universidad politécnica salesiana-sede quito facultad de ingenierías

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA-SEDE QUITO
FACULTAD DE INGENIERÍAS
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA EL DIMENSIONAMIENTO E
IMPLEMENTACIÓN DE UN GENERADOR Y SUBESTACIÓN
ELEVADORA PARA LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
“SIGCHOS”.
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
AUTOR
MIGUEL ÁNGEL SALAZAR MÁRQUEZ
DIRECTOR
ING. PATRICIO BURBANO DE LARA P.
QUITO, NOVIEMBRE DEL 2007
-I
CERTIFICACIÓN
Luego de revisar la tesis del Señor Miguel Angel Salazar Marquez, con el tema,
ESTUDIO DE FACTIBILIDAD PARA EL DIMENSIONAMIENTO E
IMPLEMENTACIÓN
DE
UN
GENERADOR
Y
SUBESTACIÓN
ELEVADORA PARA LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA “SIGCHOS”.
Certifico que se ha dirigido su elaboración y ha sido culminada satisfactoriamente
cumpliendo las disposiciones emitidas por la Universidad Politécnica Salesiana.
Atentamente,
Ing. Patricio Burbano de Lara P.
- II -
AUTORÍA
Yo Miguel Ángel Salazar Márquez, doy fe que soy el único autor del presente
documento, por lo tanto me responsabilizo del contenido del mismo.
Quito, noviembre del 2007
Miguel Salazar Márquez
- III -
DEDICATORIA
Este trabajo va dedicado a mis queridos padres.
- IV -
AGRADECIMIENTO
A todos los profesionales que de una u otra manera aportaron con este trabajo, a la
compañía CAMERI C.A. y de manera muy especial al Ing. Patricio Burbano de Lara
que como director y guía aportó con sus invaluables consejos y experiencia que dan
como resultado la terminación de este trabajo.
-V-
ÍNDICE GENERAL
AUTORÍA
III
DEDICATORIA
IV
AGRADECIMIENTO
V
ÍNDICE GENERAL
VI
ÍNDICE DE CONTENIDO
VII
ÍNDICE DE CUADROS
VIII
ÍNDICE DE FIGURAS
IX
ÍNDICE DE TABLAS
X
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
XI
RESUMEN EJECUTIVO
XX
- VI -
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPITULO I
1
1
1.1
1.1.1
1.1.2
1.1.3
1.1.3.1
1.1.3.2
1.1.3.3
INTRODUCCIÓN.
1
SITUACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL.
1
ANTECEDENTES.
1
CONSUMIDORES.
2
GENERACIÓN.
3
Potencia nominal.
3
Potencia efectiva.
3
Proyectos de generación particulares en operación y en proceso de
construcción.
6
1.1.3.4 Proyectos de generación estatales en operación y en proceso de
construcción.
7
1.1.3.5 Interconexiones con Colombia y Perú.
8
1.1.4
PERSPECTIVAS HACIA EL FUTURO DEL MERCADO ELÉCTRICO
MAYORISTA.
10
1.2
COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA.
12
1.3
BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA.
13
1.4
GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA.
15
1.5
CLASIFICACIÓN DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS.
17
1.5.1
POR SU POTENCIA.
17
1.5.1.1 Grandes centrales.
17
1.5.1.2 Medianas centrales.
17
1.5.1.3 Pequeñas centrales.
17
1.5.1.4 Minicentrales.
17
1.5.1.5 Microcentrales.
18
1.5.2
POR EL SALTO DE AGUA
18
1.5.2.1 Centrales de alta presión.
18
1.5.2.2 Centrales de media presión.
18
1.5.2.3 Centrales de baja presión.
18
1.5.3
POR SU APORTE AL SISTEMA DE POTENCIA.
19
1.5.3.1 Centrales de base.
19
1.5.3.2 Centrales de punta.
19
1.5.3.3 Central de reserva.
20
1.5.3.4 Centrales de bombeo - generación.
20
1.5.4
SEGÚN LA DISPOSICIÓN DE LAS INSTALACIONES PARA SU
APROVECHAMIENTO DEL AGUA.
20
1.5.4.1 Mediante embalse o represa.
21
1.5.4.2 En el cauce del mismo río.
21
1.5.4.3 Mediante azud y canal de toma de agua.
21
1.6
ELEMENTOS CARACTERÍSTICOS DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA.
22
1.6.1
OBRAS DE CAPTACIÓN.
22
1.6.1.1 Tipos de represas.
22
1.6.1.1.1 Gravedad.
23
- VII -
1.6.1.1.2
1.6.1.1.3
1.6.1.1.4
1.6.2
1.6.3
1.6.3.1
1.6.3.2
1.6.3.3
1.6.4
1.6.5
1.6.6
1.7
1.7.1
1.7.2
1.7.3
1.7.4
Contrafuerte.
23
Arco-Bóveda.
24
Tierra o Escollera.
25
EMBALSE O RESERVORIO.
26
CONDUCTOS DE AGUA.
26
Túnel de conducción.
26
Tanque de carga.
27
Tubería de presión.
27
CASA DE MÁQUINAS.
28
CANAL DE DESCARGA.
28
SUBESTACIÓN DE ELEVACIÓN.
29
VENTAJAS COMPARATIVAS DE LAS CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS VERSUS LAS CENTRALES DE GENERACIÓN
TÉRMICA.
29
VENTAJAS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.
29
DESVENTAJAS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.
31
VENTAJAS DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA.
32
DESVENTAJAS DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA.
33
CAPITULO II
34
PROYECTO “SIGCHOS”
34
2.
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA HIDROLOGÍA,
SEDIMENTOLOGÍA, GEOLOGÍA Y SISMOLOGÍA.
34
2.1
CUENCA DE LOS RIOS “TOACHI- BLANCO”.
34
2.1.1
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS.
34
2.1.2
CARACTERÍSTICAS CLIMÁTICAS EN EL SITIO DEL PROYECTO.
34
2.2
PRECIPITACIÓN MEDIA DE LA CUENCA (HASTA EL SITIO DE LA
CAPTACIÓN).
35
2.3
CAUDALES DEL RÍO “TOACHI”.
35
2.3.1
REGISTROS DISPONIBLES.
35
2.3.2
CAUDALES MEDIOS, DIARIOS Y MENSUALES.
35
2.3.3
CAUDALES MEDIOS MENSUALES.
37
2.3.4
CAUDALES MÍNIMOS PARA LA GENERACIÓN
38
2.3.5
CAUDALES DE CRECIDA.
39
2.4
SEDIMENTOLOGÍA.
40
2.4.1
TRANSPORTE DE SEDIMENTOS.
40
2.5
GEOLOGÍA.
41
2.5.1
GEOLOGÍA GENERAL.
41
2.5.2
GEOLOGÍA EN LOS SITIOS DE LAS OBRAS.
41
2.5.2.1 Captación.
41
2.5.2.2 Túnel de carga.
41
2.5.2.3 Tanque de carga.
41
2.5.2.4 Tubería de presión.
42
2.5.2.5 Casa de máquinas.
42
2.6
SISMOLOGÍA Y RIESGO VOLCÁNICO.
42
2.6.1
SISMOLOGÍA.
42
2.6.2
RIESGO VOLCÁNICO.
42
- VIII -
2.7
MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN A SER UTILIZADOS EN LAS
OBRAS CIVILES.
43
CAPITULO III
44
3
3.1
3.2
44
44
3.2.1
3.2.1.1
3.2.1.2
3.2.1.3
3.2.1.4
3.2.2
3.2.2.1
3.2.2.2
3.2.3
3.2.3.1
3.2.3.2
3.2.3.3
3.2.3.4
3.2.3.5
3.2.4
3.2.4.1
3.2.4.2
3.2.4.3
3.2.4.4
3.2.5
3.2.6
3.2.7
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS OBRAS CIVILES.
UBICACIÓN.
CARACTERÍSTICAS DE LOS ELEMENTOS PRINCIPALES DEL
PROYECTO.
CAPTACIÓN o TOMA.
Caudales de diseño para la central hidroeléctrica.
Obras de cierre del cauce del río.
Obras de toma.
Limpieza de sedimentos en la captación.
TÚNEL DE CONDUCCIÓN.
Características topográficas del área y geometría del túnel.
Sección básica de excavación.
TANQUE DE CARGA O PRESIÓN.
Componentes del tanque de presión.
Estanque principal.
Embocadura.
Canal “bypass”.
Vertedero de excesos y canal recolector.
TUBERÍA DE PRESIÓN.
Niveles de operación de la central.
Estructura de entrada.
Geometría y características de la tubería de presión.
Pérdidas hidráulicas y caída neta.
CASA DE MÁQUINAS.
DESCARGA.
CAMINOS DE ACCESO.
CAPITULO IV
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.4.1
4.4.2
4.4.2.1
4.4.2.2
4.5
4.5.1
4.5.2
44
45
46
46
48
50
51
51
52
53
54
55
56
57
57
57
58
58
58
59
59
60
61
62
SELECCIÓN Y DIMENSIONAMIENTO DEL EQUIPO PRINCIPAL
(TURBINA - GENERADOR)
62
GENERALIDADES.
62
CONDICIONES AMBIENTALES EN EL SITIO.
62
SELECCIÓN DEL NÚMERO DE UNIDADES.
63
SELECCIÓN DEL TIPO DE TURBINA.
64
VELOCIDAD ESPECÍFICA.
65
DISPOSICIÓN DEL EJE.
66
Eje horizontal.
66
Eje vertical.
67
ALTERNATIVA 1: CALCULO DE LA POTENCIA NOMINAL PARA
LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA “SIGCHOS”,
68
POTENCIA NOMINAL TOTAL DE LA CENTRAL “SIGCHOS”
69
POTENCIA POR UNIDAD
69
- IX -
4.5.3
4.5.4
4.5.5
4.5.6
4.5.7
4.5.7.1
4.5.7.2
4.5.7.3
4.5.7.4
4.5.7.5
4.5.7.6
4.5.7.6.1
4.5.7.6.2
4.5.8
4.6
4.6.1
4.6.2
4.6.3
4.6.4
4.6.5
4.6.6
4.6.7
4.6.7.1
4.6.7.1.1
4.6.7.1.2
4.6.7.1.3
4.6.7.1.4
4.6.7.1.5
4.6.7.2
4.6.7.2.1
4.6.7.2.2
4.6.7.2.3
4.7
4.7.1
4.7.2
4.7.3
4.7.4
4.7.4.1
4.7.4.2
4.7.4.3
4.7.4.4
4.7.4.4.1
4.7.4.4.2
4.7.4.4.3
VELOCIDAD ESPECIFICA DE LA TURBINA, POR CHORRO [ nsj ] 70
VELOCIDAD SINCRÓNICA APROXIMADA [ n ]
71
CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE EMBALAMIENTO [nf ]
71
CÁLCULO DE EL NÚMERO DE POLOS DEL GENERADOR [ p ] 72
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL RODETE “PELTON”.
72
Coeficiente de velocidad periférica [ ku ].
72
Diámetro del chorro [ Dj ].
72
Diámetro del rodete [ D2 ].
73
Relación [ Dj/D2 ].
73
Diámetro exterior del rodete [D3].
73
Dimensiones del las cucharas del rodete.
74
Ancho de la cuchara [ H1 ] en metros.
75
Largo de la cuchara [ H2 ] en metros.
75
Altura [ Hs ] en metros.
75
ALTERNATIVA 2: CALCULO REALIZADO POR LA EMPRESA
CONSULTORA “TRIOLO S.A.”.
76
POTENCIA DE LA CENTRAL
76
POTENCIA POR CADA UNIDAD DE GENERACIÓN.
77
VELOCIDAD ESPECÍFICA POR CHORRO [ nsj]
77
VELOCIDAD ESPECÍFICA TENTATIVA O APROXIMADA DE LA
TURBINA [ ns]
77
VELOCIDAD DE GIRO TENTATIVA O APROXIMADA [ n]
77
CÁLCULO DE LA VELOCIDAD ESPECÍFICA REAL [ns].
78
VELOCIDAD ESPECÍFICA POR CHORRO [nsj].
78
Parámetros del Rodete Pelton.
78
Coeficiente de velocidad periférica.
78
Diámetro del Inyector / Diámetro medio del rodete [Dj/D2].
78
Diámetro medio del rodete [D2].
79
Diámetro del inyector [Dj].
79
Diámetro exterior del rodete [D3].
79
Dimensiones del las cucharas.
79
Ancho de la cuchara [ H1 ].
80
Largo de la cuchara [ H2 ].
80
Altura [ Hs ].
80
ALTERNATIVA 3: Cálculo de las características físicas del rodete Pelton
según el documento “CONTROLES DE CALIDAD DE LA FABRICACIÓN
DE UN RODETE PELTON” Tesis del Ingeniero Mecánico. Autor HARRY
MURRAY. (Lima – Perú) año 2005.
80
CALCULO DE LA VELOCIDAD SINCRÓNICA [n].
80
VELOCIDAD DEL CHORRO DE AGUA A LA SALIDA DE LA
TOBERA.
81
VELOCIDAD TANGENCIAL [U].
81
CÁLCULO DE LOS DIÁMETROS PRINCIPALES.
82
Diámetro del chorro [Dj]
82
Velocidad específica [ns]
82
Velocidad de embalamiento [nf]
82
Forma y dimensiones de las paletas o cucharas del rodete.
82
Diámetro “Pelton”.
83
Diámetro exterior del rodete [De].
83
Número de paletas del rodete.
84
-X-
4.7.4.4.4 Relación de las paletas.
84
4.7.5
CUADRO RESUMEN COMPARATIVO DE LOS PARÁMETROS
CALCULADOS POR LA TURBINA DEL PROYECTO “SIGCHOS”. 86
4.7.6
MATERIAL DE LA RUEDA “PELTON”.
87
4.8
GENERADOR SINCRÓNICO.
87
4.8.1
GENERALIDADES.
87
4.8.2
DISEÑO DE UN GENERADOR.
88
4.8.3
SELECCIÓN DE UN GENERADOR SINCRÓNICO.
89
4.8.4
CALCULO DE LA POTENCIA DEL GENERADOR.
90
4.8.5
DIMENSIONAMIENTO Y PESO DEL GENERADOR
91
4.8.6
SELECCIÓN DEL VOLTAJE NOMINAL DE GENERACIÓN.
91
4.9
SERVICIOS AUXILIARES.
92
4.9.1
CARACTERÍSTICAS DEL ESQUEMA DE SERVICIOS AUXILIARES.
93
4.9.2
ESTIMACIÓN DE CARGAS Y DEMANDA PARA SERVICIOS
AUXILIARES.
93
4.10
DIMENSIONES DE LA CASA DE MÁQUINAS.
95
CAPITULO V
5
5.1
5.1.1
5.1.1.1
5.1.1.2
5.1.2
5.1.2.1
5.1.2.2
5.1.2.3
5.1.3
5.1.4
5.1.5
5.1.5.1
5.1.5.2
5.1.5.3
5.1.6
5.1.7
5.1.8
5.2
5.2.1
5.2.1.1
5.2.1.2
5.2.1.3
5.2.2
5.2.2.1
5.2.3
5.2.4
5.2.5
97
ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS DE LA CENTRAL Y
SUBESTACIÓN ELEVADORA.
CASA DE MÁQUINAS.
TURBINAS.
Válvulas esféricas.
Reguladores de velocidad.
GENERADORES.
Interruptor de máquina.
Excitatriz.
Transformador de puesta a tierra.
CABLES AISLADOS PRINCIPALES DE 13.2kV.
BANCO DE BATERÍAS Y CARGADOR.
TABLERO DE MEDICIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN.
MEDICIÓN.
CONTROL.
PROTECCIÓN.
TRANSFORMADORES DE SERVICIOS AUXILIARES.
PUENTE GRÚA.
EQUIPO CONTRA INCENDIOS.
EQUIPAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN.
GENERALIDADES.
Primera alternativa.
Segunda alternativa.
EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS TRANSFORMADORES
TRANSFORMADORES ELEVADORES.
Lado de media tensión 13.2kv.
INTERRUPTORES 69 KV.
SECCIONADORES 69 KV.
PARARRAYOS 69 KV.
97
97
97
98
98
98
99
100
101
101
102
103
104
104
105
106
107
107
108
108
109
110
111
112
113
113
114
115
- XI -
5.2.6
5.2.7
5.2.8
5.2.8.1
5.2.9
5.2.9.1
5.2.9.2
5.2.10
5.2.10.1
5.2.10.2
5.2.10.3
5.3
5.3.1
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 69 kV.
116
TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 69 kV.
117
GRUPO DIESEL DE EMERGENCIA.
118
CONDICIONES DE DISEÑO Y FUNCIONAMIENTO.
118
CONDUCTORES.
119
Conductores de media tensión.
119
Conductores desnudos.
119
MISCELÁNEOS.
120
Iluminación interior.
120
Iluminación exterior.
120
Malla de puesta a tierra.
120
BOCATOMA.
121
TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES “BOCATOMA”.
121
CAPITULO VI
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
6.8.1
6.8.2
6.8.2.1
6.8.2.2
6.8.2.3
6.9
6.9.1
6.9.2
6.9.3
6.9.4
6.10
6.10.1
6.10.2
6.10.3
6.10.4
123
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA Y ESTUDIOS FINANCIEROS DEL
PROYECTO HIDROELÉCTRICO “SIGCHOS”
123
ENERGÍA FIRME
123
ENERGÍA MEDIA
124
ENERGÍA SECUNDARIA
125
POTENCIA GARANTIZADA.
125
POTENCIA REMUNERABLE Y PUESTA A DISPOSICIÓN.
126
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL PROYECTO.
126
ESTUDIO FINANCIERO
127
INVERSIONES.
127
PERÍODO DE ANÁLISIS:
128
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.
128
Costos Fijos Anuales.
128
Costos Variables Anuales.
129
Criterio para la Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento.
129
ÍNDICES DE FACTIBILIDAD DEL PROYECTO
133
COSTO TOTAL DE LA INVERSIÓN.
133
COSTO DEL KILOVATIO INSTALADO,
133
COSTO DEL KILOVATIO – HORA. (kWh)
133
VENTA DE ENERGÍA.
134
EVALUACIÓN FINANCIERA
135
TASA INTERNA DE RETORNO. (TIR)
135
VALOR ACTUAL NETO, (VAN)
137
PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL. (PRC)
138
RELACIÓN BENEFICIO/COSTO. (R B/C)
139
CONCLUSIONES -
141
RECOMENDACIONES
143
- XII -
ÍNDICE DE CUADROS
Cuadro Nº 1 Resumen Estadísticas del Sector Eléctrico Ecuatoriano.
2
Cuadro Nº 2 Potencia instalada nominal al año 2005
4
Cuadro Nº 3 Centrales de generación no conectadas al S.N.I.
5
Cuadro Nº 4 Total de Generación instalada.
6
Cuadro Nº 5 Transacción de Energía con Colombia
9
Cuadro Nº 6 Nuevos proyectos hidroeléctricos
11
Cuadro Nº 7 Proyección de la demanda de potencia y energía en bornes de
generación
12
Cuadro Nº 8 Balance de Potencia Activa Máxima
13
Cuadro Nº 9 Proyectos hidroeléctricos considerados para la modelación “Super”
14
Cuadro Nº 10 Proyectos Termoeléctricos considerados para la modelación “Super”15
Cuadro Nº 11 Cuadro resumen de las centrales de generación según su POTENCIA
18
Cuadro Nº 12 Cuadro resumen de las centrales de generación según su SALTO
3
Cuadro Nº 13 Caudales medios mensuales (m /seg)
19
38
3
Cuadro Nº 14 Caudales mínimos mensuales (m /seg)
39
Cuadro Nº 15 Niveles de operación de la central.
58
Cuadro Nº 16 Resumen de características físicas de Turbina “Pelton”
86
Cuadro Nº 17 Comparación de las normas internacionales para el acero inoxidable
[Cr Ni 13 4]
87
- XIII
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Nº 1 Resumen Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano.
3
Figura Nº 2 Tipo de Generación Potencia Nominal [MW]
4
Figura Nº 3 de Generación Potencia Efectiva [MW]
5
Figura Nº 4 Porcentaje de Generación No conectados al SNI
6
Figura Nº 5 Perfil de las represas Mazar y Amaluza
8
Figura Nº 6 Tasa de crecimiento anual de la energia
12
Figura Nº 7 Componentes Principales de una Central Hidroeléctrica
16
Figura Nº 8 Esquema de una central hidroeléctrica
17
Figura Nº 9 Represa tipo “Gravedad”
23
Figura Nº 10 Represa tipo “Contrafuerte”
24
Figura Nº 11 Represa tipo “Arco”
24
Figura Nº 12 Presa arco bóveda con contrafuertes
25
Figura Nº 13 Tipo tierra o escollera
25
Figura Nº 14 Curvas de Duración General
36
Figura Nº 15 Caudales Medios, Mínimos y Máximos Mensuales
37
Figura Nº 16 Caudales medios mensuales y caudal de diseño.
38
Figura Nº 17 Caudales mínimos mensuales y el caudal de diseño por cada turbina. 39
Figura Nº 18 Obras de captación
46
Figura Nº 19 Obras de cierre del Rió Toachi
47
Figura Nº 20 Ruta de túnel de conducción
52
Figura Nº 21 Sección del Túnel.
53
Figura Nº 22 Túnel tanque de carga y desvío de excesos
54
Figura Nº 23 Tanque de Presión
55
Figura Nº 24 Casa de Maquinas, Canal de descarga
60
Figura Nº 25 Selección del tipo de Turbinas
65
Figura Nº 26 Grupo Turbina - Generador Pelton de 2 Inyectores
67
Figura Nº 27 Turbina tipo Pelton Eje Vertical seis Inyectores (Vista Superior)
68
Figura Nº 28 Velocidad Específica VS Salto de diseño y por número de inyectores.70
Figura Nº 29 Diámetros D2 y D3 Rodete Pelton
74
Figura Nº 30 Dimensiones de la cuchara Pelton
75
Figura Nº 31 Altura de Hs.
76
Figura Nº 32 Relación de las paletas
85
Figura Nº 33 Campos magnéticos de un generador sincrónico
88
Figura Nº 34 Subestación con un solo transformador y barra no seccionada.
109
Figura Nº 35 Subestación con dos transformadores y barra seccionada.
110
- XIV -
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla N° 1 Caudales de Crecida
40
Tabla Nº 2 Características principales del túnel.
53
Tabla Nº 3 Condiciones Ambientales Proyecto “Sigchos”.
62
Tabla Nº 4 Tipo de turbinas en función de la velocidad especifica
66
Tabla Nº 5 Equipo mínimo a utilizar en los servicios auxiliares.
94
Tabla Nº 6 Datos técnicos de la Turbina.
97
Tabla Nº 7 Características técnicas de las válvulas esféricas
98
Tabla Nº 8 Datos técnicos de los generadores.
99
Tabla Nº 9 Características del interruptor de máquina
100
Tabla Nº 10 Características del Regulador.
100
Tabla Nº 11 Características del Transformador de puesta a Tierra.
101
Tabla Nº 12 Características de los conductores aislados
102
Tabla Nº 13 Características del Cargador y Banco de baterías.
103
Tabla Nº 14 Equipos de Medida.
104
Tabla Nº 15 Protecciones mínimas a utilizar.
105
Tabla Nº 16 Datos técnicos de los transformadores de servicios auxiliares Casa de
Maquinas.
106
Tabla Nº 17 Características del puente grúa.
107
Tabla Nº 18 Precios de los transformadores de potencia.
112
Tabla Nº 19 Datos técnicos de los Transformadores de Potencia.
113
Tabla Nº 20 Datos técnicos de los interruptores.
114
Tabla Nº 21 Datos técnicos de los seccionadores.
115
Tabla Nº 22 Datos técnicos de los pararrayos.
116
Tabla Nº 23 Características de los Transformadores de Corriente.
117
Tabla Nº 24 datos técnicos de los Transformadores de Potencial
118
Tabla Nº 25 Características de la malla de puesta a tierra.
121
Tabla Nº 26 Datos técnicos de los Transformador de SS.AA. de la Bocatoma. 122
Tabla Nº 27 Producción de energía firme anual
124
Tabla Nº 28 Producción de energía media anual
125
Tabla Nº 29 Costo Total de la construcción del proyecto hidroeléctrico
128
Tabla Nº 30 Costo Total de Op y Mto Según Coca Codo Sinclair.
131
Tabla Nº 31 Costo Total de Operación y Mantenimiento
132
Tabla Nº 32 Tasa interna de retorno
136
Tabla Nº 33 Valor Actual Neto.
138
Tabla Nº 34 Período de recuperación de capital.
139
- XV -
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Con base a los estudios hidrológicos, sobre el aprovechamiento del cauce del río
Toachi se plantea la factibilidad de realizar el proyecto hidroeléctrico denominado
Sigchos, el mismo que está ubicado en la provincia del Cotopaxi cercana a la
población del mismo nombre.
Para el funcionamiento de la central hidroeléctrica “Sigchos” deberá ser equipada
básicamente con unidades turbina–generador, conectadas a transformadores
elevadores para la entrega de la energía eléctrica generada.
TEMA
Estudio de factibilidad para el dimensionamiento e implementación del generador y
subestación elevadora para la central hidroeléctrica “Sigchos”.
JUSTIFICACIÓN
De acuerdo al potencial de las aguas y la morfología del Río Toachi, los estudios
hidrológicos indican que el máximo aprovechamiento para la generación
hidroeléctrica, será de 17 MVA de potencia instalada máxima.
Es importante la utilización de los recursos hídricos para disponer de energía
eléctrica mas económica, y reemplazar la energía térmica cara, y que contamina y
produce modificaciones al ecosistema, además el incrementar el potencial de
generación del país
Esta central de generación podrá ser conectada mediante una línea de subtrasmisión a
la Subestación “Sigchos” de la Empresa Eléctrica Provincial de Cotopaxi,
“ELEPCO”, integrada al Sistema Nacional Interconectado.
ALCANCE
•
Presentación de datos existentes tales como:
- XVI -
o Estudios hidrológicos del cauce Rió Toachi.
o Estudios existentes de la obra civil y Casa de maquinas.
•
Estudio de factibilidad para el dimensionamiento, del generador para la
central Hidroeléctrica Sigchos.
•
Estudio de factibilidad para el dimensionamiento, del transformador para
la central Hidroeléctrica Sigchos.
•
Especificaciones y estudio de costos para los equipos, Generador,
Transformador y Equipamiento Auxiliares.
•
Análisis del costo aproximado del kilovatio instalado, kilovatio hora y
factibilidad de inversión.
OBJETIVOS GENERALES
Elaborar el estudio de factibilidad para el dimensionamiento e implementación del
generador y subestación elevadora para la central hidroeléctrica “Sigchos”.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
•
Realizar el dimensionamiento, y especificaciones del generador.
•
Realizar el dimensionamiento y especificaciones de la estación elevadora
•
Elaborar un estudio de costos para el equipamiento electromecánico de la
Central Hidroeléctrica.
•
Elaborar y presentar un análisis del costo aproximado del kilovatio
instalado, y kilovatio hora de energía.
HIPÓTESIS
Con el presente trabajo se podrá establecer la conveniencia o no de la construcción
de la Central Hidroeléctrica Sigchos.
Con el dimensionamiento, especificaciones del generador y la estación elevadora se
podrá cumplir con las características técnicas para el mejor aprovechamiento para la
central hidroeléctrica.
- XVII -
METODOLOGÍA
Método deductivo.
Se tomarán normas generales, las cuales enmarcarán las características principales
del equipamiento basadas en las normas ANSI, ASTM, ASME, DIN, IEEE, IEC y
NEMA, especificas para el proyecto.
PLAN DEL PROYECTO
CAPITULACIÓN
CAP I
CAP II
INTRODUCCIÓN GENERALIDADES
•
Ubicación.
•
Aprovechamiento Hidrológico
•
Acceso al sitio.
•
Interconexión con una subestación,
ELEMENTOS CONSTITUTIVOS DE UNA CENTRAL DE
GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
CAP III
•
Bocatoma.
•
Tubería de presión.
•
Casa de maquinas.
•
Estación elevadora
DIMENSIONAMIENTO, ESPECIFICACIONES Y
PRESUPUESTO DEL GENERADOR.
CAP IV
•
Dimensionamiento del generador
•
Especificaciones del generador
•
Presupuesto del generador
DIMENSIONAMIENTO, ESPECIFICACIONES Y
PRESUPUESTO DE LA ESTACIÓN ELEVADORA.
•
Dimensionamiento de la estación elevadora
- XVIII -
CAP V
•
Especificaciones de la estación elevadora
•
Presupuesto de la estación elevadora
FACTIBILIDAD
DE
INVERSIÓN,
COSTO
DEL
KILOVATIO INSTALADO Y KILOVATIO HORA DE
ENERGÍA.
CAP VI
•
Factibilidad de la inversión.
•
Costo del kilovatio hora
•
Costo del kilovatio hora de energía
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
ANEXOS
Planos de:
Ubicación general.
Disposición de equipos, planta y cortes
Casa de maquinas.
Subestación.
Diagramas Eléctricos:
Unifilar de básico del equipamiento, Principal y Servicios
Auxiliares.
Esquemático de protecciones control y medición para
generación y estación elevadora
CRONOGRAMA DESARROLLO DEL PROYECTO
MES 1
RECOPILACION DE
INFORMACIO
DESARROLLO DEL
CAP I
DESARROLLO DEL
CAP II
DESARROLLO DEL
CAP III
DESARROLLO DEL
CAP IV
DESARROLLO DEL
CAP V
DESARROLLO DEL
CAP VI Y ANEXOS
ENTREGA DE
AVANCES
CORRECION DE
AVANCES
ENTREGA DE TESIS
DEFENSA DE TESIS
MES 2
MES 3
MES 4
MES 5
MES 6
MES 7
MES 8
MES 9
X X X X X X
X X X X X
X X X X X
X X X X X X
X X X X X X
X X X X X
X X X X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
- XIX -
RESUMEN EJECUTIVO
El proyecto “Estudio de factibilidad para el dimensionamiento e implementación de
un generador
y subestación elevadora para la central hidroeléctrica Sigchos”
pretende conocer viabilidad de la misma.
Con este trabajo se pretende incentivar la inversión nacional y extranjera hacia un
campo totalmente en desarrollo en nuestro país como el de la generación
hidroeléctrica.
El diseño y construcción de una central hidroeléctrica es un trabajo delicado y
complejo en el que intervienen varias especialidades tales como: ingeniería civil,
hidráulica, mecánica, eléctrica, electrónica, ambiental, geología y economía entre
otras.
Este trabajo esta encaminado a la selección y dimensionamiento de equipos de una
central hidroeléctrica, teniendo como información inicial el caudal del río en estudio
y datos referenciales del lugar de aplicación de este trabajo.
El capitulo I es un breve análisis del sector eléctrico ecuatoriano y un detalle de tipos
y características de las centrales hidroeléctricas.
En el capitulo II se realiza la descripción general de la hidrológica sedimentología y
sismología del lugar en donde operará la central “Sigchos”.
En el capitulo III se realiza una descripción general de las obras civiles del proyecto.
En el capitulo IV se efectúa el dimensionamiento y selección del equipo principal
turbina-generador
- XX -
El capitulo V cubre la especificación de los equipos de la central y la estación
elevadora.
En el capitulo VI se hace la evaluación económica y la producción de energía del
proyecto “Sigchos”.
Finalmente el estudio presenta las conclusiones y recomendaciones para la ejecución
de este proyecto.
Espero que este trabajo cumpla con el interés de todos y cada uno de los lectores para
desarrollar proyectos energéticos provenientes de recursos renovables.
- XXI -
CAPITULO I
1
INTRODUCCIÓN.
La generación de energía eléctrica es una de las principales fuentes de desarrollo y de
mejoramiento de la calidad de vida del hombre actual, ya que gracias a ella, hoy en
día es posible llevar a cabo un sinnúmero de actividades que contribuyen al
crecimiento integral de la sociedad, desde el punto de vista doméstico, empresarial,
industrial, cultural, científico y tecnológico. Por esta razón, la energía eléctrica se ha
convertido en uno de los requerimientos de servicios de mayor demanda e
importancia en el mundo.
1.1
SITUACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL.
1.1.1 ANTECEDENTES.
Nuestro país cuenta con un potencial hidroeléctrico muy importante en espera de ser
aprovechado por inversionistas nacionales o extranjeros para satisfacer la demanda
del mercado nacional y también del mercado extranjero con venta de potencia y
energía como sucede en otras naciones.
Según estudios del CONELEC, referentes a los proyectos hidroeléctricos futuros a
ser explotados en el Ecuador, mismos que se encuentran en varias etapas de
prefactibilidad, factibilidad, estudio definitivo, construcción etc., la potencia nominal
aproximada es de 6.211MW nominal, (Cuadro 9) frente a 1.784MW nominal,
(cuadro 2) que se encuentran instalados en la actualidad.
Haciendo una comparación porcentual, al momento en el Ecuador está explotado el
22%, que no representa ni la 4ta parte del aprovechamiento total de los recursos
hídricos reconocidos y existentes en el país.
1
1.1.2 CONSUMIDORES.
“Según las Estadísticas del Sector Eléctrico Ecuatoriano – Año 2005, elaboradas por
el CONELEC en ese año existieron como promedio anual 3’022.508.00 clientes,
entre regulados1 y no regulados2 y a diciembre 2005 había 96 grandes Consumidores
(No regulados)”.3
GRUPO
CONSUMIDORES
[%]
Residencial
Comercial
Industrial
Alumbrado publico
Otros
TOTAL 2005
2.642.372,00
301.331,00
37.870,00
378.00,00
40.506,00
3.022.508,00
87,42
9,97
1,25
0,01
1,34
100.00
Fuente: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015
“CONELEC”
Cuadro Nº 1 Resumen Estadísticas del Sector Eléctrico Ecuatoriano.
En el grafico Nº 1, se presenta los valores porcentuales por tipo de consumidores
que existen en nuestro país, siendo el mayor de ellos los consumidores residenciales
y en un bajo porcentaje el sector industrial.
1
Consumidores que cancelan sus facturas mediante precios establecidos por tarifas oficiales.
Consumidores que tienen contratos directos con empresas de generación o distribución de energía.
3
CONELEC, Plan de electrificación del Ecuador 2006-2015. p10
2
2
ESTADISTICA DEL SECTOR ELECTRICO ECUATORIANO
Alumbrado
Publico; 0,01
Industrial; 1,25
Otros; 1,34
Comercial; 9,97
Residencial
Comercial
Industrial
Alumbrado Publico
Otros
Residencial;
87,42
Fuente: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015 “CONELEC”
Figura Nº 1 Resumen Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano.
1.1.3 GENERACIÓN.
1.1.3.1 Potencia nominal.
Es el valor a plena carga de la unidad o planta de generación bajo las condiciones
especificadas según diseño del fabricante, expresado en KW. o MW.
Dicha capacidad esta indicada en la placa de características técnicas vinculada al
equipo respectivo de generación.
1.1.3.2 Potencia efectiva.
Es la potencia máxima que se pude obtener de una unidad generadora bajo
condiciones normales de operación, se expresa en kW o también en MW.
Teniendo en cuenta los conceptos arriba anotados se detallan los siguientes cuadros y
figuras referentes a:
Cuadro resumen de la potencia instalada nominal del parque generador disponible en
el Sistema Nacional Interconectado,
3
Tipo de generación
Potencia
[MW nominal]
Hidroeléctrica
Térmica Gas
Térmica Gas-Natural
Térmica MCI4
Térmica Vapor
TOTAL
1759.70
615.00
140.00
405.40
481.80
3401.90
Potencia
[MW
efectiva]
1746.20
571.50
130.00
270.00
481.80
3199.50
Fuente: Anexo 2.06 PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR
2006-2015
Cuadro Nº 2 Potencia instalada nominal al año 2005
Adicional debe ser tomado en cuenta los 400MW nominales (340 MW efectivos) del
posible aporte de interconexiones con los países vecinos de Colombia y Perú hasta
diciembre del 2005.
Tipo de Generacion Potencia Nominal [MW]
5 Termica Vapor
14%
1 Hidroelectrica 52%
4 Termica MCI 12%
3 Termica Gas
Natural 4%
1 Hidroelectrica
2 Termica Gas
2 Termica Gas 18%
3 Termica Gas Natural
4 Termica MCI
5 Termica Vapor
Fuente: Anexo 2.06 PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015
Figura Nº 2 Tipo de Generación Potencia Nominal [MW]
4
Motor de Combustión Interna
4
Tipo de Generacion Potencia Efectiva [MW]
5 Termica Vapor
15%
4 Termica MCI
8%
1 Hidroelectrica
2 Termica Gas
3 Termica Gas
Natural
4%
1 Hidroelectrica
55%
3 Termica Gas Natural
4 Termica MCI
5 Termica Vapor
2 Termica Gas
18%
Fuente: Anexo 2.06 PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015
Figura Nº 3 de Generación Potencia Efectiva [MW]
Como se puede apreciar en la Figura Nº 3, el 55% de la potencia efectiva que se
encuentra conectado al S.N.I.- Sistema Nacional Interconectado, es del tipo
Hidroeléctrico, y sus principales aportantes son: “Agoyán” 156MW, “Pucara”
74MW, “Marcel Laniado” 213 MW y “Paute” 1075 MW.
Centrales de generación no conectadas al S.N.I. pertenecientes a empresas
distribuidoras y empresas autoproductoras.
TIPO DE
GENERACIÓN
Potencia
[MW nominal]
[%]
Hidroeléctrica
Térmica Gas-Natural
Térmica MCI
TOTAL
4.40
26.00
140.10
170.50
2.58
15.25
82.17
100.00
Potencia
[MW
efectiva]
3.50
21.40
117.40
142.30
[%]
2.46
15.04
82.50
100.00
Fuente: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015
Cuadro Nº 3 Centrales de generación no conectadas al S.N.I.
El cuadro Nº 3 asociado con la figura Nº 4, indican la información de las centrales de
auto producción, pero se conoce que existen más unidades de generación particular,
especialmente para emergencia, instaladas en compañías petroleras, mineras,
fábricas, edificios, etc.
5
Tipo de Generacion Potencia Efectiva [M W]
1 Hidroeléctrica
3%
2 Térmica GasNatural
15%
1 Hidroeléctrica
2 Térmica Gas-Natural
3 Térmica MCI
3 Térmica MCI
82%
Fuente: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015
Figura Nº 4 Porcentaje de Generación No conectados al SNI
En el cuadro Nº 4 se presenta el total de la potencia instalada en el Ecuador.
Total de
Generación
Potencia
[MW nominal]
Potencia
[MW efectiva]
3972.40
3676.50
Fuente: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015
Cuadro Nº 4 Total de Generación instalada.
1.1.3.3 Proyectos de generación particulares en operación y en proceso de
construcción.
“San Carlos” S.A. con su central a vapor de 35 MW, la misma que genera la
electricidad por medio del bagazo de caña (biomasa), a fin de aprovechar todo el
volumen resultante del proceso de la molienda del ingenio “San Carlos”. Esta central
ya empezó a realizar transacciones en el mercado eléctrico en enero 2005.
“Ecoelectric” S.A. con una central a vapor del mismo nombre, que usa
principalmente bagazo de caña de azúcar del Ingenio “Valdez”; opera desde junio
2005, con 6 MW.
6
“Lucega” Electric, S.A. que a fines del año 2005 fue absorbida por “Ecudos” S. A.,
opera una planta a vapor con bagazo de caña, en “La Troncal”, Cañar, desde julio
2005, con 13 MW y desde julio de 2006 con 29,8 MW.
“Hidroabanico S.A.”, con su central hidroeléctrica “Abanico I” de 15 MW, ubicada
cerca de Macas, está aportando al sistema nacional interconectado desde diciembre
de 2005.
“Ulysseas Inc.”, recibió del CONELEC a fines del año 2004 una autorización
temporal, para operar la unidad generadora montada sobre la barcaza “Power Barge
I” (30 MW); y, en agosto de 2005 suscribió un contrato de permiso, con lo cual
continúa funcionando esta fuente de generación termoeléctrica.
“Machala Power” Cía. Ltda. firmó el contrato de concesión para que construya y
opere en tres etapas una central generadora de 312 MW en “Bajo Alto” provincia de
El Oro, usando el gas del Golfo de Guayaquil, concesionado a su compañía matriz,
EDC. La primera etapa, de 130 MW, está operando desde el año 2004 y los plazos
contractuales para las etapas siguientes son junio 2008 y marzo 2011,
respectivamente.
1.1.3.4 Proyectos de generación estatales
en operación y en proceso de
construcción.
“Hidropastaza” S.A. como concesionaria de la central hidroeléctrica “San
Francisco”, que inició su construcción desde febrero del 2004, esta localizada en la
parte oriental de la provincia del Tungurahua; la misma que tendrá dos unidades con
una potencia total de 212 MW, equivalentes al 12 por ciento de la generación
disponible en el país. Realizó pruebas de operación de la unidad # 1 en Diciembre
2006, y se espera que en abril /2007 se realicen pruebas de la unidad #2.
“Hidropaute” S.A., como concesionaria del proyecto hidroeléctrico “Paute –Mazar”,
debe instalar la planta de 190MW, en construcción, pero que adicionalmente
asegurará la generación en la Central “Paute – Molino”, de 1075 MW. ubicada aguas
7
abajo, gracias a la disponibilidad de un reservorio de mayor capacidad que el de la
represa “Daniel Palacios” (410 millones de metros cubicos de agua)
El objetivo de “Mazar” es el de garantizar la suficiente cantidad de agua en su
reservorio, y asegurar la vida útil de la Central Hidroeléctrica “Paute-Molino”.
Con la represa Mazar se retendrá buena parte de los sedimentos que actualmente
llegan al embalse de esta central. El proyecto se encuentra en construcción y se
espera que opere en marzo de 2009.
Fuente: www.hidropaute.com
Figura Nº 5 Perfil de las represas Mazar y Amaluza
Considerando que el proyecto Paute a sido concebido en tres etapas “en cascada”, el
gobierno nacional en abril del 2007 otorgó
la concesión de la tercera etapa
“Sopladora” de 400 MW. a la empresa “Hidropaute”, la misma que se construirá
aguas debajo de la central “Molino”
1.1.3.5 Interconexiones con Colombia y Perú.
Las interconexiones eléctricas con los países vecinos de Colombia y de Perú,
vigentes a la fecha tienen las siguientes particularidades.
Ampliación de la capacidad de enlace entre Colombia y Ecuador de 250 MW a
350MW.
8
Las tres etapas de la interconexión con el Perú, 86 MW en la etapa radial, 125 MW
en la primera fase del “back to back” y 250 MW en la segunda fase similar a la
anterior.
Según estudios energéticos de la interconexión Colombia – Ecuador – Perú, debido
al ingreso de proyectos de gran capacidad en el Ecuador con costos de operación
relativamente bajos como son: “Machala Power” (segunda etapa), “Termoriente”, y
los proyectos hidráulicos “Mazar” y “San Francisco”, “Sopladora”, “Coca-Jubones”,
determina una tendencia decreciente de las importaciones de la energía para el
Ecuador provenientes de Colombia a partir del año 2006, lo indicado se demuestra en
el cuadro Nº 5.
TRANSACCIÓN DE ENERGÍA CON COLOMBIA
FECHA
Total 2003
Total 2004
Total 2005
Total 2006
TOTAL
HISTORIA
ENERGÍA (GWH)
VALOR (millones de USD)
IMPORTACIÓN
EXPORTACIÓN
IMPORTACIÓN
EXPORTACIÓN
1129.26
1681.09
1757.88
1608.61
67.20
34.97
16.03
0.82
80.31
135.11
151.73
126.37
2.48
0.74
0.51
0.05
6.176.84
119.02
493.52
3.78
Fuente: “Diario El Comercio” 23/ENE/2007 CENACE
Cuadro Nº 5 Transacción de Energía con Colombia
La tendencia de compra de energía de Ecuador a Colombia en el 2006, se redujo la
importación en un 16%, debido también a que hubo constantes interrupciones en el
flujo de la energía por los atentados guerrilleros en el sistema eléctrico colombiano
que afectaron a las líneas y torres de transmisión, entre junio y diciembre del 2006.
….Ecuador hasta la presente fecha ha comprado 493.52 millones de dólares,
cantidad de dinero necesaria para construir una planta de generación de 400MW
similar al proyecto “Chespi”5…. Argumenta el ministro de Energía Sr. Ec. Alberto
Acosta.
La característica relevante del precio de energía que presenta Perú frente al precio de
importaciones Ecuador es de complementariedad, siendo las máximas transferencias
5
Fuente Diario el Comercio 27/ENERO/2007
9
de energía por el enlace Ecuador - Perú en épocas secas para el Ecuador, y en
períodos lluviosos para el Perú.
Las exportaciones de energía de Ecuador hacia Perú tenderán a crecer cuando
Ecuador haya expandido sus proyectos de generación hidroeléctricos.
Al momento el CONELEC tiene discutido con las autoridades del Perú los términos
de un contrato de compra-venta de energía, no suscrito todavía según se conoce.
1.1.4 PERSPECTIVAS
HACIA
EL
FUTURO
DEL
MERCADO
ELÉCTRICO MAYORISTA.
La entrada en operación de nuevos proyectos de generación hidroeléctrica como
“San Francisco”, “Mazar”, “Sibimbe”, “Calope”, “Sigchos”, “Sopladora”, “CocaJubones” así como la segunda interconexión a 250MW, con Colombia y la puesta en
operación de la interconexión radial con el Perú, etapa 1b (190MW) que se encuentra
en construcción, se espera reducir el consumo de combustibles para generación
térmica y por lo tanto disminuir el precio medio de venta de energía en el mercado.
Para analizar y evaluar las diversas posibilidades de la expansión de la generación en
el Ecuador, el CONELEC utiliza el modelo “Sistema Unificado de Planificación
Eléctrica Regional”, “SUPER” desarrollado por la Organización Latinoamericana de
Energía, OLADE, con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo, BID.
Las primeras corridas del programa se realizaron mediante un convenio con OLADE
y el CONAM; y, posteriormente el CONELEC ha continuado estudiando,
considerando varios escenarios, especialmente en lo relacionado con la prospectiva
de la demanda, precios de combustibles, tasas de descuento y proyectos de
generación en construcción y otros en diversas etapas de diseño.
Los estudios más recientes, para el período 2006-2022 consideran un crecimiento
medio de la demanda a precios actuales de combustibles, una tasa de descuento 12%
y fechas obligadas de operación de las centrales: “Sibimbe”, “Abanico”, “Calope”,
“San Francisco” y “Mazar”; y, del 2do. enlace en 230 kV con Colombia más la
operación de la 1ra. Etapa, de la interconexión con Perú. Además, se definen fechas
para salida de operación de pequeñas centrales termoeléctricas de las Empresas
10
Distribuidoras por razones de costo de la energía, que utilizan diesel en volumen
importado.
Se consideran como factibles y posibles a casi treinta proyectos hidroeléctricos de
mediana y gran potencia, que cuentan con información suficiente sobre hidrología,
costos, etc.; entre ellos el proyecto hidroeléctrico “Sigchos” motivo de esta Tesis así
como unos diez proyectos termoeléctricos incluyendo aquellos en trámites de
concesión.
Los siguientes son los resultados de uno de los casos de optimización estudiados
mediante el módulo MODPIN del modelo SUPER, el cual asume que los proyectos
anotados entran en funcionamiento en enero de cada año como se detalla en el
siguiente cuadro Nº 6.
AÑO DE
OPERACIÓN
ene-06
ene-07
ene-08
ene-09
ene-10
ene-11
ene-12
ene-13
ene-15
ene-16
ene-18
TIPO DE
PLANTA
H
INT
T
H
H
INT
H
T
T
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
H
PROYECTO
ABANICO
INTERCONEXION-PE 1
ARENILLAS
SIBIMBE
CALOPE
ITERCONEXION-COL2
SAN FRANSICO
E. D. COSTA
E. D. SIERRA
SABANILLA
PILALO
ABANICO 2
SIGCHOS
TIGRILLOS
MAZAR
COCA CODO 1
DELSI TANISAGUA
SOPLADORA
COCA CODO 2
CHESPI
RIO LUIS
ABITAGUA
POTENCIA
ENERGIA
OBSERVACIONES
(MW)
(GWh/AÑO)
15
120 Construido
90
487 Construido
150
1260 Modelacion SUPER
16
102 En Construcción
15
90 En Construcción
250
1973 En Construcción
212
1455 En Construcción
-83
Retiro
-29
Retiro
30
229 Modelacion SUPER
11
73 Modelacion SUPER
23
179 Modelacion SUPER
18
132 Modelacion SUPER
50
393 Modelacion SUPER
190
904 En Construcción
432
2992 Modelacion SUPER
105
820 Modelacion SUPER
312
2252 Modelacion SUPER
427
2977 Modelacion SUPER
167
1072 Modelacion SUPER
16
98 Modelacion SUPER
177
1359 Modelacion SUPER
Fuente: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015 “CONELEC”
Cuadro Nº 6 Nuevos proyectos hidroeléctricos
Como se puede observar al final del Cuadro Nº 6, el Ecuador tiene hasta el año 2018
un plan de crecimiento en generación hidroeléctrica con una capacidad máxima de
2594 MW, al mismo tiempo que la salida definitiva de 112 MW de generación
térmica de empresas distribuidoras ubicadas en la costa y sierra.
11
1.2
COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA.
La evolución del mercado eléctrico ecuatoriano, en lo que a demanda de energía y
potencia se refiere, ha mantenido una situación de crecimiento sostenido durante los
seis últimos años.
A nivel de entrega en barras de subestación los resultados porcentuales son los
siguientes:
Fuente: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015
Figura Nº 6 Tasa de crecimiento anual de la energia
Según el plan de electrificación del Ecuador, en la proyección de la demanda se
mantienen tres escenarios: Menor Medio y Mayor en función del crecimiento del
producto interno bruto, las metas del nivel de precios y cobertura del servicio
eléctrico que se desee alcanzar lo que se explica en el cuadro Nº 7.
PROYECCION DE LA DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGIA EN BORNES DE GENERADOR
A NIVEL NACIONAL
AÑO
DEMANDA DE POTENCIA (MW)
DEMANDA DE ENERGIA (MW)
MENOR
MEDIO
MAYOR
MENOR
MEDIO
MAYOR
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2,585
2,715
2,821
2,925
3,029
3,147
3,255
3,364
3,477
3,602
2,622
2,772
2,900
3,028
3,160
3,310
3,450
3,596
3,749
3,916
2,651
2,827
2,978
3,132
3,293
3,476
3,652
3,837
4,033
4,248
14,444
15,217
15,881
16,538
17,193
17,933
18,610
19,300
20,008
20,778
14,606
15,527
16,334
17,154
17,992
18,935
19,826
20,750
21,710
22,760
17,744
15,854
16,824
17,822
18,854
20,013
21,134
22,309
23,536
24,880
CRESIMIENTO
2006-2016
3.80%
4.60%
5.40%
4.10%
5.10%
6.00%
Fuente: PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015 “CONELEC”
Cuadro Nº 7 Proyección de la demanda de potencia y energía en bornes de generación
12
1.3
BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA.
El balance entre oferta de potencia y demanda máxima, para cada uno de los años del
período de análisis, se presenta a continuación en el cuadro Nº 8.
BALANCE DE POTENCIA ACTIVA MÁXIMA (MW) A NIVEL NACIONAL
AÑO
DISPONIBILIDAD DE GENERACIÓN
CRECIMIENTO DE LA DEMANDA
Oferta 2005
MENOR
MEDIO
MAYOR
OFERTA
Potencia
Exc (+)
Exc (+)
Exc (+)
Hidro. Termo. Interco
TOTAL
Demanda
Demanda
Demanda
Adicional
Efec. Efec.
nax
EFEC
Def(-)
Def(-)
Def(-)
2,006
2,007
2,008
2,009
2,010
1,746
2,011
2,012
2,013
2,014
2,015
1,448
240
272
766
916
1,432
1,432
1,519
1,519
1,519
1,519
1,519
3,706
4,220
4,350
4,866
4,866
4,953
4,953
4,953
4,953
4,953
2,586
2,716
2,822
2,926
3,030
3,148
3,255
3,365
3,477
3,608
39%
52%
46%
56%
60%
62%
61%
55%
51%
46%
2,621
2,772
2,899
3,028
3,159
3,308
3,449
3,594
3,746
3,913
38%
49%
42%
50%
53%
53%
51%
45%
39%
34%
2,649
2,825
2,976
3,131
3,290
3,473
3,649
3,833
4,028
4,243
Fuente: Anexo 5.15 PLAN DE ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR 2006-2015
“CONELEC”
Cuadro Nº 8 Balance de Potencia Activa Máxima
Considerando que, si entran en operación en las fechas previstas las nuevas centrales
generadoras y, se mantienen en el mercado las que están disponibles, se contaría
durante todo el período, con reservas de potencia superiores a la unidad más grande
del sistema (133 MW) y equivalente al 10% del total.
Se puede concluir que el problema del sistema eléctrico ecuatoriano, no es de
potencia sino de energía, especialmente en los períodos de estiaje de los ríos de la
vertiente oriental o Amazónica (Octubre - Marzo), pues de ella depende la mayor
producción hidroeléctrica, se espera y conviene la entrada en operación de centrales
que operen con ríos de la vertiente occidental como son los proyectos “Toachi –
Pilatón”, ubicado en el cantón Sto. Domingo de los Colorados Provincia del
Pichincha; el proyecto “Sigchos”, en el cantón, Sigchos provincia del Cotopaxi, el
proyecto “Baba” ubicado en “Corriente Larga” entre las provincias de Pichincha y
Los Rios; los proyectos “Chespi” y “Villadora” con el aprovechamiento de las aguas
del rio Guayllabamba entre otros.
13
37%
46%
39%
45%
46%
46%
42%
35%
29%
23%
Sin embargo, puede presentarse un déficit de potencia durante períodos que
normalmente se esperan altos caudales en las centrales hidroeléctricas en operación,
las salidas de las unidades termoeléctrica e hidroeléctricas por mantenimientos
programados anuales, restricciones en las interconexiones internacionales, lo que
significa brindar más apoyo tanto del gobierno como del sector privado a la
implementación de diversos proyectos de generación tanto hidroeléctricos como
termoeléctricos.
De allí la razón justificativa de la presente tesis relativa al proyecto “Sigchos”.
PROYECTOS HIDROELECTRICOS DEL ECUADOR CONSIDERADOS
EN LA MODELACION CON SUPER
NOMBRE
SAN FRANCISCO
MAZAR
SIBIMBE
ABANICO
CALOPE
ABITAGUA
SOPLADORA
CHESPI
VILLADORA
APAQUI
TOACHI PILATON
ANGAMARCA SINDE
GUALAQUIZA
SAN MIGUEL
QUIJOS
SABANILLA
MINAS
RIO LUIS
TIGRILLOS
TOPO
OCANA
SIGCHOS
PILALO 3
JONDACHI
ABANICO 2
CALUMA BAJO
DELSI-TANISAGUA
CODO CODO 1500
CODO SINCLAIR 1
CODO SINCLAIR 2
CAPACIDAD
NOMINAL (MW)
RIO
212.0
Paztaza
190.0
Paute
15.8
Sibimbe
15.0
Abanico
15.0
Calope
177.0
Pastaza
312.0
Paute
167.0
Guallabamba
270.0
Guallabamba
44.0
Apaqui
190.0 Pilatón-Toachi
29.0 Angamarca-Sinde
800.0
Zamora
704.0
Zamora
50.0 Papallacta-Quijos
30.0
Sabanilla
337.0
Jubones
15.5
Luis
19.6
Abanico
22.8
Topo
26.0
Ocaña
18.0
Toachi
10.8
Pilalo
12.0
Jondachi
22.5
Abanico
12.0 La playa-Escaleras
105.0
Zamora
1500.0
Coca
432.0
Coca
427.0
Coca
COSTO DE
INVERSION (MN
USD)
244
300
22
158
18
215
316
177
589
62
224
49
892
613
74
40
421
27
64
36
47
21
13
19
18
18
104
987
472
275
Fuente: Anexo 5.20 Plan de electrificación del Ecuador 2006-2015 “CONELEC”
Cuadro Nº 9 Proyectos hidroeléctricos considerados para la modelación “Super”
14
PROYECTOS TERMOELECTRICOS DEL ECUADOR CONSIDERADOS
EN LA MODELACION CON SUPER
NOMBRE
TERMORIENTE
CICLO COMBINADO
CICLO COMBINADO
CICLO COMBINADO
2 MACHALA POWER
3 MACHALA POWER
INTERCON - COL2
INTERCON - PE1
POWER BARGE 2
KEPPEÑ
ARENILLAS
COSTO DE
CAPACIDAD
INVERSION (MN
NOMINAL (MW)
USD)
270
240
150
135
150
135
150
135
95
76
87
44
250
36
90
14
50
32
150
80
150
60
COMBUSTIBLE
RESIDUO
GAS NATURAL
GAS NATURAL
GAS NATURAL
GAS NATURAL
GAS NATURAL
N.A
N.A
BUNKER
RESIDUO
GAS PERU
Fuente: Anexo 5.20Plan de electrificación del Ecuador 2006-2015 “CONELEC”
Cuadro Nº 10 Proyectos Termoeléctricos considerados para la modelación “Super”
1.4
GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA.
En general puede decirse que la energía eléctrica de origen hidráulico ha sido la de
mayor acogida inicial a nivel mundial, a pesar del surgimiento de otras formas de
obtención de energía eléctrica a partir de la termoeléctrica, nuclear, y las no
convencionales como la energía eólica y solar, entre otras.
La generación hidroeléctrica por facilidades de construcción, economía a largo plazo
impacto ambiental, costos de operación y mantenimiento, se la utiliza masivamente
en algunos países por ser el agua un recurso renovable, de allí se ha llegado a la
saturación, requiriendo por lo mismo otras fuentes alternativas de energía como la
térmica y la nuclear.
15
Fuente: www.hispagua.cedex.es
Figura Nº 7 Componentes Principales de una Central Hidroeléctrica
En la figura Nº 7 se explica los componentes principales de una central hidroeléctrica
con embalse constituida básicamente por:
El embalse, la represa, obras de toma, túnel de carga o galería de conducción,
chimenea de equilibrio, casa de máquinas, canal de desfogue, representando una
serie de obras civiles, equipamientos hidromecánicos y electromecánicos.
Las centrales hidroeléctricas son estaciones en las cuales se aprovecha la energía de
un salto de agua para convertirla en energía mecánica y luego en energía eléctrica
mediante el acople turbina generador.
La mayoría de las grandes centrales hidroeléctricas se construyen en zonas aisladas,
lejanas de los centros de carga, y dependiendo de su capacidad de generación son de
gran importancia para el sistema de potencia al cual se conectan mediante las líneas
de transmisión y subtrasmisión.
En la figura Nº 8 se muestra a continuación la forma esquemática simplificada de una
central hidroeléctrica.
16
Fuente: www.eeq.com.ec
Figura Nº 8 Esquema de una central hidroeléctrica
1.5
CLASIFICACIÓN DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS6.
Las centrales hidroeléctricas pueden ser clasificadas en función de su potencia, por el
salto de agua y por la modalidad de aporte al sistema de potencia.
1.5.1 POR SU POTENCIA.
Respecto a la clasificación de las centrales hidroeléctricas, aun no existe una
convención mundial aceptada respecto a nombres y rangos de potencia, pero en
varios textos los clasifican como a continuación se detalla:
1.5.1.1 Grandes centrales.
Centrales cuya potencia de generación es superior a los 50MW.
1.5.1.2 Medianas centrales.
Se denominadas medianas centrales cuando su potencia de generación oscila entre
5MW y 50 MW.
1.5.1.3 Pequeñas centrales.
Centrales cuya potencia de generación oscila entre 1MW y 5MW.
1.5.1.4 Minicentrales.
6
www.hispagua.cedex.es
17
Para rangos entre los 100 kW y 1MW.
1.5.1.5 Microcentrales.
Su potencia máxima de entrega varía entre 1,5 kW y 100 kW.
A continuación se muestra un cuadro resumen de lo arriba mencionado:
POTENCIA
Superior a 50MW
5-50 MW
1-5 MW
100 kW – 1MW
1.5 kW – 100kW
TIPO
Grandes Centrales
Mediana Central
Pequeña Central
Minicentrales
Microcentrales
Cuadro Nº 11 Cuadro resumen de las centrales de generación según su POTENCIA
1.5.2 POR EL SALTO DE AGUA7
A las centrales hidroeléctricas también se las clasifica según el salto de agua, esto es
la diferencia que hay entre el nivel de la cota máxima del agua en el tanque de carga
y el nivel al que se encuentra el rodete de la turbina que acciona o mueve al
generador.
1.5.2.1 Centrales de alta presión.
Se denomina centrales de alta presión a las que tienen Saltos Grandes superiores a
los 300metros
1.5.2.2 Centrales de media presión.
Se denomina centrales de mediana presión a las que tienen Saltos que están entre los
(15 y 300 metros).
1.5.2.3 Centrales de baja presión.
7
www.hispagua.cedex.es
18
Las que tienen Saltos pequeños inferiores a los 15 m.
A continuación se presenta un cuadro resumen.
CAÍDA EN METROS
CLASIFICACIÓN
Alta Presión
Media Presión
Baja Presión
TIPO DE SALTO
Saltos Grandes
Saltos Medios
Saltos Pequeños
ALTURA (mts)
H > 300
15< H < 300
H < 15
Cuadro Nº 12 Cuadro resumen de las centrales de generación según su SALTO
1.5.3 POR SU APORTE AL SISTEMA DE POTENCIA.
Otra manera de clasificar a las centrales de generación eléctrica es según como se las
utiliza para cubrir la curva de carga.
1.5.3.1 Centrales de base.
Son las que están destinadas a suministrar energía eléctrica de manera continua en el
tiempo. Se caracterizan por ser de una potencia elevada y normalmente son las
centrales hidráulicas, nucleares, y algunas termoeléctricas cuya operación es muy
económica (USD/kWh), confiable y segura.
1.5.3.2 Centrales de punta.
Estas centrales tienen como principal función cubrir la demanda de energía eléctrica
durante los llamados picos de consumo, o sea durante las horas punta. Trabajan en
espacios cortos de tiempo, su funcionamiento es periódico y sirven de apoyo a las
centrales de base.
El costo del kWh es más caro que en el primer caso.
19
1.5.3.3 Central de reserva.
El concepto de reserva implica la disponibilidad de instalaciones capaces de sustituir,
total o parcialmente, a las centrales de base o de punta durante períodos de sequía,
mantenimientos no programados de centrales y cuando hay escasez de combustibles.
Algunas de estas centrales pueden ser antiguas pero disponibles para su operación y
aporte energético al sistema de potencia; el costo en kWh generalmente es mas
elevado que en las centrales anteriores.
1.5.3.4 Centrales de bombeo - generación.
Las centrales de bombeo-generación posibilitan un empleo más racional del recurso
hídrico, o sea del agua de un país que disponga del recurso correspondiente.
Cuando la demanda de energía eléctrica alcanza su máximo nivel a lo largo del día,
las centrales de bombeo generación funcionan como una central convencional
generando energía, al descargar el agua de la fuente superior acumulada en el
reservorio natural, o lago artificial hacia el embalse inferior.
Durante las horas del día en las que la demanda de energía es menor y más barata, el
agua es bombeada nuevamente al embalse superior para que pueda realizar el ciclo
productivo nuevamente, es decir en este caso operan las turbinas como bombas y los
generadores como motores consumiendo energía eléctrica cuando es barata.
1.5.4 SEGÚN LA DISPOSICIÓN DE LAS INSTALACIONES PARA SU
APROVECHAMIENTO DEL AGUA.
Las obras de captación por derivación a filo de agua captan el recurso del afluente sin
almacenamiento, aprovechando el caudal que hay disponible en el momento dado en
el río.
Todas las obras de captación deben cumplir las siguientes condiciones:
•
con cualquier calado del río deben captar una cantidad prácticamente
constante de caudal.
20
•
impedir al máximo la entrada de material sólido flotante o en suspensión a
la conducción y hacer que este siga por el cauce.
•
satisfacer las condiciones mínimas de seguridad.
•
disponer de una estructura de retención que garantice una cota específica
de nivel con cualquier caudal del río.
1.5.4.1 Mediante embalse o represa.
La represa se construye en forma perpendicular al cauce del río con la finalidad de
retener y acumular el agua en un nivel suficiente.
Hay varios tipos de represas: de tierra o de escollera, arco bóveda, gravedad, y
contrafuerte.
Las represas pueden tener capacidad de almacenamiento mensual anual, estacional, y
multianual.
1.5.4.2 En el cauce del mismo río.
La captación puede realizarse sin ninguna obra en el cauce del río, en este caso el
caudal es llevado directamente por un canal lateral; sin embargo la obra esta expuesta
al deterioro por amenazas potenciales.
1.5.4.3 Mediante azud y canal de toma de agua.
Esta se caracteriza por tener una pequeña presa que no tiene la capacidad de
almacenar agua, por lo que no posee regulación, la presa obliga a que parte del
caudal fluya a través de la toma y el excedente se vierta por el aliviadero de la presa,
es muy usual instalarla en ríos de montaña con las siguientes características.
•
Pendientes longitudinales fuertes que pueden llegar al 10% o más.
•
Crecidas súbitas causadas por lluvias de corta duración y que llevan gran
cantidad de piedras y basuras.
•
Grandes variaciones de caudal cuando provienen de nevados.
•
Pequeños sedimentos finos de agua y o relativamente limpia durante el
estiaje.
21
•
Un dique cierra el cauce del río obligando al agua que se encuentra por
debajo de la cota de su cresta a pasar por la conducción. En el tiempo de
crecidas el agua en exceso pasa por encima del dique o azud.
1.6
ELEMENTOS
CARACTERÍSTICOS
DE
UNA
CENTRAL
HIDROELÉCTRICA.
Como se anota en la figura Nº 7 del numeral 1.4 estos elementos son:
o Obras de captación
o Embalse
o Conductos de agua
o Casa de máquinas
o Turbina
o Generador
o Elementos auxiliares
o Descarga
o Subestación de elevación.
1.6.1 OBRAS DE CAPTACIÓN8.
Son construcciones de ingeniería civil que permiten captar el agua para llevarla hacia
la casa de máquinas por medio de azudes, canales, tuberías o túneles con ayuda de
compuertas y rejillas.
Las obras de captación se derivan a filo de agua y desvían el recurso del afluente que
en algunos casos es almacenado en el reservorio antes de ser utilizado en generación.
1.6.1.1 Tipos de represas.
Su construcción es normalmente de hormigón, o mediante la acumulación de
materiales, la misma que construye sobre el lecho del río y perpendicular a su
dirección con la finalidad de retener el agua, y para elevarla a un nivel suficiente
formando un embalse.
8
www.hispagua.cedex.es
22
Dependiendo de las características orográficas y de su emplazamiento, se escogerá el
tipo de represa mas adecuado para un determinado proyecto.
1.6.1.1.1 Gravedad.
Retiene el agua gracias al tipo de materiales empleados, como mampostería u
hormigones, además la estabilidad de la presa es confiada a su propio peso y al
esfuerzo del terreno lateral y profundo sobre el que se apoya, es muy difundida y
segura.
Fuente: www.hispagua.cedex.es
Figura Nº 9 Represa tipo “Gravedad”
1.6.1.1.2 Contrafuerte.
Está formada por una pared impermeable aguas arriba, y contrafuertes aguas abajo
resistentes para su estabilidad. Son utilizadas en valles anchos.
23
Fuente: www.hispagua.cedex.es
Figura Nº 10 Represa tipo “Contrafuerte”
1.6.1.1.3 Arco-Bóveda.
Las de arco-bóveda son las que aprovechan el efecto transmisor del arco para
transferir los empujes del agua al terreno o laterales del valle; son presas más ligeras
y se las utiliza en valles estrechos y profundos.
Fuente: www.hispagua.cedex.es
Figura Nº 11 Represa tipo “Arco”
En la figura 12 se puede observar una represa, de arco bóveda con contrafuertes.
24
Fuente: www.hispagua.cedex.es
Figura Nº 12 Presa arco bóveda con contrafuertes
1.6.1.1.4 Tierra o Escollera.
Consta de un núcleo de material arcilloso, que a veces es tratado químicamente o
mediante inyecciones de cemento.
www.hispagua.cedex.es
Figura Nº 13 Tipo tierra o escollera
25
1.6.2 EMBALSE O RESERVORIO.
Puede ser de mediana o gran capacidad de almacenamiento de agua dependiendo del
caudal del río. Asegura la disponibilidad de adecuados volúmenes del líquido para el
aporte de la demanda especialmente durante las épocas de estiaje.
El reservorio ayuda a que se decante el material suspendido en el agua (arena) y se
detengan basuras y demás elementos que puedan afectar la operación de la turbina.
Los reservorios son divididos generalmente en sectores y disponen de aliviaderos,
válvulas compuertas de desfogue y rejillas de limpieza manual o mecánica.
1.6.3 CONDUCTOS DE AGUA9.
El caudal ha ser aprovechado para la generación de la energía eléctrica es captado y
conducido a través de un canal o conductos; el trazado pasa por diferentes accidentes
topográficos que son sorteados con obras especiales como acueductos, túneles y
sifones hasta llegar al tanque de presión.
Los canales pueden ser construidos de diversas secciones y materiales.
1.6.3.1 Túnel de conducción.
El túnel es una obra subterránea que se excava siguiendo un eje y se utiliza es los
siguientes casos:
•
Cuando es más económico atravesar un macizo montañoso mediante
túnel, que construir un canal superficial rodeando dicho macizo.
•
Cuando la pendiente transversal del terreno es elevada (mayor al 45%) y
las características del material no permiten asegurar la estabilidad y
seguridad del canal.
El túnel de conducción de una central hidroeléctrica a filo de agua trabaja a presión
atmosférica, simulando un canal abierto.
El túnel debe mantener la pendiente del canal y seguir la distancia más corta la cual
es alterada por situaciones topográficas y geológicas del terreno.
9
ORTIZ, Ramiro, “Pequeñas Centrales Hidroeléctricas” .p147, Primera Edición.
26
La forma de sección del túnel debe ser tal que su área permita la circulación del
caudal máximo, y resista las presiones las cuales determinan la forma de su sección y
el tipo de revestimiento del túnel.
Los túneles pueden tener forma circular, de herradura o de baúl.
La forma circular garantiza el área óptima pero es de difícil construcción, por lo que
la de baúl es más sencilla en su construcción.
1.6.3.2 Tanque de carga.
El tanque de carga es una estructura de hormigón ubicada al final del reservorio o del
túnel de carga en el cual se alojan las aguas previas a ingresar a la tubería de presión,
las mismas que posteriormente serán turbinadas en la casa de máquinas.
Los tanques de carga disponen de unas compuertas y válvulas que permiten regular
el caudal y están equipadas por rejillas metálicas para evitar la entrada de elementos
sólidos o extraños al agua.
1.6.3.3 Tubería de presión10.
Conecta el tanque de carga con la casa de máquinas y conduce las aguas hasta los
rodetes, donde la energía cinética es transformada en energía mecánica y luego en
energía eléctrica.
La tubería de presión debe tener preferiblemente una alineación recta y puede ser de
acero o de hormigón armado.
La tubería de presión esta compuesta por los siguientes elementos:
•
Toma de agua, con rejillas.
•
Codos para variación de pendiente y direcciones del eje de la tubería.
•
Juntas de unión soldadas, bridas, uniones de espiga y campana.
•
Juntas de expansión ubicadas entre anclajes, las cuales asimilan la
contracción o dilatación del material por variación de temperatura.
•
Bifurcaciones inferiores que pueden dividir el caudal para varias turbinas.
•
Anclajes y apoyos de hormigón armado que se encargan de sostener y
asegurar la tubería a la pendiente natural del terreno.
10
ORTIZ, Ramiro, “Pequeñas Centrales Hidroeléctricas” .p214, Primera Edición
27
1.6.4 CASA DE MÁQUINAS.
La casa de máquinas es una estructura civil que aloja la mayor parte del
equipamiento electromecánico como es el grupo turbina-generador, los diversos
equipos auxiliares que permiten el normal funcionamiento y operación de la central
como son los tableros de control de la turbina – generador, interruptores de maquina,
válvulas, puente grúa, bombas, banco de baterías etc.; se construyen sobre el nivel
del suelo, semienterradas y subterráneas.
La ubicación de la casa de maquinas es muy importante para el buen funcionamiento
de la central y se la decide teniendo en cuenta los siguientes parámetros:
•
Debe estar situada cerca del afluente en el cual se entregará el agua
turbinada, teniendo en cuenta que en el canal de desagüe no se depositen
sedimentos que afecten su operación.
•
Debe ubicarse en una zona de terrenos estables, que estén fuera del
alcance de las riadas que pueden depositar una gran cantidad de
sedimentos en el canal de desagüe o en caso extremo en el área propia de
la casa de maquinas; libre de derrumbes, deslaves e inundaciones.
•
Disponer de un área posible de ampliación futura en caso de ser necesario.
•
Disponer facilidades de acceso.
•
Las obras a asentarse debe guardar armonía con el medio ambiente y con
la mínima afectación posible.
1.6.5 CANAL DE DESCARGA.
El canal de descarga en un componente importante en el diseño de una central
hidroeléctrica ya que por su intermedio las aguas turbinadas son evacuadas y
devueltas al curso normal del río.
28
1.6.6 SUBESTACIÓN DE ELEVACIÓN.
Como generalmente las centrales hidroeléctricas están retiradas de los centros de
carga, se requiere de uno o varios transformadores para elevar el voltaje a la tensión
de transmisión
para el transporte de la potencia y energía generada, dichos
transformadores con otros equipos conforman la subestación.
Para el normal funcionamiento de la subestación se requiere de varios equipos tales
como:
o Transformadores de potencia.
o Interruptores.
o Seccionadores.
o Seccionadores de puesta a tierra.
o Pararrayos, transformadores de medida (TC, TPs).
o Estructuras metálicas de soporte para los equipos y barras.
o Barras.
1.7
VENTAJAS
COMPARATIVAS
HIDROELÉCTRICAS
VERSUS
DE
LAS
LAS
CENTRALES
CENTRALES
DE
GENERACIÓN TÉRMICA.
Se ha considerado que la electricidad de origen hidráulico es una alternativa no
contaminante comparada con una central termoeléctrica, no obstante, la construcción
de una central hidroeléctrica implica obligatoriamente un efecto de impacto en el
medio ambiente porque se altera en mayor grado el menor el medio natural de los
diversos sitios del proyecto donde se asientan sus obras como son las represa,
canales, túneles de conducción, casa de máquinas, y subestación.
1.7.1 VENTAJAS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.
o Genera energía limpia, no contamina el aire y el agua.
o Implica experiencia y tecnología fácilmente disponible en muchos países.
o El recurso utilizado por ser renovable no se agota; se lo toma en una cota
superior y se devuelve en una cota o nivel inferior.
29
o El costo del kWh generado de un proyecto hidroeléctrico es menor que en un
termoeléctrico.
o Genera puestos de trabajo durante la construcción, operación mantenimiento
y vida útil del proyecto incluyendo actividades laborales diversas que se
realizan antes durante y después de la obras.
o Las turbinas hidráulicas son sencillas, eficientes y seguras en su operación y
mantenimiento donde se aplican tecnologías no mayormente complejas.
o Reducidos costos de operación y mantenimiento, en comparación con las
centrales termoeléctricas lo que hace atractiva la inversión a largo plazo.
o Larga vida útil de buena parte del conjunto de instalaciones de la central.
o El agua puede ser de uso múltiple como generación de energía eléctrica,
irrigación de campos, agua potable, lo que implica optimización de
inversiones y del recurso hídrico.
o Otra ventaja muy importante de la generación hidroeléctrica es lo acordado
en el protocolo de Kioto-Japón11, que contempla la posibilidad de utilizar el
procedimiento conocido como "mecanismo de flexibilidad", para limitar y
reducir las emisiones de los gases de efecto invernadero. El Modelo de
Desarrollo Limpio MDL, es uno de estos mecanismos de flexibilidad.
Los objetivos del protocolo de Kyoto-Japón son facilitar a los países
desarrollados el cumplimiento de sus compromisos de reducción y limitación de
emisiones de gases y al mismo tiempo apoyar, el desarrollo sostenible mediante
inversiones y accesos a tecnologías limpias.
Esta reducción se lleva a cabo a través de los (MDL), lo que permite a los países
industrializados y empresas, comprar parte de las reducciones de gases que
provocan el calentamiento de la tierra, como el carbono (CO2), a las empresas de
los países en desarrollo.
11
El objetivo del Protocolo de Kyoto es conseguir reducir un 5,2% las emisiones de gases de efecto invernadero
globales sobre los niveles de 1990 para el período 2008-2012. Este es el único mecanismo internacional para
empezar a hacer frente al cambio climático y minimizar sus impactos. Para ello contiene objetivos legalmente
obligatorios para que los países industrializados reduzcan las emisiones de los 6 gases de efecto invernadero de
origen humano como: “dióxido de carbono (CO2)”, “metano (CH4)” , y “óxido nitroso (N2O)”, Además de tres
gases industriales fluorados lo son: “hidrofluorocarbonos (HFC)”, “perfluorocarbonos (PFC)” y “hexafluoruro de
azufre (SF6)”.
30
De esta forma “Sigchos” también ingresa al mercado internacional de la
descontaminación ambiental.
En definitiva, significa que una central de generación que no produce emisiones
de CO2 puede vender esta "reducción" a países desarrollados que estén obligados
a emitir menos gases de efecto invernadero, generando beneficios tanto
económicos como ambientales.
Hay que tener en cuenta la siguiente equivalencia para las centrales que tienen
como combustible los derivados del petróleo (1 GWh de Energía equivale a 645
Ton de Anhídrido Carbónico CO2 ),
Este ingreso de los bonos del carbono representa un ingreso adicional para el
financiamiento de la deuda por el costo de construcción de la central
hidroeléctrica, reduciendo en un porcentaje el tiempo de recuperación de la
inversión total del proyecto, gracias al valor de dichos bonos.
1.7.2 DESVENTAJAS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA.
o Puede alterar el normal desenvolvimiento de vida biológica (animal y
vegetal) del río principal y sus afluentes.
o Las centrales de embalse especialmente grandes tienen el problema de la
evaporación de agua. La construcción de una represa grande puede afectar el
entorno natural.
o En el caso de centrales de embalse construidas en regiones tropicales, los
estudios realizados demuestran que generan como consecuencia del
estancamiento de las aguas, focos infecciosos de bacterias, la proliferación de
plantas como los “lechuguines”, que afectan a la operación de las centrales,
requiriendo limpieza periódica de los mismos.
o De no existir una limpieza programada y periódica del embalse existirá una
acumulación de sedimentos, que disminuyen el volumen útil de agua
almacenada.
o El emplazamiento de un proyecto hidroeléctrico por sus características
naturales generalmente está lejos del centro o centros de consumo, de tal
31
forma que exige la construcción de un sistema de transmisión de electricidad,
con el incremento de la inversión y el costo total del proyecto.
o La construcción de una central hidroeléctrica implica más tiempo en
comparación de una central termoeléctrica debido a la mayor complejidad y
diversidad de las obras de ingeniería civil, y electromecánicas.
o La producción de la energía es afectada por las variaciones meteorológicas
estacionales, períodos de sequías imprevistos, derrumbes.
o Puede provocarse conflictos socioeconómicos por eventuales contradicciones
e intereses en las prioridades del uso del agua para riego, agua potable o para
generar electricidad y reubicación de poblados aledaños.
o Un proyecto hidroeléctrico es más costoso que un equivalente térmico, por lo
que su financiamiento se hace más complejo y difícil de obtenerlo.
o El tiempo de puesta en servicio es mayor que en una térmica por el tipo y
cantidad de obras a ser ejecutadas y su equipamiento.
o Varios proyectos hidroeléctricos en el Ecuador por diversas razones e
intereses han sido pospuestos y retrasados en su construcción con los
consiguientes efectos negativos en la economía del país, lo que ha obligado a
la instalación de centrales térmicas de costos elevados de producción
especialmente si son a diesel (combustión interna) y turbinas a gas.
1.7.3 VENTAJAS DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA.
o Una central termoeléctrica clásica posee, dentro del propio recinto de la
planta, sistemas de almacenamiento del combustible que utiliza para asegurar
la disponibilidad permanentemente e inmediata del mismo.
o Muchas centrales termoeléctricas están
diseñadas para permitir quemar
indistintamente combustibles fósiles diferentes (carbón, fuel oil-gas, carbónfuel oil, fuel oil – diesel) dependiendo de la disponibilidad de tales
carburantes y tipos de motores.
o Generalmente están cerca de los centros de carga, lo que reduce de costo de la
línea de transmisión.
o El financiamiento es más atractivo, en especial el extranjero, por tener un
período menor de tiempo para la recuperación del capital invertido.
o La puesta en operación toma menos tiempo que una central hidroeléctrica.
32
1.7.4 DESVENTAJAS DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA.
o El elevado valor en los costos de los combustibles utilizados para su
generación, se ha ido incrementando con el paso del tiempo.
o Los combustibles son recursos no renovables y se agotan, (Se estima que no
habrá petróleo para el 2.050).
o La incidencia negativa de este tipo de centrales sobre el medio ambiente se
produce por la emisión de contaminantes a la atmósfera (procedentes de la
combustión de los combustibles) y el ruido que emiten al área circundante
afectando a los vecinos y los cultivos.
o La combustión del carbón, diesel, bunker y crudo provoca la emisión de
partículas y ácidos de azufre con la consiguiente afectación del medio
ambiente.
o Las centrales termoeléctricas tienen riesgos de incendios y explosiones por tal
razón necesitan de un buen sistema de seguridad que eleva su costo de
financiamiento.
33
CAPITULO II
PROYECTO “SIGCHOS”
2.
DESCRIPCIÓN
GENERAL
DE
LA
HIDROLOGÍA,
12
SEDIMENTOLOGÍA, GEOLOGÍA Y SISMOLOGÍA.
2.1
CUENCA DE LOS RIOS “TOACHI- BLANCO”.
2.1.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS.
La cuenca bajo estudio constituye el área del curso superior de los ríos “Toachi –
Blanco” y tiene sus orígenes en la cordillera Occidental de los Andes. El valle tiene
una orientación de sur a norte y abarca las áreas flanqueadas al este por los “Ilinizas”
(5245 msnm) y el cerro “Yanahurcu” (4330 msnm), al oeste por la Cordillera de
“Chugchilán” con el cerro “Yuricsalto” (3670 msnm), al sur por los Páramos de
“Apagua” con el cerro “Eraurcu” (4473 msnm).
La cuenca tiene una forma alargada con una longitud de 53 km y un ancho de 22 km,
abarcando un área de 754 km2 hasta el sitio de captación y 790 km2 hasta el sitio
definido para ubicar la casa de máquinas.
La mayor parte de los suelos de la cuenca se destina a la agricultura y está
conformada principalmente por arenas de origen volcánico, que proporcionan la
mayor parte de sedimentos del río “Toachi”.
2.1.2 CARACTERÍSTICAS CLIMÁTICAS EN EL SITIO DEL PROYECTO.
En el área de desarrollo del proyecto predomina el clima denominado mesotérmico13
semihúmedo.
12
Investigación del Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología de la
cuenca del Rio “Toachi –Blanco”
34
La vegetación, antes densa y exuberante, ha sido con el paso del tiempo reemplazada
por pastizales y cultivos.
Las temperaturas medias anuales están comprendidas entre 15 y 17 ºC, las
temperaturas mínimas rara vez descienden a 0 ºC, mientras que las máximas no
superan los 29 ºC.
La humedad relativa adopta valores cercanos al 85 % y las precipitaciones medias
anuales de toda la cuenca tienen valores entre 1000 y 1600 mm/año y presentan dos
estaciones lluviosas, la más marcada de enero hasta mayo y otra más baja en octubre
y diciembre.
La estación seca principal se extiende una de julio a diciembre lo indicado se explica
en la Figura Nº 15.
2.2
PRECIPITACIÓN MEDIA DE LA CUENCA (HASTA EL SITIO DE
LA CAPTACIÓN).
La precipitación media de la cuenca hasta el sitio de captación es de 865 mm/año,
pudiendo afirmarse que en las cabeceras de la cuenca llueve menos.
Casi la totalidad del área de drenaje hasta la captación tiene un régimen de
precipitación relativamente bajo.
2.3
CAUDALES DEL RÍO “TOACHI”.
2.3.1 REGISTROS DISPONIBLES.
La cuenca en estudio no cuenta con estaciones pluviométricas que registren los
caudales que pasan por el sitio de captación, por esta razón, se han utilizado los datos
de la estación Toachi en “Las Pampas”, ubicada aguas abajo unos 80 mts. y que
controla un área de 1040 km2.
2.3.2 CAUDALES MEDIOS, DIARIOS Y MENSUALES.
Con los registros de niveles y las curvas de descarga definidas se han calculado los
caudales medios diarios de la estación “Toachi” en “Las Pampas”.
13
En una zona intertropical existen cuatro pisos térmicos, entre ellos el mesotermico que representa a
una extensión de 1 a 3 km con temperaturas de 10 a 20º C en clima montañoso.
35
Para obtener los caudales diarios en el sitio de captación de la central “Sigchos”, se
aplicó a los caudales de “Toachi” en “Las Pampas”, 0.56 como coeficiente de
reducción que considera las respectivas áreas de drenaje, así como las precipitaciones
areales medias.
A partir de los caudales medios diarios se calcularon los caudales medios mensuales
para el período 1966-1994, los cuales se indican en la figura Nº 14 siguiente.
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Figura Nº 14 Curvas de Duración General
En la Figura Nº 15 que sigue a continuación se indica los caudales máximos
mensuales, caudales medios mensuales y los caudales mínimos mensuales
36
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Figura Nº 15 Caudales Medios, Mínimos y Máximos Mensuales
En la Figura 15 Se puede apreciar que el período seco comprende entre los meses de
agosto diciembre.
2.3.3 CAUDALES MEDIOS MENSUALES.
En la Figura Nº 16 se realiza una comparación entre los caudales medios mensuales y
el caudal de diseño para la Central Hidroeléctrica “Sigchos” que es de 7 m3/seg cuya
concesión de aprovechamiento del agua para la generación ha sido solicitada al
Consejo Nacional de Recursos Hídricos, y por la ubicación del proyecto, la jefatura
de Latacunga será la encargada de entregar dicha autorización.
Los valores cancelados por dicha concesión no influirá en el costo del kWh,
generado por la central, ya que dicho valor no entra en los costos fijos ni variables de
operación y mantenimiento.
37
CAUDALES MEDIOS MENSUALES
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
PROM
13,17
20,00
20,53
21,38
17,21
10,59
6,82
5,18
5,04
5,81
5,79
6,95
11.54
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Cuadro Nº 13 Caudales medios mensuales (m3/seg)
CAUDALES MEDIOS MENSUALES y CAUDAL DE DISEÑO
25.0
21.4
20.5
20.0
CAUDALES MEDIOS
(M3/SEG)
20.0
17.2
15.0
Q medio Mensual
13.2
Q de Diseño
10.6
10.0
7.0
7.0
7.0
7.0
7.0
7.0
6.8 7.0
7.0
5.2
7.0
5.0
7.0 6.95 7.0
7.0
5.8
5.8
5.0
0.0
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
MESES
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Figura Nº 16 Caudales medios mensuales y caudal de diseño.
2.3.4 CAUDALES MÍNIMOS PARA LA GENERACIÓN
De la figura 15 se puede obtener el resumen que se muestra en la tabla 14, misma
que indica los caudales mínimos para la generación, caudal Q90% quiere decir que
tiene el 90% de seguridad de su presencia, Menor valor de porcentaje implica que la
probabilidad de su ocurrencia es también menor
La cantidad de agua dependerá de la temporada en que se encuentre, esto quiere decir
que, durante la época de invierno se aprovechará el caudal de diseño de la Central, 7
m3/s. En cambio, durante la época de estiaje se aprovechará el caudal disponible del
río, descontado el caudal ecológico del 10% por la confirmación de la inexistencia de
38
especies bio-acuáticas en el curso superior del río Toachi, desde Casa de Máquinas
aguas arriba.
CAUDALES MÍNIMOS PARA LA GENERACIÓN
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
4,3
7,4
9,4
10,4
8,2
5,4
4,4
3,4
3,0
OCT NOV
3,0
DIC
3,1
3,2
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Cuadro Nº 14 Caudales mínimos mensuales (m3/seg)
CAUDALES MINIMOS MENSUALES Y CAUDAL DE DISEÑO POR CADA TURBINA
12.0
10.4
CAUDALES MINIMOS
(M3/SEG)
10.0
9.4
8.2
8.0
7.4
CAUDAL 90%
6.0
Q de diseño por cada turbina
5.4
4.4
4.3
4.0
3.5
3.5
3.5
3.5
MAR
ABR
3.5
3.5
3.5
3.43.5
3.5
3.0
3.5
3.0
3.5
3.1
3.5
3.2
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2.0
0.0
ENE
FEB
MAY
JUN
JUL
MESES
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Figura Nº 17 Caudales mínimos mensuales y el caudal de diseño por cada turbina.
En estas condiciones se considera que una turbina funcionará todo el tiempo y en su
plena capacidad, en cambio la otra turbina funcionará en forma parcial y
dependiendo de la cantidad de agua que se disponga del río “Toachi”.
Por consiguiente, la producción de energía será variable en función de la época.
2.3.5 CAUDALES DE CRECIDA.
Los caudales de crecida para el sitio de captación del proyecto “Sigchos” se
definieron a base de una comparación con los caudales adoptados para crecidas en
varios proyectos ubicados en la vertiente occidental de los Andes, tales como:
39
“Toachi-Pilaton” y “Pilalo”, llegando a definir una curva de caudales específicos de
crecida (lt/s/km2) en función del período de retorno de 10, 20, 50, y 100 años. Mas
largo el período de tiempo también es más probable una crecida con mayor caudal
Los caudales de crecida definidos de esta manera en m3/seg se indica en la tabla Nº 1
siguiente:
Caudales de crecida.
Período de retorno (años)
10
20
50
100
Caudal de crecida (m3/s)
135
195
285
390
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Tabla N° 1 Caudales de Crecida
2.4
SEDIMENTOLOGÍA.
2.4.1 TRANSPORTE DE SEDIMENTOS.
Los sedimentos son materiales que se encuentran suspendidos en el agua de un río, y
que otros reposan también en el fondo del mismo por su mayor peso.
La estimación de la cantidad de sedimentos en suspensión se ha hecho partiendo de
datos de aforos en la estación “Toachi” en “Las Pampas”.
Se ha calculado que para el sitio de captación se tiene un transporte medio anual de
sedimentos en suspensión de 1’334.000 ton/año.
En base a valores asumidos para otros proyectos similares, se ha estimado que el
arrastre de fondo será el 30 % del valor de los sedimentos en suspensión incluyendo
aquí el sedimento no medido (1’334.000 ton/año) que por encontrarse en el fondo no
es detectado por los muestreadores, lo cual da una cantidad de 400.200 ton/año, o sea
el (30% de 1’334.000ton/año).
El tipo y la cantidad de material de arrastre tienen influencia por su efecto erosivo
sobre compuertas, rejillas, válvulas y principalmente en el desgaste progresivo del
rodete de la turbina, y al mismo tiempo influye en la frecuencia-costo del
mantenimiento así como el costo por paro operativo de la unidad generadora.
40
2.5 GEOLOGÍA.
2.5.1 GEOLOGÍA GENERAL.
En el área del proyecto “Sigchos”, el basamento rocoso lo conforman lavas y brechas
del período Paleoceno, que corresponden a las unidades “Macuchi” y “Mulaute”.
Este basamento, está cubierto por capas estratificadas principalmente de lutitas,
limolitas, areniscas y conglomerados.
Depósitos cuaternarios de origen volcánico como tobas finas, tobas aglomeráticas y
ceniza volcánica cubren las rocas más antiguas.
Los niveles de terrazas se encuentran adosados a las laderas del valle y pequeños
depósitos de aluvial, están en el lecho aparente del río “Toachi”.
2.5.2 GEOLOGÍA EN LOS SITIOS DE LAS OBRAS.
2.5.2.1 Captación.
Las obras de captación y obras anexas, se cimentarán en brechas volcánicas, de
buenas características geomecánicas.
En este sitio las laderas no presentan evidencia de procesos erosivos importantes que
afecten su estabilidad.
2.5.2.2 Túnel de carga.
El Túnel de carga en un 60%, será excavado en brechas volcánicas, con categoría
RMR14 de categoría Buena a Muy Buena. En forma preliminar, el 40% será
excavado en lavas fracturadas, con categoría de Buena a Regular.
2.5.2.3 Tanque de carga.
El Tanque de carga se localiza en una “silla topográfica”, de buena estabilidad y su
cimentación será en lavas meteorizadas.
14
Rock Mass Rainting, (RMR), método para la clasificación de macizos rocosos duros o resistentes.
41
2.5.2.4 Tubería de presión.
La tubería de presión, baja una “nariz topográfica” de mediana amplitud y los
procesos erosivos presentes son bajos que no afectan su estabilidad. Se cimentará en
rocas meteorizadas y fracturadas.
2.5.2.5 Casa de máquinas.
La casa de máquinas se ubicará en una pequeña terraza, en la unión de los ríos
“Toachi” y quebrada “Pugsiloma”. La cimentación será en aluvial de granulometría
gruesa.
2.6 SISMOLOGÍA Y RIESGO VOLCÁNICO.
2.6.1 SISMOLOGÍA.
Del estudio del riesgo sísmico, se concluye que la zona de implantación del proyecto,
corresponde a una región atravesada por una serie de fallas geológicas activas,
capaces de generar movimientos sísmicos de importancia.
El valor de la aceleración para el cálculo estructural de las obras, se recomienda en
0.30 de la gravedad, ante la posibilidad de un sismo de magnitud de 6.5 en la escala
“Richter”.
Para información comparativa en el proyecto “Agoyan” se adoptaron valores de
aceleración de la gravedad de 0.5 y un sismo de magnitud 7 en la escala de
“Richter”, el proyecto “Victoria” de la central hidroeléctrica “Quijos” también
adopta un valor de 0.30 de la gravedad.
2.6.2 RIESGO VOLCÁNICO.
Del estudio del Riesgo Volcánico, se determina, que la probabilidad de erupción de
los volcanes “Quilotoa” y del “Iliniza”, durante la vida útil del proyecto está entre
Baja a Nula.
42
2.7 MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN A SER UTILIZADOS EN LAS
OBRAS CIVILES.
De las investigaciones preliminares, los agregados gruesos para el hormigón, serán
tomados de las excavaciones rocosas en lavas y brechas del túnel. También, se
analizan los materiales de las terrazas ubicadas aguas arribas del azud y aguas abajo
de casa de máquinas.
Se espera que concluyan las investigaciones de las calicatas y ensayos
correspondientes para definir los volúmenes de los agregados finos a ser utilizados
en este proyecto.
Como es obvio mientras más cercanas estén las fuentes de abastecimiento de
agregados gruesos y finos para la construcción el costo de los mismos y su transporte
se optimizan en beneficio propio del valor final del proyecto “Sigchos”.
43
CAPITULO III
PROYECTO “SIGCHOS”
3
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS OBRAS CIVILES15.
3.1
UBICACIÓN.
El proyecto “Sigchos” está localizado en el centro del cantón del mismo nombre, a
150 Kms. al sur de la ciudad de Quito, en la Provincia de Cotopaxi, República del
Ecuador.
El acceso al sitio del proyecto se realiza desde la carretera Panamericana, en el sector
de “Lasso”, utilizando la vía hacia “Saquisilí” y luego mediante un camino de tercer
orden que sale con dirección oeste hacia las poblaciones de “Tanicuchí”, “Toacazo”,
“Isinliví” y “Sigchos”, en una longitud aproximada total de 52,0 Km. en derivación
desde la carretera Panamericana Sur.
Esta región climática se ubica entre los 1800 y 3000 (msnm) metros sobre el nivel
del mar y se caracteriza por presentar una temperatura media entre 12º y 18°C, y
recibe una precipitación promedia total anual entre 1.000 y 1.500 mm.
La distribución de las lluvias es de tipo zenital16. La estación seca varia, pero
generalmente se presenta con mayor intensidad durante los meses de julio y agosto.
3.2
CARACTERÍSTICAS DE LOS ELEMENTOS PRINCIPALES DEL
PROYECTO.
Siendo el propósito de la tesis el “estudio de factibilidad para el dimensionamiento
e implementación de un generador y estación elevadora para la central
hidroeléctrica “Sigchos” se hace a continuación una descripción general de los
15
HIDROPLAN Cia Ltda, Resumen Ejecutivo de Obras Civiles-Diseño Hidráulico. Proyecto
Hidroeléctrico “Sigchos”.
16
Debido a la atracción gravitatoria de la Tierra, las lluvias no siguen una trayectoria recta, sino hiperbólica, uno
de cuyos focos se sitúa en el centro del globo terrestre.
44
detalles más importantes de los diversos elementos del proyecto en lo que se refiere a
las obras de ingeniería civil, a fin de ilustrar como se ha concebido el diseño integral
de la obra.
3.2.1 CAPTACIÓN o TOMA.
Es el lugar en el cual se aprovecha de las aguas para mediante su conducción y salto
aprovecharlas en la generación hidroeléctrica, tiene las coordenadas:
N 9927720 y E 736130
La toma o captación de las aguas del río “Toachi”, se realiza en la cota 2.265,00
metros sobre el nivel del mar (msnm), en el sector denominado “Cununyacu”. Es de
tipo convencional prevista para un caudal medio anual de 11,54m3/s y consta de un
azud de hormigón de 35,00 metros de ancho y 7,00 metros de alto, que permite
evacuar una crecida cada 100 años de 400,00 metros cúbicos por segundo (m3/s).
En la margen izquierda del río se ubica la Estructura de Toma con una rejilla de
entrada de 7,33 metros de largo por 1,97 metros de alto, que se comunica con la
Cámara del Desripiador y con el Desarenador desde donde a través de un vertedero
frontal, el agua pasa a la conducción.
El ingreso al Desarenador está controlado por dos compuertas planas de 1,60 metros
de ancho y 1,60 metros de altura.
Parte integrante de la Toma es el Canal de Limpieza de Sedimentos y el Canal de
Limpieza del Desarenador de sección 1,00 x 1,00 metros, direccionados
convenientemente hacia el curso del río “Toachi”.
El Desarenador consta de dos cámaras y se lo ha diseñado para una altura útil de 4,27
metros, una longitud de 39,00 metros y 5,50 metros de ancho para cada una.
En el muro lateral derecho del Desarenador se ha previsto un Vertedero de Excesos,
de 17,20 metros de largo, y dos compuertas de limpieza de 2,80 metros de ancho y
1,00 metro de altura.
45
Por medio de un canal de sección 2,00 x 2,00 metros las aguas en exceso, irán
directamente hacia el río Toachi, así como todos los sedimentos que necesitan ser
evacuados.
Al final de esta estructura se tiene un Vertedero Frontal, que permite el paso del agua
limpia al Túnel de Conducción. Ver Figura Nº 18
Figura Nº 18 Obras de captación
3.2.1.1 Caudales de diseño para la central hidroeléctrica.
Para el diseño integral del proyecto hidroeléctrico se ha adoptado los siguientes
valores de caudales.
Caudal medio diario disponible el 90 % del tiempo es de 3,79 m3/s.
Caudal de diseño del proyecto 7 m3/s.
3.2.1.2 Obras de cierre del cauce del río.
Las obras de cierre del cauce del río estarán conformadas por un azud o vertedero,
una compuerta, canal para el control de crecidas y canal de servicio.
46
Por el vertedero pasarán hasta 195 m3/s, correspondientes a una crecida con un
período de retorno de 20 años se ha proyectado un vertedero de 16 m de ancho y 5 m
de alto sobre el nivel natural del cauce. La cota de la cresta del vertedero será de
2267,70 msnm y el nivel máximo de crecida 2270,86 msnm, lo indicado se explica
en la figura Nº 19.
Figura Nº 19 Obras de cierre del Rió Toachi
El azud dispondrá de un zampeado o cuenco de disipación aguas abajo, para la
formación del resalto de disipación de energía y disminuir al máximo el efecto
erosivo del agua.
La compuerta y canal de crecidas desempeñan cuatro funciones importantes que son:
1.-
Descargan los caudales de crecida sobre los 195 m3/s;
2.-
Eliminan parte de los sedimentos que se depositan detrás del vertedero de
crecidas;
3.-
Sirven como elemento de desvío del río durante la etapa de construcción del
vertedero;
4.-
Permiten pasar las aguas del río “Toachi” durante las paradas de la central.
La compuerta será del tipo radial y tendrá un ancho de 6 m y alto de 3,5 m. que
completamente abierta tiene una capacidad máxima de descarga de 141 m3/s.
47
El canal que evacua la descarga de la compuerta tiene 7 m de ancho y una pendiente
del 2 %. La longitud del canal será de 31 m hacia aguas abajo del eje de la captación
y se prolonga 10 m hacia aguas arriba del mismo eje.
La compuerta y canal de servicio desempeñan dos funciones importantes:
1.- Ayudan a lavar los sedimentos depositados en el frente de la rejilla;
2.- Descargan los caudales ecológicos que se requieran hacia aguas abajo.
También se los puede considerar como elementos de emergencia durante el paso de
crecidas extraordinarias.
La compuerta será de tipo plano, con un ancho de 2 m y alto de 2 m, completamente
abierta, la compuerta tiene una capacidad máxima de descarga de 27,7 m3/s.
El canal de servicio tiene 2 m de ancho y una pendiente del 5 %. La longitud de 31 m
hacia aguas abajo del eje de la captación se prolonga hacia aguas arriba del mismo
eje hasta abarcar todo el frente de la rejilla de entrada.
La pared derecha del canal se prolonga 18 m hacia aguas arriba del eje de la
captación y esta tiene como objetivo evitar el depósito de material grueso en el frente
de la rejilla. Esta protección del frente de la rejilla se completará con la construcción
de un pequeño dique de cierre en el inicio del canal de servicio.
3.2.1.3 Obras de toma.
La toma está conformada por los siguientes elementos, siguiendo la dirección de
aguas arriba hacia aguas abajo:
•
Rejilla.
•
Desripiador, compuerta y canal de descarga del desripiador.
•
Vertedero de excesos, canal recolector y descarga del vertedero de excesos.
•
Compuertas de regulación de caudales de ingreso a desarenadores.
•
Transición de ingreso a desarenadores.
•
Desarenadores con vertedero frontal de salida de caudales.
•
Compuertas y canal de limpieza de desarenadores.
•
Canal recolector del agua que pasa sobre vertedero de desarendores.
48
Para el dimensionado de la rejilla se ha asumido que la velocidad máxima de flujo
sea 0,68 m3/s, considerando una obstrucción del 30 %.
La rejilla estará constituida por barrotes rectangulares de 25 mm de espesor y 120
mm de ancho, con un espaciamiento entre barrotes de 75 mm. La rejilla tendrá 2 m
de alto y 9,875 m de longitud, en esta longitud están incluidas dos pilas de 0,5 m de
espesor.
La limpieza de las rejillas será ejecutada con rastrillo mecánico.
Aguas abajo de la rejilla se dispondrá de un desripiador que permita atrapar
cualesquier grava inferior a 75 mm que pueda pasarse por la rejilla.
Para la limpieza del desripiador se dispone de una compuerta plana de 1,4 m de
ancho y 1,4 m de alto, cuya descarga se conduce por un canal de la misma sección de
la compuerta, con una pendiente del 5 %, que entrega el caudal al canal de servicio.
Para el control de los caudales de exceso que pasan por la rejilla, en la pared derecha
del canal de aproximación hacia los desarenadores se ha proyectado un vertedero de
excesos de 10 m de longitud.
Durante la ocurrencia del caudal de diseño del vertedero principal, se ha calculado
que por el vertedero de excesos pasarán 22,58 m3/s. El canal de descarga del
vertedero tiene 2,5 m de ancho y una pendiente del 5 %.
A continuación del desripiador se tiene un canal de aproximación a los desarenadores
que tiene una longitud de 12 m y ancho 7,9 m; en este tramo se uniformiza el flujo
que sale de la curva.
Luego del canal de aproximación se tiene la bifurcación para el ingreso a los dos
desarenadores. El canal de ingreso a cada desarenador tiene 2m de ancho y 5m de
longitud; en este tramo se ubica la compuerta de regulación de caudales de ingreso
hacia el desarenador; la compuerta será plana de 2m de ancho y 2m de alto.
Después del tramo de compuertas de regulación, se inicia una transición de sección,
que permite cambiar de sección rectangular a sección trapecial, tiene 7,5 m de
longitud, y cambia en forma gradual de un ancho de 2 m a 5,4 m.
49
La sedimentación de las arenas se la realiza en dos desarenadores que funcionan en
paralelo cada uno diseñado para un caudal de 3,5 m3/s; son de lavado intermitente, es
decir, en cada lavado debe ser vaciado el desarenador, mientras el alterno sigue
trabajando.
Cada cámara tendrá las siguientes dimensiones: 38 m de longitud, 5,4 m de ancho y
2,95 m de profundidad. La sección de sedimentación será rectangular, mientras que
la sección de depósito de sedimentos en el fondo será trapecial; el ancho en la base
del trapecio es 1,4 m.
Para el lavado de los sedimentos decantados, al final del desarenador, pasando el
canal recolector, está dispuesta una estructura que aloja una compuerta plana de 1,4
m de ancho y 1,4 m de alto.
Tanto la compuerta de lavado del desarenador izquierdo, como la de lavado del
desarenador derecho, descargan en un mismo canal que restituye las aguas al río
Toachi. Este canal de limpieza tiene una sección de 1,4 x 1,6 m y una pendiente
longitudinal de 4 %.
Los caudales desarenados pasan frontalmente por encima de los vertederos ubicados
al final del desarenador hacia el canal recolector que los dirige hacia el túnel.
El canal recolector de los caudales que pasan sobre el vertedero, se ha definido del
mismo ancho del túnel de conducción, esto es, 3 m y una pendiente del 8 %.
A la salida del canal recolector se inicia la pendiente de 1,5 ‰ que es la pendiente
calculada para el túnel, cuyo inicio está ubicado a 18,03 m del eje de los
desarenadores.
3.2.1.4 Limpieza de sedimentos en la captación.
El arrastre de fondo, estimado en 400.000 ton/año, casi en su totalidad se depositará
detrás de la de captación, siendo el período de invierno el más crítico para el
mantenimiento de la toma.
50
Cuando la central se encuentre operando, el transporte de fondo depositado detrás del
vertedero y de la compuerta de crecidas puede limpiarse con lavados hidráulicos
mediante aperturas pequeñas y esporádicas de la compuerta de crecidas. De igual
manera, los sedimentos gruesos y pesados depositados en el frente de la rejilla
pueden limpiarse mediante aperturas parciales y esporádicas de la compuerta de
servicio.
Los sedimentos gruesos que no logren eliminarse con el lavado hidráulico, deberán
sacarse mediante la utilización de equipo mecánico pesado, consistente en una
retroexcavadora y una volqueta que transporte el material hacia las escombreras. Este
equipo pesado podrá operar desde la losa de operación y patios previstos en el
proyecto de captación, de modo que se pueda tener limpio el frente de la compuerta
de crecidas y el frente de ingreso hacia la zona de rejillas.
Cuando por algún motivo se pare la operación de la central, se tratará de limpiar los
sedimentos depositados en el cauce del río con un lavado hidráulico, con aperturas
parciales de la compuerta de crecidas, llenando y vaciando el pequeño embalse, para
a continuación ingresar al cauce del río el equipo pesado como un tractor de oruga,
una retroexcavadora y volquetas para ejecutar la limpieza de los sedimentos
depositados.
3.2.2 TÚNEL DE CONDUCCIÓN.
3.2.2.1 Características topográficas del área y geometría del túnel.
La topografía de la zona en donde se desarrollará el túnel de conducción presenta un
relieve muy irregular, con macizos montañosos rocosos de fuerte pendiente del
terreno. En todo este relieve se destaca muy claramente la montaña “Oquendo”.
El túnel con una pendiente de 1.5 ‰ se inicia inmediatamente aguas abajo del canal
recolector que recoge los caudales que pasan sobre los vertederos al final de los
desarenadores como se muestra en la siguiente figura.
51
T4
T3
T1-T2
82.038mts
S62.1752° W
T2-T3
2996.643mts
N87.1308° W
T3-T4
333.807mts
N22.2544° W
T2
T1
Figura Nº 20 Ruta de túnel de conducción
Los resultados de los estudios geológicos y geotécnicos indican que casi todo el túnel
se encontrará en roca de buena calidad, de modo que la sección no requerirá de
protección, excepto eventuales revestimientos puntuales de hormigón lanzado.
El túnel tendrá una solera plana en hormigón convencional para mejorar su
capacidad hidráulica y para facilitar el tráfico del equipo de construcción.
Se ha previsto que la construcción del túnel se ejecutará con un solo frente por
razones que facilitaran el flujo a gravedad de las aguas de infiltración.
3.2.2.2 Sección básica de excavación.
En función del caudal de diseño, de 7 m³/s, el valor del diámetro del túnel de
conducción responde a un diámetro mínimo desde el punto de vista constructivo.
De acuerdo a las experiencias de túneles construidos en el Ecuador, el diámetro
mínimo que facilita la maniobrabilidad de los equipos de construcción es 3 m; este es
el diámetro que se ha adoptado para el túnel del proyecto “Sigchos”.
Por consideraciones geotécnicas se proyecta una sección tipo baúl con corona o
bóveda circular de 1,5 m de radio y paredes verticales de 1,5 m de alto. En esta
sección se construirá una solera de hormigón de 0,15 m de espesor. También está
prevista una cuneta de drenaje de 0,3x0,3 m.
52
Un resumen de las características principales del túnel es el siguiente:
SECCIÓN:
TIPO BAÚL
Radio de la bóveda:
Alto de paredes:
1,5 m
1,5 m
TIPO DE ACABADO:
Bóveda y paredes:
Solera:
Longitud de túnel:
Pendiente de túnel:
Cota solera en inicio:
Cota solera al final:
Roca
hormigón de 0,15 m de espesor
3384,7 m
1,5‰
2265,081 msnm
2260,001 msnm
Fuente: Resumen Ejecutivo de Obras Civiles-Diseño Hidráulico.
Tabla Nº 2 Características principales del túnel.
Figura Nº 21 Sección del Túnel.
3.2.3 TANQUE DE CARGA O PRESIÓN.
El Tanque de Carga se ha diseñado un volumen aproximado de 1.070,00 m3.
Las dimensiones del tanque son: longitud 18,70 metros, ancho 11,00 metros y altura
promedio 5,22 metros.
53
En la cabeza del Tanque de Carga está prevista la colocación de una reja fina de 3,49
metros de ancho y 4,67 metros de altura para garantizar una limpieza adicional del
agua y, a continuación, una compuerta que permita controlar el paso del agua a la
tubería de presión.
También se ha previsto en el muro derecho un vertedero de excesos y la instalación
de una compuerta de limpieza de 1,00 metro de ancho por 1,00 metro de altura, que
se conecta directamente con la rápida de excesos.
La rápida de excesos se comunica con la quebrada que está a la derecha de las obras
de presión y es un canal rectangular de sección 2,00 x 2,00 metros y longitud
aproximada de 300,00 metros. Este canal, que recoge las descargas del Tanque de
Carga, será de hormigón armado, conduciendo los sedimentos y los excesos de agua
hacia el río “Toachi”.
Figura Nº 22 Túnel tanque de carga y desvío de excesos
3.2.3.1 Componentes del tanque de presión.
Los componentes del tanque de presión son los siguientes.
o Estanque principal.
o Embocadura.
54
o Canal “bypass”.
o Vertedero de excesos.
o Canal de excesos, todo esto se puede ver en la Figura Nº 23.
Figura Nº 23 Tanque de Presión
3.2.3.2 Estanque principal.
Entre el portal de salida del túnel y el inicio del tanque de presión hay un tramo de
77,07 m de canal de 2,2 m de ancho y 2 m de alto, que tiene la misma pendiente del
túnel, esto es, 1,5‰. Este canal entrega directamente el caudal al estanque principal.
Dos metros aguas arriba de la llegada al tanque se ha proyectado una compuerta
plana de 2,2 m de ancho y 2 m de alto, la cual servirá para cerrar el flujo hacia el
tanque, cuando se lo vaya a vaciar y limpiar. Entonces se abrirá la compuerta de
entrada al canal “bypass” para desviar el flujo por el mismo, de esta manera, la
central continuará funcionando mientras se limpian los sedimentos del tanque. La
compuerta de ingreso al “bypass” tiene 2 m de ancho 2 m de alto.
Las paredes del tanque son verticales y en la pared izquierda estará ubicado un
vertedero de excesos de 40 m de longitud.
La solera del tanque de presión es plana; tiene una pendiente longitudinal del 1%.
55
Entre el nivel máximo normal de operación y el nivel mínimo normal de operación
se disponen de 1204 m³ que constituye el “volumen útil”. Entre el nivel mínimo
normal de operación y el nivel mínimo de emergencia hay un volumen de 301 m³
que se lo denomina “volumen de emergencia”. Entre el nivel mínimo de emergencia
y la solera se tienen 435 m³, que corresponden al “volumen muerto”, o volumen
disponible para el depósito de sedimentos.
3.2.3.3 Embocadura.
Se denomina embocadura al tramo de aproximación del flujo hacia la estructura de
entrada a la tubería de presión, comprendido entre el fin de la transición y la entrada
a la tubería. De acuerdo a esta denominación, la embocadura tiene una longitud total
de 16 m y un ancho de 3,3 m. contiene los siguientes elementos:
o Área de compuertas.
o Rejilla de entrada.
o Área de profundización del tanque.
En la pared izquierda se tiene ubicada la compuerta de limpieza del tanque, que
permite el vaciado y posterior limpieza. La compuerta es plana de 1,2 m de ancho y
1,2 m de alto. El caudal que sale de la compuerta se encauza por un canal cerrado de
hormigón del 2% de pendiente longitudinal, 1,6 m de ancho que desemboca en el
canal de excesos.
A continuación está proyectada una compuerta plana que abarca todo el ancho de la
embocadura, esto es, 3,3 m, con un alto de 3,6 m. Esta compuerta se utilizará para
aislar el estanque principal, cuando se lo va a vaciar y limpiar, con el agua fluyendo
hacia la central por el canal “bypass”. A unos 2 m aguas abajo de esta compuerta
llega el canal “bypass”.
La rejilla de 3.3m de ancho se encuentra inmediatamente aguas abajo del área de
compuertas, dimensionada para el paso de 7m³/s.
56
3.2.3.4 Canal “bypass”.
Este canal funcionará solamente cuando se tenga que limpiar los sedimentos del
tanque de carga, para lo cual se deberán abrir las dos compuertas que están a la
entrada y a la salida del canal “bypass” y cerrar las compuertas ubicadas a la entrada
y a la salida del tanque. De este modo, la central podrá seguir operando, mientras el
estanque principal está en mantenimiento.
3.2.3.5 Vertedero de excesos y canal recolector.
El vertedero de excesos se encuentra sobre la pared izquierda del tanque de presión,
ocupando una longitud de 40 m. Se ha definido esta longitud con el objeto de generar
en el tanque niveles de agua que sean compatibles con los niveles de llegada en la
conducción.
El canal recolector tiene una pendiente del 2 %. A la salida del canal recolector se
inicia la pendiente de 2,4 ‰ que es la pendiente calculada para el canal de excesos.
3.2.4 TUBERÍA DE PRESIÓN.
La Tubería de Presión es de acero y vence un desnivel de 301,00 metros desde el
Tanque de Carga hasta la Casa de Máquinas.
El diámetro de la tubería de presión será de 1,60 metros, longitud de 561 metros; en
el tramo de llegada a la casa de máquinas contará con una bifurcación de 1,10 metros
de diámetro, para cada turbina.
La Tubería descansará a lo largo de su desarrollo sobre apoyos conformados por
dados de hormigón y anclajes de hormigón armado en los cambios de pendiente de la
misma. Estas obras serán construidas en una zanja trapezoidal, cuya solera tendrá
3,20 metros de ancho y 0,40 metros de espesor en hormigón, cunetas laterales para la
evacuación de las aguas lluvias y gradas de circulación en el lado derecho.
La configuración topográfica de la montaña facilita el trazado en planta de la tubería
de presión siguiendo una sola alineación. Sólo se necesita una deflexión al inicio,
para poder conectar con el eje del tanque de carga.
57
3.2.4.1 Niveles de operación de la central.
Con el objeto de poder definir la geometría de la tubería de presión, es necesario
conocer los niveles de operación de la central:
Nº
DESCRIPCIÓN
1
2
3
4
Nivel máximo normal de operación (msnm)
Nivel mínimo normal de operación (msnm)
Nivel mínimo de emergencia (msnm)
Nivel del eje del rodete de la turbina (msnm)
m.s.n.m.
2261,20
2259,20
2258,70
1963,50
DIFERENCIA DE
ALTURAS
(1 y 4) 297.70 caída neta
(2 y 4) 295.70
(3 y 4) 295.20
Fuente: Resumen Ejecutivo de Obras Civiles-Diseño Hidráulico.
Cuadro Nº 15 Niveles de operación de la central.
3.2.4.2 Estructura de entrada.
La estructura de entrada se la ha denominado como el inicio de la tubería de presión,
en este tramo se encuentran la transición de entrada que es una campana de 0,75 m
de longitud conformada en la pared de hormigón, con un diámetro inicial de 1,95 m y
un diámetro final de 1,5 m. El blindaje comienza al final de la campana.
A continuación de la campana se encuentra una cámara de válvulas de 3,85 m de
longitud y 6,70m de ancho que alojará una válvula mariposa de 1,5 m de diámetro
que permite cerrar el flujo en el caso de alguna emergencia en la tubería de presión;
también están previstos una válvula de aire y un medidor ultrasónico de caudal.
3.2.4.3 Geometría y características de la tubería de presión.
Las condiciones topográficas favorecen el proyecto de tubería de presión con una
sola alineación por lo que solamente en el inicio se requiere de una deflexión de
58,9164º para empatar con el eje del tanque de carga.
La tubería de presión irá instalada a un promedio de 3m bajo tierra, copiando el perfil
del terreno, lo cual ayuda a reducir el volumen de excavación así como los costos de
los anclajes.
58
La tubería se instalará en una zanja de 2.7 m de ancho (0.6 m libres a cada lado de la
tubería para su manipulación y trabajos de soldadura), e irá asentada sobre una cama
de arena de 0,1 m de espesor.
El blindaje en la tubería de presión es de 1500 mm de diámetro interior tiene una
longitud de 528,83 m hasta antes del cono de reducción de sección, el cual reduce el
diámetro de 1500 a 1250 mm y tiene una longitud de 1,5 m.
A continuación del cono está el codo de deflexión y luego la bifurcación de 80º de
1250x850x850 mm que dirige el flujo hacia dos ramales de 850 mm de diámetro
interior que llegan hasta un cono reductor de 850 a 813 mm, que es el diámetro de las
válvulas esféricas que permitirán el paso final del agua a cada turbina.
Para el caudal de diseño, la velocidad del flujo varía entre 3,96 m/s en la tubería de
presión de 1500 mm hasta 6,17 m/s en el ramal de llegada a cada válvula esférica.
3.2.4.4 Pérdidas hidráulicas y caída neta.
Se han calculado las siguientes pérdidas hidráulicas17:
Pérdidas por fricción (m)
Pérdidas locales (m)
Pérdida total (m)
3,043
1,085
4,128
El valor de la caída neta para el caudal de diseño es:
Nivel máximo normal de operación (msnm)
Nivel eje rodete de turbina (msnm)
Caída bruta (m)
Perdida total (m)
Caída neta (m)
2261,200
1963,500
297,700
4,128
293,572
3.2.5 CASA DE MÁQUINAS.
La Casa de Máquinas será superficial, o sea construida a nivel del terreno. Con un
área de 428,00 m2 (36,00 x 10,90 m) y en ella se instalarán los equipos hidro y
electromecánicos, consistentes en turbinas Pelton, válvulas, generadores, equipos de
medida, control y auxiliares.
17
Resumen Ejecutivo de Obras Civiles-Diseño Hidráulico
59
El área incluye espacio para montaje, reparación, control de los equipos, oficinas y
bodegas.
La casa de máquinas se localizará en una pequeña planicie conformada por material
aluvial en el área de confluencia del río “Toachi” y la quebrada “Pugsiloma”.
3.2.6 DESCARGA.
Las aguas turbinadas se descargarán al río “Toachi” por medio de un canal
rectangular de hormigón armado, de 2,00 x 2,00 metros de sección y 50,00 metros de
longitud.
El flujo que pasa por las turbinas es descargado al cárcamo blindado y de allí hacia el
canal de descarga de cada unidad, que tiene 1,6 m de ancho. Los dos canales se
juntan en uno solo, previo a la restitución de los caudales al río “Toachi” que tiene
3,2 m de ancho.
El canal de entrega dispone de un vertedero de 0,70 m de alto, cuyo objeto es evitar
que los sedimentos transportados por el río se depositen en la descarga de la central.
Ver Figura 24.
Figura Nº 24 Casa de Maquinas, Canal de descarga
60
La crecida con un período de retorno de 10 años es de 135 m3/s, para este caudal el
nivel del río es 1959,31 msnm; lo que significa que hasta con crecidas de 10 años el
río no influirá en los niveles de la descarga.
Para niveles en el río superiores a 1960 msnm, deben cerrarse las compuertas de las
descargas de cada turbina.
La crecida con un período de retorno de 100 años es de 390 m3/s, para este caudal el
nivel del río estará en 1961 msnm, que es menor a la cota 1962,53 msnm del piso
principal de casa de máquinas.
3.2.7 CAMINOS DE ACCESO.
Los caminos permanentes de acceso, se ejecutarán a partir de las vías existentes, y
serán ejecutados de acuerdo con los planos de diseño y las normas e instructivos que
proporcione la Ilustre Municipalidad del Cantón “Sigchos”.
A más de las vías de acceso hasta la ciudad de “Sigchos”, será necesario mejorar la
vía de acceso hasta el sector de “Guacusí”, en una longitud aproximada de 7,0 Km.,
mismo que está cercano al sitio de las Obras de Toma.
Para la ejecución de las obras será necesario la construcción de caminos de acceso
hasta las Obras de Toma y de igual forma al portal de entrada al Túnel de
Conducción, estos caminos tendrán una longitud máxima de 3,0 kilómetros, de igual
forma se lo deberá hacer hasta la salida del Túnel, Tanque de Carga y Tubería de
Presión, de una longitud de 6,0 Km.
Se tendrá que construir el acceso desde la toma hasta el sitio en que se encuentra la
Casa de Máquinas y Subestación en una longitud de 2.5 Km.
En resumen los caminos que deberán ser implementados y que son trabajos
obligados para la construcción de las obras son los siguientes:
•
Construcción de la vía a la Toma,
•
Construcción de la vía Toma – Tanque de Carga,
•
Construcción de la vía Toma – Casa de Máquinas
61
CAPITULO IV
PROYECTO “SIGCHOS”
4
SELECCIÓN Y DIMENSIONAMIENTO DEL EQUIPO PRINCIPAL
(TURBINA - GENERADOR)
4.1 GENERALIDADES.
Con base en los principales parámetros del aprovechamiento hidráulico se procede a
la selección del equipo electromecánico para la central, cuyas características básicas
son las siguientes:
Caída neta:
Caudal máximo de diseño:
293.57 m
7.00 m³/s
4.2 CONDICIONES AMBIENTALES EN EL SITIO.
Temperatura máxima absoluta
40°C
Temperatura mínima absoluta
0 °C
Grado de asoleamiento
20 °C
Temperatura media anual
15 °C
Viento máximo
130 km/h
Viento máximo excepcional
165 km/h
Humedad relativa máxima
100 %
m.s.n.m
2000
Coeficiente sísmico
Co= 0,3
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y
Geología.
Tabla Nº 3 Condiciones Ambientales Proyecto “Sigchos”.
62
4.3 SELECCIÓN DEL NÚMERO DE UNIDADES.
En una central hidroeléctrica, la tendencia actual es el empleo del menor número de
unidades ya que existen ventajas económicas técnicas como los costos de la turbina y
generador. Con menos equipos, se favorece una mejor automatización, el costo total
de la instalación disminuye, reduciéndose también las probabilidades de falla y de
accidentes.
Para la selección de la cantidad de unidades se propone los siguientes criterios y
razonamientos:
•
En una central hidroeléctrica, no es recomendable que toda su potencia se
concentre en una sola unidad, pues al sufrir cualquier daño, o al ser
desconectada del sistema para someterse a mantenimientos programados
o no, se perdería la totalidad de la potencia instalada.
•
La operación, control y el mantenimiento de una casa de máquinas con
menor número de unidades es más económico
•
Se necesitaría un puente grúa de mayor capacidad y costos en el caso de
la instalación de una sola unidad debido a que la maquina y sus partes
serían más pesadas y voluminosas que al contar con dos o más unidades
de menores dimensiones y pesos.
•
Si se trata de una sola unidad el tamaño de las piezas son más
voluminosas y más pesadas que podrían exceder las limitaciones de
diseño de ciertos caminos, alcantarillas puentes, túneles de acceso al sitio
de la obra o en su defecto tener que reforzarlos.
•
Dos unidades tendrían la ventaja de ajustar mejor la producción a la
disponibilidad de agua en el tiempo y, eventualmente, a los
requerimientos de la carga, pero con un costo mayor que con una
máquina. Disponer de dos unidades ayuda a que en el caso de
mantenimiento o de falla de una de ellas se tendría potencia y energía de
la otra unidad.
•
Instalar tres unidades, tampoco sería lo recomendable y económico por
cuanto resultarían máquinas demasiado pequeñas, menos eficientes;
además adquirir e instalar tres máquinas pequeñas es más caro que sólo
dos unidades de mayor tamaño, lo que significaría una casa de máquinas
63
más grande, con el consiguiente encarecimiento de la obra civil y
prolongación del tiempo de construcción e instalación, además dificulta
controlar el plan de operación optimo del puente grúa durante el montaje
y el mantenimiento de una o dos unidades.
•
Respecto a los costos relativos de una central en función del número de
unidades se tiene la siguiente proporción18.
o Una unidad
o Dos unidades
o Tres unidades
•
costo relativo 1,00
costo relativo 1,40
costo relativo 1,55
En el proyecto “Sigchos” el caudal firme de 3.5 m3/seg con una seguridad
del 90%, implica que mínimo una unidad estará trabajando al 100% de su
capacidad lo cual es correcto por la eficiencia combinada del grupo
turbina-generador.
•
Teniendo en cuenta la potencia instalada de la Central Hidroeléctrica
“Sigchos” de 18MW, esta no representa sino el 0,6% de la demanda del
país correspondiente al año 2008, concluyéndose que no va ha ser una
central gravitante dentro del sistema nacional lo que suguire instalar dos o
más unidades y no una sola.
En función de los razonamientos anteriores, experiencias de otros proyectos y los
caudales disponibles variables durante el año, se concluye la conveniencia técnico
económico de la instalación de dos unidades.
4.4 SELECCIÓN DEL TIPO DE TURBINA.
Con frecuencia, los dilemas en la elección de la turbina se presentan entre las tipo
“Pelton” y las “Francis”, debido a su buena comercialización y las condiciones de
funcionamiento que ambas ofrecen.
Es muy conveniente la utilización de las turbinas tipo “Pelton”, cuando los caudales
son reducidos y su altura es elevada, otras características ventajosas que ofrecen son
el fácil mantenimiento y reposición a un bajo costo relativo y tiempo de la boquilla
18
GÓMEZ NAVARRO José L., “Saltos de Agua y Presas de Embalse”, Tercera Ed. Madrid 1958
64
de los inyectores cuando el agua arrastra materiales sólidos, lo que hace más agresiva
contra la turbina
También existen ábacos o tablas de los fabricantes que orientan mejor para una
buena elección del tipo de turbina a ser utilizada en una central hidroeléctrica como
la que se presenta a continuación en la Figura Nº 24 en donde el salto del agua está
en función del caudal.
Se observa en el caso específico de esta tesis que para un caudal de 3,5m3/seg y una
caída de 300mts corresponde a la zona de aplicación o de utilización de las turbinas
“Pelton”.
Fuente: www.es.wikipedia.org
Figura Nº 25 Selección del tipo de Turbinas
4.4.1 VELOCIDAD ESPECÍFICA.
Se entiende por velocidad específica, a la velocidad a la que giraría la turbina del
proyecto “Sigchos”, si se la redujere a una escala menor de tal manera que se
obtenga una potencia de 1kW con un salto de agua de 1metro; en el sistema
internacional. Si se hace referencia al sistema inglés la relación estaría dada por
obtención de 1HP de potencia con una altura de salto de 1 pie.
65
Si consideramos que H y P son constantes la velocidad específica depende
exclusivamente de la velocidad, esto implica determinar la velocidad de rotación de
la unidad, que afecta al peso y dimensiones de la máquina.
La velocidad especifica [ns], está definida por la siguiente formula.
ns = n
P
H
5
4
Donde:
ns : Velocidad Especifica [RPM]
n : Velocidad de rotación de la Turbina [RPM]
P : Potencia de salida a máxima eficiencia [kW]
H : Caida Neta [m]
La tecnología de las turbinas hidráulicas clasifican a las mismas en función de la
velocidad especifica como se explica en la Tabla Nº 2 que se muestra a continuación.
TIPO DE TURBINA
Valores de ns
Pelton 1 inyector
Pelton 2 Inyectores
Pelton 3 o mas inyectores
Michel – Banki
Francis Lenta
Francis Normal
Francis Rápida
Axiales
Hasta 30
14 – 42
17 – 73
59 – 165
60 – 125
125 – 225
225 – 450
350 – 1000
Fuente: OLADE – BID “Manual de Diseño de Pequeñas centrales
Hidroeléctricas”.
Tabla Nº 4 Tipo de turbinas en función de la velocidad especifica19
4.4.2 DISPOSICIÓN DEL EJE.
Existen dos tipos de disposición de los ejes en las turbinas “Pelton”.
4.4.2.1 Eje horizontal.
En la disposición horizontal sólo se pueden instalar turbinas con uno o dos inyectores
como máximo, debido al complicado montaje y mantenimiento de los mismos.
19
OLADE – BID “Manual de Diseño de Pequeñas centrales Hidroeléctricas”, Equipos Volumen IV,
1985
66
Sin embargo, en esta posición, la inspección del rodete en general es más sencilla,
por lo que las reparaciones por desgastes se pueden solucionar sin necesidad de
desmontar la turbina.
La casa de máquinas se hace más ancha, influyendo en el costo del puente grúa, pero
en cambio baja el costo del tipo de cojinete para la turbina – generador porque se
distribuyen los pesos más eficientemente, disminuyen los costos de excavación para
construir la casa de máquinas, la inspección y control es más simple al tener al
conjunto turbina – generador a un solo nivel o piso de la central.
Fuente: www.personales.ya.com
Figura Nº 26 Grupo Turbina - Generador Pelton de 2 Inyectores
4.4.2.2 Eje vertical.
Esta posición facilita la fijación de la alimentación del caudal en un plano horizontal
haciéndole posible aumentar el número de inyectores en un máximo de seis, lo que
disminuye las dimensiones de la turbina.
Se debe tomar en cuenta que en la disposición vertical el mantenimiento se hace algo
más difícil y, por ende, más caro, siendo aconsejable para aquellos lugares en donde
se tienen aguas limpias y que no produzcan gran efecto abrasivo sobre los alabes del
rodete de la turbina.
67
Como ventaja se acorta la longitud entre la turbina y el generador, disminuye al
diámetro de la rueda y se puede aumentar la velocidad de giro bajando el costo de la
turbina.
Disminuye el costo del puente grúa porque la casa de maquinas es más angosta.
Con esta disposición aumenta el costo de la excavación de la casa de maquinas.
El control e inspección visual del conjunto turbina - generador tiene que hacerse en
diversos pisos o niveles de la casa de maquinas lo que puede representar un
inconveniente especialmente durante emergencias.
Además el sistema de cojinetes es más complicado y caro que con una disposición de
eje horizontal. Ver Figura 27
Fuente: personales.ya.com
Figura Nº 27 Turbina tipo Pelton Eje Vertical seis Inyectores (Vista Superior)
4.5 ALTERNATIVA 1: CALCULO DE LA POTENCIA NOMINAL PARA LA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA “SIGCHOS”,
Para el cálculo de la potencia nominal de la Central Hidroeléctrica “Sigchos” se
aplica la siguiente expresión:
68
 m3 
 Kg 
Pt = 1000  3  × Hn[m]× Q 
 ×ηT
m 
 seg 
 Kg m 
Pt = 
 dim ensionalmente = 1000 HnQη T
 seg 
puesto que :
 Kg m 
1[kW ] = 102 

 seg 
1000
PT =
× Hn × Q × η T [kW ]
102
PT = 9.81 × H n × Q × η T [kW ]
Donde:
PT
Hn
Q
ηT
potencia de la turbina.
caída neta en =293,57
Caudal de diseño =7,00
Eficiencia de la turbina
[Kk]
[mts.]
[ m3/seg]
[ 0.90]
4.5.1 POTENCIA NOMINAL TOTAL DE LA CENTRAL “SIGCHOS”
Aplicando la siguiente expresión la potencia de la Central se tiene:
PT = 9.81 × H n × Q × η T
PT = 9.81 × 293.57 × 7 × 0.9
PT = 18143.5 kW
4.5.2 POTENCIA POR UNIDAD
La potencia total de la central será compartida entre dos turbinas.
18143.5
kW
2
P = 9072 kW por turbina
P=
69
Fuente: Water Power & Dam Construction, 1978
Figura Nº 28 Velocidad Específica VS Salto de diseño y por número de inyectores.20
Mediante tablas se obtiene el valor de la velocidad específica aproximada ns = 32.33
para turbinas “Pelton” de dos inyectores.
4.5.3 VELOCIDAD ESPECIFICA DE LA TURBINA, POR CHORRO [ nsj ]
ns = n
PKW
Hn
5
4
(
(1) = n·P 0,5 · H n−1, 25
PKW
i
)
 P 0,5  −1, 25

· H n
n
(
2
)
=
·
5
 i 
H 4
(1) ns n·P 0,5 · H n−1, 25
⇒
=
= i
(2) nsj  P 0,5  −1, 25
· H n
n·
 i 
nsj = n
(
(
)
(
nsj =
)
)
ns
;
i
ns = nsj • i
Donde:
i
ns
Numero de inyectores o números de chorros=2
velocidad específica del rodete =32.33
20
Para la selección del tipo de turbinas nos hemos guiado del cuadro publicado por Water Power & Dam
Construction Diciembre 1978, Tema: MODERN TRENDS IN SELECTING AND DESIGNING PELTON
TURBINES by F. de Siervo and A. Lugaresi.
70
nsj
velocidad específica por velocidad o por chorro.
ns
i
32.33
nsj =
2
nsj = 22.86
nsj =
Según Tabla 1 corresponde a Turbina “Pelton” de dos Inyectores
4.5.4 VELOCIDAD SINCRÓNICA APROXIMADA [ n ]
Donde:
i
Numero de inyectores
velocidad sincrónica
ns
Hn
PkW
Caída neta en metros
Potencia total de la turbina
nsj
velocidad especifica de la turbina por chorro
5
n = n sj
Hn 4
PkW
i
5
(293.57 ) 4
n = 22.86
9072
2
n = 412.45 [RPM ]
Se selecciona una velocidad sincrónica estandarizada n=450 rpm, (cercana al valor
de 412.45) referente al generador acoplado directamente a la turbina que gira con
igual velocidad.
4.5.5 CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE EMBALAMIENTO [nf ]
71
nf
≈ 1.76 a 1.84(nsj )
n
nf
≈ 1.8
n
n f = 1.8(n)
n f = 1.8(450)
n f = 810 RPM
4.5.6 CÁLCULO DE EL NÚMERO DE POLOS DEL GENERADOR [ p ]
Donde:
f
frecuencia [Hz=60 ciclos/seg]
n
velocidad en [rpm]
60 × ( f ) × 2
n
60 × (60 )× 2
p=
450
p = 16 polos
p=
4.5.7 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DEL RODETE “PELTON”.
4.5.7.1 Coeficiente de velocidad periférica [ ku ].
Ku = 0.5445 − 0.039nsj
Ku = 0.5445 − 0.039(22.86)
Ku = 0.45
4.5.7.2 Diámetro del chorro [ Dj ].
Donde
φ
g
Eficiencia del chorro [0.976]
aceleración de la gravedad [9.81 m/s2]
72
 caudal 
PT = 9.81 × η × H n × 
· ef .chorro)(
· velocidad del agua en caida libre )
·(# de chorros )(
 chorro 

Dj 2 
PT = 9.81 × η × H n ×  i × π ×
φ  2 gH
4 

4 × PT

Dj 2 

9.81 × η × H n ×  i × π ×
φ  2 gH
4 

4 × 9062.5
Dj 2 =
9.81 × 0.9 × 293.57 × 2 × π × 0.976 × 2 × 9.81 × 293.57
2
Dj = 0.03005
Dj = 0.1733 m
Dj 2 =
4.5.7.3 Diámetro del rodete [ D2 ].
Dj
1
= n sj
D2
250.74 − 1.796n sj
D2 =
Dj
250.74 − 1.796n sj
n sj
[
]
0.1733
[250.74 − 1.796(22.86)]
22.86
D2 = 1.589 [m]
D2 =
4.5.7.4 Relación [ Dj/D2 ].
Dj 0.1733
=
D2
1.589
Dj
= 0.109 ≈ 0.11
D2
4.5.7.5 Diámetro exterior del rodete [D3].
D3
= 1.028 + 0.013n sj
D2
D3 = 1.589[1.028 + 0.013(22.86 )]
D3 = 2.10 [m]
73
En el grafico Nº 29 siguiente se puede apreciar las medidas D2 y D3 del rodete
“Pelton” calculadas anteriormente.
D2 = Diámetro medio del Rodete.
D3 = Diámetro exterior del Rodete
Fuente: Pequeñas Centrales Hidroeléctricas
Figura Nº 29 Diámetros D2 y D3 Rodete Pelton
4.5.7.6 Dimensiones del las cucharas del rodete.
En el grafico que se muestra a continuación se pude apreciar las dimensiones de las
cucharas, del rodete de la turbina H1 (ancho) y H2 (Largo) que se relacionan con las
siguientes expresiones:
74
Fuente: Pequeñas Centrales Hidroeléctricas
Figura Nº 30 Dimensiones de la cuchara Pelton
4.5.7.6.1 Ancho de la cuchara [ H1 ] en metros.
H 1 = 3.2 Dj 0.96
H 1 = 3.2(0.1733)
0.96
H 1 = 0.5948 m
4.5.7.6.2 Largo de la cuchara [ H2 ] en metros.
H 2 = 3.23Dj 1.02
1.02
H 2 = 3.23(0.1733)
H 2 = 0.54 m
4.5.8 Altura [ Hs ] en metros.
Es la distancia entre el centro del rodete y el máximo nivel del agua dentro de la
carcasa, en la descarga.
Q
H s = 1.87 + 2.24 
 ns 
 3.5 
H s = 1.87 + 2.24

 32.33 
H s = 2.11 m
75
Figura Nº 31 Altura de Hs.
4.6 ALTERNATIVA 2: CALCULO REALIZADO POR LA EMPRESA
CONSULTORA “TRIOLO S.A.”.
La central Hidroeléctrica “Sigchos” esta siendo diseñada al momento por la empresa
italiana “Triolo” S.A. por lo que resulta interesante realizar un estudio comparativo
de los parámetros de la turbina obtenidos en esta Tesis, “Triolo” S.A. y una tercera
alternativa aplicando las fórmulas planteadas en la Tesis de Grado del Ing. Harry
Murray en el Perú.
A continuación se presentan los cálculos realizados por los ingenieros consultores,
con fines de comparación de los resultados obtenidos.
4.6.1 POTENCIA DE LA CENTRAL
Para determinar la potencia instalada a la salida de la central hidroeléctrica
“Sigchos”, partimos de la conocida relación:
PT = Qd × H n × η T × η G × k [kW ]
76
Donde:
PT = Potencia instalada de la central kW
Qd = Caudal de diseño: 7.00 m3/s
Hn = Altura neta: 293.57 m
η T = eficiencia de turbina: 0.90
η G = eficiencia de generador: 0.98
kte = 9.81
PT = Qd × H n × η T × η G × kte [kW ]
PT = 7 × 293.57 × 0.9 × 0.98 × 9.81
PT = 17780 kW
4.6.2 POTENCIA POR CADA UNIDAD DE GENERACIÓN.
PT
2
PT = 8890 kW
PU =
4.6.3 VELOCIDAD ESPECÍFICA POR CHORRO [ nsj]
nsj aprox = 85.49 H n−0.243
−0.243
nsj aprox = 85.49(293.57 )
nsj aprox = 21.49
4.6.4 VELOCIDAD ESPECÍFICA TENTATIVA O APROXIMADA DE LA
TURBINA [ ns]
ns aprox = i nsj aprox
ns aprox = 2 (21.49 )
ns aprox = 30.40
4.6.5 VELOCIDAD DE GIRO TENTATIVA O APROXIMADA [ n]
77
n = ns
Hn
5
4
PKW
5
(293.57 ) 4
n = 30.40
8890
n = 391.78 [rpm]
Se elije la velocidad sincrónica estandarizada, superior y cercana a 391.79, o sea 450
RPM.
4.6.6 CÁLCULO DE LA VELOCIDAD ESPECÍFICA REAL [ns].
ns = n
PkW
Hn
n s = 450
5
4
8890
5
(293.57 ) 4
n s = 34.91
4.6.7 VELOCIDAD ESPECÍFICA POR CHORRO [nsj].
n sj =
ns
i
34.91
n sj =
2
n sj = 24.68
4.6.7.1 Parámetros del Rodete Pelton.
4.6.7.1.1 Coeficiente de velocidad periférica.
K u = 0.5445 − 0.0039n sj
K u = 0.5445 − 0.0039(24.68)
K u = 0.448
K u ≈ 0.45
4.6.7.1.2 Diámetro del Inyector / Diámetro medio del rodete [Dj/D2].
78
n sj
Dj
=
D2 250.74 − 1.79n sj
Dj
24.68
=
D2 250.74 − 1.79(24.68)
Dj
= 0.1194
D2
Dj
≈ 0.12
D2
4.6.7.1.3 Diámetro medio del rodete [D2].
D2 = 60 ×
K u × 2 gH n
n×π
0.45 × 2(9.81)(293.57 )
D2 = 60 ×
450 × π
D2 = 1.449
D2 = 1.45 [m]
4.6.7.1.4 Diámetro del inyector [Dj].
Dj = 0.09 × D2
Dj = 0.09 × 1.45
Dj = 0.13 [m]
4.6.7.1.5 Diámetro exterior del rodete [D3].
D3
= 1.028 + 0.0137 n sj
D2
D3 = 1.59[1.028 + 0.013(24.68)]
D3 = 2.14 [m]
4.6.7.2 Dimensiones del las cucharas.
Las dimensiones de las cucharas se relacionan con las siguientes expresiones.
79
4.6.7.2.1 Ancho de la cuchara [ H1 ].
H 1 = 3.2 Dj 0.96
0.96
H 1 = 3.2(0.17 )
H 1 = 0.583 [m]
4.6.7.2.2 Largo de la cuchara [ H2 ].
H 2 = 3.23Dj 1.02
1.02
H 2 = 3.23(0.17 )
H 2 = 0.529 [m]
4.6.7.2.3 Altura [ Hs ].
Q
H s = 1.87 + 2.24 
 ns 
 3.5 
H s = 1.87 + 2.24

 34.91 
H s = 2.09 [m]
4.7 ALTERNATIVA 3: Cálculo de las características físicas del rodete Pelton
según el documento “CONTROLES DE CALIDAD DE LA FABRICACIÓN
DE UN RODETE PELTON” Tesis del Ingeniero Mecánico. Autor HARRY
MURRAY. (Lima – Perú) año 2005.
4.7.1 CALCULO DE LA VELOCIDAD SINCRÓNICA [n].
n=
a)
2× 60( f )
Num de polos
Para un generador de 14 polos:
2 × 60(60)
14
n = 514.28 rpm
n=
80
La velocidad específica ns
n s = 514.28
9072
293.57
5
4
n s = 40.30
Con el valor ns= 40.30, según la Tabla 4 corresponde a una turbina Pelton de tres
inyectores.
b)
Considerando 16 polos:
2 × 60(60)
16
n = 450 rpm
n=
La velocidad específica Ns
n s = 450
9072
293.57
n s = 35.27
5
4
Con el valor ns= 35.27, según la Tabla 4 corresponde a una turbina tipo Pelton de
dos inyectores.
4.7.2 VELOCIDAD DEL CHORRO DE AGUA A LA SALIDA DE LA
TOBERA.
Donde
Kco= coeficiente de la Tobera (0,95-0,98, se adopta el valor medio 0,97)
co = k co 2 gH
co = 0.97 2 * 9.81 * 293.57

co = 73.61 m
 seg 
4.7.3 VELOCIDAD TANGENCIAL [U].
Donde
Ku= velocidad tangencial =Kco/2,= coeficiente de la tobera/2
81
u = k u 2 gH
u = 0.485 2 * 9.81 * 293.57

u = 36.80  m
 seg 
4.7.4 CÁLCULO DE LOS DIÁMETROS PRINCIPALES.
4.7.4.1 Diámetro del chorro [Dj]
Donde:
dj= diámetro del chorro
j= numero de inyectores
Co = velocidad del chorro
1
4
Q 2

d =  *
 π j * co 
1
3. 5  2
4
d = *

 π 2 * 73.61 
d = 0.1739 [m]
4.7.4.2 Velocidad específica [ns]
ns = 35.27
4.7.4.3 Velocidad de embalamiento [nf]
n f = 1. 8n
n f = 1.8 × 450
n f = 810 [rpm]
4.7.4.4 Forma y dimensiones de las paletas o cucharas del rodete.
El agua que sale por las paletas debe ser desviada al exterior para no tocar la rueda,
los diámetros De y Dp de las ruedas dependen de las proporciones de las paletas;
82
generalmente cada fabricante dispone de relaciones empíricas y dadas y que se
indican a continuación.
4.7.4.4.1 Diámetro “Pelton”.
Los límites de la razón
d
diametro del chorro
=
D diametro de la rueda
se encuentra en el rango de:
1 d 1
< <
80 D 6
En los extremos el funcionamiento es defectuoso por las siguientes razones:
1.-
(1/80) el agua tiene un camino largo por recorrer antes de entrar en contacto
con las paletas
2.-
(1/6) de la experiencia de las fabricaciones demuestra que aumentan las
pérdidas en la paletas; los mejores rendimientos se dan para un diámetro de la rueda
de 8 a 15 veces
Donde:
D= Diámetro Pelton
d= Diámetro del chorro
Kco= coeficiente de tobera=0,97
n= rendimiento o eficiencia de la turbina
ns = velocidad especifica de la turbina
ηs
d
=
D 288 k co *η
0.1739
35.27
=
D
288 0,97 * 0,90
D = 1.326 [m]
4.7.4.4.2 Diámetro exterior del rodete [De].
Donde:
Dp= Diámetro Puntas
83
De= Diámetro exterior
d= Diámetro chorro
D= Diámetro Pelton
7 
D p = D + 2 d 
6 
7

D p = 1.326 + 2 0.1739 
6

D P = 1.731 [m]
De = D p + d
De = 1.731 + 0.1739
De = 1.905 [m]
4.7.4.4.3 Número de paletas del rodete.
z = 15 +
D
2d
1.326
2 * 0.1739
z = 18.82
z = 19
z = 15 +
4.7.4.4.4 Relación de las paletas.
Las dimensiones de las paletas son proporcionales al diámetro del chorro, y se
muestran en la siguiente figura.
84
Fuente: MURRAY Harry, CONTROLES DE CALIDAD DE LA
FABRICACIÓN DE UN RODETE PELTON”, 2005
Figura Nº 32 Relación de las paletas
Profundidad de la cuchara o paleta [A].
A = (0.8 − 1)d
0.8d < A < 1.0d
0.8 × 0.1739 < A < 1 × 0.1739
0.1391 < A < 0.1739
Largo de la paleta [B].
B = (2.25 − 2.80)d
2.25d < B < 2.80d
2.25 × 0.1739 B < 2.8 × 0.1739
0.3912 < B < 0.4869
Ancho del interior de la paleta [C].
C = (1.2 − 1.25)d
1.2d < B < 1.255d
1.2 × 0.1739 < B < 1.25 × 0.1739
0.208 < C < 0.2173
85
Ancho del exterior de la paleta [D].
D = (2.6 − 3.0)d
2. 6 d < D < 3. 0 d
2.6 × 0.1739 < B < 3.0 × 0.1739
0.4521 < D < 0.5217
4.7.5 CUADRO RESUMEN COMPARATIVO DE LOS PARÁMETROS
CALCULADOS POR LA TURBINA DEL PROYECTO “SIGCHOS”.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA “SIGCHOS”
Cálculos según
materia Diseño “X”
de la UPS
ALTERNATIVA 1
Turbina tipo
Posición del Eje
Potencia Turbina [kW]
Potencia generador [kW]
Velocidad especifica aprox
ns
Velocidad sincrónica aprox
rpm
Velocidad sincrónica
adoptado [rpm]
Velocidad de embalamiento
1.8xn
Altura [Hs] metros
Cálculos datos
Ings “TRIOLO”
S.A.
ALTERNATIVA 2
Cálculos con tesis
Perú
ALTERNATIVA 3
Pelton
Horizontal
9072
8890
Pelton
Horizontal
9072
8890
Pelton
32.33
34.91
35.27
412.42
391.79
450
450
450
450
810 rpm
810
810
2.11
2.09
9072
DIMENSIONES DEL RODETE
Diámetro medio D2 [m]
Diámetro exterior D3 [m]
Diámetro del chorro Dj [m]
Relacion Dj/D2
Ancho de la cuchara H1
[m]
Largo de la cuchara H2 [m]
Numero de paletas
1.589
2.10
0.1733
0.11
1.45
2.13
0.13
0.12
1.326
1.910
0.1739
0.12
0.59
0.583
0.52
0.54
20
0.529
20/21
0.48
19
Cuadro Nº 16 Resumen de características físicas de Turbina “Pelton”
86
4.7.6 MATERIAL DE LA RUEDA “PELTON”.
Hoy en día los rodetes “Pelton” se los construye con una combinación de acero de
bajo porcentaje de carbón, recubierto con una aleación de cromo níquel de gran
pureza de aleación [Cr 13%-Ni 4%], esta aleación se caracteriza sobre todo a la gran
resistencia a la corrosión y al desgaste, así como por su soldabilidad y grandes
propiedades de imantación necesarias para las pruebas de partículas magnéticas; su
dureza promedio se encuentra entre 270HB y 310HB.
Por fines informativos se muestra un cuadro de las normas de diversos países
aplicables para el acero inoxidable. [Cr-Ni 13-4] utilizado en la fabricación de
turbinas y otros equipos.
PAIS
NORMA
DENOMINACIÓN
Republica Federal de
Alemania
DIN
Francia
AENOR
Gran Bretaña
B.S.
Italia
Japon
UNI
JIS
Suecia
Estados Unidos
S.S
ANSI/SAE
N° Material 1.4313
X4 Cr Ni 13 4
G-X5 Cr Ni 13 4
Z4 CND 13 4
Z8 CD 17-01
425 C11
425 C12
G x 6 Cr Ni 13-4
SCS 5
SCS 6
2385
CA 6 – NM
Cuadro Nº 17 Comparación de las normas internacionales para el acero inoxidable [Cr
Ni 13 4]
4.8
GENERADOR SINCRÓNICO.
4.8.1 GENERALIDADES.
“En la maquina asíncrona el rotor gira con una velocidad diferente a la del campo
magnético del estator; esta diferencia de velocidades permite que se corten las líneas
de flujo producidas por el campo magnético del estator y se induzca una fuerza
electro motriz (fem).
87
La fuerza electro motriz (fem) tendrá una polaridad, si la velocidad del motor es
mayor que la del estator, y si la velocidad del rotor es menor la (fem) tendrá una
polaridad inversa, en el primer caso es un generador y en el segundo es un motor”21.
En la figura simplificada, Nº 33, se observa los tres devanados del estator separados
120º eléctricos y el rotor, que será ensamblado al eje de la turbina
Figura Nº 33 Campos magnéticos de un generador sincrónico
4.8.2 DISEÑO DE UN GENERADOR.
El diseño de un generador movido por una turbina hidráulica depende de algunos
factores externos; la mayoría de ellos afectan directamente al diseño mecánico e
indirectamente al diseño eléctrico especial.
Es posible guardar las características eléctricas dentro de límites aceptados sin
embargo algunos de los requerimientos mecánicos pueden necesitar un diseño
eléctrico especial.
La velocidad normal aproximada está determinada por la turbina; la velocidad
sincrónica depende de la frecuencia de generación y el número de polos del
generador.
Los diseñadores o fabricantes tienen preferencias por algunas velocidades
sincrónicas sobre otras, con miras a una mayor flexibilidad en el diseño como por
21
ORTIZ, Ramiro, “Pequeñas Centrales Hidroeléctricas” .p333, Primera Edición
88
ejemplo el número de circuitos de la armadura, el número de ranuras por polo y por
fase.
La regulación de la velocidad o la necesidad de limitar las presiones en la tubería
forzada durante la condición de embalamiento requiere a veces disponer o no de un
volante, o aumentar el diámetro del rotor.
Se considera también al diseñar los generadores las facilidades de reparar el rodete
de la turbina desarmándolo en partes para poder alzarlas a través del estator del
generador sin afectar a este último, lo que podría implicar un generador de mayor
diámetro.
La exigencia de sobrevelocidad está también fijada por la turbina, que en el caso de
la “Pelton” esta puede llegar a 1.8 veces la velocidad nominal, por lo que el rotor
debe resistir los esfuerzos centrífugos. Algunas veces es necesario ir a un generador
de diámetro menor que el escogido inicialmente.
Otras veces considerar las exigencias de sobre-velocidad y el efecto volante en forma
simultanea. Una condicionante puede deberse al cojinete de empuje para las
máquinas de eje vertical.
En los aspectos eléctricos puede ser influyente tener una reactancia menor del estator
para mejorar la estabilidad del sistema.
Todos estos factores influyen hacia una estandarización para máquinas pequeñas y en
cambio un diseño a la medida o especial, para generadores de potencia mayor a 50
MVA.
4.8.3 SELECCIÓN DE UN GENERADOR SINCRÓNICO.
El diseño del generador está relacionado directamente con el tipo de la turbina
hidráulica puesto que la misma determina tres factores “disposición del eje,
velocidad, y potencia”.
El generador se encarga de convertir la energía mecánica de la turbina en energía
eléctrica, y constituye el equipo más costoso de una central hidroeléctrica.
89
La potencia y velocidad del generador está en función directa con la potencia y
velocidad fijadas para la turbina que la hace girar por su acoplamiento.
El tamaño del generador para potencias en KVA
varia inversamente con la
velocidad, observando siguiente la formula:
n=
2 × 60 × f
60 f
=
P
pares de polos
Donde:
n
Velocidad Mecánica [RPM]
f
frecuencia [60Hz]
P
# de polos del generador
De la fórmula anterior se puede concluir que:
-
A mayor número de polos del rotor y a frecuencia industrial (60Hz), en
nuestro medio, se reduce al mínimo las revoluciones pero aumenta el
tamaño, el peso y costo del generador.
-
A menor número de polos del rotor y a frecuencia industria (60Hz) se
eleva la velocidad del generador, disminuyen su tamaño y el costo del
generador subirá si aumenta su potencia.
-
Constructivamente los generadores a utilizarse de eje vertical cuestan más
que los de configuración horizontal debido que los primeros se debe
adicionar un cojinete de empuje que es más sofisticado y caro.
Una vez definida la turbina y tomando en cuenta que el acoplamiento directo flexible
es el más eficiente, la velocidad sincrónica queda definida por la turbina seleccionada
del proyecto “Sigchos” correspondiente a un generador sincrónico de (8) pares de
polos con una velocidad de 450 rpm y una eficiencia acorde con los estándares
constructivos actuales de: ηG= 0,98 y factor de potencia generalizado de 0,80.
4.8.4 CALCULO DE LA POTENCIA DEL GENERADOR.
Si la potencia de la turbina es de 9072 kW; la potencia de salida de los bornes del
generador queda definida por:
90
PG = PT × η G
PG = 9062.5 × 0.98
PG = 8881 kW
PG ≈ 9000 kW
Respecto al factor de potencia se utiliza un valor estandarizado de 0.80
PG
[kVA]
Cosφ
9000 kW
=
0.80
= 11,250 [kVA]
PkVA =
PkVA
PkVA
4.8.5 DIMENSIONAMIENTO Y PESO DEL GENERADOR
Para obtener las dimensiones y peso del generador, no existen fórmulas definidas,
pues estos parámetros dependen de la tecnología del fabricante. Los datos que se
muestran a continuación fueron obtenidos de máquinas similares de varios
fabricantes:
Dr
Diámetro del rotor del generador:
2.1 m
Dest
Diámetro del estator del generador: 3.0 m
L
Longitud rotor
1.30
Wr
Peso del rotor
38 T
4.8.6 SELECCIÓN DEL VOLTAJE NOMINAL DE GENERACIÓN.
Una vez definido el tamaño de generador se selecciona el voltaje nominal, que podría
ser 13200 V, 6600 V,
4160 V. Siendo un generador trifásico, las corrientes
nominales para los voltajes anteriores, son:
a) Para un voltaje de 13200 V.
InG =
PKW
3 × Vn × cosφ
InG =
8881 kW
3 ×13200 × 0.8
[A]
InG = 485.55 [ A]
In = 485.55 A
91
b) Para un voltaje de 6600 V.
InG =
InG =
PKW
3 × Vn × cos φ
[A]
8881 kW
3 × 6600 × 0.8
InG = 971.10 [ A]
In = 971.10 A
c) Para un voltaje de 4160 V.
InG =
InG =
PKW
3 × Vn × cos φ
[A]
8890 kW
3 × 4160 × 0.8
InG = 1540.69 [ A]
In = 1544.69 A
A menor voltaje de generación corresponde una mayor corriente, por ende la sección
del conductor será mayor, por tal motivo conviene adoptar el voltaje de 13200V el
mismo que es muy generalizado en máquinas del Ecuador, teniendo en cuenta que
con este voltaje de generación se podrá eventualmente abastecer cargas rurales
dispersas a la central “Sigchos”, en especial a los servicios auxiliares de la Boca
Toma y Tanque de Carga de la central.
4.9 SERVICIOS AUXILIARES.
Dentro de los elementos importantes de una central de generación se encuentra el
equipamiento de los servicios auxiliares indispensables para la operación y
mantenimiento de la central.
La confiabilidad de una central está basada en la correcta y segura operación de los
servicios auxiliares; para el caso de la central “Sigchos” los servicios auxiliares están
92
servidos por dos transformadores de 75kVA (uno de ellos de reserva), incluyendo
una segunda fuente de alimentación de emergencia consistente en un grupo diesel.
4.9.1 CARACTERÍSTICAS
DEL
ESQUEMA
DE
SERVICIOS
AUXILIARES.
En general el esquema deberá cumplir con las siguientes características ó
condicionantes:
-
En su operación, sencillo flexible y confiable.
-
Maniobras de transferencia seguras
-
No deberán ponerse en paralelo las fuentes de alimentación a través de los
servicios auxiliares.
-
No deberá existir riesgo de alimentar por error a una unidad a través de
los servicios auxiliares de otra máquina.
-
Cualquier falla de barras que no sea de los servicios propios de cada
unidad no debe ocasionar la salida del sistema de ninguna otra unidad.
-
Cualquier falla de barras deberá ser despejada en el menor tiempo posible
por acción de las protecciones respectivas.
4.9.2 ESTIMACIÓN DE CARGAS Y DEMANDA PARA SERVICIOS
AUXILIARES.
A continuación se desarrolla una tabla donde consta todo el equipo auxiliar con sus
cargas para desempeñar su función, el factor de demanda estimado, el factor de
potencia 0.8, una eficiencia de cada motor de 0.9; adicionalmente se prevé una
reserva total del 30%, por incrementos de futuras cargas.
Los requerimientos de carga están divididos en dos sectores: Casa de Máquinas,
incluida la Subestación y la Bocatoma.
Los servicios auxiliares correspondientes a la Casa de Máquinas y Subestación serán
servidos por uno de los dos transformadores de 75 kVA, (pues el segundo es de
reserva).
93
La bocatoma estará abastecida mediante una línea de media tensión trifásica a
13.2KV y un transformador trifásico de 30 kVA, proveniente desde la Subestación
elevadora junto a la central.
PROYECTO "SIGCHOS"
ESTIMACIÓN DE LA DEMANDA DE LOS SISTEMAS MECÁNICOS AUXILIARES
ITEM
(A)
DESCRIPCIÓN
CARGA FACTOR DE FACTOR DE
DEMANDA
EFICIENCIA
[KW]
DEMANDA
POTENCIA
[KW]
CASA DE MÁQUINAS EQUIPO AUX MECANICO
(1)
(2)
(3)
(4)
1
Bomba 1A del Regulador
2.0
0.7
0.8
0.9
(1x2)/(3x4)
1.94
2
Bomba 1B del Regulador
2.0
0.7
0.8
0.9
1.94
3
Bomba 2A del Regulador
2.0
0.7
0.8
0.9
1.94
4
Bomba 2B del Regulador
2.0
0.7
0.8
0.9
1.94
5
Bomba 1 de Válvula Esférica
2.0
0.3
0.8
0.9
0.83
6
Bomba 2 de Válvula Esférica
2.0
0.3
0.8
0.9
0.83
7
Puente Grúa
15.0
0.3
0.8
0.9
6.25
8
Troley
3.7
0.3
0.8
0.9
1.54
9
Gancho
22.0
0.3
0.8
0.9
9.17
10
Monorriel
2.5
0.3
0.8
0.9
1.04
11
Monorriel Válvula Esférica
2.5
0.3
0.8
0.9
1.04
12
Torno Taller Mecánico
3.7
0.3
0.8
0.9
1.54
13
Taladro Taller Mecánico
1.2
0.3
0.8
0.9
0.50
14
Sierra Taller Mecánico
1.2
0.3
0.8
0.9
0.50
15
Compresor
7.5
0.3
0.8
0.9
3.13
16
Aire acondicionado Sala de Mando
5.0
0.7
0.8
0.9
4.86
17
Potabilizador de Agua
3.0
0.7
0.8
0.9
2.92
18
Iluminacion Casa de Maquinas y C Control
6.0
0.8
1
0.9
5.33
19
Toma Corrientes C de Maquinas y C Control
4.0
0.6
1
1
2.40
20
Banco de baterias
5.0
0.5
1
1
2.50
21
Banco de baterias
5.0
0.5
1
1
2.50
22
Subestacion de elevacion Ilum, TC(calen)
6.0
0.8
1
1
4.80
Sub-Total
59.46
Reserva 30%
17.84
TOTAL 1
77.30
(B)
CAPTACIÓN
23
Compuerta Radial
7.5
0.3
0.8
0.9
3.13
24
Carro limpiarejas
2.5
0.3
0.8
0.9
1.04
25
Rastrillo
2.5
0.3
0.8
0.9
1.04
26
Válvula Mariposa de Cabezal
3.7
0.3
0.8
0.9
1.54
27
Compuertas Deslizantes Regulación (2),
15.0
0.3
0.8
0.9
6.25
28
Desarenador(2)
10.0
0.3
0.8
0.9
4.17
29
Desripiador(1)
10.0
0.3
0.8
0.9
Sub-Total
4.17
21.33
Reserva 30%
6.40
TOTAL 2
27.73
TOTAL 1 + TOTAL 2
KVA
105.04
Tabla Nº 5 Equipo mínimo a utilizar en los servicios auxiliares.
Como complemento justificativo de los 100 kVA totales definidos para los servicios
auxiliares, es conocido que en las centrales Hidroeléctricas, esta potencia está
alrededor del 5% de la capacidad de la planta. Para el presente caso sería:
94
Potencia de Transf SSAA = 5% × PTOTAL
[kVA]
Potencia de Transf SSAA = 0.05 × 22500
Potencia de Transf SSAA = 112.55
[kVA]
Dada la ubicación de la bocatoma a 6 Km. de la casa de máquinas es conveniente que
los servicios auxiliares instalados en este sitio se sirvan mediante un transformador,
el mismo que estará alimentado por una línea de distribución a 13.2kV proveniente
de la central, pues no convendría técnicamente que tales servicios operen mediante
un circuito de baja tensión desde la casa de maquinas.
4.10
DIMENSIONES DE LA CASA DE MÁQUINAS.
El área principal de la casa de máquinas en donde se ubican las unidades hidrogeneradoras tiene 10,5 m de ancho, 32 m de largo dando un área total de 336 m2 y
un alto de 8,50 m hasta el nivel de la viga de asiento del puente grúa.
Esta área principal provee espacio para:
o Las unidades hidro generadoras
o Válvulas esféricas
o Reguladores de velocidad
o Entrada y bifurcación de la tubería de presión.
o Sala de control
o Sala de baterías
o Oficina técnica
o Área de montaje
o Taller electromecánico
o Bodega
o Baño
Por el tipo de unidades de eje horizontal en este caso, la separación entre los ejes de
las mismas se estima de 9.80mts.
El puente grúa se desplazará a lo largo del área de unidades y de montaje.
El nivel de la viga de asiento del puente estará aproximado a 8.50mts de altura sobre
el piso de la casa de máquinas.
95
El área correspondiente a la sala de control, oficina y baterías puede disponer de un
tumbado o cubierta a una altura aproximada de 5 mts.
Se considera también el área exterior para facilidades de aparcamiento de vehículos
contiguo al extremo sur de la casa de máquinas.
Los valores de dimensiones estimadas de la casa de máquinas son obtenidos en
ábacos en función de la potencia de las unidades, así como también del tipo de
disposición de los ejes, en este caso horizontal.
La casa de máquinas en general será de hormigón armado y ladrillo, antisísmica con
cubierta de fibro-cemento liviano similar a “Eternit” con facilidades para ventilación
en el nivel más alto de la misma.
96
CAPITULO V
PROYECTO “SIGCHOS”
5
ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS DE LA CENTRAL Y
SUBESTACIÓN ELEVADORA.
5.1
CASA DE MÁQUINAS.
5.1.1 TURBINAS.
Las turbinas de la central hidroeléctrica “Sigchos” son tipo Pelton de dos inyectores,
con eje horizontal de una capacidad 8.890 kW de potencia cada una acoplado
mediante brida a un generador sincrónico de eje horizontal de 11250 kVA.
DATOS TÉCNICOS DE LA TURBINA
Número de unidades:
2
Tipo:
Pelton
Numero de inyectores:
2
Eje:
Horizontal
Potencia a caída neta:
9000 kW
Eficiencia ponderada:
90
%
Velocidad sincrónica:
450
rpm
Velocidad de embalamiento (1.8 nsinc)
810
rpm
Caída neta:
293.57 m
Caudal de diseño:
3.50
m3/s
Tabla Nº 6 Datos técnicos de la Turbina.
97
5.1.1.1 Válvulas esféricas.
La válvula esférica es operada hidráulicamente; se cierra por acción de su contrapeso
solidario al muñón y abre por mando de servomotor.
La válvula esférica se cierra al recibir una señal desde el tablero de turbina o de los
dispositivos de protección, así como cuando actúa la protección de sobrevelocidad.
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS VÁLVULAS
ESFÉRICAS
Número de unidades:
2
Tipo
Esférica
Diámetro (plg):
32
Clase:
300
Tipo de Apertura
Hidráulica-Manual-Automática
Tipo de Cierre
Por gravedad-Contrapeso
Fuente: Ing. Guido LLaguno (Santos CMI)
Tabla Nº 7 Características técnicas de las válvulas esféricas
5.1.1.2 Reguladores de velocidad.
El regulador opera las agujas y deflectores de la turbina a manera de un acelerador de
motor a combustión controlando su estabilidad, entre 0.85 y 1.05 veces la velocidad
sincrónica cuando opera aislada del sistema y limita la sobrepresión al 10 % y la
sobrevelocidad al 25 %. Su característica
será PID (Proporcional, Integral,
Derivativo) de última generación.
El regulador de velocidad incluye como mínimo al cubículo electrónico, gabinete de
control de turbina, actuador electrohidráulico, bombas y tanque de recolección de
aceite; generador de señal de velocidad, tanque de aceite a presión y el sistema de
tuberías y conexiones.
5.1.2 GENERADORES.
Dos (2) generadores trifásicos, sincrónicos, de eje horizontal para ser acoplados a
turbinas hidráulicas Pelton, con las siguientes características técnicas.
98
DATOS TÉCNICOS DEL GENERADOR
Numero de unidades
2
Tensión nominal (kV)
13.2
Frecuencia nominal (Hz)
60
Potencia nominal continua en el emplazamiento (MVA)
11,250
Factor de potencia a que se refiere la potencia nominal
contínua:
Inductivo
0.8
Capacitivo
0.85
Velocidad nominal (rpm)
450
Velocidad de embalamiento (rpm)
810
Aislamiento de los bobinados
“F”
Clase IEC-85
Conexión de los devanados del estator
Estrella,
Cantidad de bornes
Fases
6
Neutro
1
Tipo de conexión a tierra
Transformador
monofásico
Reactancia sincrónica saturada Xd (%)
<120
Reactancia subtransitoria saturada X"d (%)
>20
Relación de cortocircuito
>0.83
Relación (X"q/X"d)
<1.15
Constante de inercia del conjunto generador-turbina >3.25
H(kWs/kVA)
Fuente: Grupo Turbina - Generador WKV22
Tabla Nº 8 Datos técnicos de los generadores.
5.1.2.1 Interruptor de máquina.
Los interruptores tendrán las siguientes posibilidades de comando:
22
Comando eléctrico local.
WKV Vasserkraft Volk AG (Fabricación Alemana)
99
-
Comando eléctrico a distancia.
-
Comando mecánico local (manual) para casos
de
emergencia
o
mantenimiento.
-
Cada interruptor contará con un gabinete de comando.
CARACTERÍSTICAS
Cantidad
2
Aislamiento
SF6
Tensión Nominal (KV)
13.2
Corriente Nominal (Amp)
500
Potencia (MVA)
25
Transformadores de Corriente
Tipo
Bushing
Fuente: www.abb.com
Tabla Nº 9 Características del interruptor de máquina
5.1.2.2 Excitatriz.
Para cada generador se proveerá de un sistema de excitación estático sin escobillas.
El sistema estará compuesto por las partes principales que se listan a continuación.
1. Puentes de convertidores estáticos tipo tiristores.
2. Regulador Automático de Voltaje (R.A.V.)
El regulador automático de voltaje será del tipo estático, modular y diseñado para
cumplir con las condiciones de operación.
CARACTERÍSTICAS DEL R.A.V.
Cantidad
Tipo
Tensión Nominal (KV)
Rango de Operación (%)
2
Estático
13.2
85 a 110
Fuente www.wkv.com
Tabla Nº 10 Características del Regulador.
La unidad de ajuste de tensión deseada será prevista de modo que pueda ser ajustada
100
automáticamente mediante el equipo de sincronización automática de la unidad y
mediante valores de consigna transmitidos por telecontrol.
Deberá además incluir los módulos necesarios para:
o
Dispositivo de seguimiento de control manual con indicador de balanceo.
o
Detector de pérdida de la señal de tensión para funcionamiento en
paralelo.
o
Limitador de compensación.
o
Limitador de Interruptor de campo.
o
Resistor supresor de campo.
3. Equipo de desexcitación rápida.
4. Equipo de excitación auxiliar.
5. Sistema de control.
6. Protecciones, señalizaciones y alarmas.
5.1.2.3 Transformador de puesta a tierra.
Sirve para limitar los valores de corriente en el neutro que oscilan entre 5 y 15 Amp,
conectando el primario del transformador al neutro de cada generador y el secundario
a una resistencia.
CARACTERÍSTICAS
Cantidad
2
Potencia (KVA)
10
Tensión Primario (V)
Tensión Secundario (V)
Corriente de Neutro (Amp)
13200
240/120
5 – 10
Fuente: Ecuatran
Tabla Nº 11 Características del Transformador de puesta a Tierra.
5.1.3 CABLES AISLADOS PRINCIPALES DE 13.2kV.
A continuación se detalla el tipo de conductores a utilizar en la interconexión entre
los dos generadores con los transformadores principales instalados en el exterior de
la casa de maquinas
101
Los cables y sus terminaciones serán diseñados según los siguientes criterios:
CARACTERÍSTICAS DE LOS CONDUCTORES AISLADOS
Tensión nominal del sistema (kV)
13.2
Tensión máxima de servicio (kV)
13.8
Frecuencia nominal (Hz)
60
Material Conductor
Cobre
Material Aislante
Poliuretano
Instalación
Canaletas y Enterrado
Factor de Carga
100%
Temperatura
máxima
del
conductor
en 50ºC
servicio
Corriente nominal por fase (Amp)
486
CONDUCTOR SELECCIONADO
Unipolar Aislado (kV)
15
Calibre (AWG), 2 x fase
2/0
Capacidad de conducción (Amp)
300
Cantidad necesaria (mts)
570
Fuente: Phelps Dodge Internacional Corporation (www.pdic.com)
Tabla Nº 12 Características de los conductores aislados
5.1.4 BANCO DE BATERÍAS Y CARGADOR.
Banco de baterías con 64 unidades de Ni-Cd de 2.2 Vcc, cada una que suministrará
corriente continua de mínimo 125 Vcc, 200Amp-h, 5Horas de capacidad a los
circuitos de control.
102
BANCO DE BATERÍAS
Cantidad
1
Baterías Tipo
Alcalina
Autonomía plena carga: 200Ah
5h
Norma
VDE 0510 o equivalente
Voltaje Nominal (Vcc)
125
CARGADOR DE BATERÍA
Capacidad c/u (Amp)
Alimentación Trifásica
Frecuencia (Hz)
Rectificadores trifásicos,
Puente de diodos
Tensión de Flote
100
208
60
2
±2%
Tabla Nº 13 Características del Cargador y Banco de baterías.
Por la importancia de los servicios de corriente continua se especifican dos (2)
cargadores de 100 Amp cada uno para mantener el banco de baterías de 125 Vcc.
La corriente continua está generada por los rectificadores de cada cargador de
baterías CB1 y CB2 que son redundantes el uno del otro.
Se ha definido un solo banco que satisfaga la demanda de los servicios auxiliares de
la casa de máquinas y de la subestación, completo con los tableros de distribución,
protecciones para cada circuito, además contará con un voltímetro, amperímetro,
reles, fusibles de alta capacidad, señalización óptica de funcionamiento
5.1.5 TABLERO DE MEDICIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN.
Todos los instrumentos de medición serán del tipo empotrado, a prueba de polvo y
agua, clase IP54 según norma IEC.
Todos los instrumentos estarán provistos para una alimentación de 5A, 220V, 50/60
Hz.
La señalización de las posiciones de los aparatos se hará mediante indicadores
luminosos, encendiéndose cada vez que exista discordancia entre la posición del
conmutador de mando y la posición del equipo que comanda.
Las señalizaciones de falla se harán también mediante indicadores luminosos,
encendiéndose cada vez que ocurra una falla en el sistema.
103
Existirá un dispositivo emisor de una señal acústica montado en el techo de uno de
los paneles, la alarma sonora operará en concordancia con las señalizaciones.
Los paneles dispondrán de placas de aluminio en fondo negro y letras blancas, para
identificación tanto del panel como de cada instrumento o aparato.
Será previsto para un aislamiento de 600 Voltios de tensión nominal y para resistir a
una prueba de 1500 Voltios, durante 1 minuto.
Cada unidad contará de un panel, en el que se alojarán los equipos e instrumentos
que cumplirán con las siguientes funciones:
5.1.5.1 MEDICIÓN.
Se realizarán mediante el instrumento de medición integral digital, que proporciona
las siguientes mediciones y protecciones:
EQUIPOS DE MEDIDA
Indicación de tensión en las tres fases
(V)
Indicación de corriente en las tres
fases
(A)
Indicación de potencia activa
(MW)
Indicación de potencia reactiva
(Mvar)
Indicación de energía activa
(kWh)
Indicación de energía reactiva
Indicación de factor de potencia
Indicación de frecuencia
(Kva.-h)
cos ∅
(Hz)
Tabla Nº 14 Equipos de Medida.
5.1.5.2 CONTROL.
Las funciones de control se realizarán mediante los siguientes elementos:
o Reóstato de ajuste de tensión del alternador.
104
o Dos botoneras de arrancadores, para operar la fuente de poder y el
regulador de velocidad.
o Un regulador electrónico de tensión Bassler modelo Decs 125-15 con caída
de tensión de +/- 1% entre vacío y plena carga, y equipo de cuadratura para
operación en paralelo.
o Un PLC con operación en 24V DC, 12 entradas y 14 salidas, que integrará
la lógica de operación y protección del equipamiento electromecánico de la
central hidroeléctrica y constituyen la base del sistema “Scada” de
monitoreo y operación a distancia.
5.1.5.3 PROTECCIÓN.
La protección se llevará a cabo mediante Relés de Protección Digitales, tipo
multifunción, que proveen las siguientes funciones de protección:
PROTECCIONES
MÍNIMAS A UTILIZAR
PROTECCIONES
Mínima tensión
27
Sobre tensión
59
Sobre tensión a tierra
59N
Desbalance de fases
60
Máxima intensidad con
restricción de tensión
51V
Falla a tierra
51N
Secuencia negativa de fases
46
Sincronismo.
25
Falla de campo principal
40
Protección diferencial
87G
Sub-frecuencia
81U
Sobre-frecuencia
81 O
Sobre temperatura de cojinetes
y estator del alternador
39
Potencia inversa
32
Fuente: Protection, Control & Comunications Solutions GENERAL ELECTRIC
Tabla Nº 15 Protecciones mínimas a utilizar.
105
Todos los relés se ubicarán en la pared posterior del tablero, dispondrán de
terminales de prueba.
5.1.6 TRANSFORMADORES DE SERVICIOS AUXILIARES.
Dos transformadores trifásicos de 75 kVA, tipo convencional para servicios
auxiliares de la central, en operación normal funciona uno de ellos, manteniéndose el
otro de reserva.
DATOS TÉCNICOS DE LAS TRANSFORMADORES DE
SERVICIOS AUXILIARES
Numero de unidades
2
Transformador:
TR1 y TR2
Trifásico, exterior, aislamiento tipo convencional
75
Potencia nominal continua a 2000 msnm (kVA)
Tipo de enfriamiento
AN
Frecuencia Industrial (Hz)
60
Tensiones nominales en vacío (V)
13.200/208-120
Niveles de aislamiento (BIL)
Primario (kVcr)
75
Secundario (kVcr)
75
Grupo de conexión
Dyn 11
Regulación a transf. Desconectado
+ 2 x 2.5% Un
Fuente: Ecuatran
Tabla Nº 16 Datos técnicos de los transformadores de servicios auxiliares Casa de
Maquinas.
El transformador será diseñado para funcionamiento continuo a 2000 m sobre el
nivel del mar y temperatura ambiente máxima de 40 °C.
El primario será conectado al sistema de 13.2 kV y tensión máxima de servicio 13.8
kV. El neutro del secundario será conectado sólidamente a tierra.
106
5.1.7 PUENTE GRÚA.
El puente grúa estará constituido de dos vigas principales soldadas tipo cajón
conectadas entre si por medio de una viga porta ruedas, y tendrá las características
que se detalla a continuación.
CARACTERÍSTICAS DEL PUENTE GRÚA
Gancho Principal (Ton)
40
Monorriel Auxiliar (Ton)
5
Recorrido (mts)
25
Ancho de Luz (mts)
10
Fuente: Ing. Guido LLaguno (Santos CMI)
Tabla Nº 17 Características del puente grúa.
El tablero eléctrico estará ubicado en el puente grúa conteniendo todas las
protecciones y distribuciones de los distintos movimientos del puente, del carro y del
monorriel auxiliar.
El puente grúa adicionalmente tendrá dos botoneras colgantes, del mando del puente
y del monorriel.
Los mandos ejecutables desde la cabina igualmente serán ejecutables desde las
botoneras del puente y del monorriel.
5.1.8 EQUIPO CONTRA INCENDIOS.
El sistema contra incendios de la casa de máquinas, destinado a sofocar incendios de
origen eléctrico o por la presencia de combustibles, consiste en un lote de extintores
portátiles, de polvo químico seco, ubicados en puntos estratégicos de la casa de
máquinas y de la subestación.
Se estima 20 extintores con 5 kg de carga cada uno con un soporte adecuado para ser
colgados en la pared y 3 móviles con 34 kg de carga, montados sobre carreta.
107
5.2
EQUIPAMIENTO DE LA SUBESTACIÓN.
5.2.1 GENERALIDADES.
La subestación estará ubicado en el exterior de la casa de máquinas, desde donde
arranca una línea trifásica a 69 kV, simple circuito de aproximadamente 12Km de
longitud, que se conectará con la subestación “Sigchos” perteneciente a ELEPCO23.
El nivel de voltaje escogido se debe a dos razones importantes como son:
o El nivel de voltaje de la subestación más cercana para su interconexión es de
69KV, llamada “Sigchos” perteneciente a ELEPCO.
o De a cuerdo a la potencia de generación, y la distancia se pude calcular el
nivel de voltaje recomendado para la transmisión con la siguiente expresión..
U 3 = 5,5
L
3P * fp
+
(kV )
1,609
100
Donde:
U= Voltaje simple en KV
L= Longitud en Km.
3P= Potencia a trasmitir por circuito en KW
fp= Factor de Planta
U 3 = 5,5
12
18000 x0.62
+
(kV )
1,609
100
U 3 = 5,5 7.45 + 111,6
U 3 = 60 KV
U 3 ≈ 69 KV
La subestación en general como parte importante de un sistema de potencia funciona
a manera de barra de conexión para enlazar la generación con la línea de
subtransmisión, y de reducción de voltaje en el lado de distribución.
Una subestación debe proporcionar la máxima confiabilidad, flexibilidad, y
continuidad de servicio a costos de inversión los más bajos que satisfagan las
23
ELEPCO Empresa Eléctrica Provincial del Cotopaxi.
108
necesidades del sistema, esto quiere decir la selección de niveles óptimos de voltaje
que dependen de las necesidades de la carga y su ubicación.
La mayoría de plantas generadoras hidroeléctricas de gran potencia están ubicadas a
distancias considerables de los centros de carga lo que implica subestaciones de
elevación de voltajes mayores que 69kV.
Los factores que influyen para la correcta selección del tipo de subestación para una
aplicación dada, son entre otros;
•
Niveles de voltaje.
•
Tamaño de la carga.
•
De la línea de transmisión, (ruta, longitud, capacidad, derechos de paso,
número de líneas).
•
Limitaciones en el área de terreno (topografía, posibilidades de deslave
inundaciones etc).
•
Situaciones climáticas extremas.
•
altitud sobre el nivel del mar.
•
Posibilidad de ampliaciones futuras.
En consideración del tipo y tamaño de la central hidroeléctrica “Sigchos” se propone
para la subestación la disposición de una barra simple, analizándose la posibilidad de
la instalación de 1 ó 2 transformadores de elevación.
5.2.1.1 Primera alternativa.
Barra simple no seccionada con un transformador y otro de reserva.
Figura Nº 34 Subestación con un solo transformador y barra no seccionada.
109
Un sólo transformador de 20 MVA más un transformador de emergencia de igual
capacidad; si el transformador principal tiene un valor relativo de 100, al considerar
otro para emergencia se invertiría 200 en transformación.
Durante el mantenimiento, la central dejaría de generar hasta realizar el cambio, de
conexiones con una pérdida total de la generación durante el tiempo que demore tal
operación.
5.2.1.2 Segunda alternativa.
Barra simple seccionada con dos transformadores.
Figura Nº 35 Subestación con dos transformadores y barra seccionada.
Dos transformadores de 10/13/16MVA, uno para cada generador.
El costo relativo de cada transformador es 70, comparando con el transformador de
la primera alternativa, por lo tanto, la inversión total es de 140.
Cada transformador sería de 10/13/16 MVA; con enfriamiento natural y doble etapa
de enfriamiento en base a aire forzado, logrando un incremento de potencia al final
del 60%, para que en caso de mantenimiento, de uno de los dos, la generación se
pueda evacuar por uno solo de los transformadores.
Los generadores son de 8.89 MW cada uno, 17.7 MW en total y los 13 MVA de un
transformador significan el 73 % de la capacidad total de la planta con la ventaja de
que no se dejaría de generar durante el tiempo de reparación del transformador
afectado.
110
La capacidad de evacuación mejora aún más con la segunda etapa de aire forzado
porque se eleva la capacidad del transformador un 20% más (16 MVA), lo que
significa el 93% del total de la capacidad de la planta evacuada por un solo
transformador, mejorando su eficiencia de trabajo que inicialmente con los 13MVA
de la primera etapa de aire forzado
La subestación contará en forma resumida de:
a)
Dos (2) salidas a transformadores principales equipada con:
- Dos interruptores de 69 kV - 1250 A - 5000 MVA
- Dos seccionadores trifásico de 69 kV, motorizado con cuchillas de puesta a tierra
b)
Una (1) salida de línea equipada con:
- Un interruptor 69 kV - 1250 A - 5000 MVA
- Un seccionador de 69 kV, motorizado con cuchillas de puesta a tierra.
- Tres transformadores de corriente 69 kV, doble relación, triple núcleo 600-300/1-11 A.
- Tres transformadores de tensión 69/√3-0.11/√3 kV.
- Tres descargadores de sobretensión.
c)
Una (1) llegada de línea para la S/E “Sigchos” en ésta subestación
equipada con:
- Un interruptor de 69 kV - 1250 A - 5000 MVA
- Un seccionador de 69 kV, motorizado con cuchillas de puesta a tierra.
- Tres transformadores de corriente 69 kV, doble relación, triple núcleo 600-300/1-11 A.
- Tres transformadores de tensión 69/√3-0.11/√3 kV.
- Tres descargadores de sobretensión.
5.2.1.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LOS TRANSFORMADORES
Los porcentajes arriba detallados se pueden mostrar en la siguiente tabla resumen de
precios referenciales en el Ecuador..
111
PRECIO DE LOS TRANSFORMADORES DE POTENCIA
(13.2/69kV)
TRANSFORMADORES
CANTIDAD
POTENCIA
V/UNIDAD
OPCIÓN 1
2
20 MVA
712.500.00
OPCIÓN 2
2
10/13/16 MVA
525.600.00
Fuente: Ing. Iván Freire (ABB-Ecuador)
Tabla Nº 18 Precios de los transformadores de potencia.
5.2.2 TRANSFORMADORES ELEVADORES.
Dos (2) transformadores trifásicos para montaje a la intemperie, operación en
paralelo completos, con todos los accesorios.
DATOS TÉCNICOS DE LOS TRANSFORMADORES ELEVADORES
Numero de Unidades
2
Tipo
trifásico, intemperie,
dos arrollamientos
Fases
3
Potencia nominal contínua en el sitio de 10/13/16
emplazamiento (MVA)
Tipo de enfriamiento y refrigeración.
OA/FA/FA
Porcentaje de potencia nominal
100%
OA/FA/FA
80%
OA/FA
60%
OA
Tensiones nominales en vacio (KV)
13.2/69
Frecuencia Industrial (Hz)
60
Niveles de aislamiento (BIL)
primario (KVcr)
450
secundarios (KVcr)
75
Grupo de conexión
Dyn 11
112
Conexión del neutro del Primario
Sólido a tierra
Cambiador de derivación en el lado del Operable sin Carga
secundario
69kV ± 2 x 2.5%
Numero de Taps
4
Fuente: www.abb.com
Tabla Nº 19 Datos técnicos de los Transformadores de Potencia.
o El primario será conectado a 13.2 kV con neutro efectivamente puesto a tierra
y tensión máxima de servicio 13.8 kV.
o El secundario será conectado a 69 kV y tensión máxima de servicio 72.5 kV.
o El tipo de enfriamiento será (OA/FA/FA) con los siguientes alcances:
5.2.2.1 Lado de media tensión 13.2kv.
El lado de media tensión del transformador de potencia está conectado mediante
cables unipolares aislados para 15 kV, los mismos que salen desde los bornes del
generador y llegan a la estructura metálica de la subestación, pasando por ductos y
canales.
Sobre una estructura reticulada de hierro galvanizada se dispondrá de tres
seccionadores tripolares aislados para 13.2 kV; el seccionador central hace la
transferencia hacia los transformadores elevadores en caso de mantenimiento de uno
de ellos y los dos seccionadores laterales que conectan al bobinado de 13.2kV/69kV
los transformadores de potencia.
La interconexión entre transformadores y seccionadores puede hacerse mediante
barras de cobre, aluminio, o con cable desnudo con tipo aisladores tipo soporte.
5.2.3 INTERRUPTORES 69 KV.
Los interruptores son para montaje e instalación a la intemperie, de exafluoruro de
azufre SF6 y de presión única.
Diseñados para asegurar que las pérdidas de gas sean mínimas y que el contenido de
humedad del mismo se mantenga suficientemente bajo como para evitar la
condensación en las superficies internas aislantes del interruptor.
113
Todos los interruptores podrán efectuar reenganches automáticos, ultrarrápidos
unipolares y/o tripulares, también recuperar su capacidad nominal de ruptura después
de una operación de reenganche.
Los interruptores tendrán las siguientes posibilidades de comando:
o Comando eléctrico local, desde el gabinete situado al pie del aparato.
o Comando eléctrico a distancia.
o Comando mecánico local (manual) o por lo menos desconexión, para casos
de emergencia, operable con éste bajo tensión.
DATOS TÉCNICOS DE LOS INTERRUPTORES 69KV
Número de Unidades
3
Instalación
Intemperie
Tipo
Columna
Aislamiento
SF6
Voltaje Nominal (KV)
69
Corriente nominal normal (Amp)
134
Trasformador
de
corriente
tipo 150/5
Bushing,
BURDEN (VA)
60
Fuente: www.abb.com
Tabla Nº 20 Datos técnicos de los interruptores.
5.2.4 SECCIONADORES 69 KV.
Los seccionadores serán aptos para montaje a la intemperie, y del tipo:
Motorizados, Tripolar con cuchillas de puesta a tierra para operación, independiente
para montaje vertical y apertura lateral y del Tripolar montaje y apertura vertical
Los seccionadores con accionamiento de cuchillas principales en un plano horizontal
deberán contar con 3 columnas de aisladores, siendo móvil la central.
Los seccionadores deberán ser adecuados para llevar en forma permanente la
corriente nominal para la que han sido diseñados y podrán ser operados bajo tensión.
Las cuchillas principales poseerán las siguientes posibilidades de comando:
114
o Comando eléctrico local
o Comando eléctrico a distancia
o Comando manual local
Las cuchillas de puesta a tierra poseerán sólo comando manual local, con
enclavamientos mecánico y eléctrico. El comando eléctrico local será tripolar.
DATOS TÉCNICOS DE LOS SECCIONADORES 69KV
Número de Unidades
3
Con cuchillas de puesta a tierra
2
Sin cuchillas de puesta a tierra
1
Mecanismo de operación cuchillas Motor
principales
Numero de polos
3
Voltaje nominal
72.5
Rigidez dieléctrica
A tierra entre polos
450
A través de la distancia de
520
seccionamiento
Instalación
Intemperie
Tipo
Columna
Voltaje Nominal (KV)
69
Capacidad de Interrupción.
2000
Capacidad nominal de cierra de 40
corto circuito (KV)
Fuente: www.lagoelectromecanica.com
Tabla Nº 21 Datos técnicos de los seccionadores.
5.2.5 PARARRAYOS 69 KV.
Los descargadores o pararrayos tienen que ser del tipo autovalvular de soplado
magnético, brindar una protección eficaz, sin sufrir daños, frente a sobretensiones
debidas a descargas atmosféricas y maniobras de apertura o cierre de interruptores.
Estos equipos tienen que ser instalados a la intemperie, su montaje será vertical y
deberán soportar sin inconvenientes el peso de los conductores de conexión.
115
Como detalle constructivo se pude detallar que el cuerpo de cada uno de los polos
tiene que ser del tipo columna autoportante, de porcelana marrón aletada, contendrá
los bloques porosos a resistencia no lineal y los conjuntos espinterométricos en serie,
tener una perfecta impermeabilidad a la humedad y a los agentes atmosféricos del
descargador.
DATOS TÉCNICOS DE LOS PARARRAYOS
Voltaje de Nominal de Operación (KV)
69
13.2
Voltaje Máximo de sistema
72.5
13.8
Cantidad requerida
9
6
Frecuencia industrial (Hz)
Máxima duración de falla a tierra
60
1000 1000
Fuente: www.abb.com
Tabla Nº 22 Datos técnicos de los pararrayos.
5.2.6 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE 69 kV.
Los transformadores de corriente tienen que ser monofásicos aptos para montaje al
exterior en posición vertical.
Los transformadores tienen que ser en baño de aceite, herméticamente sellados, con
aislador de porcelana.
El núcleo tienes que ser del tipo toroidal y estará formado por láminas magnéticas de
acero de muy bajas pérdidas específicas.
116
DATOS TÉCNICOS DE LOS DE LOS TRANSFORMADORES
DE CORRIENTE 69KV
Cantidad requerida
6
Voltaje de Nominal Primario Fase-Fase (KV)
69
Uso de cada núcleo Protección y medición
5P20/5P20/5P20/0.2
Corriente nominal primaria (Amp)
150/150/150/150
Corriente nominal secundaria (Amp)
5/5/5/5
Corriente máxima permanente (%)
120
Corriente nominal de corta duración(1seg, 40
kAmp-rms)
Voltaje Máximo de sistema
72.5
Fuente: www.abb.com
Tabla Nº 23 Características de los Transformadores de Corriente.
5.2.7 TRANSFORMADORES DE TENSIÓN 69 kV.
Los transformadores de tensión tienen que ser monofásicos, aptos para instalación a
la intemperie y montaje vertical.
Todos los transformadores serán del tipo inductivo.
Hay que tener en cuenta que los transformadores alimentarán simultáneamente a
circuitos de medición y protección, además de la clase de precisión tendrá que ser
menor o igual 0.2
En caso de cortocircuito secundario, la corriente de falla deberá ser suficiente para
operar protecciones termomagnéticas con corrientes nominales del orden de 10-15
(Amp), en tiempo mínimo.
117
DATOS TÉCNICOS DE LOS DE LOS
TRANSFORMADORES DE POTENCIAL.
Cantidad requerida
3
Tipo
Intemperie
Voltaje de Nominal Primario Fase-Tierra (KV)
69/√3
Voltaje de Nominal secundario (V)
115/√3
Rigidez dieléctrica 1min kV-rms
185
Rigidez dieléctrica onda de impulso. kV-pico
450
Devanado del secundario BURDEN (VA)
60
Precisión
0.2
Fuente: www.abb.com
Tabla Nº 24 datos técnicos de los Transformadores de Potencial
5.2.8 GRUPO DIESEL DE EMERGENCIA.
El grupo Diesel poseerá las siguientes características:
o Un (1) grupo electrógeno de emergencia, 208/120 Vca, potencia aproximada
100 kVA, Factor de Potencia 0.8 con sus respectivos accesorios.
o Un (1) tanque principal de almacenamiento de combustible.
o Un (1) tanque diario de combustible
o Un (1) tablero de control del grupo
5.2.8.1 CONDICIONES DE DISEÑO Y FUNCIONAMIENTO.
El grupo será diseñado para generar su potencia nominal continua garantizada a 40°C
y altitud 3000 m sobre el nivel del mar.
El grupo electrógeno estará capacitado para operar:
o Automáticamente al recibir una señal externa de arranque. Una vez arrancado
el grupo, logradas sus condiciones de velocidad y tensión, desconectará las
alimentaciones del tablero de Servicios Esenciales TSE y producirá el cierre
de su propio interruptor luego de una mora regulable entre O y 15 segundos,
señalizándose el arranque en la Sala de Comando. Al restablecerse la
118
alimentación normal se realizará la secuencia inversa parándose el grupo.
o En forma manual operado directamente desde el lugar de su instalación.
o En forma manual a distancia operado directamente desde la sala de Comando.
No se prevé el funcionamiento en paralelo con la red.
5.2.9 CONDUCTORES.
5.2.9.1 Conductores de media tensión.
Para el dimensionado de los cables para todos los circuitos de potencia de media
tensión será necesario tener en cuenta lo siguiente:
o La corriente de servicio en juego en cada circuito, incrementada en un 10%.
o La caída de tensión en el cable, que no deberá exceder al 3% de la tensión
nominal.
o Las corrientes de sobrecarga o cortocircuito en juego en cada circuito, con un
tiempo de actuación compatible con el elemento de protección del circuito
considerado (relé, fusible, etc.).
o Cada cable deberá ser calculado para las tres condiciones citadas adoptándose
la sección que resulte mayor en cada caso, teniendo en cuenta los coeficientes
de corrección que correspondan (agrupamiento, tendido en bandejas al aire,
etc.).
o No se podrán realizar empalmes en los cables.
o Las pantallas metálicas serán puestas a tierra en sus extremos.
5.2.9.2 Conductores desnudos.
Se utilizarán cables desnudos para el conexionado del patio de 69 kV, incluyendo las
conexiones entre equipos de maniobra y protección.
Montaje de cables tendidos
Los cables tendidos del patio de 69 kV serán calculados teniendo en cuenta los pesos
de las cadenas de aisladores y derivaciones.
119
5.2.10
MISCELÁNEOS.
5.2.10.1
Iluminación interior.
Se han considerado los niveles de iluminación de 500 lux para el tipo de servicio que
se realizará en la casa de máquinas, en la nave Central Hidroeléctrica SIGCHOS y
300 lux para la sala de control, cuarto de baterías, tableros, etc.
La nave central contiene luminarias tipo industrial de 400 W, 220 V. en los recintos
de la sala de control, tableros de control, cuarto de baterías y taller están iluminados
con luminarias fluorescentes de varias capacidades.
Las tomas de corriente son tomas dobles de 1.5 Amp, para todos los ambientes y una
toma especial para el taller de mantenimiento de 10 Amp.
5.2.10.2
Iluminación exterior.
Se considera muy importante iluminar el patio de transformadores y la circulación
exterior por seguridad y para facilitar el mantenimiento.
La iluminación consiste de luminarias tipo vial de 125 W de vapor de mercurio
montadas con un brazo de 1.5 m sobre la estructura metálica de 69 kV, con lo cual se
tendrá suficiente iluminación en el patio.
5.2.10.3
Malla de puesta a tierra.
En el terreno destinado a la casa de máquinas y subestación, por ser una área muy
pequeña tenemos que se tiene que considerar una sola malla de tierra.
CARACTERÍSTICAS DE LA MALLA DE PUESTA A
TIERRA
Area:
3.200 m2 (40x80)
Longitud de la malla:
3.320 m
Longitud de las varillas de cobre:
900 m
Corriente de corto circuito:
14 kAmp
120
Calibre del conductor de cobre:
250 kcmil
Espaciamiento entre conductores:
2m
Profundidad de instalación:
0.6 m
Resistividad del suelo:
306 Ω-m
Resistividad de la grava:
3.000 Ω-m
Tiempo de falla:
1s
Tiempo de shock:
0.5 s
Fuente: CAMERI C.A.
Tabla Nº 25 Características de la malla de puesta a tierra.
Se realizan varias corridas de cálculo y se ha modificado calibre de conductor,
espaciamiento entre los conductores y longitudes, llegando a definir que los datos
arriba descritos son los más razonables, pero sin embargo, el resultado del cálculo
arroja valores cuyo voltaje de paso Vp es mayor que el voltaje de toque Vt.
Se considera que para mejorar estas condiciones se debe prolongar la malla de tierra
con conductores del mismo calibre hasta el mismo río por el sitio de la descarga.
5.3
BOCATOMA.
5.3.1 TRANSFORMADOR DE SERVICIOS AUXILIARES “BOCATOMA”.
Un transformador trifásico de 30 kVA, tipo convencional para servicios auxiliares
de la bocatoma.
121
DATOS TÉCNICOS DE LAS TRANSFORMADOR DE
SERVICIOS AUXILIARES PARA LA BOCATOMA
Numero de unidades
1
Transformador:
Tr-1
Trifásico, exterior, aislamiento tipo convencional
30
Potencia nominal continua a 2000 msnm (kVA)
Tipo de enfriamiento
AN
Frecuencia Industrial (Hz)
60
Tensiones nominales en vacío (V)
13.200/220-127
Niveles de aislación (BIL)
Primario (kVcr)
75
Secundario (kVcr)
75
Grupo de conexión
DYn 11
Regulación a transf. Desconectado
+ 2 x 2.5% Un
Fuente: Ecuatran
Tabla Nº 26 Datos técnicos de los Transformador de SS.AA. de la Bocatoma.
122
CAPITULO VI
PROYECTO “SIGCHOS”
6
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA Y ESTUDIOS FINANCIEROS DEL
PROYECTO HIDROELÉCTRICO “SIGCHOS”
La producción de energía de una central hidroeléctrica se ve afectada por varias
condiciones como son entre otras:
•
El mercado del sistema en el cual opera.
•
Las características del sistema hidrológico en el que se ubica el proyecto.
•
Las posibilidades de falla de los equipos electromecánicos e
hidromecánicos de la propia central.
Por lo mismo no puede tener igual valor económico el kWh que la central es capaz
de vender a la hora de máxima demanda, en un período hidrológico critico (seco),
con un kWh en horas de baja demanda y suficiente caudal (período de lluvias).
Considerando lo anterior se han definido los siguientes parámetros respecto a la
producción de una central hidroeléctrica en el tiempo.
o Energía Firme.
o Energía Media
o Energía Secundaria
o Potencia Remunerable y Puesta a Disposición
6.1 ENERGÍA FIRME
Es la producción efectiva de la central en un período dado que en función de los
caudales mensuales aportados y la capacidad del reservorio asegura una probabilidad
de ocurrencia del 90% anual.
Se define como Energía Firme del proyecto “Sigchos” a aquella que se produce con
el caudal presente el 90 % del tiempo de cada uno de los meses; a éste se le
disminuye el 10 % de caudal ecológico en los meses en los cuales el volumen de
123
agua
o del río es menor a 7 m3/s, para obtener el caudal disponible para la
producción de la Energía Firme.
Se calculan las pérdidas hidráulicas en la conducción del caudal, asociadas a cada
diario y con ellas, se determina la altura de caída neta, que se multiplica por la
eficiencia del grupo turbina- generador, de (0.88=0.90Turbina x 0.98Generador) y la
constante (9.81), lo que da como resultado el valor de la potencia firme que
diariamente la central puede suministrar al sistema eléctrico al cual va a conectarse.
La potencia firme diaria multiplicada por el tiempo representa el valor de la energía
firme de la central, como se indica en la siguiente tabla.
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Q
minimos
Q 90% *
disponible
(m³/s)
4.30
7.40
9.40
10.40
8.20
5.40
4.40
3.40
3.00
3.00
3.10
3.20
(m³/s)
3.87
7.00
7.00
7.00
7.00
4.86
3.96
3.06
2.70
2.70
2.79
2.88
dias
31
28
31
30
31
30
31
31
30
31
30
31
Total
Energia Indisponible por Mantenimiento 4%
Energía Firme Anual
Tiempo
Potencia
(horas)
744
672
744
720
744
720
744
744
720
744
720
744
(kW)
9,830.15
17,780.64
17,780.64
17,780.64
17,780.64
12,344.84
10,058.76
7,772.68
6,858.25
6,858.25
7,086.85
7,315.46
Energía
(kWh)
7,313,633.04
11,948,587.78
13,228,793.61
12,802,058.33
13,228,793.61
8,888,286.22
7,483,717.53
5,782,872.64
4,937,936.79
5,102,534.68
5,102,534.68
5,442,703.66
101,262,452.56
4,050,498.10
97,211,954.46
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Tabla Nº 27 Producción de energía firme anual
* Restado el 10% de caudal ecológico (Q mínimo - 10% Caudal Ecológico).
6.2 ENERGÍA MEDIA
La Energía Media es la que se produce con menor garantía, o sea con menor
seguridad. Su probabilidad de ocurrencia para este tipo de proyectos es menor, y está
en el orden del 20% y por ello, su precio de venta es proporcional al precio de la
energía primaria.
124
Esta energía se cuantifica por diferencia entre la producida con el caudal máximo
turbinable (energía media para cada mes) y aquella producida para el mismo mes con
el caudal de probabilidad de ocurrencia del 90%, (Q 90).
Con igual metodología aplicada para el cálculo de la energía firme, se ha
determinado la Energía Media de la central “Sigchos”.
Mes
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviembre
Diciembre
Q medio
(m³/s)
13.17
20.00
20.53
21.38
17.21
10.59
6.82
5.18
5.04
5.81
5.79
6.95
Q 90% *
disponible
(m³/s)
7.00
7.00
7.00
7.00
7.00
7.00
6.14
4.66
4.54
5.23
5.21
6.26
dias
31
28
31
30
31
30
31
31
30
31
30
31
Total
Energia Indisponible por Mantenimiento 4%
Energía Media Anual
Tiempo
(horas)
744
672
744
720
744
720
744
744
720
744
720
744
Potencia
(kW)
17,780.64
17,780.64
17,780.64
17,780.64
17,780.64
17,780.64
15,591.08
11,841.90
11,521.85
13,282.14
13,236.41
15,888.27
Energía
(kWh)
13,228,793.61
11,948,587.78
13,228,793.61
12,802,058.33
13,228,793.61
12,802,058.33
11,599,762.17
8,810,376.55
8,295,733.80
9,881,908.83
9,530,218.00
11,820,872.01
137,177,956.63
5,487,118.27
131,690,838.37
Fuente: Resumen Ejecutivo “Hidrológica Sedimentologia, Sismología y Geología.
Tabla Nº 28 Producción de energía media anual
* Restado el 10% de caudal ecológico. (Para caudales menores a 7m3/seg.)
6.3 ENERGÍA SECUNDARIA
Por definición la Energía Secundaria se determina como la diferencia entre la
Energía Media (131.69GW-h) y la Energía Firme (97.22GW-h) del aprovechamiento
hidroeléctrico respectivo.
En caso de “Sigchos” es de 34.47 GW-h/año.
6.4 POTENCIA GARANTIZADA.
Por ser un proyecto a filo de agua que no dispone de reservorio de regulación, la
potencia garantizada en una central de generación corresponde a la potencia firme o
continua, Para el proyecto “Sigchos” la potencia garantizada es de 11.139 kW
125
6.5 POTENCIA REMUNERABLE Y PUESTA A DISPOSICIÓN.
Según el ART 16 (Ley de régimen de Sector Eléctrico) que dice:
“Es la cantidad de potencia activa que será remunerada a cada generador, el Centro
de Control de Energía CENACE, calculará estas potencias hasta el 30 de septiembre
de cada año y será aplicable para cada uno de los trimestres de los siguientes doce
(12) meses.
El calculo de para las plantas hidroeléctricas se tendrá mediante la utilización de las
energías firmes; y para las unidades térmicas, tomando en cuenta sus potencias
efectivas, períodos de mantenimiento y costos variables de producción”.
Según el reglamento el cálculo de potencia remunerable y puesta a disposición para
nuevas plantas hidroeléctricas como es el caso de “Sigchos”, se tomará encuentra la
estadística hidrológica; basándose en ella, se determinará mediante simulación
operativa del sistema las correspondientes producciones de energía media mensuales.
En el presente caso, este proyecto no tiene embalse, por lo mismo la energía media
total del año es el valor indicado en la Tabla Nº 28, que es de 131’690.830.37 kWh,
que dividiendo para las 8760 Horas del año da una Potencia Remunerable y Puesta a
Disposición de 15.660 kW, por que se considera todas las horas del año y no las 15
horas que son entre las [07-22horas] de los días laborables y de [17-22 horas ] de los
días no laborables y feriados.
6.6 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DEL PROYECTO.
El cálculo de la producción de energía del proyecto “Sigchos” se basa en las
características del equipo eléctrico y mecánico y en los caudales disponibles en el
sitio de captación. Según se puede ver en el resumen del Estudio de Hidrología y
Sedimentológia, realizado por la consultora “Hidroplan” Cia Ltda.
Se ha considerado una disponibilidad de la central igual al 96 % del tiempo, pues el
4 % restante es el tiempo que la central estará sin operar para efectuar el
mantenimiento de las obras civiles y de los equipos electro e hidromecánicos.
126
En resumen, la Energía Media producida en el proyecto “Sigchos” es de 131.69
Gwh/año y una Energía Firme es 97.21 Gwh/año.
6.7 ESTUDIO FINANCIERO
Para llevar a cabo el proyecto, Central Hidroeléctrica “Sigchos” se cuenta como
patrimonio inicial, el aporte realizado por los inversionistas nacionales y extranjeros,
que representa 6’050.000.00 USD (seis millones cincuenta mil dólares americanos),
además existe el préstamo hipotecario de $17.000.000 USD, el mismo que será
otorgado por el Banco Mundial.
Se estima que el período de construcción del proyecto “Sigchos” tendrá un tiempo
aproximado de tres años, consecuentemente a partir del tercer año, de finalizada la
construcción y puesta a punto de la central, se proyecta brindar los servicios de
potencia- energía al SNI y bonos de carbono a países europeos.
6.8 INVERSIONES.
El
costo de los principales elementos que conforman el proyecto, esto es:
captación, túnel de conducción, tanque de carga, tubería de presión, casa de
máquinas, subestación, vías de acceso, equipo hidromecánico, y equipo eléctrico,
incluidos los rubros de transporte, diseños, manejo ambiental, gerencia del proyecto
y comisionamiento en cada uno de los ítems representa una cifra total de
23’032.811.62 USD, como se puede ver en la siguiente tabla.
127
PROYECTO HIDROELÉCTRICO “SIGCHOS”
COSTOS DE CONSTRUCCIÓN
ITEM
1
2
3
4
5
6
7
8
DESCRIPCIÓN
Captación
Túnel de conducción
Tanque de carga
Tubería de presión
Casa de máquinas y
subestación (obra civil)
Vías de acceso
Imprevistos 5%
Equipo hidromecánico y
Electromecánico **
TOTAL
COSTO USD.
1’849.392,00
5’974.376,00
856.165,00
367.200,00
554.000,00
4’500.000,00
705.56,65
8,226,621,97
23’032.811,62
Fuente: CAMERI C.A. (ITEMS 1 a 7)
Tabla Nº 29 Costo Total de la construcción del proyecto hidroeléctrico
** Ver anexo Nº 12 Descripción de costos de los equipos hidromecánicos y
electromecánicos.
6.8.1 PERÍODO DE ANÁLISIS:
Se considera un período de construcción, montaje (preoperativo) de tres años. La
operación comercial se iniciaría comienza en el año 2011 y se extiende por 50 años
de vida util.
6.8.2 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.
Los costos de operación y mantenimiento se dividen en costos fijos y costos
variables
6.8.2.1 Costos Fijos Anuales.
“Son los costos necesarios para la instalación y operación de un determinado equipo
(inversión, seguros, personal, depreciación, rentabilidad, etc.), sea que este funcione
o no.”24, se desglosan en:
24
Procedimiento del Mercado Eléctrico Mayorista Glosario de términos p5
128
a)
inversión, depreciación y seguros.
b)
Costos fijos de operación.
Es la mano de obra básica de operación más administración. En una Central
Hidroeléctrica representa entre el 1.5 y el 2.0% de la inversión total
Costos fijos de mantenimiento.
c)
Los componentes (b y c) no son dependientes del número de horas de operación de la
central.
6.8.2.2 Costos Variables Anuales.
“Son aquellos costos en los que se incurre para operar y mantener los equipos y que
cambian en función de la magnitud de la producción”25 y son los siguientes:
d)
Costos variables de combustibles, lubricantes con transporte y
tratamiento.
e)
Costos variables de captación y de agua de refrigeración.
f)
Costos de Energía eléctrica auxiliar.
En una central hidroeléctrica es aproximadamente el 0,5% de la potencia de la
central la que se utiliza en servicios auxiliares.
g)
Costos variables de mano de obra, repuestos, partes, piezas y
herramientas
Utilizados durante un ciclo operativo entre dos mantenimientos mayores.
h)
Costos variables de mano de obra, equipos de Operación y
Mantenimiento para mitigación ambiental.
6.8.2.3 Criterio para la Evaluación de los Costos de Operación y Mantenimiento.
Criterio 126
El mantenimiento de la planta, su operación y gastos administrativos constituyen los
egresos del proyecto:
25
Procedimiento del Mercado Eléctrico Mayorista Glosario de términos p5
ORTIZ, Ramiro. Pequeñas Centrales Hidroeléctricas. McGraw-Hill Internacional S.A. Colombia
2001 p50
26
129
o Costos de operación, anual=
(2.0%
del
costo
del
KW
instalado)
o Reparación y mantenimiento anual de la planta=
(1% del costo del KW
instalado)
o Insumos para administración anual=
(0.5 % del costo del kW
instalado)
o Total de los egresos anuales del proyecto:
(3.5%
del
costo
del
KW
instalado)
Cabe recalcar que el autor no considera un porcentaje por los seguros de la planta,
este valor por comparaciones de otros proyectos similares varia entre el 1.8 y el 2.0%
del costo total de la inversión.
Con este criterio se obtiene un total de egresos por Operación y Mantenimiento del
5.50% del costo total de la inversión, incluyendo operario, mantenimiento,
administración y seguros.
Criterio 227
Respecto a los costos de operación y mantenimiento: “Estos valores se obtienen
como un porcentaje del costo de obra fundamentado en la experiencia de los
profesionales del área. De acuerdo a ésto los costos fijos de operación y
mantenimiento contemplan:
a) 1% del costo total de las obras civiles que corresponde al mantenimiento de
las mismas
b) 1.5% del costo total de las obras electromecánicas.
c) Los costos variables por operación y mantenimiento se estiman en la mitad de
los costos fijos.”,
d) los costos del seguro y una cobertura contra todo riesgo se estima en un valor
porcentual de las amortizaciones que no seria mayor al 2% de las inversiones.
Cabe recalcar que los autores, no consideran:
27
SANDOVAL Nestor, ERAZO Bayron, Análisis técnico económico del proyecto hidroeléctrico
Coca – Codo Sinclair. Tesis Escuela Politécnica del Litoral Guayaquil Ecuador Año 2003 p200
130
e) los sueldos del personal administrativo por ser un valor pequeño, pero en la
Tabla Nº 30 se le considera un valor similar al calculado en la Tabla Nº 31
ITEM
TOTAL DE LA INVERSIÓN
a
1% de las Obras Civiles
b
1.5% del Eq. Electromec
a+b
SUB TOTAL COSTOS FIJO
c
COSTOS VARIABLES
d
SEGUROS
e
SUELDOS ADMINISTRATIVOS
COSTO
TOTAL OP Y MTO
% DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
RESPECTO A LA INVERSIÓN
23,032,811.62
148,061.90
123,399.33
271,461.23
135,730.61
460,656.23
58,566.00
926,414.07
4.022
Fuente: Análisis técnico económico del proyecto hidroeléctrico Coca – Codo
Sinclair
Tabla Nº 30 Costo Total de Op y Mto Según Coca Codo Sinclair.
El total de los costos Fijos y Variables, Seguros y Gastos Administrativos
representan en el caso de “Sigchos” un 4.022% del costo total de la inversión.
Criterio 328
Al recopilar la información de los costos de proyectos hidroeléctricos pequeños del
Ecuador tales como:
o “La Esperanza” provincia. de Manabí con una potencia instalada de 6MW
ejecutado en el año de 1990:
o “Río Blanco”, provincia del Chimborazo con una potencia instalada de 3
MW, año de entrada en servicio 1993
o “ San Miguel”, provincia del Carchi con una potencia Instalada de 2.95 MW
año de puesta en servicio 1993
o “Perlabi”, provincia de Pichincha, con una potencia de 2.36 MW, año de
entrada en servicio 2004.
Para estas centrales, los valores de operación y mantenimiento varían entre 2% y el
4%. del costo total de la inversión, incluido el pago de seguros
28
Recopilación de información de proyectos de pequeña escala realizados en el Ecuador.
131
Para los costos variables se utiliza el criterio de Perlabi que dice:
“Los costos variables de producción son inferiores a 1 milesimo de dólar por
Kilovatio – hora, normalmente se desprecian o son incorporados a los costos fijos de
producción.”29
En la Tabla Nº 30 se pude ver en detalle todos los costos de operación y
mantenimiento que ascendería para la central “Sigchos”.
COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ANUALES USD
CENTRAL HIDROELECTRICA "SIGCHOS"
N°
1
CANTIDAD
DESCRIPCIÓN
VALOR
VALOR
MENSUAL
ANUAL
PERSONAL ADMINISTRATIVO
1.1
1.2
Jefe despacho de carga (1/4 de tiempo)
Administrador y ventas ( tiempo completo)
1
1
600
700
7,200.00
8,400.00
1.3
Contador (1/4 de tiempo)
1
350
4,200.00
1.4
1.5
Secretaria
Mensajero
1
1
300
200
3,600.00
2,400.00
1.6
CARGAS SOCIALES (promedio)
SUBTOTAL "A"
25,800.00
6,966.00
58,566.00
0.254%
27.00%
SUBTOTAL 1
2
PERSONAL OPERATIVO
SUELDOS PERSONAL EN LA PLANTA
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
Jefe de la Planta (tiempo completo)
Operadores
Ayudantes Operadores
Mantenimiento (Tec. Electromecánicos)
Chofer
Rejilleros
2.7
CARGAS SOCIALES (promedio)
1
4
4
3
1
3
900
600
400
500
300
250
10,800.00
28,800.00
19,200.00
18,000.00
3,600.00
9,000.00
89,400.00
24,138.00
113,538.00
0.493%
SUBTOTAL "B"
27.00%
SUBTOTAL 2
3
3.1
3.2
3.3
3.4
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA PLANTA
Costos de Operación y Mantenimiento
COSTOS FIJOS
SEGUROS
SUELDOS PERSONAL DE LA PLANTA (SUBTOTAL 2)
DEPRECIACIONES
AMORTIZACIONES
SUB TOTAL 3
23032811.6
VARIABLES VARIABLES.
1.8-2.0%
1.80%
414,590.61
113,538.00
281,931.71
3,000.00
813,060.32
3.530%
########
COMBUSTIBLE
REPARACIONES
MANTENIMIENTO
MITIGACION AMBIENTAL
ENERGIA ELECTRICA AUXILIAR
SUB TOTAL 4
130,000.00
0.564%
########
TOTAL3 =SUBTOTAL1+ SUBTOTAL3 +SUBTOTAL4
% COSTO DE OPERACION Y MANTENIMIENTO
1,001,626.32
4.349%
Tabla Nº 31 Costo Total de Operación y Mantenimiento
29
CAMINOS Y CANALES C. LTD Proyecto Hidroeléctrico Perlabi p12 Junio 2001
132
De los resultados obtenidos los criterios Nº 2 y Nº 3 son similares pues ascienden
alrededor del 4.18% promedio del valor total de la inversión.
6.9 ÍNDICES DE FACTIBILIDAD DEL PROYECTO
Una vez encontrado los siguientes parámetros como son:
o Costo total de la inversión. Tabla Nº 29
o Costos totales durante la operación Tabla Nº 31
o Ingresos durante la operación. Anexo Nº13
Se procede a determinar la factibilidad y la rentabilidad del proyecto.
6.9.1 COSTO TOTAL DE LA INVERSIÓN.
El costo total de la inversión asciende a la cantidad de 23’032.811.62 USD. (Veinte y
tres millones treinta y dos mil ochocientos once con 62/100 Dólares de Estados
Unidos Norte América).
6.9.2 COSTO DEL KILOVATIO INSTALADO,
El costo referencial de construcción es de 23’032.811.62 USD, la capacidad de la
planta es de 18.000 KW, por lo mismo el costo del KW instalado es de:
Costo
23'032.811.62 USD
=
= 1.279.60 USD
kW
Potencia Instalda
18.000 kW
Valor adecuado y de acuerdo con el precio internacional para este tipo de proyectos.
6.9.3 COSTO DEL KILOVATIO – HORA. (kWh)
En función de los costos de operación y mantenimiento, y la energía generada
durante el año se puede calcular el costo del kilovatio – hora anual.
133
Para este proyecto la producción de energía generada durante un año es de:
131’690.838.37 kWh; de igual forma los costos de operación y mantenimiento
durante este período es de: 1’001.626.32 USD.
El cálculo del costo del KWh es de:
Costos kWh =
Costos de Op y Mto
Generacion anual
Costos kWh =
USD
1'001.626.32 USD
= 0.00761
kWh
131'690.838.37l KWh
Costos kWh = 0.761
ctvUSD
.
kWh
El costo del Kilovatio –Hora es de 0,761 ctvUSD, valor muy competitivo para el
mercado.
6.9.4 VENTA DE ENERGÍA.
Según Regulación del CONELEC 007/02 del, en la cual contempla un mercado de
contratos entre los Agentes Distribuidores y Grandes Consumidores, pactan el
suministro de una determinada cantidad de energía producida por la empresa
generadora; los precios a pagar por dicha energía son de libre acuerdo entre las
partes.
Los montos de energía también son de libre acuerdo pero bajo restricciones sobre las
cantidades máximas establecidas en el Reglamento para el funcionamiento del
Mercado Eléctrico Mayorista.
De acuerdo al reglamento, los generadores hidroeléctricos no podrán comprometer
en contratos una cantidad superior a aquella proveniente de su energía firme
mensual, pudiendo excederse en un 2% máximo del total de la generación primaria,
por lo tanto Central Hidroeléctrica “Sigchos” no podrá entregara mas de 99.15 GWh
anuales en la venta por contratos a Empresas Distribuidoras o Grandes Consumidores
a un valor Precio Referencial de Generación (PRG) máximo de 4.16ctv USD,
134
La cantidad restante de energía producida o sea la Energía Secundaria, 34,78 GW-H
sería comercializada en el mercado “spot”, pero descontando los 0,65GW-H anuales
por autoconsumo de servicios auxiliares, lo que da una cantidad de 31,87GW-H,
energía que esta sería comercializada en un valor no menor al precio referencial de
generación.
Como ingreso adicional se tendría la Venta de Bonos del Carbono a los países
europeos, puestos en la bolsa de valores o se realizarían negociaciones directamente
con los interesados. Dichos bonos tendrían un valor conservador de 10 USD por
cada tonelada, ya que en la semana 46 del presente año 2007 los bonos del carbono
se cotizaron en un valor de 18 USD por cada tonelada. Este ingreso representaría
anualmente una cantidad aproximada de 850.000 dólares, cantidad importante que
influirá positivamente para la cancelación de la deuda y la recuperación de capital.
6.10 EVALUACIÓN FINANCIERA
6.10.1 TASA INTERNA DE RETORNO. (TIR)
“Es aquella tasa que iguala el valor presente de los ingresos con el valor presente de
los egresos, representa la tasa de interés más alta que el inversionista podría pagar sin
perder dinero”30.
Se presenta los cálculos respectivos:
30
CALDAS, Marco, “Planificación Financiera” p175, Primera Ed
135
TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
Tiempo (t) AÑOS
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
FFP
2,629,339.37
5,241,489.74
7,853,640.11
10,465,790.48
13,077,941.86
15,687,093.23
18,293,316.30
20,899,539.37
23,505,762.44
26,111,985.51
28,718,208.58
31,321,806.94
33,924,854.30
36,528,001.65
39,131,150.01
41,734,298.37
44,337,446.72
46,940,594.08
49,544,011.44
49,917,810.82
SUMATORIA
INVERSION
VAN:
FFP(15%)
2,286,382.06
3,963,319.27
5,163,895.86
5,983,849.68
6,502,048.44
6,781,963.30
6,877,135.18
6,832,096.49
6,681,804.73
6,454,483.47
6,172,784.30
5,854,269.67
5,513,737.25
5,162,453.45
4,809,002.54
4,459,926.19
4,120,096.55
3,793,040.29
3,481,225.86
3,049,992.17
103,943,506.73
23,032,811.62
80,910,695.11
FFP(53%)
1,718,522.46
2,239,091.69
2,192,788.29
1,909,881.02
1,559,847.88
1,222,908.30
932,078.37
695,993.63
511,624.66
371,471.58
267,024.80
190,348.58
134,750.19
94,830.03
66,397.41
46,283.93
32,137.82
22,238.36
15,341.01
10,102.45
14,233,662.47
23,032,811.62
-8,799,149.15
Fuente: Proyección de ingresos y gastos operacionales.
Tabla Nº 32 Tasa interna de retorno
Donde:
FFP = Flujo de fondos proyectados
VAN = Valor Actual Neto.
TM = Tasa Mayor
tm = tasa menor
VANtm


TIR = tm + (TM - tm)

 VANtm - VANTM 


80'910.695.11

TIR = 15 + (53 − 15)
 80'910.695.11 - (-8'799.149.15) 
TIR = 15 + (38) × (0.9019)
TIR = 49,272%
Como se puede apreciar la tasa interna de retorno para el presente proyecto es de
49,272%, lo que hace factible e interesante este proyecto.
136
6.10.2 VALOR ACTUAL NETO, (VAN)
El método del Valor Actual Neto es muy utilizado debido a su fácil aplicación y
porque todos los ingresos y egresos futuros se transforman a dinero de hoy (dólares)
y así puede verse, fácilmente, si los ingresos son mayores que los egresos.
Cuando el VAN es menor que cero implica que hay una perdida a una cierta tasa de
interés o por el contrario si el VAN es mayor que cero se presenta una ganancia.
Cuando el VAN es igual a cero se dice que el proyecto es indiferente.
En la aceptación o rechazo de un proyecto depende directamente de la tasa de interés
que se utilice.
Formula a utilizarse:
n
VAN = − Io − ∑
t =1
FFP
1 + it
(
)
En donde:
FFP= Flujo de fondos proyectados.
i= Tasa de rendimiento mínimo aceptable.
t= Período de tiempo
Io=Inversión.
137
VALOR ACTUAL NETO (VAN)
Tiempo (t) años
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
FFP
2,629,339.37
5,241,489.74
7,853,640.11
10,465,790.48
13,077,941.86
15,687,093.23
18,293,316.30
20,899,539.37
23,505,762.44
26,111,985.51
28,718,208.58
31,321,806.94
33,924,854.30
36,528,001.65
39,131,150.01
41,734,298.37
44,337,446.72
46,940,594.08
49,544,011.44
49,917,810.82
(1+ I )
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
1.1082
(1+ I )`-ţ
BNt/(1+i )´-ţ
0.902364194
0.814261139
0.734760097
0.663021202
0.598286593
0.539872399
0.487161523
0.439597115
0.396676696
0.357946847
0.322998419
0.291462208
0.26300506
0.237326349
0.2141548
0.193245623
0.174377931
0.157352401
0.141989173
0.128125946
2,372,621.70
4,267,941.41
5,770,541.37
6,939,040.99
7,824,357.28
8,469,028.66
8,911,799.82
9,187,377.21
9,324,188.19
9,346,702.89
9,275,935.96
9,129,123.00
8,922,408.35
8,669,057.27
8,380,123.60
8,064,970.50
7,731,472.24
7,386,215.20
7,034,713.21
6,395,766.71
TOTAL VAN ACTUALIZADO
INVERSION
TOTAL VAN
153,403,385.55
23,032,811.62
130,370,573.92
Fuente: Proyección de ingresos y gastos operacionales.
Tabla Nº 33 Valor Actual Neto.
Se realiza con una tasa de costo de capital 2.42% y una tasa de riesgo país del 8.40%,
es decir con una tasa de descuento del 10.82%.
6.10.3 PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL. (PRC)
“Se defina como el espacio de tiempo (años meses y días), necesarios para que el
flujo de recibidos en efectivo como producidos en una inversión iguale al
desembolso de efectivo originalmente requerido para la misma inversión”31
Se presenta el cálculo del PRC.
31
CALDAS, Marco. “Planificación Financiera” p164, Primera Ed.
138
PERIODO DE RECUPERACION DE CAPITAL
Años
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
Inversiones en $
23,032,811.62
Utilidad
Utilidad Acumulada
2,321,663.56
2,347,985.86
2,377,156.66
2,409,483.76
2,445,309.16
2,445,309.16
2,485,009.96
2,526,370.99
2,575,128.49
2,629,160.89
2,689,039.69
2,755,397.59
2,826,573.44
2,907,572.54
2,997,974.84
3,098,059.34
3,208,972.64
3,331,886.54
3,468,099.74
3,619,051.34
3,786,336.14
2,321,663.56
4,669,649.42
7,046,806.07
9,456,289.83
11,901,598.99
14,346,908.15
16,831,918.10
19,358,289.09
21,933,417.58
24,562,578.47
27,251,618.15
30,007,015.74
32,833,589.19
35,741,161.73
38,739,136.57
41,837,195.92
45,046,168.56
48,378,055.11
51,846,154.85
55,465,206.19
59,251,542.34
Fuente: Proyección de ingresos y gastos operacionales.
Tabla Nº 34 Período de recuperación de capital.
La recuperación de capital del presente proyecto es en el tiempo de 9 años 3 meses y
6 días
6.10.4 RELACIÓN BENEFICIO/COSTO. (R B/C)
Este método de evaluación financiera define cual es el beneficio sobre el costo de la
inversión.
La relación Beneficio / Costo (R B/C) se obtiene dividiendo el valor actualizado del
flujo de ingresos, por el valor actualizado del flujo de costos.
“El coeficiente obtenido de la relación costo/beneficio puede tener los siguientes
valores:
R B/C>1
significa que el VAN de los ingresos es superior al VAN de los
egresos, por lo tanto el proyecto es atractivo.
139
R B/C=1
significa que el VAN de los ingresos es igual VAN de los egresos,
por lo tanto el proyecto seria indiferente, quiere decir que la tasa de de interés de
oportunidad utilizada será igual a la tasa interna de rentabilidad del proyecto.
R B/C<1
significa que el VAN de los ingresos es inferior al VAN de los
egresos, por lo que significa que el VAN de todo proyecto sería negativo, por lo tanto
el proyecto no es atractivo.
La relación costo beneficio se lo utiliza especialmente en proyectos que son
financiados con organismos internacionales como el Banco Mundial, Banco
Interamericano de Desarrollo BID etc., pero utilizado precios sociales o parámetros
nacionales de cuenta para su cálculo.”32
La formula para el cálculo seria la siguiente:
R B/C =
∑ Beneficios Actualizados
∑ Costos Actualizados
R B/C =
43'271.921.85
19'801.716.41
R B / C = 2,18
La relación costo beneficio para el Proyecto Hidroeléctrico “Sigchos” es de 2,18 este
resultado nos permite interpretar que el proyecto es rentable por que su coeficiente es
mayor que 1, lo que significa que su rentabilidad estará situada por arriba de Tasa
Mercado Anual
32
CALDAS, Marco. “Planificación Financiera”, p180; Primera Ed.
140
CONCLUSIONES •
El proyecto representa una interesante fuente de trabajo el Ecuador.
•
La inclusión de “Sigchos” al parque energético nacional es muy importante
ya que en él se inscribe un concepto de desarrollo económico sustentable
basado en el uso de energía limpia y amigable con el ambiente.
•
“Sigchos” es un proyecto interesante por sus características y con un
adecuado plan de operación y mantenimiento puede tener una vida útil de 50
años ó más sin mayores problemas.
•
Dentro de las bondades que brinda la central hidroeléctrica “Sigchos” están
las de poder generar energía limpia, económica y de calidad
•
Este proyecto puede ayudar a reducir el costo de energía mejorando la
competitividad del sector industrial, aumentando las oportunidades de
comercio en el ámbito nacional.
•
Es muy económico la implementación de generación hidroeléctrica cuya
materia prima es el agua, mientras que el costo de generación de energía
térmica es muy elevado, debido al combustible en el caso mas critico si se
quema diesel.
•
“Sigchos” con la posibilidad de generar anualmente 131.69GWh, si se la
compara con una central de generación térmica, el Ecuador dejaría de
importar 8.23 millones de galones de diesel, a un costo de 1.00 USD, se
puede apreciar que en el lapso de tres años el Ecuador tendría la cantidad de
dinero suficiente para realizar la construcción de un proyecto similar
141
•
Fomentar el uso de recursos naturales propios del sector y propiciar la menor
dependencia de los derivados del petróleo mediante el aprovechamiento de
pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas, de las cuales el Ecuador tiene
un alto potencial en recursos hídricos.
•
Aprovechar como política nacional aplicable al sector publico y privado la
ejecución de proyectos de este tipo, como fuentes de energía renovables.
•
El capital de inversión se recupera en alrededor de 10 años de iniciada la
operación de la central
142
RECOMENDACIONES
•
Los equipos y accesorios a ser instalados en esta planta de generación deben
ser de marcas reconocidas y respaldadas con referencias comprobadas, por
suministros de otras instalaciones
•
El contrato de concesión debe contener todas las cláusulas de garantía de
cumplimiento de la potencia y energía prescritas en las regulaciones del
CONELEC.
•
“Sigchos” es un proyecto de generación eléctrica producida con recursos
energéticos renovables no convencionales, por tal motivo este proyecto
debería ser incluidos dentro de los beneficios económicos de la Regulación
CONELEC. 009/06
•
Calificado al proyecto como obra de desarrollo limpio para poder vender
Créditos de Reducción de Emisiones de Carbono, puede ayudar
económicamente al financiar una parte importante de la inversión, pues el
tiempo de recuperación del capital podría reducirse si se toma el ingreso de
por la venta de los bonos de carbono.
•
La experiencia recomienda que la responsabilidad en el suministro y montaje
del grupo turbina generador se encuentra centralizada o unificada en una sola
compañía o contratista.
143
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Turbinas Pelton
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www.personales.ya.com
Turbinas Hidráulicas
[27]
www.GEindustrial.com
145
ANEXOS.
Anexo 01
Diagrama eléctrico unifilar básico
Anexo 02
Diagrama unifilar básico de protecciones
Anexo 03
Diagrama unifilar
Servicios Auxiliares sistema de corriente
alterna.208/120v
Anexo 04
Diagrama bifilar y disposición Servicios Auxiliares Sistema de
Corriente Continua 125 Vcc
Anexo 05
Casa de Maquinas Planta
Anexo 06
Detalle de tableros Casa de Máquinas
Anexo 07
Subestación 13.2/69 KV, Planta
Anexo 08
Subestación 13.2/69 KV, Cortes
Anexo 09
Subestación Cerramiento y Puertas.
Anexo 10
Implantación de la casa de maquinas y Subestación 13.2/69 KV,
Anexo 11
Diagrama Unifilar del Sistema Cotopaxi
Anexo 12
Presupuesto de Equipo Hidromecánicos y Electromecánicos
Anexo 13
Flujo de caja
Anexo 14
Cuadro de Perdidas y Ganancias.
146