ER HI1 Evaluación técnico económica de una instalación de ... · Redes de distribución: parten...

Servicio de Consultoría y Asistencia Técnica en materia de Eficiencia Energética

Enero 2015

ER – HI1

Evaluación técnico económica de una instalación de microgeneración hidráulica en Santa Cruz de

La Palma

ÍNDICE

1. CONTEXTO .................................................................................................................... 3

1.1 Introducción ........................................................................................................... 3

1.2 Redes de regadío ................................................................................................... 4

1.3 Infraestructuras de riego existentes .................................................................... 6

1.4 Área de estudio ...................................................................................................... 7

2. MICRO-GENERACIÓN HIDRÁULICA ........................................................................... 9

2.1 Introducción ........................................................................................................... 9

2.2 Micro-central hidroeléctrica de Aduares ............................................................ 10

2.3 Infraestructuras ................................................................................................... 12

3. DISEÑO BÁSICO DE LA INSTALACIÓN .................................................................... 17

3.1 Introducción ......................................................................................................... 17

3.2 Determinación del salto hidráulico y los caudales clasificados ...................... 19

3.3 Selección del grupo turbina-generador ............................................................. 25

3.3.1 Introducción .................................................................................................. 25

3.3.2 Tipos de turbinas elegibles .......................................................................... 27

3.3.3 Selección de la turbina ................................................................................. 29

3.3.4 Determinación de los parámetros básicos de la turbina Pelton ............... 32

3.4 Generador y transformador ................................................................................ 34

3.4.1 Introducción .................................................................................................. 34

3.4.2 Generador asíncrono ................................................................................... 34

3.4.3 Transformador .............................................................................................. 36

3.5 Elementos de regulación, control y protección ................................................. 37

3.5.1 Regulador de velocidad ............................................................................... 40

3.6 Obra civil e instalaciones auxiliares ................................................................... 41

4. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS BÁSICOS DE DISEÑO .......................... 42

4.1 Recurso y turbina hidráulica............................................................................... 42

4.2 Energía generada ................................................................................................. 43

5. ESTUDIO ECONÓMICO .............................................................................................. 45

6. REFERENCIAS ............................................................................................................ 51

ANEXOS ............................................................................................................................. 53

2. Determinación de los parámetros fundamentales de una Turbina Pelton ................. 56

3. Esquemas tipo. Unifilar de potencia y obra civil ......................................................... 58

TABLAS

Tabla 1.1 Plan Hidrológico Insular (Proyecto). Comarca de S/C de la Palma. Infraestructuras previstas

de Transporte y regulación en alta ...........................................................................................................8

Tabla 3.1. Pérdidas de carga en el tramo de Sifón Las Nieves – LP 3 hasta Aduares ........................ 21

Tabla 3.2. Curva de caudales clasificados ............................................................................................ 23

Tabla 3.3. Clasificación de turbinas hidráulicas .................................................................................... 26

FIGURAS

Figura 1.1. Flujos hidráulicos Insulares ....................................................................................................4

Figura 1.2. Distribución territorial del consumo de riego agrícola ............................................................5

Figura 1.3. Evolución de la demanda de riego agrícola para cada una de las alternativas ....................6

Figura 2.1. Sifón Las Nieves - La Palma 3 ............................................................................................ 11

Figura 2.2. Situación del Complejo Aduares y el sifón Las Nieves – La Palma 3 ................................ 13

Figura 2.3. Localización del Complejo Aduares .................................................................................... 15

Figura 2.4. Vista del Complejo Aduares ................................................................................................ 15

Figura 2.5. Proyecto de la futura balsa de Aduares .............................................................................. 16

Figura 3.1 Rendimiento de los flujos energéticos en un aprovechamiento de micro-generación ........ 19

Figura 3.2 Perfil de la línea recta Las Nieves - Aduares ....................................................................... 21

Figura 3.3 Topografía de la zona del sifón Las Nieves - Aduares ........................................................ 21

Figura 3.4 Curva de caudales clasificados para el aprovechamiento micro-hidráulico en Aduares .... 24

Figura 3.5 Alzado y despieze de una turbina tipo Pelton (micro-hidráulica) ......................................... 28

Figura 3.6 Rodete pelton de una turbina micro-hidráulica .................................................................... 28

Figura 3.7 Principio básico de funcionamiento de una turbina tipo Turgo ............................................ 29

Figura 3.8 Diagrama de selección de turbina 1 .................................................................................... 29

Figura 3.9 Diagrama de selección de turbina 2 .................................................................................... 30

Figura 3.10 Imagen 1de una micro-turbina pelton de eje horizontal..................................................... 31

Figura 3.11 Imagen 2 de una micro-turbina pelton de eje horizontal.................................................... 31

Figura 3.12 Planta, alzado y vista isométrica de una micro-turbina pelton de eje vertical y de potencia

similar a la propuesta en Aduares ......................................................................................................... 32

Figura 3.13 Esquema general de un sistema de automatización ......................................................... 38

Figura 3.14 Imágenes de pantallas SCADA ......................................................................................... 39


1. CONTEXTO

1.1 Introducción

La Palma, en primer lugar y a diferencia del resto de islas, cuenta con arroyos de corrientes

continuas, entre los que destacan los de la Caldera de Taburiente y Marcos y Cordero junto

con los del Barranco del Río.

El clima está marcado por las importantes alturas existentes en la Isla, superiores a 2.000

metros sobre el nivel del mar, lo que provoca grandes variaciones climáticas zonales, algo

curioso en un territorio tan pequeño. La zona nordeste es húmeda, debido a la influencia de

los vientos alisios, mientras la parte sudoeste es mucho más seca y soleada. La orografía

abrupta, marcada por profundos barrancos, sobre todo en la zona norte de la Isla, hace que

los aprovechamientos hidroeléctricos se hayan implantado en su territorio, y que por su

orografía, recursos hídricos y ubicación de los mismos, tiene una enorme potencialidad de

cara a desarrollar proyectos futuros.

En el siglo XIX se dio un aprovechamiento en Santa Cruz de La Palma, explotado por la

Sociedad “El Electrón”, con la que suministraba el alumbrado público. Se inauguró en 1893,

en una zona donde ya existían molinos que utilizaban el agua para moler cereal destinado a

la elaboración del gofio.

Así mismo, en la zona del Valle de Aridane, durante el pasado siglo se instalaron dos

aprovechamientos hidroeléctricos en Argual y Tazacorte. Y en la zona de San Andrés y

Sauces, en 1955 arrancó la central hidroeléctrica del Mulato, existente en la actualidad, y

que aprovecha caudales de los nacientes de Marcos y Cordero. Actualmente lleva varios

años sin turbinar.

En La Palma, el agua se capta en las zonas altas de la Isla y su almacenaje y consumo

tiene lugar en zonas bajas, con lo que los elementos necesarios para generar energía se

dan: recurso y altura. Y ello combinado con un balance hídrico de 516 hm3/año de

precipitación, 15 hm3/año de escorrentía superficial y 253 hm3/año de infiltración (el 49%),

de los que 219 hm3/ año alimentan los acuíferos insulares, de los que se extraen 62,3

hm3/año mediante pozos, galerías y nacientes, con unos excedentes de 157,0 hm3/año y

con una captación de superficiales año-medio de 17,0 hm3/año. La tipología de la isla y el

desequilibro hidráulico geográfico y estacional (ver figura siguiente), ha condicionado el tipo

de infraestructuras existentes (transporte y regulación). Debido a este flujo de agua/energía

a través de las infraestructuras, surge la necesidad de estudiar aprovechamientos

energéticos que, teóricamente, pueden existir en las redes de transporte.


Figura 1.1. Flujos hidráulicos Insulares

Fuente: Proyecto del Plan Hidrológico Insular (CIAP, 2008)

Dentro de los usos del agua, destaca el uso agrícola. Existe una red de regulación en alta

(como veremos) que muestra oportunidades que hasta ahora no están aprovechadas.

1.2 Redes de regadío

Las redes de regadío están condicionadas por los consumos hídricos de los cultivos, siendo

éstos los que condicionan a su vez a los caudales circulantes en cada una de las

conducciones.

Según el Proyecto del Plan Hidrológico (CIAP, 2008) se estima una demanda media para

uso agrícola en La Palma asciende a unos 49,73 hm³ en el 2009, representando el 85,4%

del total de la demanda. Por zonas, el área de mayor demanda de regadío (44,9%) se

concentran en la comarca “0”, correspondiente a los TT.MM. de Los Llanos de Aridane,

Tazacorte y El Paso, seguida de los municipios del Noreste de la Isla (23,5%).


Figura 1.2. Distribución territorial del consumo de riego agrícola


En la siguiente figura, se observa los diferentes escenarios futuros en cuanto a la evolución

de la demanda de riego agrícola para cada una de las alternativas planteadas en el proyecto

del Plan Hidrológico Insular:


Figura 1.3. Evolución de la demanda de riego agrícola para cada una de las alternativas


En la infraestructura de riego de la comarca sureste de la isla de La Palma, al igual en otras

comarcas, existen otros condicionantes, además de los consumos de agua de los cultivos,

como puede ser la dinámica oscilante de las extracciones de los pozos, que a su vez, se

rige principalmente, por las tarifas energéticas. Los gestores de los pozos, realizan los

bombeos en hora donde la tarifa es más económica, (en las horas valle, donde el consumo

energético en la isla es menor), consiguiendo así, además de mejores precios en la energía,

homogeneizar la curva de consumo en la isla. Sin embargo, los caudales aportados por la

mayoría de las galerías son constantes a lo largo del año, lo que supone, una necesidad

extra de almacenamiento, habiéndose estudiado esto en los proyectos de modernización de

la infraestructura de regadío de la comarca, obteniéndose como resultado que la actual

capacidad de almacenamiento de la comarca es insuficiente, como ya se expresa en el Plan

Hidrológico Insular (CIAP, 2008).

1.3 Infraestructuras de riego existentes

Conforme a su tipología, las infraestructuras de riego pueden clasificarse en lineales y

nodales.

Infraestructuras Lineales, que llevan a cabo funciones de transporte y distribución:

Conducciones de aducción: conectan las fuentes de suministro o las conducciones

generales de transporte con las balsas, estanques o depósitos

Redes de distribución: parten de los elementos de regulación hasta los puntos de

consumo.

Infraestructuras Nodales con funciones de regulación, control y tratamiento de las aguas

de riego: balsas, estanques y depósitos (elementos de regulación), puntos º volúmenes y


calidades de las aguas de riego, y estaciones de tratamiento de agua (filtración,

acidificación, etc.).

Se puede observar las infraestructuras existentes de regulación y transporte en alta, así

como las infraestructuras propuestas según el Proyecto del Plan Hidrológico Insular en el

Anexo 1.

1.4 Área de estudio

Con objeto de centrar el estudio y focalizándonos en un área concreta, se ha seleccionado

un área con alto desarrollo urbano (como se verá, el estudio se centra en generación

eléctrica para auto-consumo) y con potencial de generación en redes de riego (debido a las

redes y alturas disponibles). Podemos decir que la comarca definida por los municipios de

S/C de La Palma, Breña Alta, Breña Baja y Mazo producen, prácticamente el agua que

consumen, a excepción del agua que aporta alguna galería de Puntallana (AGRIMAC,

2003). El agua, es de origen subterráneo, ya sea de galerías o pozos, que como se acaba

de describir, es suficiente para abastecer todas las demandas de la Comarca. Un problema

que se trata en varios puntos de los diferentes estudios y proyectos desarrollados para la

comarca sureste de la isla de la Palma es la carencia de volumen de regulación, lo cual

hace que las galerías produzcan unos excedentes invernales no almacenable. Estos

excedentes están cifrados por el Plan Hidrológico Insular en 12,4 hm³ para toda la zona este

en un año normal de precipitaciones y a unas extracciones de pozos considerables para

cubrir los déficits estivales.

Breña Alta es el principal municipio que realiza el aporte de agua a la comarca es S/C de La

Palma con más de un 60% de la producción del agua. Cabe desatacar, que en el municipio

de Breña Alta está situado el túnel de trasvase, el cual cuenta con un aporte importante de

agua para la comarca, aunque parte de este aporte es bombeado al municipio de El Paso,

quedándose para la comarca unas 400 pipas/hora (57,14 l/s), de las 775 que se extraen del

total. Si se diferencia el origen de los recursos hídricos entre los de galerías y los de pozos,

se puede decir que el caudal de las galerías se mantendrá prácticamente constante a lo

largo del año, a excepción de las galerías que cuenten con cierre ya que esto permite la

regulación de extracción de agua, mientras que al intentar hacer inventario de los caudales

de los bombeos de los pozos, se encuentra que son variables en función de un año u otro,

ya que son usados para solventar las demandas puntas en época de estiaje.

La actual capacidad de regulación de la infraestructura hídrica de la zona está definida, casi

exclusivamente por depósitos de propiedad privada, obligados a realizarlo si pretenden

realizar riego a presión, siendo el único depósito construido por la administración en la

comarca, el de Aduares. Al realizar el balance hídrico se observa que la capacidad de

regulación está muy por debajo de la necesaria, por lo que, como ya se había definido en el

Plan Hidrológico Insular (CIAP, 2008), habrá que instalar una serie de almacenamientos en

forma de depósitos y balsas. Como resultado de las demandas hídricas de la comarca, se

ha determinado que la capacidad de regulación necesaria podría cubrirse con las balsas que

a continuación se presentan.


Tabla 1.1 Plan Hidrológico Insular (Proyecto). Comarca de S/C de la Palma. Infraestructuras

previstas de Transporte y regulación en alta

Sistemas de Telecontrol en el Canal General LP-III

Sifón Hidráulica Las Nieves - Canal General LP-III

Sifón El Torbellino -Velhoco

Conducción El Río -Miraflores

Balsa de Aduares – 200.000 m³ -

Balsa de San Isidro (reserva de suelo) – 50.000 m³ -

Balsa de La Rosa (reserva de suelo) – 50.000 m³ -

Balsa de Caldereta de Tigalate (reserva de suelo) – 300.000 m³ -

Fuente: Proyecto del Plan Hidrlógico Insular (CIAP, 2008)

Con la instauración de estos embalses, la regulación de la zona quedará bien ajustada a las

necesidades previstas. Aunque, aún con estas instalaciones, quedarían excedentes en años

húmedos y normales que se corregirían disminuyendo la extracción de los pozos, como se

ha explicado con anterioridad.

Complejo de Aduares

Este conjunto de instalaciones se sitúa en el barranco de Aduares, en el cruce del canal LP

1 y el canal Unión de Canales. Además en las proximidades de ese punto se encuentra la

entrada este del Túnel de Trasvase (cota 432 m.). Unido h esto, se cuenta con una estación

de bombeo al cual se encarga de elevar agua hasta el municipio de El Paso y hasta el canal

LP 2. Del túnel de trasvase se extrae un caudal de 775 pipas/h (AGRIMAC, 2008), y se

distribuye como se ha descrito con anterioridad. En este complejo, existen tres depósitos

cubiertos para abasto municipal de 2.000, 3.000 y 9.000 m³, y a menor cota (374,87 m.) el

depósito de Aduares de 13.440 m³, utilizándose este para riego, cabecera de la actual red

del mismo nombre Las redes secundarias derivadas del complejo Aduares y del resto de

redes secundarias del la comarca, no son relevantes para las actuaciones propuestas desde

el presente trabajo, ya que en estas redes el manejo de caudales es bajo (en conducciones

individualizadas), de forma general, aunque si es cierto, que el abastecimiento de agua a los

puntos de consumo, condiciona a las aducciones analizadas para la posible instalación de

los aprovechamientos hidroeléctricos.


2. MICRO-GENERACIÓN HIDRÁULICA

2.1 Introducción

Los sistemas de mini-generación presentan una pequeña contribución en el suministro a la

red, particularmente en el rango de 100 kW a 10 MW (ESHA, 2004). En España existen

multitud de aprovechamientos en el rango 1 MW - 10 MW. Algunas veces los valores del

extremo inferior de este rango suelen recibir el nombre de "generación en pequeña escala".

Los sistemas de micro-generación son aún más pequeños y, por lo general, no suministran

energía eléctrica a las redes nacionales. En España no son demasiado utilizados o

conocidos. En general, se usan en áreas apartadas a donde no llega la red y, en algunos

casos, proveen de electricidad a pequeñas industrias, comunidades rurales y son aptas para

generación de electricidad para autoconsumo. Su rango en potencia varía desde 200 watts,

-suficiente para la provisión de iluminación doméstica o a un grupo de casas mediante un

sistema de carga de baterías-, hasta 100 kW-300 kW; este último puede usarse en

pequeños talleres y para el abastecimiento de una "mini-red" local independiente que no sea

parte de la red nacional o bien esté interconectada y sirva de apoyo.

Como se definirá de forma más detallada más adelante, los parámetros que nos dan la

producción energética de un aprovechamiento hidroeléctrico son el salto neto y el caudal

con el que se cuenta. En base a esto, es necesario, en la infraestructura hidráulica de la

zona analizar, que en los tramos de conducción donde se cuente con un salto importante se

maneje un caudal considerable y, si es posible, se cuente con algún tipo de regulación para

optimizar la instalación lo máximo posible.

Con este criterio, y según lo expresado antes, donde se define la infraestructura hídrica, se

observa que los mayores caudales se manejan en la red en alta, es decir, en las

conducciones que van desde los puntos de origen del recurso hídrico (galerías y pozos),

hasta la red básica (canales La Palma 1 y La Palma 2) y las aducciones realizadas y a

realizar desde la red básica hasta los depósitos en alta de las redes de riego secundarias.

Una vez seleccionados los tramos de conducción en esta zona, se elegirán los que, además

de estar situados en esta franja de influencia, tienen un salto importante y están cerca de un

punto de consumo eléctrico o de la red de media tensión para conectarse a ella (LORENZO,

2008).

La elección se fundamente en el estudio de las aducciones entre los almacenamientos en

los pies de la red básica de transporte y los depósitos en alta de las redes de riego

secundarias, ya que son estos tramos los que conducen una cantidad importante de agua y

cuentan con un salto considerable, ya que la cota de los puntos de producción están muy

alejados, en lo que a cota se refiere a los puntos de consumo, ya que la franja de los

principales cultivos va desde la cota 0 a la cota 300 metros sobre el nivel del mar. Además

se han determinado como viables dos conducciones desde los puntos de extracción de agua

(Galerías y nacientes) hasta la red básica e incluso hasta los depósitos en alta de las redes

de riego (aducciones directas), que dan como resultado unas centrales hidroeléctricas de

carácter fluyente o semifluyente (debido a la regulación de los embalses de cabecera).


2.2 Micro-central hidroeléctrica de Aduares

Al estudiarse el origen de los caudales que alimentan a la infraestructura hidráulica de la

comarca se observa que el agua procedente de la galería Hidráulica de Las Nieves, situada

en el barranco de La Madera, en el municipio de S/C de La Palma, se encuentra a la cota

1.025 msnm. Esta galería cuenta con un caudal constante a lo largo del año de unas 275

pp/h, (36,67 l/s). En el “Estudio sobre alternativas para cubrir la demanda de agua en la

parte alta de los TT.MM. de Breña Alta y Breña Baja”, (AGRIMAC, 2006), se realizan varias

propuestas para el destino de este caudal, las cuales se reflejan en los esquemas que se

adjuntan a lo largo de este apartado. En las propuestas ofrecidas por el “Estudio Informativo

de las necesidades y funcionalidad de infraestructura en materia de riegos de la comarca

S/C de La PalmaBreñas-Mazo” (AGRIMAC, 2003), se incluía la realización de una obra

prioritaria para toda la comarca: el Sifón de alimentación del canal Intermunicipal (LP 3).

Consistiría en una conducción de acero galvanizado de 6 pulgadas de diámetro interior que

transportaría las aguas desde la galería Hidráulica de las Nieves, a cota 1025 metros sobre

el nivel del mar (msnm), bajando por el barranco de La Madera por el canal Unión de

canales y luego continuar por este siguiendo tres posibles alternativas, hasta llegar al canal

LP 3 o a la balsa a cota superior a construir. Se cubriría así el déficit en la época estival en

esta zona, sin recurrir a los bombeos existentes en el Complejo Aduares. Dentro del

“Estudio sobre la demanda de agua de la parte alta de los TT. MM. de Breña Alta y Breña

Baja”, se ofrecen cuatro alternativas que reflejan los balances hídricos, basados en los datos

de demandas y recursos expuestos del estudio nombrado.

Para la selección de la solución, se supone asumir las propuestas de crecimiento planteadas

en los Planes Generales de Ordenación (CONSEJERÍA DE MEDIO AMBIENTE DEL

GOBIERNO DE CANARIAS, GESPLAN, CCRS ARQUITECTOS, 2011) de los municipios de

la comarca y en el Plan Territorial Especial de la Actividad Turística de La Palma

(instauración del Campo de Golf “La Pavona” con sus respectivos consumos de agua), etc, y

según está todo recogido en el Plan Hidrológico Insular (CIAP, 2008). Las nuevas demandas

de los equipamientos turísticos y de las segundas residencias serían satisfechas con los

recursos vinculados actualmente a la agricultura y con el aumento del bombeo desde

Aduares. La presión sobre el agua se vería agravada en los años secos que aceleraría el

abandono creciente de los terrenos de cultivo. Para resolver esta situación, entre las

propuestas, y debido a que es la base del estudio de la micro-central hidroeléctrica de

Aduares, se destaca el sifón de alimentación del canal LP 3 como ya se ha mencionado,

desde la galería Hidráulica de Las Nieves según (como se ha visto en las propuestas del

proyecto de Plan Hidrológico Insular)


Figura 2.1. Sifón Las Nieves - La Palma 3

Fuente (LORENZO, 2008)

En la actualidad, el canal La Palma 3 (antiguo canal Intermunicipal) es alimentado por tres

galerías que abastecen, por gravedad, al canal con un caudal aproximado de unas 180 pp/h,

apenas 24 l/s. Este caudal es insuficiente para abastecer las necesidades hídricas de la

franja de cultivos por encima del canal La Palma I. En la actualidad, en el complejo Aduares,

existen unos grupos de bombeo, los cuales se encargan de llevar hasta el municipio de El

Paso un volumen considerable de agua. Paralelo a este bombeo, existe otro, que lleva el

déficit de agua que solicita el canal La Palma 3, con el consiguiente consumo de energía

que esto supone.

La propuesta se basa en situar la turbinación en el punto del actual bombeo, lo que ofrece

una interesante disposición, ya que el caudal de agua que va desde la galería hidráulica de

Las Nieves se suba por gravedad hasta un futuro depósito, denominado San Isidro, el cual

se encarga de abastecer al canal LP 3. Esto es posible, ya que la cota de la galería

hidráulica de Las Nieves es de 1.025 m, mientras que la del canal LP 3 va entre los 775 m y


los 600 aproximadamente. Esto su pone la desaparición del bombeo existente en la

actualidad desde el complejo Aduares, con el consecuente ahorro energético que ello

supone, y además, se propone “sustituir” el bombeo que existe en la actualidad por una

turbina, la cual aprovecha el caudal de la galería hidráulica de Las Nieves para generar

electricidad, cuando no es derivado al canal La Palma 3. El agua proveniente de esta

galería, cuando no es llevado al canal LP 3, se deriva al depósito situado en el complejo

Aduares, en el cual también se encuentra el túnel de Trasvase. Cuando el agua de la galería

Hidráulica de Las Nieves es llevada al complejo Aduares, viene desde la cota 1.025 msnm

hasta la 435 msnm a la que se encuentra el depósito del complejo Aduares, generándose un

salto de unos 590 metros, que unidos al caudal de 36,67 l/s que ofrece al galería hidráulica

de Las Nieves, forman un salto hidráulico de una potencia considerable.

Por ello, en el presente estudio, se ha elegido este emplazamiento de Aduares como una

firme alternativa para disponer en él una micro-central hidroeléctrica. Es importante

mencionar que no supone un impacto ambiental considerable, ya que en este lugar existe

una elevada cantidad de infraestructuras hidráulicas (depósito de Aduares, túnel de

Trasvase, estaciones de bombeo hacia El Paso y hacia el canal La Palma 3, etc.). Además,

el tendido eléctrico llega hasta el mismo complejo para abastecer una cantidad importante

de energía a estos bombeos.

2.3 Infraestructuras

Como se ha comentado, la galería hidráulica de Las Nieves se encuentra situada en el

Barranco de La Madera, en el municipio de S/C de La Palma. El barranco de La Madera

nace en la cumbre donde se encuentra bifurcado por varios ramales. Estos ramales se unen

todos entre las cotas 1.600 m y la 1.200, formando un sólo barranco, el barranco de La

Madera. El barranco desemboca en la zona de la entrada a la ciudad de S/C de La Palma

desde el norte, por Las Nieves. La galería Hidráulica de Las Nieves se encuentra

emboquillada en interior del barranco a la cota 1.025 msnm aproximadamente. El caudal de

esta galería ha sufrido un ligero descenso a lo largo de los años, aunque parece ser que la

tendencia actual es de recuperación, estimándose en la actualidad un caudal de 275 pp/h.

Este caudal sufre variaciones entre temporadas de invierno y temporadas de estiaje,

aunque, para esta determinación se tomará como constante a lo largo del año. Actualmente,

el caudal de la galería es derivado al canal Unión de Canales, el cual inicia su traza en la

misma bocamina de la galería hidráulica de Las Nieves. Este canal va repartiendo a las

diferentes redes de riego, las cuales van a ser modernizadas y alimentadas desde depósitos

de cabecera, y no directamente de los canales, como ocurre en la actualidad. Este canal, se

cruza con el canal La Palma I, precisamente en el complejo de Aduares, continuando con

una cota inferior al canal LP I como se puede ver en la Figura 2.2. En el Anexo 1 se pueden

observar las diferentes propuestas para el conjuntod e la Isla, según el Proyecto del Plan

Hidrológico Insular.


Figura 2.2. Situación del Complejo Aduares y el sifón Las Nieves – La Palma 3

Fuente: Proyecto del Plan Hidrológico Insular

La aducción que se pretende instalar, tiene un recorrido largo, siendo un dato muy

importante para la estimación de la potencia a instalar en la micro-central el de las pérdidas

de carga que se producen en él, en el cual ha de sobrepasar varios barrancos, en forma de

sifones, hasta alcanzar la traza del canal La Palma I, la cual sigue por diversos tramos de su

recorrido, llegando al complejo Aduares. La aducción desde la galería hidráulica de Las

Nieves, seguirá el recorrido del canal Unión de Canales, el cual se encuentra en un estado

muy deficiente de conservación en toda su traza.

En la zona del complejo de Aduares es donde se pretende disponer la micro-central

hidroeléctrica, “en sustitución” del bombeo actualmente existente. Desde el complejo

Aduares (cota 438 msnm), se pretende que se ascienda hasta la cota del canal LP 3, a unos

710 msnm de cota, a la cual se pretende emplazar el embalse de San Isidro. La redacción

de dicho embalse fue adjudicada en el año 2010 por el Consejo Insular de Aguas de La

Palma (CIAP), embalse que figura en el PHI (CIAP, 2008) y surge del mencionado estudio

informativo de las necesidades y funcionalidad de infraestructura en materia de riegos de la

comarca de Santa Cruz de La Palma-Breñas-Mazo, (AGRIMAC, 2003), donde partiendo de

datos de superficie de cultivo, infraestructuras hidráulicas existentes y recursos hídricos, se

procedió a confeccionar los balances hídricos y a la definición de una serie de actuaciones


en materia de regadíos, entre ellas la ejecución de esta balsa en San Isidro. La ejecución del

embalse de unas 100.000 pipas de capacidad, localizado en Las Pareditas en San Isidro,

vendrá a cubrir las necesidades de riego de la zona de San Isidro, La Montaña y La Rosa,

situadas por encima del canal General LP-I y servirá como regulación de los consumos

derivados del canal LP 3.


Figura 2.3. Localización del Complejo Aduares

Figura 2.4. Vista del Complejo Aduares

En el complejo Aduares, cabe destacar que en la actualidad, están concentradas una

importante cantidad de instalaciones hidráulicas de la comarca, a las que, si se les une la

micro-central hidroeléctrica propuesta desde el presente estudio, se completará aún más la

variedad de instalaciones, convirtiéndose en un punto de elevado interés hidráulico a nivel


autonómico, ya que cuenta con instalaciones de envergadura, como es el túnel de Trasvase

o la impulsión hacia el municipio de El Paso cuando se esté turbinando en la futura micro-

central hidroeléctrica de Aduares propuesta, el caudal de la Galería Hidráulica de Las

Nieves será derivado al depósito del Complejo Aduares, y desde el cual se realiza la

distribución a las redes de riego y punto de abasto público a cota inferior a éste. En este

punto, en el futuro se construiría la balsa de Aduares (complementaria a la existente con

mayor capacidad, de unos 200.000 m3).

Figura 2.5. Proyecto de la futura balsa de Aduares

Fuente: proyecto de la balsa de Aduares


3. DISEÑO BÁSICO DE LA INSTALACIÓN

3.1 Introducción

Es fundamental la elección de un caudal de diseño adecuado para definir el equipamiento a

instalar, de forma que la energía producida sea la máxima posible en función de los

caudales que circulan por la conducción elegida para disponer la central hidroeléctrica. Para

valorar el recurso hídrico hay que conocer cómo evoluciona el caudal a lo largo del año, ya

que un solo valor instantáneo no es significativo.

El conocimiento exacto de los caudales concierne cierta complejidad, siendo esto, una de

las claves del desarrollo del presente estudio. La dificultad estriba en varias cuestiones,

como puede ser el que algunas de estas conducciones están en fase de proyecto, por lo que

no hay series de datos de los caudales de agua tomados in situ. Otra de las cuestiones que

complican esta tarea, es que estos regímenes dependen del consumo de los cultivos, y

estos a su vez dependen de la climatología de la zona.

Unido a las características descritas, está la variación producida por la operatividad de los

pozos de la zona, la cual, no solo depende de la demanda hídrica de los agricultores, sino

que también está en función del coste de la energía necesaria para realizar el bombeo,

siendo gestionado de tal forma que las extracciones se realicen en las porciones del día

donde la facturación de la energía es más baja (valle y llano), obteniéndose un beneficio

económico para el gestor del pozo y ayudando a homogeneizar la curva de consumo de

energía en la isla.

Por tanto, para la obtención de un caudal de diseño, teniendo en consideración las

variaciones generadas por las circunstancias antes descritas, se opta por generar de una

curva de caudales clasificados, mediante el cual se intenta determinar el porcentaje de

tiempo en el que se alcanza o se supera un cierto valor del caudal. Se buscará, modificar el

rango de tiempo (mes, año, etc.), para definir los regímenes, de forma completa, de los

caudales que circulan por la conducción. Se han de analizar los volúmenes de consumo y

los recursos aportados, teniendo en cuenta, que por alguna de las aducciones este caudal

no es constante, dependiendo de las variables ya especificadas con anterioridad. Asimismo,

a todo ello hay que sumar, en el caso del autoconsumo, las necesidades de la carga. Para

ello se han de realizar ciertas hipótesis que se consideran conservadoras.

El salto es la otra magnitud fundamental para el diseño de una micro-central hidroeléctrica.

El salto estará definido, principalmente por la topografía del terreno, pero además, estará en

función de la cota, tanto aguas arriba como en el desagüe del aprovechamiento. Otra

circunstancia que influye en el salto aprovechado por la turbina es las pérdidas de carga

producidas, que se identifican con las pérdidas de energía del flujo hidráulico a lo largo de

una conducción, por efecto del rozamiento. Hay que identificar las pérdidas de carga en la

conducción (función de la longitud de la conducción, el diámetro interno de la conducción, el

caudal circulante y la rugosidad interna del material de la conducción) y las pérdidas

producidas por las piezas especiales y valvulería. Para el cálculo de las pérdidas de carga

en la conducción se ha usado la expresión de Darcy-Weisbach, de origen empírico, siendo


la más extendida para el tipo de tuberías que se utilizan en los tramos de infraestructura de

regadío estudiado.

A la hora de definir el salto de diseño, habrá que tener en cuenta los siguientes conceptos:

Salto bruto (Hb): Altura existente entre el punto de la toma de agua en cabecera y el

punto de descarga del caudal turbinado al final de la conducción

Salto útil (Hu): Desnivel existente entre la superficie libre del agua en la cámara de

carga (cabecera) y el nivel de desagüe en la turbina.

Salto neto (Hn): Es la diferencia entre el salto útil y las pérdidas de carga (Hp)

producidas a lo largo de todas las conducciones. Representa la máxima energía que

se podrá transformar en trabajo en el eje de la turbina (antes del generador eléctrico)

cuando la turbina es 100% eficiente

Adicionalmente, para evaluar la potencia eléctrica disponible, existen otros parámetros:

Et, que es la eficiencia de la turbina al caudal Q

Eg, que es la eficiencia del generador eléctrico

ltrans que representa las pérdidas en la transformador

lpara que representa las pérdidas debido a consumos auxiliares

Que utilizando la siguiente expresión:

Y siendo g la aceleración de la gravedad (9,81 m/s2) y ρ la densidad del agua (1000 kg/m3),

nos de la potencia útil eléctrica disponible en los bornes del transformador.

Adicionalmente, hay que considerar, para una evaluación de energía disponible, que tanto

las pérdidas hidráulicas Hp como la eficiencia de la turbina et son dependientes del caudal

Q, por lo que habría que integrar a lo largo de un periodo para los diferentes caudales

existentes (no sólo los de diseño). Para ello se usa la curva de caudales clasificados.

También se puede ver toda la cadena de transformación energética como rendimientos, de

la siguiente manera.


Figura 3.1 Rendimiento de los flujos energéticos en un aprovechamiento de micro-generación

Fuente: (ITDG, 1995)

Efectivamente, esta potencia no será constante a lo largo del tiempo a causa de la

variabilidad del caudal, y por tanto será necesario, para determinar la producción energética,

hacerlo en periodos de tiempo, donde el caudal pueda considerarse como constante, siendo

esta, una de las claves del presente estudio debido a las peculiaridades de las

infraestructuras de regadío. El salto neto se supondrá constante, aunque en realidad

también existe una cierta variabilidad, al no ser constantes aguas arriba, pero su influencia,

en relación a la altura total, es mínima. Para determinar la producción de la instalación mico-

hidráulica, será necesario hacerlo por periodos de tiempo en que las condiciones mantengan

constante las variables que definen la potencia instalada, y multiplicándose por el tiempo en

el cual se mantienen estas condiciones.

Como se ha ya considerado, este emplazamiento tiene una serie de características

singulares. Por tanto, a continuación se definirá el caudal, el salto de diseño del

aprovechamiento hidroeléctrico, la potencia instalada y la producción.

3.2 Determinación del salto hidráulico y los caudales clasificados

Al tratarse del aprovechamiento del caudal de una galería, como es la galería Hidráulica de

Las Nieves, se puede estimar el caudal como constante a lo largo del año, aunque existan

variaciones entre invierno y verano, como se ha observado a lo largo de los aforos

realizados. Sin embargo, si se estudian los aforos históricos de la galería de año en año, se

ve que ha existido una tendencia a la baja del caudal, aunque en los últimos años parece

ser que se está produciendo una recuperación del volumen de agua obtenida de la galería

Hidráulica de Las Nieves

Con todo esto se puede concluir, que el caudal que actualmente se obtiene de la galería es

de unas 275 pp./h, equivalentes a 36,67 l/s. A este caudal se le a de restar unos 10 l/s, que

se entregan antes de llegar al Complejo Aduares, concretamente cuando la futura

conducción (actual canal Unión de Canales) pase por la Galería de Las Mercedes. Por tanto,


se puede concluir que el caudal de diseño para la micro-central estudiada en este apartado

es de 26,67 l/s. Aunque el volumen de agua extraído a lo largo del año de la galería se

mantiene más o menos constante, sólo se turbinará cuando el canal LP 3 no necesite que el

agua de la galería sea derivada hacia él. Por lo tanto, los plazos de tiempo en los cuales el

agua es turbinada serán los mismos en los cuales el canal LP 3 no necesite el agua de la

galería Hidráulica de Las Nieves, siendo esto condicionante directo de la productividad de la

micro-central. Estos tiempos de turbinado serán definidos cuando se calcule la productividad

de la central a lo largo del año en relación a las cargas definitivas que ha de atender.

Para obtener el salto de diseño para este emplazamiento, se hará necesario conocer las

pérdidas de carga, ya que la longitud de la conducción, desde la galería Hidráulica de Las

Nieves hasta el complejo Aduares, si se instala en sustitución del canal Unión de Canales

será de unos 12.665 metros, lo cual supondrá unas pérdidas de carga importantes. La

disposición del tipo de conducción estará en función de la alternativa elegida para la

realización del sifón. En el caso que se amnnaliza en el presente estudio el material elegido

para las tuberías es el acero galvanizado de la serie normal (UNE 19-040) o de la serie

extra-ligera (UNE 19-043) por su facilidad de instalación en terrenos difíciles y sobre los

canales actuales, además de las altas presiones hidráulicas interiores que deben soportar,

cuestión que desestima la utilización de tubos de PVC o Polietileno. Las uniones se

realizarán mediante soldadura, con lo que se permite una realización de los diferentes

cambios de dirección con una mayor facilidad.

Con esto, se puede decir que si el salto bruto, estimado mediante la superposición del

trazado y la cartografía, es de 582 metros, ya que la cota de la galería Hidráulica de Las

Nieves es de 1.025 msnm. y la de la situación de la micro-central es la 443 msnm

aproximadamente ya que se a de disponer a una cota ligeramente superior a la del depósito

del complejo Aduares para que el agua, una vez turbinada, descienda hacia el depósito por

gravedad, siendo este depósito el que le da suministro a los bombeos existentes en este

punto, además se encargarse del abasto público en la zona.

Para el sifón se ha demostrado en el Proyecto “Modernización y mejora de la red de riego de

la comarca sudeste de la isla de La Palma” (AGRIMAC, 2007) que con una conducción de

acero galvanizado de 6 pulgadas de diámetro serie nominal es suficiente para todos los

casos. Cabe destacar las altas presiones hidráulicas interiores a soportar en la mayor parte

del recorrido de la conducción. La longitud aproximada desde la galería hidráulica de las

Nieves hasta el complejo Aduares es de 12.665 metros. El diámetro de la conducción se

mantiene constante a lo largo de su recorrido con una tubería de 155,1 mm de diámetro

interior (acero galvanizado), es decir, 6”. Con estos datos, y sabiendo que la velocidad que

alcanza el agua es de unos 1,94 m/s en su primera parte, hasta llegar a la galería de Las

Mercedes, punto donde entrega 10 l/s y continua con 26,67 l/s de caudal hasta llegar al

complejo Aduares, lo que implica una velocidad de 1,41 m/s. Ahora se puede conocer el

valor de las pérdidas de carga, las cuales serán restadas al salto bruto, para obtener el valor

del salto neto de diseño del micro-central hidroeléctrica a instalar. El trazado es bastante

complejo (la traza se puede ver en la figura Figura 2.1, se ilustra a continuación el perfil

(teórico) de la línea recta (que no corresponde con el trazado final).


Figura 3.2 Perfil de la línea recta Las Nieves - Aduares

Figura 3.3 Topografía de la zona del sifón Las Nieves - Aduares

Tabla 3.1. Pérdidas de carga en el tramo de Sifón Las Nieves – LP 3 hasta Aduares

Caudal Lonqitud Diámetro f V Hp

(l/s) (m) (mm)

m/s m

36,67 1.625 155 0,024 1,94 48,32

26,67 1.1040 155 0,024 1,41 173,39

TOTAL

12665

221,70

Como conclusión relevante para el estudio que en este documento se presenta, se puede

decir que las pérdidas de carga son muy elevadas, como cabía esperar, llegando a los

221,7m, y resultando el salto neto ser de 359 m. Esto significa que el rendimiento de la

Canal de Las Nieves

Aduares


micro-central hidroeléctrica de Aduares tenga una producción mucho más baja de la

esperada al estimar el salto bruto, ya que con el grado de pérdidas de carga con el que

cuenta, baja mucho el salto aprovechable para ser turbinado. Hay que tener en cuenta,

que el objetivo de una micro-central de este tipo es aprovechar energéticamente

infraestructuras que de otra manera no serían aprovechadas, y que el objetivo del

sifón no es la producción energética. Una vez definida la conducción del sifón, queda

definir las características principales de la caseta que alberga los diferentes elementos de la

micro-central, para completar así la definición de la infraestructura hidráulica y obra civil de

este emplazamiento.

Como se observa, la potencia instalada para esta central es, relativamente baja, aunque no

despreciable, ya que hay que tener en cuenta que gran parte de las instalaciones necesarias

para la puesta en marcha del aprovechamiento hidroeléctrico van a ser realizadas para la

infraestructura de riego y aprovechadas para disponer la micro-central hidroeléctrica,

dándole por tanto, un doble uso a las instalaciones hidráulicas dispuestas y por disponer.

La obtención de la producción energética de la micro-central hidroeléctrica de Aduares va a

estar en función de una serie de variables, las cuales van a condicionar la obtención de este

parámetro, ya que van a condicionar al número de horas en las cuales se va a poder

turbinar y cuantas horas se va a tener que derivar el caudal de la galería Hidráulica de Las

Nieves hacia el canal LP 3 (por el futuro sifón que se pretende disponer desde la galería

hasta el canal LP 3, pasando por el complejo Aduares).

El turbinado se producirá cuando el caudal de la galería sea derivado al depósito del

Complejo Aduares. Por tanto se ha de determinar los intervalos de tiempo en los cuales se

va a realizar el turbinado, es decir, el tiempo en que el agua de la galería Hidráulica de Las

Nieves no es necesaria para el abasto del canal LP 3. Los volúmenes que en la actualidad

se bombean desde el Complejo Aduares, según el “Estudio informativo de las necesidades y

funcionalidad de infraestructura en materia de riegos de la comarca Santa Cruz de la Palma-

Breñas- Mazo” (AGRIMAC, 2003) , son considerables, y si se supone que el caudal del

actual bombeo ha de ser sustituido por el aporte de agua del futuro sifón que viene desde la

galería Hidráulica de las Nieves, se puede decir que de los datos del actual bombeo hacia el

canal LP 3 desde el Complejo Aduares representa el volumen de agua que no va a ser

turbinado por la minicentral hidroeléctrica de Aduares. A partir de la información del “Estudio

informativo de las necesidades y funcionalidad de infraestructura en materia de riegos de la

comarca santa cruz de la Palma-Breñas-Mazo” (AGRIMAC, 2003), el cual, a falta de otros

datos, se va a estimar el caudal que ha de suministrar el sifón al canal LP 3. Los datos

históricos van a servir como herramienta para estimar el número de horas mensuales en las

cuales se va a realizar el turbinado por la micro-central. Ello, junto con una estimación de las

horas para autoconsumo (que se han estimado de una manera conservadora), se establece

la siguiente curva de caudales clasificados:


Tabla 3.2. Curva de caudales clasificados

Porcentaje de tiempo

que se supera un

caudal

Caudal (m3/s)

0% 0,0266

5% 0,0266

10% 0,0266

15% 0,0266

20% 0,0266

25% 0,0266

30% 0,0266

35% 0,0133

40% 0,0133

45% 0,0133

50% 0,0133

55% 0,0089

60% 0,0089

65% 0,0089

70% 0,0089

75% 0,0089

80% 0,0089

85% 0,0089

90% 0,0089

95% 0,0089

100% 0

Fuente: elaboración propia

La curva llamada de caudales clasificados (CCC) muestra, el porcentaje de tiempo en el que

se alcanza o se supera un cierto valor del caudal.

Con esta tabla se puede dibujar un gráfico como el de la figura siguiente:


Figura 3.4 Curva de caudales clasificados para el aprovechamiento micro-hidráulico en

Aduares

Fuente: elaboración propia

0

0,005

0,01

0,015

0,02

0,025

0,03

0%

5%

10

%

15

%

20

%

25

%

30

%

35

%

40

%

45

%

50

%

55

%

60

%

65

%

70

%

75

%

80

%

85

%

90

%

95

%

10

0%


3.3 Selección del grupo turbina-generador

3.3.1 Introducción

La Turbina hidráulica tiene como misión transformar la energía potencial y cinética del agua

en energía mecánica de rotación. Los criterios de elección de las turbinas descritos a

continuación tienen el objetivo de facilitar la decisión de disponer un tipo de turbina u otro,

aunque lo verdaderamente aconsejable a la hora de la elección definitiva de la turbina es

acudir al fabricante, ya que es éste el que nos va a dar la solución real a instalar.

A las pequeñas centrales hidroeléctricas se les pueden dar dos enfoques muy distintos,

según el uso y utilidad que se desee sacar de ellas. 1º Muy pequeñas instalaciones,

generalmente picocentrales, destinadas al autoconsumo, que lo mas normal es diseñarlas o

bien para una fabricación artesanal, que es lo que podemos denominar como “bricolaje

energético”, o recurrir a pequeñas turbinas comerciales fabricadas en serie. En ambos casos

la eficiencia de la instalación es un factor secundario frente a otras ventajas como

simplicidad, coste, y capacidad propia de mantenerlas en servicio con muy poco apoyo

exterior. 2º Instalaciones concebidas con un criterio empresarial, donde el rendimiento de la

instalación es fundamental para la amortización y los beneficios de la central, así como su

fiabilidad en cuanto a horas de funcionamiento sin problemas, que debe de suponer un

factor muy importante a la hora de proyectarla. En este caso, lo más conveniente es recurrir

a una turbina industrial de un fabricante reconocido, que adapte el diseño a las condiciones

específicas de cada salto. Consideraremos como micro-centrales a las que generan de 3 a

100 kW y pico-centrales a las que generan desde unos pocos vatios hasta 3 kW.

En primer lugar, tenemos que diferenciar entre las turbinas de acción y las de reacción,

siendo las primeras, las que ofrecen un mejor rendimiento para las instalaciones que se

pretenden disponer. Las turbinas de acción transforman la energía potencial en energía

cinética mediante un chorro a gran velocidad proyectado contra unas cazoletas fijas en la

periferia de un disco. El agua, después de chocar contra las cazoletas, cae al canal de

descarga con muy poca energía remanente, introduciéndose nuevamente en la tubería

forzada por medio de un “by-pass”. En las turbinas de reacción, la presión del agua actúa

directamente sobre los alabes del rodete, disminuyendo de valor a medida que avanza en su

recorrido. Por tanto, las turbinas de reacción, debido a sus características y rendimientos

con las condiciones del proyecto en Aduares, no son las más indicadas, ya que se trabaja

con caudales bajos (26 l/s) y salto altos (360 m), siendo éstas características propias de las

turbinas de acción. En la tabla siguiente se resumen estas consideraciones:


Tabla 3.3. Clasificación de turbinas hidráulicas

En micro-centrales se pueden usar turbinas de flujo cruzado (que también se consideran

como de impulso o acción) como son la Ossberger o Banki-Mitchell, incluso de flujo axial

como las de hélice, y las de acción tipo Turgo y Pelton. En los rangos en los cuales se

trabaja en este estudio, las turbinas a disponer se reducen a los tres tipos dentro de las de

“acción” (Pelton, Turgo y Banki). Se puede reducir el intervalo de turbinas disponibles si se

dice que las de flujo cruzado tienen unos rendimientos bastante bajos en comparación con

las otras dos (Pelton y Turgo), ya que tiene unos rendimientos máximos inferiores al 80%


para las mismas condiciones. Por tanto, se considera que las turbinas utilizables a priori

para las instalaciones del presente estudio son, las turbinas Pelton y las Turgo. A

continuación se definen sus características principales.

Un dato importante para la elección es la llamada velocidad especifica de la turbina Ns=(N*

(raíz cuadrada de S))/ (H^(5/4)) donde S sería la potencia, N el número de rpm, y H la altura

del salto. Esta velocidad correspondería a una turbina unitaria en potencia y salto,

equivalente a la buscada.

Los tres condicionantes principales a la hora de elegir la turbina idónea serán:

Altura de salto neta

Horquilla de caudales a turbinar, definida por la curva de caudales clasificados.

Costo de las turbinas, en relación a su rendimiento.

Otros criterios a considerar, pueden ser la velocidad específica, tanto de rotación como de

empalamiento o los problemas de cavitación. La elección de los multiplicadores (turbina -

generador) se realizarán por parte del fabricante, como la mayoría de los elementos

asociados a la maquinaria electromecánica. Cabe mencionar, que la micro-central

hidroeléctrica debe disponer un regulador de velocidad, para evitar posibles desperfectos en

el sistema. Normalmente las variaciones de velocidad de giro en el generador son causadas

por la variación en el caudal o por las variaciones continuas de la demanda de energía

eléctrica (caso de que la micro-central esté conectada directamente al punto de consumo).

Adicionalmente, existirán variaciones de caudal a causa de las características particulares

de la infraestructura de riego de la comarca, siendo éste otro de los parámetros que puede

condicionar la decisión final de tipo de turbina a disponer. Se puede considerar la

instauración de reguladores electrónicos, ya que son más económicos que los

oleomecánicos, además de disponer de una regulación más precisa y una instalación más

sencilla. Generalmente, el fabricante proporciona todos los elementos de control necesarios

y son suministrados en el paquete. El regulador de velocidad no estará conectado

directamente al generador, sino que su instalación y control se realizarán a través del cuadro

de distribución eléctrica.

3.3.2 Tipos de turbinas elegibles

Turbinas Pelton: Son turbinas de acción en las que la tobera o toberas transforman la

energía de presión del agua en energía cinética. Cada tobera (en caso de disponer más de

una) produce un chorro, cuyo caudal se regula mediante una válvula de aguja. Suelen estar

dotadas de un deflector, cuya misión es desviar, sin tener que cerrar bruscamente la válvula

de aguja, maniobra que podría producir un golpe de ariete considerable. La disposición de la

turbina puede ser vertical u horizontal. El eje de las toberas está siempre situado en el plano

meridiano del rodete. El agua sale de las cazoletas a velocidades muy bajas, con lo que la

carcasa no tiene que resistir ninguna presión

Estas turbinas son las que se han utilizado con mayor frecuencia, debido a su elevada

experiencia a lo largo del tiempo y sus buenos rendimientos. De hecho, la turbina existente y

la nueva turbina a disponer en el nuevo salto de El Mulato, según el proyecto, y en la

central reversible de Las Cancelitas (proyectada) son de este tipo.


Figura 3.5 Alzado y despieze de una turbina tipo Pelton (micro-hidráulica)

Figura 3.6 Rodete pelton de una turbina micro-hidráulica

Turbina Turgo: Al igual que la Pelton, es una turbina de acción, pero sus álabes tienen

distinta forma y disposición. El chorro incide con un ángulo de 20º respecto al plano

diametral del rodete.

Además, el chorro incide simultáneamente sobre varios álabes. Su menor diámetro

conduce, para igual velocidad periférica, a una mayor velocidad angular, lo que facilita su


acoplamiento directo al generador, con lo que, al eliminar el multiplicador (necesario en caso

el caso de las turbinas Pelton) se reduce el precio

Figura 3.7 Principio básico de funcionamiento de una turbina tipo Turgo

3.3.3 Selección de la turbina

Una herramienta muy utilizada para la toma de decisiones, en lo que a la turbina a disponer

se refiere, son las gráficas que muestran las envolventes operacionales de los tipos de

turbina más utilizados en el mercado. Se muestran a continuación las gráficas

correspondientes a dos fabricantes de mico-turbinas hidráulicas:

Figura 3.8 Diagrama de selección de turbina 1


Figura 3.9 Diagrama de selección de turbina 2

En este caso, atendiendo a los parámetros fundamentales que se han calculado en el

apartado anterior, tenemos que se ha de utilizar una micro-turbina tipo Pelton. Atendiendo a

la pontencia (~70 kW), mostramos a continuación dos posibles configuraciones de turbinas

de esta potencia (ejes vertical y horizontal):


Figura 3.10 Imagen 1de una micro-turbina pelton de eje horizontal

Figura 3.11 Imagen 2 de una micro-turbina pelton de eje horizontal


Figura 3.12 Planta, alzado y vista isométrica de una micro-turbina pelton de eje vertical y de

potencia similar a la propuesta en Aduares

3.3.4 Determinación de los parámetros básicos de la turbina Pelton

Atendiendo a los parámetros básicos que se han detallado, y siguiendo lo expuesto en el

Anexo 2 tenemos que las características fundamentales de la turbina Pelton son las

siguientes:


Altura de caída bruta m 581,0

Máximo efecto de agua de descarga m 2,00

Flujo residual m³/s 0,000

Porcentaje del tiempo disponible de flujo

firme % 100,0%

Flujo firme m³/s 0,00

Turbina hidráulica

Flujo de diseño m³/s 0,027

Tipo Pelton

Eficiencia de la turbina Estándar

Número de inyectores para impulso de

la turbina jet 2

Número de turbinas

1

Modelo Pelton

Eficiencia máxima de la turbina % 80,8%

Flujo a máxima eficiencia m³/s 0,0

Eficiencia de la turbina en flujo de

diseño. % 79,4%

ns 3,98

n rpm 750

D m 1,03


3.4 Generador y transformador

3.4.1 Introducción

La función del generador es la de transformar la energía mecánica que transmite la turbina,

en energía eléctrica. Está basado en la inducción electromagnética, que encarga de

transformar la energía mecánica de rotación que proporciona la turbina en energía eléctrica.

El principio de funcionamiento está basado en la Ley de Faraday, es decir, cuando un

conductor eléctrico se mueve en un campo magnético, se produce una corriente eléctrica

través de él. El generador está compuesto por dos partes fundamentales; el rotor, que se

encarga de generar un campo magnético variable al girar arrastrado por la turbina, y el

estator, sobre el que se genera la corriente eléctrica aprovechable. En la actualidad solo se

utilizan alternadores trifásicos de corriente alterna. En centrales menores de 1.000kW, la

tensión de trabajo del generador es de 380 ó 500 voltios, y para potencias más elevadas, la

generación se produce en media tensión (3.000, 5.000 ó 6.000 voltios), para disminuir la

corriente que circula por las bobinas del estator del alternador.

En las micro-centrales siempre es recomendable la generación asíncrona por su sencillez y

economía, incluso cuando funcionan en “isla” (aisladas de la red) se instalan en muchas

ocasiones generadores asíncronos de inducción autoexcitados con condensadores. En

centrales muy pequeñas (de 2,0 kW o menos) se suelen usar generadores monofásicos,

“brushless” con imanes permanentes, y en las aun más pequeñas se usa habitualmente la

generación en corriente continua. Algunas compañías ofertan grupos turbina-generador de

cierta potencia, de hasta 30 kW, con generación monofásica o trifásica con alternadores

síncronos de imanes permanentes, pero estas sencillas máquinas son prácticamente

imposibles de sincronizar y por lo tanto estos grupos solo son aptos para generación aislada

para consumo propio, a no ser que se rectifique la corriente alterna generada y

posteriormente se ondule para obtener 50 Hz sincronizables con la red eléctrica general.

La diferencia fundamental entre generadores síncronos y asíncronos es su sistema de

exitación. Los generadores síncronos se utilizan en Pequeñas Centrales, funcionando

aisladamente, con independencia de la red; en cuyo caso es necesario que la turbina

disponga de un regulador de velocidad. También se emplean funcionando conectados a la

red, pero en centrales con potencias superiores a los 1000 kW. Mientras que los

generadores asíncronos son más flexibles en su utilización y más robustos, lo que

compensa la desventaja de un rendimiento más bajo. Son los más apropiados para

pequeños grupos, estando condicionados a funcionar conectados con la red eléctrica.

3.4.2 Generador asíncrono

Los generadores asíncronos consisten en motores de inducción con rotor de jaula de ardilla,

sin posibilidad de regulación de tensión, que giran a una velocidad que no está relacionada

con la frecuencia de la red a la que están conectados. De la red extraen su corriente de

excitación y de ella absorben la energía reactiva necesaria para su propia magnetización.

Esta energía reactiva puede compensarse mediante banco de condensadores. La principal

característica es que no pueden generar corriente cuando están desconectados de la red, ya

que no son capaces de suministrar su propia corriente de excitación. Para su


funcionamiento, precisan que el deslizamiento sea negativo, es decir, que la velocidad debe

ser mayor a la velocidad de sincronismo.

Normalmente, la refrigeración de estos generadores se realiza con aire en circuito abierto

(pequeños generadores) o con agua en circuito cerrado, empleando intercambiadores agua-

aire. La disposición del generador respecto a la turbina, suele ser igual, es decir, si la turbina

se dispone en vertical, el generador también, y así si la disposición es horizontal. Todo esto

quedará definido por el fabricante, ya que es el que conoce los mejores rendimientos, en

función de la elección de los diferentes elementos. En generadores de mayor potencia, en

los que es necesaria una mayor disipación de calor, se utiliza en ocasiones refrigeración por

hidrógeno, ya que este gas tiene una capacidad calorífica y una conductividad térmica

mucho mayor que el aire, y por tanto permiten una refrigeración más efectiva

A partir de potencias de más de 30 KW, generalmente acopladas a red, el generador

asíncrono podría ser de velocidad variable utilizando como generadores a motores

asíncronos de rotor bobinado, esta generación, también denominada como de doble

excitación, tiene el rotor conectado mediante un variador de frecuencia PWM reversible,

trabajando en cuatro cuadrantes con regeneración a red, que permite el control electrónico

de la frecuencia y potencia tanto estatóricas como rotóricas. Controlando la frecuencia del

rotor se complementa la frecuencia de la salida estatórica hasta alcanzar la frecuencia

sincrónica, con la amplitud de tensión en el rotor se varía la excitación y se controla la

relación entre las potencias activa y reactiva generadas. En el caso de velocidad

hipersincrónica se produce una doble generación estatórica (nominal) y rotórica. A velocidad

síncrona la corriente en el rotor sería corriente continua y la potencia sería la nominal, a

velocidad subsíncrona seguiría generando ya que el rotor absorbería energía, actuando

como motor y su campo giratorio se sumaría a la rotación mecánica, dando como resultante

un vector giratorio correspondiente a una generación asíncrona, la potencia generada sería

la nominal menos la absorbida por el rotor. Por lo cual aunque varíe la velocidad mecánica

de la turbina dentro de unos márgenes, la maquina sigue generando a la frecuencia nominal

y aprovechando toda la potencia mecánica que recibe. Este sistema es empleado en

máquinas eólicas de cierto tamaño, del orden de los 630 kW. Se trataría de generación

asíncrona “sincronizada” capaz de generar energía reactiva y por lo tanto muy adecuada, si

se precisase, para trabajar en “isla”. Estas instalaciones “doblemente excitadas”, tanto si se

usan las turbinas de flujo cruzado, como las axiales y las de acción, no precisan una

regulación precisa del caudal de la turbina hidráulica, y funcionarían normalmente de forma

“desatendida” (sin personal) aprovechando la existente tecnología automática y el potencial

telemático de nuestro actual sistema de telecomunicaciones. Este sistema técnicamente

muy flexible y permitiría extraer hasta el último kW posible del aprovechamiento hidráulico a

diferencia de las instalaciones clásicas, como por ejemplo las que tienen instaladas turbinas

Francis con generador síncrono, que poseen el punto óptimo de trabajo en el entorno de

unas condiciones muy estrictas.

En el caso que nos ocupa, para la central micro-hidráulica de Aduares, se ha optado por un

generador asíncrono (sin doble excitación), debido a las condiciones de conexión, coste y

régimen de funcionamiento de la turbina Pelton.

Una vez definida la turbina y el generador, será necesario especificar las características

principales de los equipos eléctricos generales.


3.4.3 Transformador

El transformador eléctrico es uno de los elementos fundamentales del equipamiento.

Dependiendo de la tensión de trabajo del generador, la transformación puede ser baja/media

o media/ alta. El objetivo es elevar la tensión al nivel de la línea existente para permitir el

transporte de la potencia producida con las mínimas pérdidas posibles. El transformador se

encarga de elevar la tensión generada por el generador hasta un valor normalizado y

apropiado para el transporte. El transformador debe contar con un sistema de refrigeración

que puede lograrse por convección natural o por circuito cerrado de aceite o silicona.

Atendiendo a sus características constructivas, existen varios tipos, pero los más utilizados y

con mejores rendimientos son:

Transformador encapsulado seco: Normalmente se instalan dentro del edificio de la

central, reduciendo el impacto ambiental que pueden producir estas instalaciones y

minimizando la obra civil asociada a la subestación. Presenta una menor capacidad

de evacuación del calor de pérdidas por lo que es importante tener en cuenta en el

diseño, un sistema de refrigeración

Transformador en aceite: Requieren la construcción de un cubeto para la recogida de

aceite ante fuga o derrame de la misma. A estar sumergido en aceite y disponer de

sistemas de radiadores para la evacuación del calor de pérdidas pueden alcanzar

mayores potencias nominales que los secos.

Se puede concluir que, el transformador indicado es el encapsulado seco (de 100 kVA),

ya que tiene unas características más ecológicas, al no depender su refrigeración de

algún lubricante. Se ha de cuidar mucho su refrigeración con los flujos de aire bien

diseñados. Además los transformadores encapsulados secos, requieren un menor

mantenimiento que los transformadores en aceite Infraestructuras asociadas y auxiliares


3.5 Elementos de regulación, control y protección

Estos elementos se encargan de regular y controlar el buen funcionamiento de la central,

además de los dispositivos de protección que deben colocarse en la central y la línea

eléctrica, y que actuarán cuando se produzca algún fallo en la central. Los principales bucles

de control y sistemas de supervisión y mando para una minicentral hidroeléctrica que trabaje

con generadores asíncronos son:

Para el control de la turbina:

Reguladores de nivel para centrales con grupos conectados a la red.

Regulador de caudal turbinado.

Para el control del generador:

Baterías de condensadores y un relé taquimétrico, cuando existan grupos

funcionando conectados a la red, necesarios sobre todo cuando el generador que se

dispone es asíncrono.

Los protectores de los sistemas que componen la micro-central actúan al producirse un

hecho anormal en su funcionamiento, provocando una alarma, la parada del grupo y en

consecuencia, la parada total de la central, dependerá del motivo que haya provocado dicha

irregularidad Los elementos de regulación, control y protección se van a controlar por medio

de los sistemas de automatización.

La automatización de las centrales permite reducir los costes de operación y mantenimiento,

aumentar la seguridad de los equipos y optimizar el aprovechamiento energético de las

instalaciones. El grado de automatización va a estar en función de la ubicación y el tipo de

central, de las posibilidades reales de regulación, y del presupuesto, incluyendo el coste de

personal de trabajo, siendo éste, inversamente proporcional al grado de automatización. En

este caso se propone una automatización total, es decir, que se controle el arranque,

regulación y parada de la central.

La tecnología empleada para el telecontrol y telemando, generalmente, se realiza mediante

relés electromecánicos o estáticos y un autómata programable o PLC de funcionamiento

autónomo.


Figura 3.13 Esquema general de un sistema de automatización

Fuente: IDAE

Las turbinas se diseñan para una altura de salto y un caudal predeterminados. Cualquier

variación de estos parámetros debe compensarse abriendo o cerrando los dispositivos de

control del caudal, tales como alabes directrices, válvulas o compuertas, a fin de mantener

constante, ya sea la potencia de salida a la red, el nivel de la lámina de agua en la toma o el

caudal que atraviesa la turbina.

En el caso de un generador asíncrono conectado a una gran red de distribución, de la que

toma la corriente reactiva para generar su propio magnetismo, ésta se encarga de regular su

frecuencia por lo que no es necesario instalar un regulador de velocidad. No obstante en

determinadas circunstancias, por ejemplo cuando se abre por cualquier razón el interruptor

de conexión a la red, esta tiende a embalarse con grave riesgo para la integridad del

generador y del multiplicador, si es que existe. En estos casos es necesario interrumpir el

suministro de agua a la turbina, en un tiempo suficientemente corto para evitar que se

embale, pero no tan corto que de lugar a un golpe de ariete inaceptable en la tubería

forzada. La tubería forzada ha de estar diseñada con capacidad de resistir el transitorio de

presión.

En el segundo enfoque, la turbina funciona con caudal constante y genera una potencia

eléctrica constante. Si el sistema demanda menos energía, la turbina tiende a embalarse; un

sensor electrónico detecta el aumento de frecuencia y un dispositivo, conocido como

controlador de carga, procede a disipar el exceso de energía en un banco de resistencias,

manteniendo constante la demanda. Los reguladores que trabajan con arreglo al primer

enfoque se construyen para toda la gama de potencias. Inicialmente fueron concebidos para

grandes turbinas y luego rediseñados para las turbinas pequeñas. Los que trabajan con el

segundo enfoque raramente sobrepasan el techo de los 100 kW.


Los equipos de automatización basados en microprocesadores ofrecen la posibilidad de la

programación de todas las secuencias de funcionamiento de la central, entre otras:

Arranque del grupo

Parada normal del grupo

Parada de emergencia

Regulación del grupo por nivel o caudal y por tensión

Optimización de funcionamiento del conjunto de la instalación.

Cada una de estas secuencias se subdivide en un número de estados intermedios estables

llamados “pasos” y que están programados de de forma secudencial autómata. En cada

paso se controlan una serie de condiciones de entrada, y en función de éstas se emite un

conjunto de ordenes hacia la instalación, se espera hasta recibir de aquella una serie de

respuestas que determinan el salto al paso siguiente, hasta que se acaba la secuencia. El

funcionamiento de una o varias centrales automatizadas se puede gestionar desde un

centro de

control remoto mediante técnicas de telemando. El sistema de transmisión de información se

puede hacer mediante red telefónica a través de un módem RS232 o vía GPRS. Se ha de

disponer un centro de control remoto, mediante el cual se gestiona la central utilizando

tecnología digital, a través de técnicas de telemando. Este centro de control ha de contar

con los equipos informáticos y el software adecuado. Por tanto, se requerirá un cuadro de

automatización en el interior del edificio de la central.

Las maniobras de telemando se realizan a través de una aplicación software SCADA y una

pantalla gráfica que permite ver el estado de las variables de control e introducir valores o

consignas para modificar su funcionamiento.

Figura 3.14 Imágenes de pantallas SCADA

Existe la posibilidad de realizar una automatización parcial con la que sólo se mandará la

parada y alarma, en caso de que actúen los protectores de la central, pero esta posibilidad

se descarta desde un principio., ya que la automatización total supone obtener unos

mayores rendimientos energéticos y unos menores gastos de explotación. Existen dos

tecnologías de automatización, la Convencional y la Digital. La convencional está basada en

relés electromecánicos o estáticos, siendo sistemas sencillos y económicos, pero al mismo


tiempo, son muy limitados, ya que lo único que controla son secuencias de arranque, y

secuencias de parada por protecciones. Las tecnologías digitales de automatización son

técnicas informáticas que permiten la gestión de todas las funciones de la central. Estos

funcionan con microprocesadores que ofrecen un amplísimo abanico de posibilidades de

automatización mediante la programación de las órdenes

3.5.1 Regulador de velocidad

Un regulador de velocidad consta en esencia de un sensor que detecta cualquier desviación

de la velocidad con respecto al punto de consigna y un dispositivo que amplifica la señal

transmitida por el sensor, para que ordene a un servomotor que accione los mecanismos

que controlan el paso del agua a la turbina, manteniendo constante la velocidad y por tanto

la frecuencia. En una turbina Pelton el problema es más sencillo; no solo porque el sistema

de aguja permite cerrar el inyector con muy poco esfuerzo, sino porque además accionando

el deflector se impide que el agua llegue a las cazoletas aún sin haberse cerrado el inyector

El servomotor, en general un cilindro hidráulico cuyo émbolo, según sea el tipo de turbina,

está conectado mecánicamente a los alabes directrices o al inyector, es alimentado por una

central hidráulica compuesta por un cárter, una bomba accionada por un motor eléctrico que

suministra aceite a presión al sistema, un acumulador para el aceite a presión y la valvulería

de control. Los reguladores pueden ser mecánicos, mecano-hidráulicos o electro-hidráulicos,

según la precisión y sofisticación que se desee. Los mecánicos solo se utilizan en micro

turbinas de pocos kilovatios de potencia, utilizando un centrífugo de bolas muy pesadas, que

actúan directamente sobre el distribuidor. En los mecano-hidráulicos, se utiliza como sensor

un centrífugo de bolas convencional. Cuando, al aumentar la carga, la velocidad de la

turbina disminuye, las bolas giran más despacio y caen, desplazando la posición del pistón

en la válvula piloto, para enviar el aceite a presión a la cámara superior del cilindro. En un

regulador electro-hidráulico, un sensor electrónico, mide permanentemente la frecuencia (y

eventualmente la tensión) y transmite la señal a un «sumidero» en el que se la compara con

el valor de consigna. Si la señal transmitida por el sensor difiere de la de consigna, el

sumidero emite una señal de error (positiva o negativa), que una vez amplificada es enviada

al servomotor para que actúe en el sentido deseado. Todos estos sistemas de regulación

actúan por acción y reacción, corrigiendo en uno u otro sentido la posición del distribuidor, lo

que provoca una cierta inestabilidad en el grupo. En los sistemas mecano-hidráulicos eso se

corrige intercalando un amortiguador hidráulico («dash pot») que retarda la apertura de la

válvula la piloto. En los sistemas electro-hidráulicos se llega a un grado de sofisticación muy

superior, de forma que la corrección, que puede ser proporcional, integral o derivatíva (PID),

da lugar a un mínimo de variación en el proceso de regulación. Para controlar la velocidad

de la turbina regulando la admisión de agua se necesita que los componentes rotativos

tengan una determinada inercia. Cuando se abre el interruptor que conecta el generador a la

red, la potencia disponible se utiliza para acelerar el volante, de modo que al volver a

conectar, ese volante de inercia, al decelerarse suministra una potencia adicional


3.6 Obra civil e instalaciones auxiliares

En cuanto a la obra civil, en lo que a edificios se refiere, la caseta de máquinas de los

diferentes emplazamientos es lo único a disponer, ya que la conducción en tubería forzada

pertenece a la actuación del sifón Las Nieves – LP 3. La caseta de máquinas tiene como

misión, el proteger de las adversidades climatológicas y vandálicas al equipo electro-

mecánico, que convierte la energía potencial del agua en electricidad. La tipología del

edificio se verá condicionada por las características de las turbinas, su disposición respecto

a la descarga, la altura del salto y la geomorfología del sitio

Los sistemas auxiliares a instalar en el edificio de una micro-central hidroeléctrica, y que

podrían complementar, tanto a la maquinaria electro-mecánica como a los equipos eléctricos

y que forman parte de la instalación del edificio de la central son:

Ventilación de la central, ya sea por medio de ventanas, como de rejillas. Esta

ventilación puede servir al mismo tiempo de refrigeración de los elementos electro-

mecánicos de la central (generador, transformador, etc.).

Alumbrado normal y de emergencia.

Se puede considerar la disposición de bombas para solventar posibles fugas o

achique en caso de inundación. Estas bombas, para centrales de las que en el

presente proyecto se proponen se pueden sustituir por un buen planteamiento de la

distribución del edificio (pendientes del suelo, drenajes, etc.).

Tener a disposición una grúa portátil para el montaje y operaciones de

mantenimiento, ya que la instalación de puentes grúa se descarta debido a las

dimensiones de las centrales y al elevado coste del mismo.

Rejas y limpiarrejas en la galería Hidráulica de Las Nieves, de las cuales habrá que

determinar sus pérdidas de carga, ya que esto influye en el salto neto aprovechable.

Protección contra incendios y otras medidas de seguridad


4. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS

BÁSICOS DE DISEÑO

4.1 Recurso y turbina hidráulica

Según se ha calculado, la turbina Pelton tiene las siguientes características

Evaluación de recursos

Altura de caída bruta m 581,0

Máximo efecto de agua de

descarga m 2,00

Flujo residual m³/s 0,000

Porcentaje del tiempo disponible de

flujo firme % 100,0%

Flujo firme m³/s 0,00

Turbina hidráulica

Flujo de diseño m³/s 0,027

Tipo Pelton

Eficiencia de la turbina Estándar

Número de inyectores para impulso

de la turbina jet

2

Número de turbinas

1,000

Fabricante A determinar

Modelo Pelton

Ajuste de eficiencia % 0,0%

Eficiencia máxima de la turbina % 80,8%

Flujo a máxima eficiencia m³/s 0,0

Eficiencia de la turbina en flujo de

diseño. % 79,4%


4.2 Energía generada

La energía generada depende de la curva de caudales clasificadores que se ha

estimado y de la eficiencia de la turbina para cada uno de los caudales según lo

siguiente

Flujo

Eficienci

a de

la

turbina

Eficiencia

de

la turbina

Núme

ro de

turbin

as

Eficiencia

combinada % m³/s

0% 0,0266 0,00 0,00 0 0,00

5% 0,0266 0,00 0,14 1 0,14

10% 0,0266 0,34 0,42 1 0,42

15% 0,0266 0,52 0,59 1 0,59

20% 0,0266 0,61 0,70 1 0,70

25% 0,0266 0,65 0,75 1 0,75

30% 0,0266 0,68 0,78 1 0,78

35% 0,0133 0,69 0,80 1 0,80

40% 0,0133 0,70 0,80 1 0,80

45% 0,0133 0,71 0,81 1 0,81

50% 0,0133 0,71 0,81 1 0,81

55% 0,0089 0,72 0,81 1 0,81

60% 0,0089 0,73 0,81 1 0,81

65% 0,0089 0,74 0,81 1 0,81

70% 0,0089 0,74 0,81 1 0,81

75% 0,0089 0,75 0,81 1 0,81

80% 0,0089 0,76 0,81 1 0,81

85% 0,0089 0,77 0,81 1 0,81

90% 0,0089 0,77 0,81 1 0,81

95% 0,0089 0,78 0,80 1 0,80

100% 0,79 0,79 1 0,79

Máximas pérdidas

hidráulicas % 38,1%

Pérdidas varias % 3,0%

Eficiencia del

generador % 95,0%

Disponibilidad % 94,0%

Resumen Firme

Capacidad de

generación eléctrica kW 69 0

Factor de ajuste de

flujo disponible 1,00

Factor de utilización % 66,3%

Electricidad

entregada a la carga MWh 0

Electricidad

exportada a la red MWh 399


Como se muestra en la tabla, la producción mensual se mantiene más o menos constante a

lo largo del año obteniéndose un total de unos 399.000 kWh a lo largo de un año.


5. ESTUDIO ECONÓMICO

Para realizar el estudio económico financiero, partimos de una estimación de los costes de

la instalación.

Costos iniciales Unidad

Cantidad

Costo unit.

€ Monto €

Costos

relat.

Estudio de factibilidad

Estudio de factibilidad costo 1 10.000,000 10.000,000

Subtotal: 10.000,000

2,9

%

Desarrollo

Desarrollo costo 1 25.000,000 25.000,000


7,4

%

Ingeniería

Ingeniería costo 1 20.000,000 20.000,000


5,9

%

Sistema eléctrico de

potencia

Turbina hidráulica kW 68,65 1.550,000 106.402,787

Línea de transmisión km 1 30.000,000 30.000,000

Subestación proyecto 1 20.000,000 20.000,000

-

Subtotal: 156.402,787

46,1

%

Balance del sistema y

misceláneos

Transporte proyecto 1 15.000,000 15.000,000

Entrenamiento y puesta

en servicio p-d 1 12.000,000 12.000,000

Obra civil. Equipos de

control costo 1 85.000,000 85.000,000

Contingencias % 5,0%

323.402,787 16.170,139

Intereses durante la

construcción - 339.572,926 -

Subtotal: 128.170,139

37,7

%

Costos iniciales totales 339.572,926

100,

0%

Costos anuales (créditos) Unidad

Cantidad Costo unit. Monto

Operación y

Mantenimiento

Partes y labor proyecto

Definido por el usuario costo 1 10.000,000 10.000,000

Contingencias % 10.000,000 -



Para realizar el estudio financiero, se ha calculado recursivamente el precio de venta de

electricidad (sin contar el impuesto a la electricidad, que se añadiría con posterioridad) de tal

manera que obtengamos un TIR de proyecto razonable, según las condiciones del mercado

(mayor al WACC, según los parámetros que se exponene a continuación):

Parámetros financieros

General

Tasa de inflación % 1,5%

Tasa de descuento % 6,7%

Tiempo de vida del proyecto año 25

Finanza

Incentivos y donaciones €

Relación de deuda % 70,0%

Deuda € 237.701

Capital € 101.872

Tasa de interés de la deuda % 5,80%

Duración de deuda año € 15,000

Pagos de la deuda €/año 24.156

Análisis de impuesto de sociedades

Tasa efectiva del impuesto % 25,0%

Método de depreciación Balance Declinante

Tasa de depreciación % 10,0%

Período de depreciación año € 15,000

Renta anual

Renta por exportación de electricidad

Electricidad exportada a la red MWh 399

Tarifa de exportación de electricidad €/MWh 106,00

Renta por exportación de electricidad € 42.293

Tasa de escalamiento de exportación de

electricidad % 1,5%


Resumen de costos/ahorros/ingresos del proyecto

Costos iniciales

Estudio de factibilidad 2,9% € 10.000

Desarrollo 7,4% € 25.000

Ingeniería 5,9% € 20.000

Sistema eléctrico de potencia 46,1% € 156.403

Sistema de calefacción 0,0% € 0

Balance del sistema y misc. 37,7% € 128.170

Costos iniciales totales 100,0% € 339.573

Incentivos y donaciones € 0

Costos anuales/pagos de deuda

Operación y Mantenimiento € 10.000

Costo de combustible - caso propuesto € 0

Pagos de la deuda - 15 años € 24.156

Costos anuales totales € 34.156

Ahorros y renta anuales

Costo de combustible - caso base € 0

Renta por exportación de electricidad € 42.293

Renta por reducción de GEI - 0 años € 0

Renta por producción de EL - años € 0

Total renta y ahorros anuales € 42.293

Viabilidad financiera

TIR antes de impuestos - capital % 13,7%

TIR antes - impuestos - activos % 3,8%

TIR luego de impuestos - capital % 8,7%

TIR luego de impuestos - impuestos - activos % 1,0%

Pago simple de retorno del capital año 10,5

Repago - capital año 15,7

Valor Presente Neto (VPN) € 33.753

Ahorros anuales en ciclo de vida €/año 2.806

Relación Beneficio-Costo 1,33

Cobertura - servico de deuda 1,36

Cost. de produc. de energía. €/MWh 97,94


Flujos de caja anuales

Año

Antes-

impuestos

Después-

impuestos Acumulado

# € € €

0 -101.872 -101.872 -101.872

1 8.621 3.874 -97.998

2 9.113 4.092 -93.906

3 9.612 4.307 -89.598

4 10.119 4.519 -85.079

5 10.633 4.727 -80.353

6 11.155 4.930 -75.423

7 11.684 5.127 -70.296

8 12.222 5.320 -64.976

9 12.767 5.506 -59.470

10 13.321 5.685 -53.785

11 13.883 5.857 -47.927

12 14.454 6.021 -41.906

13 15.033 6.176 -35.731

14 15.621 6.321 -29.410

15 16.218 6.455 -22.954

16 40.979 30.734 7.780

17 41.594 31.195 38.975

18 42.217 31.663 70.638

19 42.851 32.138 102.776

20 43.493 32.620 135.396

21 44.146 33.109 168.505

Gráfico de flujo de caja acumuladoF

lujo

efe

cti

vo

acu

mu

lad

o (

€)

-150.000

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000


22 44.808 33.606 202.111

23 45.480 34.110 236.221

24 46.162 34.622 270.843

25 46.855 35.141 305.984

Con objeto de realizar un análisis de sensibilidad sobre el precio de la elctricidad y la tasa de

interés de la deuda vs. Coste de inversión, tenemos lo siguiente:

Efectúe análisis sobre TIR luego de impuestos - capital

Rango de sensibilidad 2%

Umbral %

Costos iniciales €

Tarifa de exportación de electricidad 332.781 336.177 339.573 342.969 346.364

€/MWh -2% -1% 0% 1% 2%

103,88 -2% 8,5% 8,3% 8,1% 7,9% 7,8%

104,94 -1% 8,8% 8,6% 8,4% 8,2% 8,0%

106,00 0% 9,1% 8,9% 8,7% 8,5% 8,3%

107,06 1% 9,4% 9,1% 8,9% 8,7% 8,5%

108,12 2% 9,6% 9,4% 9,2% 9,0% 8,8%

Costos iniciales €

Tasa de interés de la deuda 332.781 336.177 339.573 342.969 346.364

% -2% -1% 0% 1% 2%

5,68% -2% 9,2% 9,0% 8,7% 8,5% 8,3%

5,74% -1% 9,1% 8,9% 8,7% 8,5% 8,3%

5,80% 0% 9,1% 8,9% 8,7% 8,5% 8,3%

5,86% 1% 9,0% 8,8% 8,6% 8,4% 8,2%

5,92% 2% 9,0% 8,8% 8,6% 8,4% 8,2%

Y si efectuamos un análisis de riesgo mediante el método de Monte Carlo, obeteemos lo

siguiente:


En donde, fijando un nivel de riesgo del 10%, tenemos un TIR (del accionista) mínimo

del 6,6%.

Según lo expuesto, se puede concluir que, en base a las hipótesis expuesta, y tomando

unos niveles de incertidumbre y riesgos aceptables, se puede decir que el proyecto entraría

en una situación de viabilidad a partir de un nivel de retribución de venta de electricidad de

106 €/MWh netos, es decir, a partir de una tarifa de venta de 114 €/MWh (incluyendo el

7% impuesto de generación eléctrica).

Efectúe análisis sobre

Parámetro Unidad Valor Rango (+/-) Mínimo Máximo

Costos iniciales € 339.573 20% 271.658 407.488

Operación y Mantenimiento € 10.000 10% 9.000 11.000

Tarifa de exportación de electricidad €/MWh 106,00 0% 106,00 106,00

Relación de deuda % 70% 70% 70%

Tasa de interés de la deuda % 5,80% 0% 5,80% 5,80%

Duración de deuda año 15,000€ 15,000€ 15,000€

Mediana % 8,6%

Nivel de riesgo % 10,0%

Mínimo en intervalo de confianza % 6,6%

Máximo en intervalo de confianza % 11,5%

TIR luego de impuestos - capital

Fre

cu

en

cia

Distribución - TIR luego de impuestos - capital

Ord

en

ad

o s

eg

ún

el

imp

acto

Impacto relativo (desviación estándar) de parámetros

Impacto - TIR luego de impuestos - capital

€(1,200) €(1,000) €(0,800) €(0,600) €(0,400) €(0,200) €-

Tarifa de exportación de electricidad

Relación de deuda

Tasa de interés de la deuda

Duración de deuda

Operación y Mantenimiento

Costos iniciales

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

4,7% 5,8% 6,9% 8,0% 9,1% 10,2% 11,3% 12,4% 13,5% 14,6%


6. REFERENCIAS

AGRIMAC. 2008. ESTUDIO DE DEMANDA DE AGUA DE LA PARTE ALTA DE BREÑA

ALTA Y BREÑA BAJA. s.l. : CONSEJO INSULAR DE AGUAS DE LA PALMA, 2008.

—. 2003. ESTUDIO DE LAS NECESIDADES Y FUNCIONALIDAD EN MATERIA DE

RIEGOS DE LA COMARCA DE S/C DE LA PALMA - BREÑAS - MAZO. s.l. : CONSEJO

INSULAR DE AGUAS DE LA PALMA, 2003.

—. 2006. ESTUDIO SOBRE ALTERNATIVAS PARA CUBRIR LA DEMANDA DE AGUA EN

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2008.


ANEXOS

INFRAESTRUCTURAS HIDRÁULICAS DE TRANSPORTE Y REGULACIÓN EL ALTA


2. DETERMINACIÓN DE LOS PARÁMETROS FUNDAMENTALES DE UNA TURBINA

PELTON

El diámetro de corona es función de la caída neta, del caudal Q y del número específico de

revoluciones, puede estimarse según la ecuación;

Donde

D = diámetro de la corona de paletas en (m)

Z = número de toberas ns = velocidad, en rpm Q = caudal, en m3/s H = altura, en metros

Las ecuaciones anteriores provienen de un análisis vectorial de los triángulos de

velocidades para un rodete; el diámetro del chorro que sale de la tobera puede calcularse

según la ecuación;

Donde Q es el caudal de diseño (m3 /s) y H la altura (m).

La abertura de la tobera tiene un diámetro menor de acuerdo a las especificaciones del

fabricante, para optimizar el rendimiento de la turbina proporcionando la libre salida del agua

después de la vuelta en las paletas, habrá que respetar la siguiente relación;

con esto se obtiene el diámetro óptimo de la corona


Alternativamente, también se pueden utilizar las siguientes formulaciones para estimar la

eficiencia de las turbinas Pelton:


3. ESQUEMAS TIPO. UNIFILAR DE POTENCIA Y OBRA CIVIL


Fuente: (LORENZO, 2008)

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