las horas de utilización son del orden de 5 o 6 horas diarias con grupo diesel. Sin embargo,
cuando se instala una turbina hidráulica, conviene que ésta funcione la mayor cantidad de
horas posibles al día en primer lugar para que se venda más energía y en segundo lugar
porque suspender la operación y reiniciarla después puede ocasionar daños en la
infraestructura. (Tubería de presión, grupo generador, etc.).
78
A continuación se sugiere la siguiente metodología, que representa las acciones más
importantes para determinar la demanda futura de energía, y consiste básicamente en la
simulación de una curva de demanda. Estas curvas de demanda se pueden generar con base
en el comportamiento de pueblos similares al que se está analizando, que registren las
mismas condiciones socioeconómicas, clima, idiosincrasia de las personas, nivel de
aislamiento, etc.
a)
Fijar un horizonte de planificación, al cabo del cual se dejará de satisfacer futuras
demandas de energía. Por lo general, se escoge un periodo de 15 años; sin embargo, éste
podría llegar a 25 años, dependiendo de algunos factores tales como: perspectivas futuras de
desarrollo social, comercial e industrial de las poblaciones a servir, posibilidades de que una
nueva fuente de energía satisfaga las futuras expansiones, recursos financieros de las
entidades a cuyo cargo se encuentren los programas de electrificación, a través de MCH, etc.
b)
Definir el número de habitantes que se beneficiarán con el servicio en el futuro. La
población futura se podrá estimar con la fórmula de proyección lineal, en función de la tasa
de crecimiento anual, P=Pa(1+r)n en donde, P es la población futura, Pa la población actual, r
la tasa de crecimiento poblacional media anual y n el numero de años a proyectarse la
demanda. Hay que tener en cuenta que se deben registrar datos de población y desarrollo
socioeconómico bastante confiables.
c)
Con base en la información socioeconómica y a las características de la zona de
estudio, se debe estimar la magnitud de cada uno de los sectores de demanda, de acuerdo al
siguiente procedimiento:
Carga residencial
•
Estimar el tipo y número de viviendas y edificios con base en un pronóstico de la
población actual y futura.
•
Hacer un pronóstico de las potencias y de las horas diarias de encendido de los
artefactos eléctricos de cada tipo de vivienda y edificio. Estas cargas normalmente
son fijadas por las electrificadotas regionales, y hay que tener en cuenta de no
sobrepasarla, porque de lo contrario se estará en un escenario de alto o bajo consumo
79
del consumo per-cápita, que nos puede arrojar necesidades de potencia sobre
diseñadas o sub diseñadas.
•
Obtener la distribución en el tiempo de la carga residencial, al sumar en cada instante
las cargas de los artefactos encendidos en ese instante.
Carga para alumbrado público:
•
Estimar los puntos de alumbrado público, asumiendo un punto para cada dos
viviendas en los sitios donde la población se encuentra concentrada.
•
Considerar de 125 a 150 vatios por cada punto de alumbrado público, y especificar las
horas de encendido.
Carga para uso comercial e industrial:
•
Estimar el tipo y número de establecimientos comerciales e industriales actuales y
futuros.
•
Efectuar el pronóstico de las potencias y de las horas diarias de encendido de los
aparatos y maquinarias requeridas por cada establecimiento comercial e industrial
(factores de coincidencia).
•
Obtener la distribución en el tiempo de la carga comercial e industrial, al sumar en
cada instante las cargas de los aparatos y maquinarias encendidas en ese instante.
•
Otra forma de estimar la carga para uso comercial e industrial futura, podría ser, con
base en las proyecciones y datos sobre el uso y la expansión de la energía de otras
poblaciones que presenten características similares.
•
Asignar la potencia requerida por los artefactos y equipos eléctricos y el número de
horas de uso para un día típico o representativo del año. Es muy conveniente realizar
esta asignación siguiendo las recomendaciones que tienen las electrificadoras, y
cuando se está haciendo el estudio se debe precisar que el dato se tomo del consumo
asignado por una electrificadora en particular.
80
•
Determinar la potencia total que requieren los diferentes aparatos, de acuerdo al
número estimado de cado uno de ellos.
•
d)
Especificar las horas en que serán conectadas al sistema.
Realizar un gráfico, en donde la abscisa que se represente las horas del día y en la
ordenada la potencia en vatios o kilovatios.
e)
De acuerdo a las horas establecidas en el párrafo siguiente, graficar la potencia
requerida por los diferentes artefactos.
f)
Para cada hora se suman las cargas coincidentes, y de esta manera se obtiene la curva
de demanda de un día representativo del año. Las curvas de carga diaria están formadas por
los picos obtenidos en intervalos de una hora para cada hora del día.
g)
La mayor carga peak sirve de referencia para determinar los requerimientos de
capacidad instalada de la MCH. El área bajo la curva representa la demanda de energía de ese
día.
h)
Calcular la potencia media, para lo cual se determinan la energía o área bajo la curva
y se divide para las 24 horas del día.
i)
Determinar el factor de carga como la razón entre la potencia media y la potencia
peak.
Mientras mayor sea el factor de carga mejor es la distribución del consumo de energía dentro
del periodo considerado.
Por otra parte, es necesario señalar lo importante que es realizar el estudio de la demanda lo
más ajustado a la realidad del uso que tendrá la energía para la cual se dimensiona el
proyecto, por cuanto si la demanda se sobreestima, habrá un sobredimensionamiento del
proyecto, en lo que se refiere a las obras civiles y al equipo electromecánico.
Sin embargo, el caso más crítico se presenta cuando la demanda es subestimada, lo que
implica que el servicio de energía estará sujeto más o menos tempranamente al racionamiento
y al desabastecimiento del servicio. Esto indudablemente influirá en la vida útil del equipo
electromecánico, y producirá el correspondiente malestar en los pobladores al verse afectados
por un servicio deficiente, que perjudicará la infraestructura particular, así como la comercial
e industrial de la población.
81
Después de que haya finalizado el periodo de diseño, una solución sería la de hacer estudios
de repotenciación, es decir, montar otra turbina adicional a la existente, en caso de haber
suficiente agua. En caso contrario se plantearía la instalación de un grupo diesel lo que
encarece las tarifas y afectan al medio ambiente; se podría pensar en otros sistemas, como la
posible interconexión con una línea de transmisión. Esta última alternativa estaría asociada
con estudios de ampliación del sistema interconectado central, el cual se supone ha
evolucionado durante el periodo de diseño de la central. La otra solución es la penetración de
un sistema híbrido, el cual contenga la microcentral hidroeléctrica entre sus recursos,
combinada con otra fuente de energía alternativa.
™ Encuestas.
Como se había mencionado anteriormente la realización de los estudios socioeconómicos y
de demanda están basados en recopilar información de la comunidad dentro del área de
influencia del proyecto por medio de una encuesta. Ésta debe recopilar los parámetros
pasados, presentes y futuros de las actividades socioeconómicas residenciales, industriales y
comerciales, y de servicios públicos, determinando el consumo energético de cada actividad
y cuanto se paga por éste. Se debe llevar a cabo en la totalidad de la comunidad o en su
defecto en una muestra representativa de ésta.
Los siguientes son los aspectos que se deben tener en cuenta:
Marco General
•
Nombre del pueblo.
•
Ubicación.
•
Características del pueblo.
•
Vías de acceso y medios de transporte.
•
Tipo de comunidad.
•
Líderes de la comunidad.
82
•
Organizaciones comunitarias industriales.
•
Migración y emigración.
•
Natalidad y mortalidad.
•
Tipo de energéticos usados por la comunidad, costo y cantidad en cada actividad de
tipo residencial, industrial, comercial y de servicios público.
Actividad Residencial
•
Número de viviendas.
•
Características de la vivienda.
•
Número de habitantes por vivienda.
•
Actividades residenciales, como preparación de alimentos, descanso, recreación y
otras.
•
Usos de energéticos en actividades residenciales.
Actividades Industriales.
•
Tipo de actividad e ingreso por ella
•
Uso de energéticos.
Actividades Comerciales.
•
Tipo de actividad comercial e ingresos por ella.
•
Usos de energéticos.
Servicios Públicos
•
Acueducto y alcantarillado.
•
Salud pública.
•
Telecomunicaciones.
•
Energía eléctrica.
83
•
Alumbrado público.
•
Educación.
•
Entidades oficiales.
™ Potencia
La carga peak, que se obtiene del uso de la energía, es decir, de la curva de demanda,
representa los requerimientos de capacidad instalada de la central. Sin embargo, esta
potencia, que por el momento se denomina demanda del sistema, deberá ser comparada con
la potencia firme, es decir, aquella potencia que se puede producir en el sitio de interés de
manera ininterrumpida.
La potencia firme Pf se determina con la expresión Pf=9.81Q*Hn*Ec donde Q es el caudal en
m3/s, Hn la caída neta en metros y Ec la eficiencia de la central.
En el caso de que no se considere la variación de la caída neta, como sucede generalmente en
las MCH, el caudal deberá corresponder hasta el 95% de disponibilidad en la curva de
duración de caudales.
Al comparar los requerimientos de la demanda del sistema con la potencia firme, calculada,
se pueden presentar tres situaciones:
a)
Que la potencia firme sea mayor que la demanda del sistema. En este caso, es
necesario reducir la potencia firme, disminuyendo el caudal o la caída, ajustándolos a los
valores de la demanda del sistema. La disminución del caudal permite reducir el tamaño de
las obras de captación, conducción, desarenadores, cámara de carga, diámetro de la tubería
de presión; mientras que al reducir la caída se podrá disminuir la altura del azud o cambiar la
ubicación del mismo, así como la longitud de la tubería a presión. La caída es una condición
topográfica y no se puede variar fácilmente, porque cuesta caro. Lo que si se puede modificar
es la apertura de la compuerta en bocatoma para restringir o aumentar la entrada de caudal.
84
Es decir, que la potencia a instalar en la central estará totalmente definida por la demanda del
sistema. Para este caso, no será necesario implementar un sistema híbrido, dado que se
satisface en un ciento por ciento la demanda de energía eléctrica.
b)
Que la potencia firme sea igual que la demanda del sistema. Este caso es poco
frecuente, y desde luego deberá ser aprovechada la potencia firme.
c)
Que la potencia firme sea menor que la demanda del sistema. Este caso
requiere de un análisis un poco más profundo para definir la potencia a instalar, y en vista de
que las microcentrales hidroeléctricas, por lo general son proyectos sin regulación, la caída
neta se le considera fija, se debe calcular la curva de duración de la potencia con base en la
curva de duración de caudales. En esta curva se debe diferenciar la potencia firme y la
potencia secundaria. Existe un amplio rango de posibilidades de potencia a instalar en la
central, a partir de la potencia firme, pero será necesario cubrir el faltante de la demanda del
sistema –en caso de que falte- con otras fuentes complementarias de energía. Estas fuentes
complementarias de energías están referidas a las energías renovables no convencionales
Para poder decidir sobre qué potencia se debe instalar en la central, se debe realizar una
evaluación técnico-económica que contemple tanto el proyecto hidroeléctrico así como la
otra fuente complementaria de energía.
Por último se debe verificar si la zona es apta para implementar un sistema híbrido de energía
eléctrica, esto se debe hacer con la ayuda de la tabla 3.3 para ver el tipo más conveniente de
energía renovable no convencional.
A continuación se muestra en la figura 4.1 a título de resumen, la metodología aquí detallada
hasta el momento de decidir si seguir un sistema híbrido.
85
Disponibilidad del
recurso
NO
Zona
apta
para
MCH
SI
DIESEL
NO
Pf>=Pd
NO
SI
Hacer sólo MCH
Existe
disponibilidad
de energía
complementaria
NO
SI
Zona apta
para un
sistema
híbrido
Seguir con las
siguientes etapas del
proyecto
SI
Trabajar en
paralelo con la
MCH
Pf: Potencia firme. Pd: Potencia demandada.
Figura 4.1: Metodología de elección de implementar sistema híbrido. Elaboración
propia.
86
Aún cuando no exista la posibilidad de continuar con una MCH, se pueden manejar otro tipo
de sistemas híbridos como por ejemplo solar – eólica, por lo que las energías no son
excluyentes entre si, sino que se pueden complementar sólo conociendo la disponibilidad del
recurso y sus bondades.
Por otro lado se debe conocer el nivel de impacto de las energías complementarias, así como
también las fases de desarrollo tecnológico, de manera de evitar complementar con una
energía que sea relativamente nueva en investigación. En la figura 4.2 se muestra un resumen
de la matriz de selección de energías renovables la cual se utilizará para conocer, a priori, el
nivel de impacto y las fases de desarrollo tecnológico de cada una de las energías. Los
parámetros que se han tomado en cuenta para conformar esta matriz constan de lo siguiente:
Impacto:
•
Eficiencia y competitividad: Disponibilidad y ventaja competitiva.
•
Calidad: Calidad del suministro y facilidad de control y monitorización.
•
Medio ambiente: Emisiones de gases y contaminación ambiental.
•
Crecimiento: Volumen y rentabilidad.
Fases de desarrollo tecnológico: Se ha considerado sólo los aspectos de investigación y
desarrollo que tienen cada una de las energías. Si tomamos como ejemplo la energía eólica
terrestre para conocer la tabla, los conceptos asociados a ésta energía serían las siguientes:
Energía eólica terrestre:
Impacto: Alta eficiencia y competitividad, dado la disponibilidad del recurso.
Alta calidad en el suministro y facilidad de controlar.
Bajos niveles de emisiones de gases y contaminación ambiental.
Alto crecimiento tanto en volumen como en rentabilidad.
87
Por otro lado, en términos de las fases de desarrollo tecnológico de ésta energía, se encuentra
en una etapa madura en función de la investigación desarrollada en los últimos años.
I
Solar térmica
Alto
Eólica
de alta
terrestre
M
temperatura
P
A
C
Hidráulica
Solar
Solar
(Bombeo)
híbrida
fotovoltaica
Medio
Hidráulica
Eólica
Eólicas
marítima
híbridas
(minicentrales)
T
Geotérmica
O
Bajo
(centrales
Marítima
binarias)
(olas)
Geotérmica (centrales
Marítima
Marítima
de vapor seco)
(mareomotriz
(corrientes
marinas)
Madura
En progreso
Emergente
Fases de desarrollo tecnológico
Figura 4.2. Matriz de selección de energías renovables. Fuente: Elaboración Propia,
2006.
4.1
ETAPAS DEL PROYECTO DE UNA MCH.
La formulación de una microcentral hidroeléctrica requiere investigaciones en ciertas etapas
de estudio, los cuales nos permiten llegar mejor a la concepción de sus estructuras, que a su
vez deben responder a la mejor alternativa desde el punto de vista técnico – económico.
Las etapas de estudio que se requiere para la concepción de una microcentral hidroeléctrica
son: inventario, reconocimiento, prefactibilidad, factibilidad y diseño. El grado de
88
refinamiento de cada uno de ellos, depende de la capacidad del proyecto y de la información
y recursos financieros disponibles.
4.1.1 INVENTARIO.
Estos estudios están orientados hacia el estudio de poblaciones que no tienen servicios de
energía eléctrica, con el fin de determinar aquellas en las cuales se presentan condiciones
adecuadas para la instalación de una microcentral hidroeléctrica. La evaluación de la
demanda de energía eléctrica en la etapa del inventario, se puede asumir en forma rápida y
aproximada valiéndose del criterio de algunos autores o entidades que tengan suficiente
experiencia en la asignación de valores al respecto.
Además, se requiere estimar de manera aproximada las posibilidades del recurso
hidroenergético, para lo cual se hace necesario información básica como datos topográficos,
información geológica y datos hidrológicos.
El objetivo básico de los estudios en la etapa del inventario es determinar el potencial teórico
o bruto de la cuenca del río en estudio.
Para el alcance de este trabajo, los estudios de inventario no se tomarán en cuenta,
considerando como primera fase la de reconocimiento.
4.1.2 RECONOCIMIENTO.
Una actividad muy importante en los estudios de una microcentral es la de realizar visitas a la
población a servir y a los lugares de emplazamientos de las obras; se debe considerar que en
muchos casos no será posible tener cartas topográficas ni de fotografías aéreas, ya sea porque
no se dispone de esta información o porque se trata de proyectos muy delimitado y
circunscritos a zonas de pequeña extensión. El reconocimiento sobre el terreno hará posible
la apreciación de factores no detectados en el estudio preliminar de inventario (que se omite
en este trabajo) y una primera evaluación de problemas constructivos; también permitirá
89
ratificar o revisar la selección de posibilidades de aprovechamiento a partir de un examen
directo de las condiciones de fundación en los sitios propuestos.
Este reconocimiento tendrá que hacerse en un área lo suficientemente extensa que permita
tener una idea global de la utilización del recurso hidroenergético de la zona.
Es en esta etapa en la cual se debe considerar el estudio de un sistema hibrido para la
generación de energía eléctrica, pues en esta etapa se puede descartar o no el uso de un
sistema hibrido se puede llevar a cabo.
Esta actividad permitirá la identificación de los mejores sitios para el desarrollo del
aprovechamiento de los recursos hidráulicos con fines energéticos; se representarán en forma
esquemática a escala conveniente las obras constitutivas de captación, conducción, cámara de
carga, tubería de presión, casa de máquinas y canal de restitución.
Se hará un examen de los datos fluviométricos si éstos existen, investigaciones de
escorrentía, determinación de caudales, investigación de la utilización del recurso, sobre todo
en lo que corresponde al consumo humano y riego. Esta vista de campo se aprovechará para
realizar aforos haciendo uso de cualquier método, asimismo se consultará a personas que
conozcan el lugar, sobre la bondad del recurso, su mínimo y máximo caudal, comportamiento
cíclico del recurso, etc. Se aprovechará la visita para obtener información respecto a
demandas de energía eléctrica, condiciones sociales y de desarrollo integral de la zona.
Es en esta etapa que se debe considerar el potencial de las demás energías renovables
convencionales con el objeto de lograr un sistema híbrido lo más eficiente posible.
4.1.3 PREFACTIBILIDAD
Una vez seleccionados los sitios que presenten posibilidades de desarrollo y aprovechamiento
para microcentrales hidroeléctricas, se emprenden los estudios de prefactibilidad de los sitios
seleccionados.
90
Los estudios de prefactibilidad permiten reducir las posibilidades de que se presenten
conclusiones desfavorables durante los estudios de factibilidad, da impulso a desarrollar el o
los proyectos atractivos o recomienda que se terminen las investigaciones, si éstos no
presentan condiciones favorables.
Durante los estudios de prefactibilidad es necesario realizar un predimensionamiento de las
obras del proyecto asumiendo características energéticas apropiadas. Igualmente, se requiere
hacer una estimación de costos de las obras civiles y el equipo electromecánico.
En esta etapa constituye un aspecto de fundamental importancia efectuar un reconocimiento
minucioso del lugar a fin de definir la ubicación de los sitios más adecuados para el
emplazamiento de las diferentes obras del proyecto. Esto permite ratificar o modificar la
implantación preliminar y la configuración conceptual del proyecto, y llegar a la estimación
de costos con un mayor nivel de confiabilidad.
Se debe valorar la demanda actual, la misma que permitirá una orientación sobre las
costumbres de la población en el uso de la energía.
Dado que las microcentrales hidroeléctricas se encuentran ubicadas en zonas rurales muy
apartadas, donde es difícil obtener información suficiente que permita conocer las
necesidades de energía de la población, se requiere realizar encuestas directas sobre el
número de personas por vivienda, el número de viviendas en la localidad, tipo de actividades,
ocupación económica, servicios, industrias, comercio, educación, etc. Si existe algún
suministro de energía, se debe determinar la capacidad instalada, el número de horas de
operación diaria, los peaks máximos y mínimos, las tarifas, si existe una entidad que
administra este servicio, número de empleados, etc.
En los casos en que los pobladores utilicen carbón, leña, velas, lámparas de combustible para
uso doméstico, se debe considerar la utilización de estos usos y reemplazarlos por aparatos
eléctricos convencionales. Estos análisis y evaluaciones permitirán determinar para el
periodo del proyecto, la demanda máxima, media y mínima de energía eléctrica.
91
™ Localización de los sitios de obra.
En general se debe considerar los siguientes aspectos:
•
El tramo de río donde se ubicarán las obras de derivación y toma debe ser recto, con
cauce estable y con pendiente en lo posible uniforme y sin peligro de derrumbes.
•
Se opta por el máximo estrechamiento del cauce del río, con el fin de minimizar el
ancho del azud y consecuentemente el volumen de excavaciones y estructuras de
hormigón.
•
Cuando sea necesario ubicar la toma en una curva del río, se debe elegir el tramo
cóncavo para no estar sujeto a la sedimentación, pues es más fácil protegerse de la
socavación que de la sedimentación.
•
Se debe analizar de desviar el río durante el periodo de construcción de las obras.
•
La conducción deberá en lo posible atravesar zonas estables o laderas de poca
pendiente transversal, a fin de evitar grandes cortes que produzcan excesivos
volúmenes de excavación y futuros derrumbes por inestabilidad en los taludes.
•
Se debe procurar que la conducción esté constituida principalmente por canales a
cielo abierto y que su proyección sea sobre suelos rocosos.
•
Se debe evitar que la conducción esté formada por túneles debido a las dificultades de
construcción, así como a los elevados costos que éstos representan.
•
Los sitios para la ubicación del desarenador y cámara de carga deben ser lo
suficientemente amplios, pero sobre todo estables.
•
La longitud de la tubería a presión debe ser lo más corta posible, debido a que los
costos de fabricación e instalación son elevados.
•
Se debe estudiar la inestabilidad que se genera por la erosión y al deslizamiento o
movimiento de cualquier tipo a lo largo del alineamiento de la tubería de presión.
•
Se debe tener un trato más detallado en el caso de las fundaciones y también posibles
problemas de inundación del área donde se prevea la ubicación de la casa de
máquinas. La casa de máquinas queda en el mismo nivel del canal de restitución de la
92
central y con muy poca diferencia con respecto al nivel del río al que se debe retornar
el agua turbinada.
Entonces cuando se presentan las crecientes y la planta continúa en operación, el caudal que
debe retornar al río por el canal, se devuelve hacia agua arribas por represamiento causado
por la creciente, presentándose inundación en la casa. Sin embargo, esta situación se puede
conocer y evaluar mediante la información de los moradores del área cercana en donde se
construirá la casa de máquinas o los rastros de niveles máximos registrados en la vegetación
circundante.
•
Es de gran importancia estudiar las posibilidades de obtención de los materiales
pétreos necesarios para la construcción de las obras.
•
Igualmente se debe considerar las facilidades de acceso a los diferentes sitios de las
obras del proyecto, como son: obras de captación, conducción, cámara de carga,
desarenador, casa de máquinas y canal de restitución.
™ Información Básica
Para la ejecución de los estudios de prefactibilidad, la información básica de topografía,
geología e hidrología, debe tener el siguiente alcance:
•
Pendiente y perfil transversal del río en el sitio de las obras de captación.
•
Cotas tomadas en los sitios de las obras de derivación y toma, cámara de carga, casa
de máquinas, canal de de restitución, y en aquellos puntos que se les considere de
importancia.
•
Longitud de conducción.
•
Perfil preliminar de la tubería a fin de obtener la caída bruta aprovechable, longitud
de la tubería de presión y ubicación de la casa de máquinas.
93
La información geológica estará compuesta por datos referentes a la fracturación y
estabilidad de taludes, evidencias de elevada producción de sedimentos, datos sobre las
características sísmicas tectónicas del sitio de las obras, etc.
El estudio hidrometereológico debe permitir tener una idea mas confiable sobre la capacidad
energética del proyecto.
En esta etapa es conveniente realizar aforos en los sitios de aprovechamiento del río, así
como es importante apreciar las huellas de las crecientes a fin de poder estimar valores
probables de éstas.
A este nivel las estimaciones de costos del proyecto se efectuarán con base en un breve
prediseño de las diferentes obras.
Otros efectos que genera la construcción de un aprovechamiento hidroeléctrico son de
carácter social y económico. Estos habilitan la posibilidad de beneficios múltiples, distintos
de la producción de energía, ya que la energía eléctrica es el motor de desarrollo de una
región.
La evaluación de estos factores supone una investigación detallada de los factores de tipo
ambiental, que el proyecto puede causar durante y después de la construcción.
Es en esta etapa en la que se contemplan alternativas de abastecimiento de la demanda por
otras fuentes energéticas renovables no convencionales, que estén disponibles en la zona,
realizando también etapas de reconocimiento con éste fin y recolección de datos existentes.
94
4.1.4 FACTIBILIDAD
Los estudios de factibilidad tienen como objetivo establecer la justificación de un proyecto
(de los seleccionados en la prefactibilidad), tanto en su conjunto como en sus dimensiones
principales: técnicas, económicas, financieras, sociales y ambientales.
El propósito del análisis es determinar si una idea dada de proyecto es suficientemente buena
para proceder con ella, y llegar a la mejor solución de acuerdo a las circunstancias.
Si los estudios de factibilidad se hacen correctamente, se disminuyen las posibilidades de que
se presenten dificultades y problemas durante la ejecución de los proyectos, con el
correspondiente ahorro de costos.
Durante esto estudios, se debe realizar el prediseño de las obras del proyecto sobre la base de
datos mas fidedignos, especialmente en hidrología, topografía, geología y geotecnia.
La estimación de costos del proyecto será más detallada que en la etapa de prefactibilidad, de
tal manera que permita tener una idea más cierta de los recursos financieros que se invertirán
en el proyecto.
En esta etapa es importante elaborar varias alternativas de estudio dentro de las alternativas
propuestas en la prefactibilidad, a fin de seleccionar aquella que presente mayores ventajas
desde el punto de vista de eficiencia, funcionamiento y menor costo.
Específicamente se considera importante definir la estimación de la demanda y la potencia a
instalar.
4.1.5 DISEÑO
La etapa de diseño definitivo comienza una vez se define la alternativa con las mejores
expectativas desde el punto de vista técnico y económico.
95
Es aquí en donde se dimensionan las diferentes obras del proyecto, con el fin de obtener un
correcto funcionamiento estructural e hidráulico. Estos diseños deben responder a las
exigencias de resistencia, estabilidad, larga duración y fácil explotación.
Dependiendo de la magnitud de dichas obras, se determinan que tan profundos deber ser los
estudios de topografía, hidrología, geología y geotecnia en la etapa de factibilidad. En todo
caso, es fundamental contar con una topografía de detalle a una escala conveniente, por lo
menos a 1:200, en los sitios de la captación, desarenador, cámara de carga y casa de
máquinas, y 1:500 para la conducción.
De la topografía depende la correcta y adecuada implantación de las obras, y permite definir
con mayor exactitud los volúmenes de excavación y relleno, que en la mayoría de los casos
requiere grandes magnitudes, lo cual influye mucho en las cantidades de obra y por
consiguiente en el presupuesto del proyecto.
Se debe procurar diseños que sean sencillos para ejecutarlos con la mano de obra local y que
se facilite la adquisición de elementos como compuertas y rejillas. Las obras deben
concebirse para una fácil operación y mantenimiento. También es importante contemplar la
posibilidad de utilizar materiales propios de la zona o de fácil transporte hasta el sitio de la
obra.
En esta etapa, la parte del dimensionamiento se deberá calcular al detalle:
•
Las cantidades de obra de todos los ítems y componentes que se emplearán en la
construcción de las obras.
•
Los precios unitarios, los mismos que se deberán contemplar los costos de mano de
obra, adquisición y transporte de materiales, arriendo de maquinaria entre otros, que
se observan en la zona donde se construirá el proyecto.
•
Presupuesto total, considerando costos directos e indirectos.
96
Por otra parte, se deben elaborar los planos, las especificaciones técnicas y los documentos
necesarios para la contratación, así como los cronogramas de ejecución de las obras. Con
respecto a la concepción del proyecto, al tipo y dimensionamiento de las obras, no existen
soluciones únicas, porque cada proyecto presenta sus propias características y
particularidades.
Todas las etapas mencionadas deben ser concebidas como un conjunto coherente, de manera
que la decisión de construir ( que es el objetivo final de los estudios de preinversión que
abarcan inventario, reconocimiento, prefactibilidad, factibilidad y diseño básico) se lleve a
cabo tomando en consideración todas las variables técnicas, económicas y sociales que se
presenten en la concretización del proyecto.
Para las MCH es deseable que los estudios de prefactibilidad tengan los elementos suficientes
para decidir las inversiones, a fin de obviar la etapa de estudios de factibilidad, pasando
directamente a los estudios de ingeniería de detalle del proyecto; conviene realizar estudios
de factibilidad para proyectos que presenten situaciones dudosas en cuanto a sus
características técnico-económicas y en cuanto a la comparación de alternativas y siempre
que su magnitud e importancia lo justifiquen.
En general en las MCH de menor potencia, se requiere menor grado de detalle, mayor factor
de seguridad por ser mayor el grado de incertidumbre, mayor incidencia de tecnologías no
convencionales y se sacrificarán determinadas márgenes de confiabilidad, eficiencia y vida
útil.
97
CAPITULO V: COMENTARIOS Y
CONCLUSIONES.
98
COMENTARIOS
En la etapa de prefactibilidad se analiza la viabilidad del proyecto y las diferentes
alternativas. Por este motivo, los estudios y los análisis se efectúan de manera adecuada con
el objetivo de minimizar la incertidumbre o problemas que se puedan suscitar en la MCH.
Con la aplicación de esta propuesta metodológica se logra este objetivo de minimizar la
incertidumbre.
La utilización de fuentes renovables no convencionales en reemplazo por otras no renovables
tiene beneficios económicos, proporcionando una mayor eficiencia, con un considerable
potencial disponible, así como una disminución de los impactos ambientales negativos.
Los avances tecnológicos y la disminución de las reservas de las fuentes energéticas no
renovables, impulsa la explotación de las fuentes energéticas renovables no convencionales y
su implementación, para que reemplacen a las fuentes no renovables.
La planta Diesel utilizada clásicamente para cubrir la demanda en épocas de sequía será
reemplazada por una fuente energética renovable, salvo en aquellos casos que no se disponga
de ninguna de ellas.
La legislación internacional está impulsando la aplicación de sistemas limpios de producción
de energía, al poner en el mercado internacional bonos por el valor de las emisiones que se
producirían. Este tipo de incentivo tiene una tendencia creciente en el futuro.
Una evaluación económica privada en competencia con tecnologías convencionales como gas
natural, hidráulica, etc., revela que las energías renovables son más caras que las
convencionales. Sin embargo, a largo plazo es más conveniente tanto desde el punto de vista
ambiental como el económico, es decir, bajos índices de contaminación y se logra economías
de escala con la compra de bonos de carbono. En este contexto se puede concluir que un
sistema híbrido de generación de energía eléctrica es comparativamente mas cara que las
convencionales.
99
Las energías renovables representan la mayor y mejor fuente de energía para apoyar el
desarrollo sustentable del país. Son recursos que, estando disponibles dentro del territorio
nacional, a diferencia de los que actualmente se ocupan en forma principal, lograrán
independizar la matriz energética de suministros externos, generando ahorro en divisas y
posibilitando el redireccionamiento de flujos económicos de consumos a desarrollo. Además,
presentan claras ventajas, por sus beneficios ambientales, económicos y de desarrollo de
nuevas tecnologías; que producen menores costos sociales asociados a su consumo, respecto
de energías obtenidas por combustión.
Mejorar la eficiencia en el uso de todos los tipos de energía, tradicionales o alternativas,
empleando para esto las nuevas tecnologías: cogeneración; maquinarias y artefactos
eléctricos más eficientes; reemplazo de iluminaciones por las de tecnología mas eficiente;
realizando campañas que cambien, los hábitos en el consumo de energía, para disminuir el
derroche y promover su uso eficiente; impulsando la normativa que mejore el diseño, las
técnicas y los materiales empleados en la construcción de los edificios públicos y las
viviendas privadas, para que brindando la protección adecuada a las condiciones ambientales
de cada zona del país, eviten el uso ineficiente de los acondicionamientos térmicos
artificiales.
CONCLUSIONES
Chile es un país rico en fuentes energéticas renovables no convencionales. Las fuentes que
presentan viabilidad técnica y económica son: hidroenergía, biomasa, energía solar y energía
eólica. Las regiones más ricas en estos términos son mayoritariamente la zona centro sur de
Chile.
La energía eléctrica de bajo costo, generada principalmente con recursos hidroeléctricos,
eólicos y mareomotriz, disponibles en abundancia en las Regiones X, XI y XII, recursos que,
por su ubicación geográfica, no resulta conveniente inyectar a los sistemas de transmisión de
energía eléctrica que abastecen el norte del país dado que los costos de transmisión son muy
elevados, los que lo hacen poco atractivos.
100
Se debe difundir en forma masiva y sistemática las ventajas que podría obtener el país al
adoptar políticas de desarrollo con el uso de energías renovables no contaminantes. Se debe
promover y desarrollar tecnologías nacionales que posibiliten el uso de energías renovables
disponibles en el país.
Chile posee características naturales muy favorables para el desarrollo de energías
renovables. Sin embargo, en todos los países en que se ha desarrollado esta tecnología ha
sido incentivada directamente a través de una discriminación positiva del marco regulador
(subsidios, imposiciones, exención de impuestos, rebajas de impuestos, etc.).
Una evaluación económica privada en competencia con las tecnologías convencionales como
gas natural, hidráulica, etc., revela que las energías renovables son más caras que las
convencionales.
Las regiones donde las microcentrales son una alternativa técnica y económicamente
interesante son la VIII, IX, X y XI, coincidiendo con el hecho que en estas zonas se encuentra
más del 80% del recurso hídrico nacional.
Finalmente, se concluye que es factible realizar sistemas híbridos en distintas regiones del
país. En efecto, en la zona norte es posible obtener energía eléctrica haciendo las siguientes
combinaciones: solar-eólica, eólica-geotérmica, solar-geotérmica. Por su parte, en la zona
central se puede hacer combinaciones tales como: eólica-biomasa, biomasa-hidráulica,
hidráulica-eólica. Por último, en la zona sur se pueden combinar las siguientes energías:
hidráulica-eólica, eólica-biomasa, eólica-mareomotriz.
101
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105
ANEXO A
106
ESTUDIOS DE PREFACTIBILIDAD DE MCH EN CHILE.
La mayor parte de la energía eléctrica generada en zonas aisladas de Chile proviene de
minicentrales y microcentrales hidroeléctricas. Entre las microcentrales que se pueden
mencionar son: El Chenke, Caleta Gonzalo, Socaire, El León.
El rango de potencia de estas MCH es de 25 a 36 kW, y los tipos de turbina: Michell-Banki y
Francis. A continuación se mostrará un breve diagnostico de las MCH antes mencionadas.
MCH “EL CHENKE”
Se trata de una MCH nueva de gestión privada, proyectada para mejoramiento de la calidad
de vida del personal de la Estancia “Río Cisnes”. La planta está funcionando en forma
prácticamente ininterrumpida desde su puesta en servicio, generando una potencia entre 12 y
25 kW, de acuerdo con las características de la demanda. La potencia máxima es 36 kW,
medida y comprobada durante las pruebas. Atiende a una población de aproximadamente 60
personas, concentradas en el casco de la Estancia y a una Tenencia de Carabineros de Chile,
de frontera, aledaña a la Estancia. Reemplaza a grupos electrógenos a diesel de 20 KVA, de
la estancia y a grupos electrógenos de 3 KVA de la Tenencia.
El proyecto se desarrolló en las siguientes etapas: prospección y estudio de factibilidad;
presupuestos; aprobación de presupuestos y contrato; proyecto de ingeniería; fabricación
nacional de turbina y suministro equipos electromecánicos; construcción de obras civiles,
eléctricas y mecánicas; pruebas y puesta en servicio.
La planta en general resulto exitosa por el cumplimiento de la potencia contratada, la alta
calidad de los equipos y la solvencia administrativa y técnica de los profesionales contratistas
de las obras civiles y electromecánicas. Otro factor que influyó favorablemente en este caso,
fue la elección de un esquema de gestión directa desde la administración de la Estancia, con
compra directa de los equipos y contratación de un contratista ingeniero de ejecución
electricista para la construcción de obras y montaje de equipos, y otro contratista, también de
la misma especialidad, para el diseño y construcción de las redes de media y baja tensión.
107
Los canales de aducción y de restitución fueron construidos por el propietario. Las
características principales de la MCH son las indicadas en la tabla 1:
Lugar de instalación
Estancia “Río Cisnes”, Alto Río Cisnes, Región de Aysén.
Año de construcción
1998
Potencia eléctrica
36 kW
Tipo turbina
Michell Banki, modelo SKAT T-13/100, fabricación MTF
Generador
Sincronico, trifásico, sin escobilla, autoeditado, autorregulado,
con AVR, 45 KVA/380 V/50 Hz/1.500 RPM
Altura de caída bruta
48 m
Tubería de presión
PVC, 355 mm, longitud 280 m, enterrada.
Regulador de carga
Electrónico
Carga lastre
Tanque con resistencias eléctricas enfriadas por agua.
Línea de transmisión
13,2 kV, longitud 2 Km, con transformadores
Canal de aducción
Rectangular, irregular, de tierra, longitud 8 km, para energía y
riego.
Costo total inversión
$59.800.000 (1998)
US$/kW: 3.534
Tabla 1: Características de MCH EL CHENKE. Bonifetti C., 2006.
MCH “CALETA GONZALO”
Se trata de una MCH privada y rehabilitada. La planta se instaló en 1997 y adolecía de serias
deficiencias: Obras civiles de muy mala calidad y equipos deficientes en diseño y
construcción, tanto que la potencia de diseño era de 25 kW y la resultante era de tan solo 4
kW. Fue rehabilitada durante 1999, modificándose las obras de toma: desarenador y cámara
de carga, e instalándose nuevos equipos electromecánicos. Luego de la rehabilitación genera
una potencia entre 12 y 25 kW, de acuerdo con las características de la demanda y la
disponibilidad de agua. Esta MCH atiende edificaciones destinadas al turismo y pequeña
actividad agropecuaria.
La rehabilitación se desarrolló en las siguientes etapas: diagnóstico MCH existente;
presupuestos; aprobación de presupuestos y contrato; estudio de rehabilitación; fabricación
108
regional de turbina y suministro de equipos electromecánicos; construcción de obras civiles,
eléctricas y mecánicas; pruebas y puesta en servicio.
La planta en general resultó satisfactoria por el cumplimiento de la potencia contratada, la
calidad de los equipos y la solvencia administrativa y técnicas de los profesionales
subcontratistas de las obras civiles y electromecánicas. El contrato de rehabilitación fue por
obra vendida “llave en mano”. Todos los materiales y equipos fueron trasladados, desde la
playa al lugar de la obra, con helicóptero por no existir camino de acceso a la MCH. Las
características principales de la MCH son los indicados en la tabla 2:
Tabla 2: Características de MCH Caleta Gonzalo. Bonifetti C., 2006.
MCH SOCAIRE
Se trata de una MCH nueva construida con fondos públicos. La planta funcionó un año con
interrupciones y finalmente quedó fuera de servicio por quemado del generador y fallas
graves en la turbina y regulador de carga. Como aducción se usó el canal de riego existente.
Atendía al pueblo de Socaire. Actualmente la comunidad continúa abasteciéndose de energía
por 4 horas diarias con un grupo Diesel, con el consiguiente alto costo de la energía, mientras
se gestiona el financiamiento para una nueva MCH de mayor potencia, ya proyectada. La
109
instalación se desarrolló por contrato “llave en mano”. La planta resultó un fracaso:
incumplimiento de la potencia de diseño, mala calidad de los equipos y montajes, obras
civiles, eléctricas y electromecánicas de diseño deficiente. La comunidad de Socaire quedó
desencantada con esta mala experiencia. Las características principales de la MCH son las
indicadas en la tabla 3:
Tabla 3: Características de MCH Socaire. Bonifetti C., 2006.
MCH EL LEÓN
Se trata de una MCH rehabilitada. La planta se instaló en 1995 con fondos del Gobierno
Regional para suministrar energía eléctrica al pueblo de Lago Verde, en la Región de Aysén.
La planta adolecía de serias deficiencias: obras civiles de mala calidad y turbina de buena
calidad, donada a la comunidad pero inadecuada para las características del sitio: es
demasiado grande para la potencia máxima generable. El número específico Ns de la turbina
instalada no corresponde con los parámetros del sitio y la turbina opera con muy bajo
rendimiento, generando una potencia de aproximadamente 30 kW de acuerdo a la demanda y
la disponibilidad de agua (aprox. 8 meses al año.)
110
Las obras originales se construyeron sin proyecto (o proyecto precario, o de autor
desconocido). Participaron en ella dos contratistas en forma sucesiva. Ninguno poseía los
conocimientos e idoneidad para la construcción de minicentrales. La tubería de presión es de
material inapropiado (“asbesto-cemento”), las compuertas de la presa de carga son de mala
calidad y se traban al accionarlas y el grupo turbo-generador estaba mal montado y
completamente desalineado.
Las obras eléctricas y redes de transmisión y distribución de Lago Verde fueron ejecutadas
por un contratista independiente y son de excelente calidad. La MCH funcionó durante
aproximadamente 10 minutos y permaneció fuera de servicio hasta 1997, año en que fue
rehabilitada por la empresa MTF Ltda. Se desmontó el tren electromecánico completo: caja
amplificadora, volante y generador, se modificaron las fundaciones del grupo y se fabricó en
taller un soporte estructural para el volante de inercia, agregándose un descanso nuevo en el
“lado generador” y se reparó la caja de engranajes. Luego se procedió a la reinstalación de
los equipos y a su nivelación y alineamiento con instrumento de precisión a “láser”,
comenzando por alinear el rotor de la turbina Francis que tenía una inclinación de 2,5 mm y
rozaba con la voluta.
La rehabilitación resultó satisfactoria ya que se logró poner en servicio la planta con el
consiguiente ahorro de combustible al disminuir el uso del grupo Diesel al mínimo
indispensable. El contrato de rehabilitación fue por obra vendida “llave en mano”. Las
características principales de la MCH son las indicadas en la tabla 4:
111
Tabla 4: Características de MCH El León. Bonifetti C., 2006.
ESTUDIOS BASICOS DE UNA MCH.
CARTOGRAFÍA
Para la realización de este estudio se debe recopilar la información cartográfica de la zona
donde se realizará el proyecto, acudiendo a estudios regionales y el Instituto Geográfico
Militar IGM.
En los planos cartográficos se encontrará información geológica y topográfica, así como la
ubicación, las vías de acceso a la zona, los ríos, la vegetación y las curvas de nivel. De
acuerdo a la región en que se ubique el proyecto se podrán o no encontrar planos a escalas
pequeñas para poder trabajar en detalle, pero todo el territorio nacional se puede encontrar en
escalas relativamente grandes en el IGM.
En base a las curvas de nivel se podrán realizar perfiles de la zona, básicos para trazar los
perfiles de una tubería o un canal, al igual que los anclajes. Además se cuenta con fotografías
aéreas que permiten un mejor reconocimiento de la zona. Estas fotografías pueden ser vistas
112
en relieve gracias a la fotogrametría, que al unir dos fotografías de una misma zona tomadas
desde puntos diferentes dan la impresión de relieve bajo un estereoscopio, y facilitan la
realización de los planos cartográficos. Sobre estos planos, se busca determinar la caída del
aprovechamiento, y ubicar las obras civiles necesarias en el terreno.
La información de los planos cartográficos debe corroborarse con un reconocimiento de
campo, para hacer levantamientos adicionales si es necesario, y de esta forma establecer si
debe modificarse el diseño o la ubicación de las obras civiles y de las rutas de conducción.
En el reconocimiento de campo se deben verificar como mínimo la pendiente del río, el
ancho y perfil transversal del espejo de agua, la distancia de conducción, así como la
ubicación de apoyos en caso de una tubería a presión. Se debe verificar que las cotas de la
toma, la cámara de carga, la casa de maquinas, y además puntos importantes; se debe
determinar el perfil de la caída y el salto bruto, y se debe revisar la orientación de las obras
civiles.
TOPOGRAFÍA.
Por medio del estudio topográfico se complementa el estudio cartográfico, y nos permite
tener en detalle las características del lugar donde se realizará el proyecto, para su adecuado
estudio y diseño.
ESTUDIO GEOTÉCNICO.
Una evaluación geológica y geomorfológica de la zona donde el proyecto se va a realizar es
esencial para definir el sitio de construcción de las obras civiles, su cimentación y el material
disponible para su construcción.
Mecánica de suelos.
El origen geológico de los materiales del suelo en el aprovechamiento desempeña un papel
esencial, pues, éste determina sus características físicas. Para determinar el origen de los
suelos, los estudios se basan principalmente en observaciones de campo e información de la
113
región, y eventualmente, de acuerdo a las necesidades constructivas en estudios específicos
para determinar la ubicación adecuada de la captación y las obras anexas, verificando una
buena ubicación para los cimientos; al igual que para constatar la calidad de los suelos para
ser usados como material de construcción.
Ubicación de las obras y tipos de suelos.
Lugares que no presentan barreras de contención naturales presentan condiciones de
materiales poco consolidados, con baja resistencia y alta permeabilidad. En sitios con poca
vegetación se producen grandes procesos erosivos en épocas de lluvia, lo cual produce gran
depositación en muy poco tiempo, esto se debe tener en cuenta a la hora de escoger el tipo de
obra en un lugar así. Los bancos de arena y los fragmentos de piedra son muy permeables, lo
que incrementa la posibilidad de fugas de agua. Rocas fracturadas en sentidos diferentes a los
del curso de agua tienden a presentar fugas de agua también. Terrenos fibrosos formados por
residuos vegetales o arcillas orgánicas son muy fácilmente compresibles por lo que debe
evitarse el uso de estos sitios para construcción y extracción de materiales de construcción.
Materiales naturales de construcción.
Los materiales de construcción deben ser en lo posible extraíbles en la zona del proyecto, y
de acuerdo a su disponibilidad se escoge el tipo de obras que se construirán.
Las arcillas y los limos son materiales plásticos formados por sílices y alúminas que
contienen partículas muy finas, con un espesor menor a 0.005 mm. Se puede emplear en la
construcción de diques, presas de desviación en tierra, vertederos núcleos para presas de
desviación de enrocado y tierra.
Método para la investigación geológica.
Con el fin de clasificar un suelo se toman muestras representativas del mismo y se le realizan
diferentes estudios para determinar sus características físicas y mecánicas de acuerdo a las
necesidades de la obra a realizar. Con esta toma de muestras se establece no solo la calidad
del material, sino también la cantidad presente en el área de estudio.
114
Por medio de los métodos de excavación es posible determinar la estratigrafía, hacer ensayos
in situ y tomar las muestras necesarias para los ensayos de laboratorio.
Métodos de excavación y sondeo
Sondeo
Con este método se busca localizar los estratos de grava y roca, y determinar los
componentes en la primera etapa de exploración. Esto se hace hincando barras en el suelo
con acción dinámica o estática, con ayuda de equipos manuales o mecánicos motorizados,
anotando continuamente o discontinuamente la resistencia a la penetración.
Perforaciones
Son excavaciones en el terreno, cuyo fin es obtener muestras de suelo y determinar la
estratigrafía y las propiedades de estos materiales. En la perforación se observa la
permeabilidad en el sitio, la deformación del hueco y la presión de poros con un piezómetro.
Las perforaciones se realizan con equipos de perforación que generalmente usan barrenos, y
en muestreos continuos, postiadoras. Este método es ampliamente usado en la etapa de
prefactibilidad por su economía y rapidez.
Pozos de inspección
Se usan como complemento de las investigaciones de las perforaciones, y principalmente se
realizan para asegurarse de la información obtenida, que establece niveles impenetrables del
suelo, por medio de sondeos. Un pozo de inspección se realiza por cada cinco perforaciones
del suelo en un área alejada del centro.
Geología y geomorfología.
La superficie terrestre es un ente dinámico, en constante evolución y movimiento, lo que
significa que la faz de la tierra sufre cambios constantes. El estudio geomorfológico, estudia
las formas de la superficie en su aspecto físico y los procesos que la modifican. El terreno es
modificado por procesos constructivos, que crean accidentes orográficos nuevos y por
procesos destructivos que lo desgastan.
115
A través del tiempo, la geología se ve afectada por procesos geológicos, movimientos y
tensiones que generan deformaciones en las rocas superficiales, ocasionadas por procesos de
fractura, plegamiento y erosión que ocurren por las fallas geológicas de la zona, que son
desplazamientos de rocas sobre un plano de debilidad de la corteza.
La erosión y el arrastre en las orillas de un río son agentes destructivos que modifican
significativamente el terreno.
La estratificación es la disposición de los materiales geológicos, separados por captas
claramente definidas que se forman a causa de procesos geológicos como interrupción de la
depositación u Otto tipo de cambios.
ESTUDIO HIDROLÓGICO.
En zonas aisladas, los datos hidrológicos son escasos, y en este tipo de proyectos muchas
veces se necesitan datos de cuencas pequeñas, donde la información es aún menor. El estudio
hidrológico se puede simplificar sin tener márgenes de error muy significativos, siguiendo los
siguientes parámetros:
•
Medición de caudales (máximo, mínimo, promedio)
•
Medición de la velocidad de la corriente.
•
Relación entre niveles y caudales.
•
Observación de sedimentos transportados.
Se prosigue construyendo la curva de duración de caudales, la curva de frecuencia y los
volúmenes de sedimentos.
Para los estudios hidrológicos de una MCH se pueden dar varias situaciones de falta de datos,
y de acuerdo a éstas se presentan las siguientes situaciones: Si se tiene información
pluviométrica es posible determinar los caudales máximo, mínimo y medio. Si no se tiene
información pluviométrica cercana a la bocatoma o si se tiene información de un sitio de la
116
cuenca del afluente alejado de la bocatoma, es posible transponer información de una cuenca
vecina o de una cuenca de similares características; si el proyecto es muy pequeño puede ser
suficiente con información de uno o dos años en el lugar de la bocatoma.
Caso 1: Si existe información
Si se cuenta con información de alrededor de 10 años, se determina el caudal de diseño
usando las curva de duración de caudales y de frecuencias. Usando el caudal máximo y
mínimo se calcula la estabilidad del azud y se determina el sitio de ubicación de la casa de
maquinas evitando posible inundación. En base al volumen de sedimentos suspendidos se
diseña el desarenador.
Curva de caudales (Hidrógrama).
Es la representación grafica del registro de caudales medios sobre la base de periodo (días,
meses, años) durante un tiempo de medición (periodo) (figura 1). La toma de medidas se
hace en forma instantánea o con mediciones periódicas en caso de no contar con un tipo
adecuado, obteniéndose hidrográmas instantáneos de caudales e hidrográmas de caudales
medios; en los que se de resaltar los valores de caudal peak, mínimo y medio.
Figura 1. Hidrograma de creciente. Monsalve G. 2000.
117
Punta A: Donde comienza a aumentar el caudal.
Punto A – Punto B: Curva de concentración.
Punto B – Punto D: Cresta del hidrograma.
Punto C: Creciente máxima.
Punto D – Punto E: Curva de descenso.
Punto E: Curva de agotamiento.
Caudal peak: Es el valor máximo de creciente, que se presentará al transcurrir el periodo de
retorno. De acuerdo a este caudal se diseñan las obras de desvío y el vertedero: Para este tipo
de proyectos se recomienda utilizar un periodo de retorno 2 a 5 años.
Caudal mínimo: Es el caudal que debe permanecer en el lecho de tal forma que no se altere la
flora y fauna.
Caudal medio: Es el promedio de los caudales medios en el periodo trabajado.
Curva de duración de caudales.
Por medio de ésta se selecciona el caudal adecuado para el diseño de la MCH, ya sea aislada
o interconectada. Es una representación gráfica, en la que se ubican en las ordenadas los
caudales medio de mayor a menor, y en las abscisas se ubican los periodos de la información.
Se grafica sobre este plano el caudal versus la probabilidad de ocurrencia. El mayor caudal
registrado tiene la menor probabilidad de ocurrencia, y el mínimo registrado la mayor
probabilidad.
Curva de frecuencias.
Esta curva permite saber cuantas veces se repite un caudal durante un periodo escogido,
sobre un plano en el que se ubica en las ordenadas los caudales medios en orden descendente
y en las abscisas la frecuencia de ocurrencia de estos caudales. De esta curva se obtiene el
caudal que más ocurre durante el periodo escogido (figura 21).
118
Figura 2. Curva de caudales clasificados y curva de frecuencias. Ortiz, R. 2001
Caudal de diseño.
Es el caudal con que se proyecta el diseño de la MCH, que debe garantizar la obtención de la
potencia de generación estimada para la central, permitiendo la amortización de la planta en
el tiempo calculado. La potencia disponible se toma como el 90% de la curva de duración, y
el caudal para obtener la potencia adicional con almacenamiento se puede tomar como el
50% de la curva de duración o como el caudal más constante de la curva de frecuencias. Si la
MCH es aislada el caudal de diseño debe garantizar la demanda de energía anual y la
potencia peak en el ultimo año del proyecto; si es interconectada debe garantizar el
suministro que aportará a la red.
Volumen de sedimentos.
El volumen de sedimentos es útil para el diseño de las compuertas de lavado de la toma y del
desarenador. Los sedimentos son partículas minerales y orgánicas que son transportadas por
la corriente de agua en un río. Pueden ser transportadas en suspensión, distribuidas de manera
119
casi uniforme en la corriente, y se les denomina sedimentos en suspensión. Asimismo,
pueden ser transportados por arrastre en el fondo del lecho y se les denomina sedimentos de
fondo. Lo factores que influyen en el escurrimiento de sedimentos son: escurrimiento de agua
superficial, la pendiente de la red fluvial, la precipitación, la composición de los suelos, la
cubierta vegetal, entre otros. La medición total de sedimentos se hace cuantificando la
cantidad de sedimentos que pasan por una sección transversal del río en un periodo
determinado de tiempo.
En la obra de captación, la sedimentación puede reducir su capacidad de captación, y permitir
el mayor paso de sedimentos a la obra de conducción, disminuyendo así la capacidad
operativa de la planta.
Si los sedimentos llegan a la cámara de carga, la vida útil de la tubería a presión y de las
turbinas se reduce, lo que implica un mantenimiento mas regular obligando a para la planta y
en consecuencia reduciendo la capacidad operativa.
Caso 2: Existencia de registros pluviométricos.
En regiones alejadas, es muy probable encontrar poca información, y por lo general la
información que se obtiene son de registros pluviométricos. Con estos registros es posible
estimar los caudales anuales, aplicando balances hidrológicos a partir de los registros en las
diferentes estaciones, mapas de isoyetas y los registros de caudales mínimos un año,
reduciendo el área cubierta por las estaciones a solamente al área de interés, obteniendo el
caudal máximo y mínimo anual.
Método aritmético.
Este método es útil si la diferencia entre los datos de las distintas estaciones es menor al 10%
con respecto al promedio. Si es así, se encuentra el promedio de la precipitación media de las
estaciones dentro del área de la cuenca
120
Donde
N: Numero de estaciones.
Pi: Precipitación de la estación i.
Método de los polígonos de Thiesen.
En este método se delimita el área de influencia de cada estación en un polígono como se
muestra en la figura 22.
Para determinar las figuras se unen las estaciones con segmentos de rectas, se trazan
perpendicularmente por la mitad de estos segmentos de recta, dividiendo así los polígonos de
influencia de las estaciones.
La precipitación se encuentra de esta forma:
Donde
Ai: Área del polígono de la estación i.
At: Área total
Pi: Precipitación de la estación i.
121
Figura 3. Métodos polígonos de Thiesen. Ortiz, R. 2001
Método de las isoyetas.
En este método se establecen líneas de igual precipitación, con las que se incluye un factor
orográfico causado por el ascenso del aire húmedo que se produce por las barreras formadas
por las montañas como se ve en la figura 23. Por esto es más preciso que el método anterior.
La precipitación se encuentra por isoyetas:
Ai: Área de la isoyeta i.
At: Área total
Pi: Precipitación entre isoyetas.
122
Figura 4. Representación de las isoyetas de precipitación, Ortiz R. 2001.
Caudal máximo.
Este caudal se puede obtener si se cuenta con datos en un amplio periodo de tiempo, y es el
fenómeno producido cuando se genera un rápido aumento de los caudales en un corto
intervalo de tiempo alcanzando un caudal máximo, caudado por la fusión de nieve
acumulada, lluvias intensas o ambas simultáneamente.
Debido a su gran importancia en el diseño, el caudal de diseño debe ser estimado con gran
precisión. Se encuentran por medio de métodos estadísticos de acuerdo a su probabilidad de
ocurrencia en un determinado periodo de tiempo. Este periodo se establece de acuerdo al tipo
de obra y a la vida útil del proyecto.
Para prevenir las inundaciones causadas por el caudal máximo es adecuado construir obras de
defensa, disminuir la altura del caudal máximo sin disminuir el cauce, disminuir el caudal
máximo o rectificar el cauce del río.
El caudal máximo depende generalmente del escurrimiento superficial, por lo que los
factores que lo afectan directamente pueden agruparse en factores climáticos, dependientes
123
de la magnitud de la tormenta y factores fisiográficos, dependiente de las características
físicas de la cuenca.
Existen dos métodos para calcular el caudal máximo. Estos son el trapezoidal, que se usa en
cuencas pequeñas con áreas entre 300 y 500 km2, triangular, que se aplica en cuencas
pequeñas con terrenos inclinados.
Caso 3: Existencia de registros de caudal de una estación cercana.
En ocasiones los datos que se tienen son de una cuenca paralela o de una sobre el
aprovechamiento pero lejos del sitio de la toma, en este caso se transponen los datos al sitio
de interés.
Transposición de caudales.
Este método consiste en encontrar un coeficiente, de acuerdo a las características similares
entre las dos cuencas, para transponer los datos a la cuenca en estudio:
Donde
A1: Área de drenaje en sitio de toma.
A2 Área de drenaje sitio estación.
P1: Precipitación media ponderada de la cuenca de drenaje en la toma.
P2: Precipitación media ponderada de la cuenca de drenaje en al estación.
E1: Evapotranspiración de la cuenca en la toma.
E2: Evapotranspiración de la cuenca en la estación.
La precipitación media ponderada se obtiene del mapa de isoyetas medias anuales. Si no se
conoce la evapotranspiración o la precipitación se pueden obviar estos factores en la
ecuación, siendo menos preciso el ajuste. La transposición consiste en multiplicar los datos
de la estación por el coeficiente para trabajarlos en el sitio de interés.
124
POTENCIAL HIDROENERGÉTICO
Al obtener parámetros como la caída neta y el rendimiento de la turbina y del generador, es
posible obtener la potencia que puede alcanzar del aprovechamiento hídrico. La elección de
potencia esta condicionada además por factores como el costo de la obra y el de la energía
producida, las medidas ambientales y los parámetros operacionales de las turbinas y el
generador, entre los cuales se debe realizar una optimización de beneficios.
Principio de funcionamiento de una MCH
Aprovechando la caída del recurso hídrico se genera energía en una MCH usando la energía
potencial del caudal Q al final de la caída H, ésta se transforma posteriormente en energía
mecánica en la turbina y finalmente en energía eléctrica en el generador.
Para conocer la potencia del recurso hídrico se debe tener en cuenta el desplazamiento del
caudal Q desde el punto 1 al punto 2 se encuentra la potencia del aprovechamiento (figura
24)
Figura 5. Representación de las magnitudes físicas para encontrar el potencial del
recurso. Ortiz R. 2001
La potencia se expresa matemáticamente según la siguiente relación
125
P = γQH
Donde
P: Potencia en Watts
: Peso especifico del agua en N/m3
Q: Caudal de diseño en m3/s
H: altura de caída neta en m
Energía
Se establece la demanda de energía eléctrica de la región en un día, determinando el valor
máximo, mínimo y medio. A partir de esto, se determina la potencia instalada en la MCH,
que debe ser superior a la demanda máxima de la comunidad.
La curva de demanda de energía eléctrica en un día, indica la forma como se debe regular el
paso del caudal a lo largo del tiempo para proporcionar la potencia demandada en cada
momento del día.
La energía demandada EE es:
Demanda de energía
La potencia media es
Pmed = A/To
Potencia media
Donde
A: Energía total en kWh
T: Tiempo de suministro (en este caso 24 horas)
126
Para verificar el buen uso de la potencia instalada se usan factores de carga y de utilización
de la demanda, que deben ser cercanos a uno, de lo contrario, implica que hay peaks elevados
de demanda y potencia instalada sin usar.
El factor de carga m es la relación entre la demanda máxima y la media
Factor de carga
El factor de utilización n es la relación de la potencia media y la potencia instalada en la
MCH
Relación de potencias media e instalada.
OBRAS CIVILES DE UNA MCH.
BOCATOMAS
Las bocatomas son estructuras localizadas a la entrada de un canal para permitir el ingreso
del agua a través de éste. El propósito es permitir la captación de agua desde una corriente
con el menor grado de sedimentación posible, minimizar costos de mantenimiento en la
operación y proveer algunas medidas de protección ante daños o bloqueos por la entrada de
gravas o sedimentos. La selección del tipo de bocatoma, depende de la localización, tamaño
del río, caudal, la función del proyecto del que va a ser parte y los costos.
127
Partes de la bocatoma
Las partes que básicamente hacen parte de una bocatoma son las siguientes:
•
Dique, barraje, presa o azud: Su función es cerrar el cauce del río, obligando al agua
que se encuentra por debajo de la cota de su cresta que ingrese a la conducción. El
dique, en épocas de crecida funcionara como un vertedero.
•
Rejilla: Esta impide que pase al canal de conducción material sólido flotante muy
grueso.
•
Desripiador: Cámara cuya función es recoger el material sólido que ha logrado pasar
a través de la rejilla.
•
Transición de entrada al canal: Une el desripiador con el canal. Su objetivo es evitar
grandes pérdidas de energía entre el desripiador y el canal de conducción.
•
Zampeado y colchón al pie del azud. Sirve para disipar energía con la que cae el agua
desde el azud en épocas de crecida y así evitar que se erosione la zona del pozo de
aquietamiento. El fenómeno si no es controlado puede socavar las estructuras y causar
su destrucción.
•
Compuerta de purga: Se ubica al lado de la reja de la entrada. Su función es eliminar,
mediante la operación de la compuerta, el material grueso y mantener limpio el sector
frente a la rejilla.
Presa de derivación
Cuando se necesita captar un caudal de agua desde un río para su aprovechamiento en una
MCH, debe construirse un barraje de derivación con el fin de levantar el nivel de agua del río
y facilitar mediante derivación del caudal, su entrada a la bocatoma.
Los argumentos de nivel necesario para la derivación dependen de las siguientes
consideraciones:
Una vez establecido el tirante “h” de agua en el canal de conducción, se ubicará el vertedero
del barraje a una elevación sobre el fondo del río, igual a:
128
•
3h, cuando el caudal sea muy pequeño
•
2,5h, cuando el caudal sea igual a 1 m3/s
•
2h, cuando el caudal sea mayor que 10 m3/s
Es conveniente que se construya el barraje y en general las obras de captación y muros de
acompañamientos sobre roca firme del cauce y de los taludes. Sin embargo, si no se puede
encontrar la roca a poca profundidad. Se deberá construir el barraje sobre el aluvión del
cauce, teniendo en cuenta que su base tenga una profundidad y longitud suficiente para que el
agua de precolación en el contacto entre la base de la cimentación y el aluvión tenga una
velocidad tan pequeña que no pueda arrastrar las partículas mas finas, lo cual con el tiempo
determinará la desestabilización y destrucción del barraje.
En el barraje se debe disponer una compuerta que permita la eliminación de los depósitos
sólidos que se hubiesen formado frente al orificio de toma.
En el caso de caudales muy pequeños, se puede sustituir la compuerta con unos tablones de
madera que funcionen como ataguía.
Tipos de bocatomas
Según Tsugo Nozaki podemos clasificar las bocatomas en tres tipos:
Bocatoma tipo 1: Es una estructura con un barraje perpendicular a la dirección del cauce
dotada de compuerta limpia y un vertedero lateral que elimina los excesos de agua
provocados por los regimenes de avenidas, después del cual existe una canaleta de
desarenación con compuerta de limpieza. A continuación se dispone de una rejilla metálica
que evita el ingreso al canal de conducción, de los materiales flotantes, después de la cual hay
una compuerta, gobernada manualmente por un volante que se desliza por un sin-fin para
regulación de caudal. Después de esta compuerta, y antes de ingresar al canal de aducción, se
ha dispuesto otro vertedero lateral de regulación de menor longitud que el anterior. Este tipo
129
de bocatoma se puede emplear en los casos en que sea necesario una regulación muy exacta
de caudal.
Debido a la poca capacidad de desarenación que tiene la estructura, se debe disponer en algún
sitio de la conducción o en la cámara de carga, de una cámara de desarenador.
Este tipo de bocatomas tiene las siguientes ventajas:
•
Debido a que los excesos de agua de crecidas son controlados antes de la compuerta
de captación, ésta no necesita ser diseñada para grandes cargas de agua, razón por la
que los costos disminuyen al tener dimensiones menores en el marco de la compuerta,
los muros de defensa, la rejilla y la compuerta misma.
•
Cuando se presentan crecidas inesperadas, estos excesos no afectan al canal de
conducción.
•
Los costos de operación y mantenimiento disminuyen en este tipo de bocatoma, al no
existir la necesidad de un bocatomero permanente, ya que hay una regulación
generada por la compuerta.
Bocatoma tipo 2: Es una estructura con barraje transversal a la dirección del cauce. Alineadas
paralelamente se encuentran las compuertas de limpieza y de captación. Delante de estas dos
compuertas existe un depósito de sedimentación con pendiente hacia la compuerta de
limpieza que se abre hacia el río. Antes de la compuerta de captación se dispone una rejilla
metálica que impide la entrada de los materiales en suspensión que trae el río. Después de la
compuerta de captación hay un desarenador con una compuerta de limpieza que dirige las
aguas de limpieza hacia el cauce del río. Después de esta estructura, el sistema se empalma
con el canal de aducción.
La única regulación del caudal se realiza en la compuerta de captación. Si se requiere, como
es de rigor, regular el caudal, por variaciones de carga de la población servida, hay que
construir un aliviadero en el muro del desarenador.
130
Bocatoma tipo 3: Es una estructura similar a la del tipo 2, pero en ésta, por condiciones
propias del proyecto, se han dispuesto dos compuertas de captación. Se adoptarán este tipo de
bocatoma en los casos que se necesite captar un mayor caudal.
La disposición de todas las demás características es igual a la de la tipo 2.
Canales de conducción
En la obra de conducción el agua captada en la toma es conducida hasta el sitio donde
empieza la caída, es decir, el canal une la bocatoma con la cámara de carga.
La conducción se realiza por lo general a través de un canal, que bien puede ser abierto o
puede ser una tubería que funciona como alcantarilla; en ella fluye el agua fluye en contacto
con la superficie libre. El trazado de la obra de conducción se realiza en función de conseguir
una mayor eficiencia y seguridad de las obras a menor costo, manteniendo una pendiente
longitudinal menor que la del río, y haciendo algunas variaciones, solo dentro de ciertos
límites. La pendiente de la conducción se establece con un criterio técnico-económico,
estudiando varias alternativas.
El criterio técnico está sujeto a las características topográficas de los sitios posibles de toa y a
la variación de caudal, que generalmente disminuye hacia aguas arriba. El criterio económico
lo establece la longitud de la conducción: a mayor longitud mayor costo y esto
evidentemente, depende de la pendiente que tenga el río.
En los canales se recomienda que la velocidad oscile entre 0,7 m/s y 2,0 m/s, para evitar la
sedimentación en el canal y a la erosión, por tal motivo el área mojada es función de la
velocidad.
Las dimensiones mas ventajosas para distintas formas de canales se determinan teniendo en
cuenta que el caudal es tanto mayor, en cuanto sea mayor el radio hidráulico o en cuanto
menor sea el perímetro mojado.
131
La altura de seguridad se establece en función del caudal, de la velocidad o gradiente del
canal, determinando la distancia entre los aliviaderos. Las curvas en los canales ofrecen
resistencia al movimiento del agua, la cual se traduce en un aumento de altura y que puede
ser superada por un aumento de pendiente es estos tramos, con relación a los tramos
rectilíneos.
Revestimiento de canales.
Los canales se revisten con el fin de:
•
Impermeabilizar las paredes y controlar las filtraciones.
•
Permitir una mayor velocidad evitando la erosión, reduciendo el coeficiente de
rugosidad.
•
Evitar la acción de agentes atmosféricos, como plantas y animales.
•
Bajos costos de mantenimiento y seguridad en el transporte del caudal
Inicialmente la inversión para el revestimiento del canal es relativamente elevada, pero se
justifica posteriormente en mantenimiento y ahorro de agua. Se han utilizado diferentes
materiales para revestir el canal, algunos de ellos son:
•
Hormigón
•
Mortero
•
Mampostería en piedra, ladrillo o ferrocemento
•
Asfáltico con membrana interna
•
Tierra
•
Tratamiento químico del terreno
El dimensionamiento se realiza siguiendo los siguientes pasos.
Se encuentra la sección requerida por medio de la expresión:
S=Q/V
132
Donde
S: area m2
Q: caudal m3/s
V: velocidad m/s
Se selecciona la forma de la sección
Con base en la forma de la sección se halla el ancho b y el tirante del canal d.
De acuerdo al tipo de suelo o material de revestimiento en la tabla 13 se muestran los valores
típicos de coeficientes de Manning (n):
Tabla 5. Coeficientes de Manning. Comisión Europea. 1998.
Se determina la pendiente del canal
Se encuentra la velocidad real en el canal. Esta velocidad debe ser menor que la velocidad
máxima permitida. En caso contrario existen las siguientes opciones:
•
Disminuir la pendiente del canal
133
•
Seleccionar otra forma de sección
•
Revestir el canal
•
Se determina la altura de seguridad
Aliviadero
El aliviadero es una obra de seguridad, ubicada en el sitio estratégico del canal, en especial
cuando éste es abierto. El se encarga de verter de nuevo al río, las aguas de exceso que
superan la capacidad del canal. Las aguas de exceso que producen daño u obstrucción de los
pasos de aguas lluvias haciendo que gran parte de las aguas escurren por la ladera entren en
el canal aumentando considerablemente el caudal, y por los derrumbes en las laderas del
canal, provocando un represamiento que hace que el nivel aumente hasta que en un momento
dado se desborda sobre las paredes del canal.
El desbordamiento del caudal del canal puede generar erosión intensiva y rápida destrucción
de la base del mismo, por lo general de reparación costosa. Una manera de evitar los caudales
de exceso es recubrir el canal o construir aliviaderos en forma de vertederos laterales,
ubicados en una pared del canal.
Para el dimensionamiento del aliviadero es importante determinar el número de éstos en el
canal. El numero esta en función de la pendiente longitudinal y de la altura de seguridad del
canal.
La altura de seguridad se determina por la siguiente expresión:
S=j*L+H+0.05
Donde
S: Altura de seguridad m
j: pendiente longitudinal del canal
L: Longitud entre aliviaderos m
C: Altura de la onda de traslación m
134
La elección del numero de aliviaderos es un criterio técnico económico entre la longitud entre
estos y la altura de seguridad para obtener un menor costo por excavación y volumen de
hormigón.
El aliviadero es un vertedero lateral en el canal, cuya cresta tiene unos pocos centímetros por
encima del nivel normal del agua en el canal. El agua que pasa por el vertedero es recogida
por un canal de recolección que se diseña para un caudal variable. Este canal tiene unas
estructuras especiales que reducen la velocidad del caudal al regresarlo al afluente, tales
como rápida sucesión de colectores de agua, deflectores parabólicos, bloques de rápida y
otros.
El aliviadero puede disponer según las características de diseño, de dos compuertas, una
frontal que interrumpe el paso del caudal en caso de que sea necesario y otra lateral que
facilita el vertimiento en el canal recolector. Los vertederos se construyen lateralmente en el
muro del canal, y se dotan de una estructura con perfil Creager cuya final se conecta a un
canal de evacuación que retorna los excedentes al río. El aliviadero se aprovecha no solo para
evacuar las aguas sobrantes, sino las que de manera súbita se presentan por obstaculización
en el canal abierto, por ejemplo un derrumbe, siempre y cuando éste se presente después del
aliviadero.
Desarenadores
El desarenador es una obra hidráulica, que sirve para sedimentar partículas de un
determinado diámetro, de material sólido suspendidas en el agua. Las partículas se mantienen
en suspensión debido a que la velocidad de entrada a la bocatoma es elevada y suficiente para
arrastrarlas. Esto ocurre especialmente en tiempos de crecidas cuando entran a las
conducciones grandes cantidades de sedimentos. Durante las crecidas, la cantidad de sólidos
en los ríos de montaña puede llegar a ser del 4 al 6 por ciento en volumen del caudal, y del
0,2 al 1 por ciento en los ríos de llanura.
El propósito del desarenador es el de eliminar partículas de material sólido suspendidas en el
agua. Para que estas se decanten se debe disminuir la velocidad de entrada mediante la
135
variación de la pendiente anterior del canal. La velocidad de la corriente en el desarenador no
debe ser superior a 0,5 m/s, dado que para velocidades superiores las partículas no se
decantan.
Según Dubual las velocidades límites por debajo de las cuales el agua cesa de arrastrar
diversos materiales son:
Arcilla
0.081 m/s
Arena fina
0.16 m/s
Arena gruesa
0.22 m/s
Esta es la velocidad de sedimentación con la que caen las partículas al fondo de la cámara,
por influencia de la fuerza de la gravedad. Según Arkhangalski, las velocidades de
sedimentación para diferentes diámetros de partículas son las siguientes:
Tabla 6. Velocidades de sedimentación. Comisión Europea. 1998.
136
Es fundamental asegurar una distribución uniforme de las velocidades en las distintas
secciones transversales del desarenador, como también la reducción de la velocidad
longitudinal, del valor que tienen las compuertas de admisión al valor de conducción normal
dentro de la cámara de sedimentación.
Esto se logra con una transición de entrada que une el canal de conducción con el
desarenador. Por esto la transición debe tener un ángulo de divergencia suave, no mayor a
12º. La longitud de la transición se puede hallar mediante la siguiente expresión:
Donde
L: Longitud de la transición (m)
B: Ancho del desarenador (m)
B1: Ancho del canal (m)
: Angulo de divergencia
Tipos de desarenadores
Los desarenadores se clasifican por la forma de eliminar los sedimentos
•
Desarendores de lavado intermitente
•
Desarenadores de lavado continuo
Desarenadores de lavado intermitente: Este tipo de desarenador se caracteriza porque
periódicamente se hace el retiro de sedimentos mediante el lavado, aunque esta operación se
procura realizar en el menor tiempo posible para evitar las interrupciones en el servicio de
suministro de energía; éste está determinado por la cantidad de sedimentos que trae el agua.
Este tipo de desarenador tiene los siguientes componentes:
137
•
Compuertas de admisión. Una de ellas se localiza entre la entrada del desarenador y el
canal de conducción y la otra en el canal de evacuación de sedimentos o aguas de
lavado.
•
Una transición que se localiza a la entrada del desarenador, la cual garantiza una
velocidad uniforme y una eficiente sedimentación. Cuando el desarenador no tiene
vertedero para enviar agua limpia a la cámara de carga, entonces se dispone de otra
transición, que une al desarenador con un canal que lo comunica con la cámara de
carga.
En la cámara de sedimentación, las partículas se sedimentan debido a la disminución de la
velocidad y al aumento de la sección.
Para desalojar los materiales depositados en el fondo hacia la compuerta de lavado
generalmente se le da una gradiente del 2 al 6 por ciento. Un estudio de la cantidad y tamaño
de los sedimentos que trae el agua asegura una adecuada capacidad del desarenador para no
ser lavado frecuentemente.
La compuerta de lavado es que la que controla el desalojo del material sólido depositado en
el fondo. Su lavado se facilita con la pendiente hacia la compuerta, ayudada con el bajo nivel
de agua que queda una vez evacuado el volumen principal de la cámara.
Desarenador de cámara doble: Por lo general cuando el caudal pasa de 10 m3/s, se
recomienda dividir el desarenador en dos o más cámaras de igual sección.
Cuando se tienen dos cámaras, cada una de ellas se calcula para la mitad del caudal y
solamente durante el lavado de una de ellas, se trabaja con el caudal total. En este tipo de
desarenadores, cada cámara tiene su compuerta de admisión y de lavado independientes.
Desarenadores de lavado continuo: En ellos el material depositado se elimina en forma
continua, para ello se requiere que el caudal disponible sea mayor que el de diseño.
138
Este desarenador se divide en dos cámaras, una superior y una inferior las cuales están
separadas por una reja de barrotes. La cámara inferior está situada junto al fondo y contiene
los sedimentos mas pesados, y se encauza a una galería longitudinal de pequeña sección. La
cámara superior que se encuentra encima de la otra tiene una sección grande en la cual se
produce la sedimentación. El agua situada en la galería sale con velocidades relativamente
altas, arrastrando consigo los sedimentos. Las arenas que se depositan en la cámara superior
son arrastradas a la inferior a través de los espacios estrechos entre barrotes por el agua que
pasa de una cámara a la otra.
Los desarenadores se diseñan para un diámetro determinado de partículas, es decir, que
partículas con un diámetro superior al escogido debe decantar.
Para el dimensionamiento del desarenador se sigue los siguientes pasos:
•
Selección del diámetro de la partícula en función de la caída de la planta.
•
Determinación de la velocidad horizontal Vd
•
Determinación de la velocidad de sedimentación Vs
•
Determinación del empuje ascensional W (W=0.152Vs)
•
Hallar la longitud del desarenador L
•
Se asume profundidad del desarenador h
•
Se determinan los tiempos de decantación y sedimentación de la partícula y se
observa que se cumpla td>ts
Donde
Vd: Velocidad horizontal
L: Longitud efectiva del vertedero
139
Vs: velocidad efectiva del desarenador
•
Si no se cumple se varía la profundidad del desarenador
•
Se determina el ancho del desarenador B
•
Se determina la longitud de la transición
•
Se dimensiona el vertedero si lo tiene.
Cámara de carga
Es una estructura, una cámara que interdiga un sistema de baja presión como la conducción
con uno de alta presión.
La cámara de carga cumple las siguientes funciones:
•
Crear un volumen de agua de reserva que permite satisfacer las necesidades de las
turbinas durante los aumentos bruscos de la demanda.
•
Impide la entrada a la tubería de presión de elementos sólidos de arrastre y en
suspensión.
•
Produce la sedimentación de los materiales sólidos en suspensión en el canal y
permite su eliminación.
•
Desaloja el exceso de agua en las horas en las que el caudal de agua consumido por
las turbinas es inferior al caudal de diseño.
•
Mantiene sobre la tubería una altura de agua suficiente para evitar la entrada de aire.
La cámara de carga dispone de un reservorio con capacidad suficiente para garantizar la
partida o parada brusca de las turbinas; está conectada al canal por medio de una transición y
del cual el agua pasa a la tubería de presión a través de una rejilla, que evita la entrada de
elementos sólidos flotantes.
140
Entre la rejilla y la tubería se instala una compuerta de cierre de paso del agua. Entre la
compuerta y la rejilla se dejan ranuras en las paredes para la instalación de compuertas de
apoyo para el caso de reparaciones, como elemento de seguridad.
Los excesos de agua en la cámara se vierten a través de un aliviadero ubicado en una de las
paredes, éste está acompañado de una compuerta de fondo que permite su vaciado y el lavado
de sedimentos. El aliviadero y la compuerta se conectan a una canal común que lleva el agua
al río donde es mínima la erosión.
Su diseño se debe considerar dos condiciones críticas de operación:
•
Garantizar que no entre aire a la tubería de presión.
•
En parada brusca garantizar la estabilidad funcional de la cámara de carga y del canal
de conducción.
Para atender la primera condición es indispensable que el volumen de agua útil almacenado
en la cámara de carga sea compatible con la variación del caudal entre cero y su valor
máximo.
La segunda condición debe ser atendida con el dimensionamiento de un vertedero lateral con
un canal aductor próximo a la cámara.
El
dimensionamiento
hidráulico
intenta
maximizarlo
observando
las
siguientes
consideraciones:
•
Fluido exento de material en suspensión.
•
Tiempos nulos para aceleración.
•
Canal y cámara de fondo plano, siendo ésta de sección transversal rectangular.
•
Nivel de agua de referencia horizontal coincidente con el nivel de cresta del vertedero
lateral localizado en el canal de conducción junto a la cámara.
141
Tubería de presión
Son tuberías que transportan el agua bajo presión hasta la turbina.
Debido a que el costo de esta tubería puede representar gran parte del presupuesto de toda
MCH, es prioritario, que su diseño sea óptimo para reducir tanto inversión inicial como
costos.
Para que los costos de mantenimiento sean bajos se deben colocar soportes y anclajes de la
tubería, con buenos cimientos y en pendientes estables.
Cuando se hace la proyección de costos de la tubería se pueden subvalorar los costos de
operaciones secundarias como pintura y uniones. Los costos dependen en gran medida de qué
material se escoja. En la selección de la tubería se debe considerar los siguientes aspectos:
•
Considerar las diferentes clases de material para uniones.
•
Comparar costos de mantenimiento
•
Tomar diámetros de tubería y espesores de pared disponibles en el mercado.
•
Calcular la perdida de altura por fricción del 4 al 10 por ciento para determinados
materiales y diámetros. Tabular resultados.
•
Calcular la posible sobrepresión ocasionada por el golpe de ariete en caso de cierre
brusco del paso de agua, y sumarla con la presión estática.
•
Calcular espesores de pared adecuados para determinados tamaños de tubería.
Tabular.
•
Diseñar soportes, anclajes y uniones.
•
Preparar tabla de opciones calculando el costo de cada una de las opciones y ver su
disponibilidad en el mercado.
•
Seleccionar diámetro en función del menor costo y menores perdida de energía.
Existe una gran variedad de materiales en el mercado tales como policloruro de vinilo (PVC),
asbesto cemento, polietileno de alta densidad (HDPE), acero comercial, entre otros.
142
Las tuberías por lo general, vienen en longitudes estándar y deben ser unidas entre si. Los
tipos de uniones de tuberías pueden clasificarse en cuatro categorías:
•
Uniones con bridas. Estas uniones por lo general se utilizan en tuberías de acero y
ocasionalmente en hierro dúctil.
•
Espiga y campana. Son uniones típicas del PVC.
•
Uniones mecánicas. Su principal características es que sirven para unir tuberías de
distinto material.
•
Uniones soldadas. Se emplean en tuberías de acero y en técnicas especiales de
polietileno.
En las tuberías de presión de acero tiene que haber juntas de expansión. Generalmente existe
una debajo de la cámara de carga o del anclaje superior.
El diámetro de la tubería de presión se determina con base en la sección óptima entre el
mínimo de perdidas y el mínimo de costos de la tubería. Las perdidas en la tubería se reducen
con el aumento del diámetro pero aumenta el costo de la tubería. Es por esta razón que el
diámetro debe armonizar con el índice de perdidas de energía y el costo de amortización de la
tubería. Para esto se debe hallar el valor de las perdidas de energía por fricción en un año y el
valor anual por amortización y mantenimiento de la tubería. La siguiente relación considera
los aspectos anteriormente mencionados:
Diámetro de la tubería
Las tuberías que se encuentran a cielo abierto requieren de estructuras de hormigón para
sostenerse y apoyarse según la pendiente del terreno. El perfil de la tubería y el trazado,
permiten la ubicación de los apoyos y estructuras que la sostienen y permiten el
desplazamiento longitudinal por variación de la temperatura. La ubicación de los anclajes
esta determinada por las variaciones del terreno, y estos están sometidos a esfuerzos por las
143
cargas transmitidas por la tubería. El numero de anclaje esta condicionado por los cambios de
dirección ya sea vertical u horizontal.
Golpe de ariete
Son ondas que se originan en el instante ñeque se cierra la directriz de la turbina. El agua que
circula se detiene y la energía cinética que trae se convierte en presión. Como resultado del
aumento de presión, el líquido se comprime y las paredes del tubo se expanden, lo que
permite que entre al tramo una cantidad de agua adicional antes de que se detengan. Luego
sucede lo mismo en el tramo situado inmediatamente mas arriba, y el aumento de presión se
prolonga hasta el reservorio en donde el proceso se detiene. Al no haber movimiento de agua,
ésta empieza ahora a dilatarse y la tubería se contrae. Este proceso es inverso que el anterior
que comienza en el reservorio y termina en la válvula. De esto resulta una reducción en la
presión que es teóricamente igual al aumento en la presión que antes pero de signo contrario.
Para mitigar los efectos de este fenómeno se debe diseñar una chimenea de equilibrio,
siempre y cuando el tiempo de cierre de la directriz es menor de 3 segundos.
Otra forma de evitar la instalación de chimeneas de equilibrio es colocar válvulas de alivio
próximas a la turbina o difusores como en el caso de la turbina Pelton.
El fenómeno del golpe de ariete es el que controla el cálculo del espesor de la tubería y se
debe corroborar si su tensión máxima admisible es mayor que las tensiones ejercidas sobre el.
El espesor se puede calcular de la siguiente manera utilizando la expresión:
Espesor de tubería.
Donde
H: Caída neta m
Hs: Sobrepresión ejercida por el golpe de ariete m columna de agua
144
Dt: Tensión de transición kgf/cm2
Kf: Eficiencia máxima 0,8 -1,0
Es: Espesor adicional 3 mm
La tensión que actúa sobre la tubería es la sumatoria de la tensión tangencial ejercida por el
golpe de ariete, la tensión longitudinal debida a la variación de la temperatura, la tensión
longitudinal debida al peso propio de la tubería a sección llena y la tensión debido a los
cambios de dirección.
Casa de máquinas.
Es la estructura que contiene todo el equipo electromecánico, en los que se transforma la
energía cinética del agua en energía mecánica y posteriormente en eléctrica. Una
normalización del diseño de la casa de máquinas se puede tener en función de la posición del
eje del grupo turbina generador. Este puede ser horizontal o vertical. En proyectos para
MCH, el grupo de eje horizontal presenta mas facilidad para su montaje y mantención, por tal
motivo lo convierte en el equipo mas usado en este tipo de proyectos. La transformación de
la energía cinética en mecánica, y de mecánica en eléctrica requiere como mínimo dentro de
la casa de maquinas de los siguientes equipos:
•
Empalme entre la tubería de presión y la entrada a la válvula: esta reducción empalma
la tubería de presión con las dimensiones de la válvula.
•
Válvula: Es un elemento que esta ubicado entre la tubería de presión y la turbina,
permite el paso o el cierre total del flujo del caudal.
•
Turbina: Permite la transformación de la energía cinética en mecánica. Dispone de un
regulador de velocidad que permite ajustar el caudal a la demanda de la energía
eléctrica.
•
Generador: Permite la transformación de energía mecánica en energía eléctrica.
•
Voltaje de inercia: Debido a que se suelen encontrar
recursos hidroenergéticos
retirados del centro de consumo, se requiere la transmisión de energía desde la MCH,
instalando una subestación.
145
•
Puente Grúa: Es un elemento estructural que facilita el montaje y la reparación de la
turbina.
•
Canal de salida: El agua procedente de la turbina sale al río por medio de un tubo
difusor, también lo puede hacer a través de una galería que se une con un canal.
La ubicación de la casa de máquinas se decide teniendo en cuenta los siguientes parámetros:
•
Debe colocarse cercana al afluente.
•
Tener en cuenta que en el canal de descarga no se acumulen sedimentos que
disminuyan la sección.
•
Zonas con terrenos estables, y fuera del alcance de riadas.
•
Un lugar con buena cimentación.
•
Prever una posible ampliación.
•
Facilidad de acceso.
•
Facilidad de adquirir terrenos.
•
Un factor principal en la ubicación de la casa de maquinas es que la disposición de los
equipos armonice con el panorama exterior.
Válvulas
Las válvulas antes de la turbina se utilizan para el cierre del caudal a través de la turbina y
para operaciones de reparación. Existen varias clases de válvulas y a continuación
mencionaremos las más utilizadas:
Válvula mariposa: Básicamente es una extensión de la tubería dentro de la cual se coloca un
disco en forma de lente montado en el eje central. Para operar este tipo de válvula se requiere
poca fuerza, ya que la corriente en cada mitad del disco esta prácticamente balanceada. Es
importante que sea cerrada lentamente, para no originar un golpe de ariete en la tubería.
Válvula de compuerta: Esta compuesta por un disco metálico que sube y baja a voluntad y
que esta ubicado en el cuerpo de la válvula. Para altas presiones el operar las válvulas de gran
diámetro requiere de una fuerza importante. Por esto, cuando se coloca también una pequeña
válvula de by – pass para conectar el lado de alta presión con el de baja presión.
146
Válvula esférica: La válvula esférica es prácticamente la continuación de la tubería de
presión. Esta compuesta por una esfera hueca por donde fluye el caudal. Se caracteriza por
tener bajas perdidas y un cierre hermético que evita la cavitación.
Turbinas
La turbina es uno de los elementos principales que conforman una MCH del cual depende en
su mayor parte el rendimiento y el buen servicio del proyecto.
Las turbinas son los mecanismos encargados de transmitir toda la energía mecánica del agua
a los generadores para ser transformada en energía eléctrica. La elección de este equipo esta
determinada por la caída, el caudal y el esquema a elegir para la central, por ejemplo si esta
es de pie de presa, mixta y por derivación o bien en canal o en galería.
En términos generales las turbinas comprenden unos elementos fijos y de regulación que
dirigen el agua hacia una rueda móvil, cuya potencia mecánica se transmite a un eje motor,
en el generador el cual transforma la energía.
Las turbinas de impulsión radial y parcial son: Pelton, Francis, Kaplan u Ossberger,
utilizadas actualmente, han sido técnicamente estudiadas desde hace mucho tiempo, y se
caracterizan por aprovechar tanto la energía potencial como la energía cinética.
La turbina Pelton se utiliza preferentemente con grandes altura de embalse y pequeños
caudales de paso. Las turbinas Francis tienen un campo de aplicación amplio de caudales de
paso medio, mientras que en caudales de paso de tamaño similar con menores alturas de
caída sujetas a grandes fluctuaciones, las turbinas de impulsión radial y parcial son más
adecuadas. La eficiencia y los costos de las turbinas convencionales han alcanzado ya su
límite. No puede decirse lo mismo del desarrollo de turbinas para el aprovechamiento de
pequeños saltos de agua. Nuevos materiales minimizan las necesidades de agua y cemento,
reduciendo los costos y acortando los tiempos de construcción.
En general en las microcentrales hidroeléctricas de las zonas bajas es posible utilizar turbinas
Kaplan o Michel Banki de rodete largo.
147
Características generales de las turbinas
Pelton
•
Es una turbina de acción, de flujo tangencial, formada por una o más toberas y un
rodete provisto de un determinado numero de cucharas.
•
El rango de aplicación de las turbinas Pelton esta delimitado a velocidades especificas
bajas. Cabe decir que aprovecha grandes saltos y caudales, pudiéndose obtener
eficiencias del orden del 85%.
•
Para su fabricación requiere de una planta industrial que cuente con: fundición,
equipos de soldadura y corte, maquinas herramientas básicas como torno, cepillos y
taladro. Generalmente se fabrica el rodete y las toberas por fundición.
Michel Banki
•
Es una turbina de acción de flujo transversal, entrada radial y admisión parcial,
formada por un inyector y un rodete provisto de un número determinado de álabes
curvos.
•
El rango de aplicación está entre las Pelton de doble tobera y la turbina Francis rápida
trabajando principalmente con saltos y caudales medianos, pudiendo obtener
eficiencias del orden del 80% y generando potencias hasta 1000 kW.
•
Posee geometría que facilita su fabricación y que la caracteriza como la turbina de
más bajo costo.
•
Para su fabricación se requiere de una planta industrial que cuente con equipo de
soldadura y corte y maquinas herramientas básicas como torno, cepillo y taladro. Se
puede fabricar a base de planchas soldadas.
Francis
•
Su aplicación está delimitada a velocidades especificas medias, operando al igual que
la turbina Michel Banki, con saltos y caudales medianos. Su eficiencia esta
comprendida entre 83% y 90%.
•
Para su fabricación se requiere de una planta industrial que cuente con fundición,
equipos de soldadura, corte y maquinas herramientas.
148
Turbina axial.
•
Es una turbina de reacción de flujo axial estando su sistema de regulación de
velocidad incorporado en el rodete en el caso de la variante denominada Kaplan.
•
Su rango de aplicación está delimitado a velocidades específicas altas. Operando con
saltos muy pequeños y grandes caudales. Puede alcanzar hasta un 90% de eficiencia.
•
Para su fabricación se requiere de una planta industrial que cuente con fundición,
equipos de soldadura, corte y maquina herramienta.
Otras turbinas
Turgo:
•
Equivalente a Pelton de varios inyectores.
•
Fuerte empuje axial.
Tubular:
•
Apta para pequeñas cargas.
•
Alta velocidad de empalamiento.
Bulbo:
•
Apta para pequeñas cargas
•
Alta velocidad de empalamiento.
Straflow:
•
Muy compacta
•
Apta para pequeñas cargas
•
Alta velocidad de empalamiento
•
No se fabrica para potencias pequeñas
Generadores
El alternador o generador es una máquina rotativa que recibe energía mecánica de la turbina
y la transforma en eléctrica. Este equipo se caracteriza porque esta formado por un estator
fijo y un rotor conectado al eje de la turbina.
149
Características generales
Alternadores
Son generadores sincronos diseñados con regulador de tensión y refuerzos en las bobinas
para que estén en capacidad de soportar velocidades de empalamiento de la turbina.
•
Por razones económicas, en microcentrales hidroeléctricas se recomienda la
utilización de alternadores de dos o cuatro polos.
•
Para su fabricación se requiere una planta industrial electromecánica que cuente con
equipos para embobinar, soldadura y corte y maquinas herramientas universales.
Generadores de inducción
•
Son motores de inducción que operan como generadores en forma antónoma o en
paralelo como un alternador.
•
Para su fabricación sólo se requiere una adaptación de motores eléctricos existentes,
que la puede hacer el mismo fabricante.
150
ESTUDIO AMBIENTAL.
La realización de un proyecto de un sistema hibrido de generación de energía eléctrica,
genera un impacto sobre el medio ambiente aledaño. El estudio del impacto generado es un
factor importante para determinar la viabilidad del proyecto. El eje principal de este estudio
es la sociedad y el individuo frente a este proyecto, pero es indispensable evaluar también
desde el punto de vista del proyecto en general. Para los estudios ambientales se deben tener
en cuenta las condiciones topográficas, hidrológicas, geológicas y ambientales de la cuenca;
las obras civiles y sus sistemas constructivos y técnicos, así como los factores culturales y
socioeconómicos que este proyecto afectará.
La ley 19300, ley de bases del medio ambiente, reglamenta este tipo de proyectos para saber
si entran al sistema de evaluación de impacto ambiental. Se ha encontrado que en el artículo
10 de la ya citada ley, contempla que entren a evaluación de impacto ambiental centrales
cuya potencia instalada sea mayor o igual a 3 MW. Por otro lado, el código de aguas
menciona que aquellos tranques cuyo muro supere los 5 metros de alto deben entrar al
sistema de evaluación de impacto ambiental.
Puesto que las microcentrales tienen una capacidad instalada entre 5 kW y 100 kW, la
evaluación de impacto ambiental no es obligatoria. Además, según conversaciones con el Sr.
Carlos Bonifetti, Gerente general de MTF, desarrollador de microcentrales con amplia
experiencia en el tema, comenta que las microcentrales existentes en Chile no superan los 2.5
metros de alto, por lo que en esta condición las microcentrales tienen una ventaja técnica con
respecto a las demás energías renovables no convencionales.
No obstante lo anterior, si algún proyecto desea ingresar en forma voluntaria al sistema de
evaluación de impacto ambiental se debe seguir lo que se detalla en adelante.
151
ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL
Para poder evaluar cualitativa y cuantitativamente los impactos sobre el medio ambiente se
hace un estudio de impacto ambiental, que tiene diferentes características en cada etapa del
proyecto, pero que cuenta con un orden secuencial de acuerdo al avance del mismo.
La autoridad competente expedirá unos términos de referencia para cada proyecto en
particular, que determinarán características particulares al estudio.
Conforme al artículo 12 de la ley 19300 el estudio de impacto ambiental debe contener:
•
Una descripción del proyecto o actividad;
•
La línea de base;
•
Una descripción pormenorizada de aquellos efectos, características o circunstancias
del artículo 11 que dan origen a la necesidad de efectuar un Estudio de Impacto
Ambiental;
•
Una predicción y evaluación del impacto ambiental del proyecto o actividad,
incluidas las eventuales situaciones de riesgo;
•
Las medidas que se adoptarán para eliminar o minimizar los efectos adversos del
proyecto o actividad y las acciones de reparación que se realizarán, cuando ello sea
procedente;
•
Un plan de seguimiento de las variables ambientales relevantes que dan origen al
Estudio de Impacto Ambiental, y
•
Un plan de cumplimiento de la legislación ambiental aplicable.
Para la adecuada comprensión de las exigencias de este estudio, se debe tener claridad sobre
los términos usados por la ley 19300, para que haya unanimidad en su interpretación:
Evaluación del riesgo: Es el resultado de la comparación y el análisis de las amenazas de un
proyecto y la vulnerabilidad del medio ambiente, con el fin de determinar las posibles
consecuencias sociales, económicas y ambientales que éste puede producir.
152
Impacto Ambiental: la alteración del medio ambiente, provocada directa o indirectamente por
un proyecto o actividad en un área determinada.
Medidas de compensación: Son las obras o actividades dirigidas a resarcir y retribuir a las
comunidades, las regiones, localidades y entorno natural por los impactos o efectos negativos
generados por un proyecto, obra o actividad, que no puedan ser evitados, corregidos,
mitigados o sustituidos.
Medidas de corrección: Son accione dirigidas a recuperar, restaurar o reparar las condiciones
del medio ambiente afectado por el proyecto, obra o actividad.
Medidas de mitigación: Son acciones dirigidas a minimizar los impactos y efectos negativos
de un proyecto, obra o actividad sobre el medio ambiente.
Medidas de prevención: Son acciones encaminadas a evitar los impactos y efectos negativos
que pueda generar un proyecto, obra o actividad sobre el medio ambiente.
Estudio de Impacto Ambiental: el documento que describe pormenorizadamente las
características de un proyecto o actividad que se pretenda llevar a cabo o su modificación.
Debe proporcionar antecedentes fundados para la predicción, identificación e interpretación
de su impacto ambiental y describir la o las acciones que ejecutará para impedir o minimizar
sus efectos significativamente adversos.
Evaluación de Impacto Ambiental: el procedimiento, a cargo de la Comisión Nacional del
Medio Ambiente o de la Comisión Regional respectiva, en su caso, que, en base a un Estudio
o Declaración de Impacto Ambiental, determina si el impacto ambiental de una actividad o
proyecto se ajusta a las normas vigentes.
Desarrollo Sustentable: el proceso de mejoramiento sostenido y equitativo de la calidad de
vida de las personas, fundado en medidas apropiadas de conservación y protección del medio
ambiente, de manera de no comprometer las expectativas de las generaciones futuras
Términos de referencia: Son los lineamientos generales que la autoridad ambiental señala
para la elaboración y ejecución de los estudios ambientales.
153
Al elaborar el estudio, se debe buscar que el desarrollo del proyecto conduzca a un desarrollo
sustentable y equitativo de la región afectada, adoptando soluciones adecuadas a los impactos
sobre el medio ambiente, que compensen los daños inevitables, y que mejoren las
condiciones socioeconómicas y ambientales. Para alcanzar este objetivo, es importante tener
en cuenta que el uso de los recursos renovables no debe producir mayores perdidas de
bienestar que ganancias logradas.
Los principales objetivos de este estudio son la cuantificación de los recursos y valores
ambientales afectados en su estado inicial; la identificación y descripción de los impactos
ambientales clasificándolos de acuerdo sean positivos o negativos, directa o indirectamente
afectados por el proyecto a corto o largo plazo, acumulativos o irreversibles, establecer las
medidas que se tomaran para minimizar y compensar estos impactos, así como las diferentes
alternativas de elaboración del proyecto con sus diferentes impactos.
FASES DEL ESTUDIO
La elaboración de este estudio cuenta con las siguientes fases:
Identificación: En esta fase se identificación los impactos ambientales determinando las
causas de estos, así:
•
La clasificación de los impactos.
•
La recopilación de una lista de los impactos claves, de acuerdo al área que afecten.
•
La identificación de las fuentes de impactos, así como los posibles receptores del
impacto.
•
La utilización de listas, matrices o redes para la organización de los impactos, en las
que claramente se establezcan el área afectada, la actividad, los aspectos importantes,
el efecto y los impactos y evaluarlos de acuerdo a su intensidad, ya sea fuerte, media
o insignificante. Así se determinará la relevancia del impacto.
154
Predicción: Es una evaluación científica de los efectos y consecuencias del impacto sobre el
medio ambiente. De acuerdo al impacto y su relevancia y de acuerdo con la magnitud del
proyecto,
se
realizan
estudios
específicos
como
modelos
matemáticos,
físicos,
experimentales, opiniones de expertos, y además acorde con el impacto que se está
evaluando. Es muy importante establecer el grado de incertidumbre de estos estudios. Los
resultados se presentan con un paralelo de la condiciones, con y sin proyecto, para determinar
la magnitud del impacto.
Evaluación de los impactos: En esta etapa se evalúan los impactos adversos para establecer si
deben ser atenuados o no. Esto se logra comparando las leyes que contemplan las Comisiones
Regionales y a la Comisión Nacional del Medio Ambiente, según el caso, revisando los
objetivos políticos del gobierno y consultando la comunidad y la opinión pública.
Atenuación: Esta etapa consiste en prevenir, compensar reducir o remediar los impactos que
deben ser atenuados. Se deben evaluar los costos de atenuación de los impactos y sus
diferentes alternativas, identificando sus diferencias. Deben ser incluidas prácticas operativas,
programación de proyectos, medidas de control técnico, planes de contingencia o
administración conjunta con grupos afectados.
Con el fin de seleccionar adecuadamente las mejores alternativas se debe contar para cada
caso con:
•
Un análisis costo/beneficio.
•
La explicación del curso de acción a seguir, definiendo la importancia de los factores
que se ven afectados.
•
La elaboración de una matriz de parámetros ambientales contra medidas de
atenuación, haciendo un énfasis en las consecuencias de cada medida.
•
Comparaciones por pares de las posibles acciones a tomar.
Esta parte del estudio puede hacer inviable el proyecto de acuerdo a los costos de las medidas
atenuatorias que se deban tomar. En este caso la autoridad competente debe evaluar la
155
importancia del proyecto de acuerdo a las políticas del país, para establecer si es factible
hacer una reevaluación de acuerdo a los beneficios que éste aporte a dichas políticas.
Prefactbilidad: En la prefactibildad el estudio consiste en realizar un análisis preliminar de la
viabilidad técnica, ambiental y económica del proyecto, usando los datos del inventario y
tomando datos extras que sean necesarios, solamente los esenciales. Se deben analizar las
diferentes alternativas para el proyecto, haciendo para cada uno, un estudio preliminar de los
impactos potenciales. Para esta etapa del proyecto el análisis mas relevantes es el impacto
socioeconómico y cultural. Asimismo debe establecerse la zona total de influencia del
proyecto, para establecer si en éstas hay zonas protegidas y determinar con qué comunidades
se debe interactuar.
Caudal ecológico: Un impacto de gran relevancia, y necesariamente presente en todos los
proyectos hidroeléctricos, es la disminución de caudal de la fuente de agua a intervenir. Por
este motivo en todos los estudios de impacto ambiental de este tipo se debe calcular un
caudal ecológico, que garantice que el medio ambiente natural y social será afectado en la
menor medida.
Costos: Cada proyecto requiere de estudios particulares, ya sean de contaminación,
biológicos, sociales, económico, etc, conforme a las condiciones y necesidades especificas, y
deben realizarse multidisciplinariamente para establecer sus impactos en términos de costos,
así como realizar un análisis de estos costos y su relevancia.
Los costos ambientales de un proyecto pueden ser directos o indirectos y se determinan de
acuerdo a la alternativa que se esté analizando y conforme a su clasificación dentro del
estudio de impacto ambiental, teniendo en cuenta, además, su insignificación para las
comunidades afectadas. Los costos de las diferentes alternativas de cada impacto, como las
diferentes alternativas del proyecto, se analizan con la misma metodología planteada en el
estudio socioeconómico, para optimizar el proyecto de acuerdo al factor ambiental. Puede ser
aceptable determinar la mejor alternativa en base solamente a un análisis costo/beneficio, de
la misma forma como se aplica en el estudio socioeconómico.
156
Un factor positivo para los costos de este tipo de proyectos, es la posibilidad de vender bonos
en el mercado internacional por el equivalente de las emisiones que se dejan de producir con
este tipo de generación de energía, si ésta fuera producida por combustibles fósiles.
Estos costos ambientales, al igual que los costos técnicos y socioeconómicos se deben
analizar conjuntamente, de la misma forma en que se realiza el análisis socioeconómico,
haciendo un estudio total de costos para determinar la viabilidad del proyecto.
EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA.
Debido al componente social de un proyecto de una MCH se realiza un estudio
socioeconómico para analizar los componentes indirectos y de valorización social de
beneficios y costos para la instalación y el manejo de la MCH. En la evaluación social se
utilizan los precios sombra y no los precios de mercado, ya que los precios sombra
representan la valorización social de un producto de acuerdo con el bienestar social que
genera, reflejado en la mano de obre y en las divisas. Los precios sombras no están
influenciados por las externalidades y objetivos económicos del mercado. En la evaluación
financiera se analizan los precios del mercado basándose en las utilidades netas provenientes
de la relación entre ingresos y egresos. Generalmente estos proyectos no generan un atractivo
económico, por lo que deben ser financiados con ayuda del estado para hacerlos viables.
ANÁLISIS DE BENEFICIOS
La construcción de una MCH se realiza para instalar un nuevo servicio o para reemplazar una
planta existente, por lo general de diesel. El beneficio económico, si se esta instalando un
nuevo servicio se cuantifica de acuerdo al consumo residencial, comercial, industrial y de
servicios públicos estimado, siendo éste un beneficio directo. El uso de energía en la
comunidad genera beneficios económicos indirectos: mejoramiento de la calidad de vida por
una oferta mas amplia de energía, mejoramiento de la estructura económica local, reducción
de la contaminación ambiental, efectos de generación de empleos, alivio de la balanza de
bienes y servicio por sustitución de recursos energéticos importados, efectos sobre el nivel de
captación, incremento en la seguridad del abastecimiento.
157
ANÁLISIS DE INGRESOS Y EGRESOS
Se debe evaluar el flujo de ingresos y costos de instalación, evaluando las utilidades del
proyecto.
Los ingresos del proyecto con respecto a la producción de energía se resumen en lo siguiente:
•
Procedentes del suministro de energía.
•
Comercialización o uso propio de la energía para incrementar las actividades
económicas de la región tales como la pesca, actividades agropecuarias, recreación,
minería, entre otras.
•
Subvenciones, facilidades otorgadas por el estado a las inversiones de suministro de
energía en regiones no interconectadas, diferenciando éstos de los ingresos por
producción de energía.
•
Ingresos por las condiciones específicas de tecnología usada, los cuales no se derivan
directamente de la producción.
Los egresos del proyecto pueden generarse directa o indirectamente dentro del proyecto:
Costos directos:
•
Construcción de obras civiles.
•
Costos de mano de obra en la construcción de las obras civiles.
•
Materiales de contracción de obras civiles.
•
Adquisición de equipo electromecánico y su montaje.
•
Costos de manutención y operación del proyecto.
•
Materiales para manutención y operación.
•
Materiales auxiliares de funcionamiento.
158
Costos indirectos:
•
Costos del personal administrativo, en microcentrales hidroeléctricas estos costos
comúnmente son reducidos ya que muchas funciones administrativas las cumplen los
usuarios.
•
Impuestos y contribuciones.
Las utilidades se calculan con el fin de determinar la ventaja de un proyecto de inversión en
relación al capital total comprometido, tendiendo en cuenta lo siguiente:
Retorno Bruto: Es la diferencia aritmética de los ingresos y los egresos totales anuales.
Depreciación: Son las devaluaciones periódicas de los activos fijos de un proyecto e influyen
en las utilidades, cuantificándose como el saldo entre retorno y depreciación.
MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE LA RENTABILIDAD
Se deben establecer los siguientes aspectos financieros relacionados con un proyecto:
Tasa de descuento: Se puede usar para estimar la rentabilidad de las inversiones como tasa de
interés para actualizar los flujos de ingresos y egresos a un determinado punto en el tiempo o
para calcular los intereses asociados al capital promedio fijo durante la vida útil del proyecto.
Para el financiamiento externo de los gastos de inversión se aplica como tasa de descuento
las tasas de interés bancario, que se cobra al usuario en función del plazo del préstamo. Para
financiamiento con fondos propios se aplica como tasa de descuento la tasa de interés que
obtenga el inversionista, como en operaciones comerciales por colocaciones de capital de
monto, plazo y riesgo equivalentes.
Tasa general de inflación y tasa de interés real: Si la tasa de inflación supera el 30% la
estabilidad monetaria no es muy confiable, por lo que la tasa de interés real del mercado se
fija para que comprenda una retribución por el capital prestado y una compensación por la
perdida de poder adquisitivo producido en el periodo considerado por causa de la inflación.
159
Tasa de inflación en el sector de energía: Es valido, en particular para el sector energía, un
ritmo especial de la tasa general de inflación, necesario para determinar las partidas de
ingresos y egresos de especial importancia y tomarla en cuenta par el cálculo.
Vida útil de la planta: Es un parámetro muy importante para el análisis de rentabilidad de un
proyecto de inversión, pero no constituye una base absoluta para el calculo, por lo que debe
analizarse la sensibilidad del proyecto, considerando la rentabilidad de éste en función de
diferentes alternativas de vida útil.
Gastos de inversión: Representen el volumen de inversiones necesarias para realizar el
proyecto, ubicados en un cronograma de actividades, correspondiendo éstas al total de las
actividades programadas para el desarrollo del proyecto.
Valor residual de la planta: Este el valor que se obtiene al final de tiempo de la vida útil
establecida, el cual se calcula suponiendo una depreciación lineal.
Valor residual = (Gastos de inversión/Vida técnica total) x Vida útil residual
Los gastos se expresan en unidades monetarias y la vida útil en años.
Si la vida útil técnica y la vida útil son iguales, o si la venta posterior de la planta es
improbable, el valor residual es cero y se supone que los gastos de desmontaje los cubre la
chatarra. En caso de que la vida útil económica sea menor que la vida útil técnica en su
totalidad, o en componentes de la planta, el valor residual es el valor esperado de liquidación
por la venta de la planta en una fecha especifica. Cuando la planta cuenta con obras civiles,
que generalmente superan la vida útil de los equipos, se puede obtener un valor residual del
terreno, especialmente si es usado para urbanización o readecuación.
MÉTODOS ESTÁTICOS PARA EL CÁLCULO DE LA RENTABILIDAD
Los métodos estáticos no consideran cambios en el valor según la fecha, sin embargo,
entregan resultados aproximados aceptables de forma sencilla.
160
Cálculo comparativo de costos
Se usa para elegir entre varias alternativas de generación de energía, por medio de la
comparación de costos, la más favorable. Se usa como selección previa, ya que no realiza una
comparación entre ingresos y egresos del proyecto.
Si el valor de liquidación es cero, se usa la siguiente expresión para determinar los costos
totales promedio por periodo:
Costos totales promedio por periodos.
Donde:
Cp: Costos totales promedio por periodos
CC: Costos corrientes por periodo
T: Vida total del proyecto en t periodos.
Io: Gastos de inversión.
I: Tasa de descuento.
Io/T: Monto de depreciación lineal o amortización del capital fijo por periodo.
(Io/T) x i: Representa los intereses de cuenta por periodo sobre el capital inmovilizado en
promedio y con amortización continua durante la vida útil total del proyecto.
Los costos corrientes por periodo se determinan haciendo un promedio de egresos corrientes
totales durante la vida útil de la planta, o asumiendo los costos para el primer año de
operación como los costos anuales promedio de la planta.
Finalmente, se hace una comparación entre las diferentes alternativas para determinar cual es
más favorable en relación al costo por unidad del producto.
161
Método de comparación de anualidades de gastos.
Éste método transforma los gastos de inversión durante la vida útil del proyecto en pagos
anuales de magnitud constante por medio de un factor de recuperación (FR), que esta en
función de la tasa de descuento y de la cantidad de años de explotación.
Factor de recuperación
Factor de descuento
Costo anual de la planta
Donde
ANC: Costo anual de la planta.
FR: Factor de recuperación.
CC: Costos corrientes por periodo.
L. Valor de liquidación promedio.
Io: Gastos de inversión.
Q: Factor de descuento.
I: tasa de descuento.
T: Vida total del proyecto en t periodos.
i tasa de descuento conocida.
Se determinan los gastos anuales totales anuales previstos para una inversión, dividiendo los
costos por el número de kWh generados. Este método es más exacto que el método de
cálculo comparativo de costos ya que considera el interés compuesto, sin embargo, en este
método tampoco se compara los ingresos y egresos del proyecto.
162
Cálculo de la rentabilidad
Se relaciona la utilidad promedio obtenida por periodo de un proyecto de inversión con el
capital inmovilizado promedio.
Índice de rentabilidad
Donde:
Re: índice de rentabilidad
U: Utilidad promedio por periodo
KD: Capital inmovilizado promedio por periodo.
Capital movilizado promedio por periodo.
Donde:
Io: gastos de inversión
L: Valor de liquidación al fina de la vida útil.
Esto quiere decir que durante la vida útil de la planta, el capital que se deprecia con
amortización continua queda inmovilizado en cada periodo, en promedio, a razón de la mitad
de su importe, mientras el valor de liquidación esperado se inmoviliza en su mitad total en
cada periodo.
En este método hay una ventaja absoluta cuando el índice de rentabilidad obtenido es mayor
o igual a la rentabilidad mínima exigida, y una ventaja relativa sobre otros proyectos cuando
el índice de rentabilidad de la inversión diferencial ¿RID? Es mayor que la rentabilidad
mínima exigida.
163
Índice de rentabilidad de la inversión diferencial
Donde:
RID: Índice de rentabilidad de la inversión diferencial.
U: Utilidad promedio por periodo.
KD: Capital inmovilizado promedio.
Cálculo del periodo estático de amortización
Por medio de este método se determina cuando se recupera el capital invertido por medio de
retornos anuales. Este punto de amortización se alcanza cuando la diferencia entre ingresos y
egresos es cero. La amortización se determina por medio del método acumulativo o el
método promedio.
Método acumulativo
En este método se suman de forma acumulativa los gastos de capital y los retornos brutos
anuales hasta alcanzar un valor positivo o cero, tomando como periodo de amortización el
número de años que se consideran en la suma.
Método de promedios
El periodo de amortización n, se encuentra mediante la relación del capital invertido y los
retornos brutos anuales:
N=capital invertido/promedio de los retornos brutos anuales.
El proyecto es ventajoso cuando el periodo de amortización es menor que la vida útil del
proyecto o que el periodo máximo de amortización exigido, y entre menor sea el periodo de
amortización, mas ventajoso aún será el proyecto. Se debe tener en cuenta que a menor
periodo de amortización mayor es el riesgo de inversión, por lo que este método debe estar
soportado por otros métodos.
164
MÉTODOS DINÁMICOS PARA EL CÁLCULO DE LA RENTABILIDAD
Los métodos dinámicos ofrecen resultados mas precisos que los estáticos ya que estos
consideran el factor del tiempo en al evaluación de los pagos de la inversión, considerando
diferencias del valor del pago según la fecha de vencimiento, actualizándolos en el tiempo
recargándolos cuando vencen antes de tiempo y disminuyendo su valor si su fecha de
vencimiento es posterior.
Método del valor actual del capital
Es el valor asignado en el presente a un pago futuro, antes del inicio del proyecto,
determinándose en función de la acumulación o descuento de intereses, en base a un factor
que depende de la tasa de descuento estimada y el lapso de tiempo entre el momento de pago
y el inicio del proyecto.
El valor presente neto actual (Vo) de una inversión en t=0 es la suma de las entradas y las
salidas de las inversiones.
Para simplificar el cálculo se toman los ingresos y egresos corrientes como retornos anuales,
obteniendo la suma de los retornos actuales más el valor actual de liquidación menos el valor
actual de los gastos de inversión.
Valor presente actual neto.
Donde:
Vo: Valor actual de la inversión en el momento t=0
Ro: Retorno en el año de la puesta en marcha.
Io: Gastos de inversión en el momento t=0
It: Gastos de inversión en la fecha t.
Rt: Retorno en la fecha t.
165
Lt: Valor de liquidación al final de la vida útil.
q: Factor de descuento, siendo i la tasa de descuento y t la fecha de pago.
Si la totalidad de los gastos de inversión se pagan en t=0 se obtiene la expresión
Valor presente actual neto.
Donde
T. Año para el periodo de retorno a calcular.
Si el valor actual (Vo) es igual o superior a cero, el proyecto es absolutamente ventajoso.
Entre varios proyectos, a medida que sea mayor la tasa de descuento el proyecto es más
ventajoso.
Este método es exacto en caso de que el capital a invertir y la vida útil de los proyectos
analizados sea la misma, mostrando las ventajas económicas de cada proyecto y la
comparación sobre la base de la renta del capital esperado que sobrepasa el crédito mínimo
exigido.
Método de la tasa interna de retorno, TIR.
Para este método se establece de descuento que produce un valor actual de cero (Vo=0), es
decir, muestra el interés obtenido por el capital que la inversión inmoviliza las otras
inversiones.
Valor actual neto.
TIR es un valor porcentual que se obtiene cuando Vo = 0.
166
Un proyecto es absolutamente ventajoso si supera la tasa interna de descuento (i), es decir, el
interés mínimo exigido.
Este método no es útil para comparar las ventajas relativas de varios proyectos.
Cálculo dinámico de amortización
En este método se incorpora el valor de los bonos y pagos diferidos en el tiempo, por medio
de la actualización de los retornos anuales en función del año de puesta en marcha.
El periodo de amortización se calcula en forma acumulativa, empezando en el año del primer
pago y sumando los valores actuales de los pagos netos anuales hasta llegar a un valor igual a
cero, este periodo se conoce como periodo dinámico de amortización.
Un proyecto es absolutamente ventajoso cuando el periodo dinámico de amortización es
menor a la vida útil técnica, y es ventajoso respecto de otros proyectos a medida que la
amortización es menor.
Es un método exacto desde el punto de vista de los riesgos, por lo tanto, no puede ser el único
método de elección de un proyecto ya que a menor periodo de amortización mayor riesgo.
LA INFLACIÓN Y LA INFLUENCIA SOBRE LA RENTABILIDAD
La inflación no varia constantemente en el tiempo, por este motivo se deben tomar
individualmente la tasa del incremento en los precios para cada factor productivo o el
producto final.
Con este fin se pueden usar los anteriores métodos, tomando en cuenta que se debe
revalorizar cada uno de los ingresos y egresos anuales con factores que tomen en cuenta la
respectiva inflación esperada.
167
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
La incertidumbre es un elemento presente en proyecciones hacia el futuro, lo que hace que
los resultados obtenidos en los anteriores métodos sufran cambios. Por esta razón se debe
analizar el grado de hipótesis admitidas respecto a la futura evolución de los parámetros más
importantes, cuantificando las consecuencias económicas de una posible variación.
Este se hace alterando en un porcentaje determinado, los datos de entrada comparándolos con
los de salida, observando su comportamiento y qué tanto altera los datos de salida.
En un proyecto de una microcentral hidroeléctrica, los parámetros más sensibles en su orden
son:
•
Energía suministrada
•
Precio de venta
•
Tasa de descuento
•
Gastos de inversión
•
Vida útil
•
Costos de manutención y de reparación
•
Costos de personal
•
Costos de administración
Para obtener un resultado absoluto de un proyecto de inversión se deben tener en cuenta en el
análisis de sensibilidad los valores críticos, incorporando los valores mínimos y máximos
exigidos, siendo prioritarios los datos de entrada más inciertos.
En la figura 6 se muestra un ejemplo del análisis de sensibilidad en el que se indica la forma
de variar el porcentaje los parámetros de entrada, los de salida pueden variar
significativamente.
168
Figura 6. Análisis de sensibilidad. Ortiz R. 2001.
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