Instituto Tecnológico de la Construcción, fi. C. · 2011-08-12 · Del profundo amor y cariño...
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Instituto Tecnológico de la Construcción, fi. C. Estudio de Fáctibiiiddd Técnico - Económica para la Modernización de la Central Hidroeléctrica Mocúzari (Criterio del Costo del k W h Nivelado T e s i s Que para obtener el grado de Maestro en Administración de la Construcción Presenta: Héctor Jesús Chavez Ponce Estudios con reconocimiento de validez oficial por la Secretaria de Educación Pública, conforme al Acuerdo No. 954061 de fecha 7 de marzo de 1995 México, D. F. Julio 2005
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Instituto Tecnológico de la Construcción, fi. C.
Estudio de Fáctibiiiddd Técnico - Económica para la
Modernización de la Central Hidroeléctrica Mocúzari
(Criterio del Costo del k W h Nivelado
T e s i s
Que para obtener el grado de Maestro en Administración de la
Construcción
Presenta:
Héctor Jesús Chavez Ponce
Estudios con reconocimiento de validez oficial por la Secretaria de Educación
Pública, conforme al Acuerdo No. 954061 de fecha 7 de marzo de 1995
México, D. F. Julio 2005
A mis amadísimos padres:
No sabía entender a mis padres... Del profundo amor y cariño que me han brindado,
El no hacer caso a sus consejos, El bien que siempre me han buscado,
.. .Hasta que fui padre.
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Nerirta bonita A mi niña preciosa, gracias a tú amor, a tú hermosa juventud,
A tú generosidad y temperamento, Despertaste de nuevo el amor y la pasión... así como eres hoy, te amo siempre.
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A mi amadísimo hijo Héctor Eduardo, Por el profundo amor que te tengo,
De la profunda tristeza del no tenerte todos los días, de no verte crecer, Me están robando día a día un pedazo de mi vida al no disfrutarte,
Con la esperanza que seas por siempre feliz y disfrutes de la vida, día con día.
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» . 0 I i c B ' 8 L¡o TE c Mofa: La presente investigación y su contenido no reflejan ta opinión de manera alguna,
de la Comisión Federal de Electricidad, CFE, y/o de la Comisión Nacional del Agua, CNA.
Foto: Pozo de oscilación
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RESUMEN
La estructuración de la investigación tiene un eje fundamental el aspecto técnico-económico, por lo que la investigación; hidrológica, de obra civil, hidráulica, hidroenergética, electromecánica, en la mayoría de los casos solo haremos mención a resultados básicos que sustenten a la evaluación técnico-económica y que continuación detallamos:
En el Capítulo I, planteamos el aspecto de la metodología de la investigación.
En el Capítulo II, establecemos el marco teórico en que se sustenta la investigación técnico-económica.
La revisión de la obra civil en el aspecto estructural se hará por medio de la inspección visual de las estructuras de la central, llenando el cuestionario técnico de revisión, con la finalidad de determinar las necesidades y requerimientos de la obra civil, así como sus posibles modificaciones o mejoras. La revisión electromecánica consistirá en evaluar técnicamente las condiciones actuales de los equipos electromecánicos y sus componentes, analizando para ello el historial de mantenimiento y falla, la revisión e inspección en sitio, ver Capítulo IV.
Las evaluaciones se realizarán al entorno de la central, por lo que se revisará el aspecto hidrológico, consistiendo en verificar los resultados obtenidos en las entradas al vaso, fijando el gasto medio aprovechable e identificando las tendencias en la disponibilidad del recurso a corto, mediano o largo plazo. La revisión hidráulica e hidroenergética consistirán en realizar funcionamientos de vaso para las condiciones actuales y futuras de operación, con la finalidad de detectar posibles incrementos de generación o condiciones actuales que afectan la eficiencia de la central. Así mismo, se verificarán las condiciones hidráulicas de operación en las obras de toma, tubería, conducciones, etc., ver Capítulo V.
Con los resultados anteriores se podrá establecer él diagnostico completo de la central y en el aspecto electromecánico, se definirán las características de los equipos primarios.
Para finalmente realizar la evaluación económica bajo el criterio del costo del kWh Nivelado, Capítulo VI.
Y finalmente las conclusiones de la investigación, la cual nos indica finalmente si existe o no factibilidad económica en la modernización de la planta.
En resumen, podríamos establecer como los objetivos de la Modernización de una central, los siguientes:
• Restaurar la disponibilidad y la vida de la planta a la condición "Como Nueva" • Utilizar completamente la planta y sus recursos • Implementar mejoras sobre una base económica
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índice General
RESUMEN
Pág.
Capítulo I INTRODUCCIÓN 11
Capítulo
Capítulo
Capítulo
1.1 1.2 1.3
1.5 1.6
II
2.1 2.2
III
3.1 3.2 3.3 3.4 3.5
IV
4.1 4.2 4.3 4.4 4.5
4.6
4.7 4.8 4.9
1.3.1 1.3.2 1.3.3
1.6.1 1.6.2
ANTECEDENTES PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN
JUSTIFICACIÓN SOBRE EL MEDIO NATURAL
ECONÓMICA SOBRE LOS IMPACTOS POTENCIALES POR LA AMPLIACIÓN
ALCANCE OBJETIVOS GENÉRICO
ESPECÍFICOS
MARCO TEÓRICO
TEORÍA HIDRÁULICA TEORÍA ECONÓMICA
MÉTODO
TIPO DE INVESTIGACIÓN HIPÓTESIS
MODELO OPERACIONAL DE VARIABILIDAD DESCRIPCIÓN DE LAS VARIABLES DE LA HIPÓTESIS
DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES ACTUALES DE LA CENTRAL Y PROPUESTAS DE MEJORAS.
LOCALIZACIÓN Y ACCESO AL PROYECTO DATOS TÉCNICOS
DESCRIPCIÓN ACTUAL DE LAS OBRAS VISITA TÉCNICA DE INSPECCIÓN
ELABORACIÓN DEL CUESTIONARIO DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES CIVILES Y
ELECTROMECÁNICAS PROBLEMÁTICA
OBSERVACIONES Y RESPUESTA AL CUESTIONARIO PROPUESTAS DE MEJORA
11 13 14 14 14 14 16 16 16 16
17
17 18
27
... 27 27
... 27
... 28 28
... 29
... 29
... 30
... 32
... 34
... 34
... 36
... 51
... 54
... 56
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Capítulo V ESTUDIOS DE INGENIERÍA BÁSICA ... 59
5.1
5.2 5.3
5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.1.5 5.1.6
5.3.1 5.3.2 5.3.3
ESTUDIO HIDROLÓGICO ESCURRIMIENTOS
VOLÚMENES TURBINADOS
VOLÚMENES DE RIEGO VOLÚMENES DE EVAPORACIÓN EN EL EMBALSE ELEVACIONES MEDIAS MENSUALES EN EL EMBALSE CURVA ELEVACIONES-ÁREAS-CAPACIDADES
BALANCE HIDROLÓGICO ESTUDIO HIDROENERGÉTICO GENERACIONES MEDIAS MENSUALES BRUTAS HISTÓRICAS EFICIENCIAS MEDIAS MENSUALES HISTÓRICAS FUNCIONAMIENTO DE LA CENTRAL
Capítulo VI EVALUACIÓN ECONÓMICA DE ANÁLISIS DE RENTABILIDAD
6.1 ANÁLISIS DE COSTO POR FALLA 6.2 COSTOS OPERATIVOS ACTUALES 6.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
59 59 61 62 63 66 67 68 69 69 70 71
77
77 78 79
84
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS-FINANCIEROS
88
89
92
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índice Tablas
Pág.
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10
11
12
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
CARACTERÍSTICAS QUE PRESENTA LA CENTRAL
OTRAS CARACTERÍSTICAS RELEVANTES DE LA CENTRAL
MESES CON GENERACIÓN CERO
DÍAS POR AÑO POR MANTENIMIENTO DE LA CENTRAL
VIDA DE LOS SISTEMAS DE HIDROGENERACIÓN
EVALUACIÓN DE LOS COMPONENTES
CLASIFICACIÓN DE LOS COMPONENTES
COMPORTAMIENTO ANUAL DE LAS TRES UNIDADES GENERADORAS
EVALUACIÓN ELECTROMECÁNICA
RESUMEN MENSUAL DE GENERACIONES
ANÁLISIS DE INDISPONIBILIDADES EN DÍAS, TOMANDO COMO REFERENCIA EL AÑO
ESCURRIMIENTOS HISTÓRICOS EN LA CENTRAL, EN MILLONES DE M3, MM3
VOLÚMENES TURBINADOS, EN MILLONES DE M3, MM3
VOLÚMENES PARA RIEGO, MM3
E V A P O R A C I O N E S , E N M M 3
ÁREAS DEL EMBALSE, EN KM2
VOLÚMENES DE EVAPORACIÓN MEDIDOS EN LA CENTRAL, EN MM
ELEVACIONES MEDIAS MENSUALES EN EL EMBALSE
CURVA ELEVACIONES-ÁREAS-CAPACIDADES
BALANCE HIDROLÓGICO
GENERACIÓN MEDIA MENSUAL BRUTA HISTÓRICA, EN GWH
EFICIENCIAS MEDIAS MENSUALES, EN %
GENERACIONES BRUTAS (1996-2004) , EN GWH
GENERACIONES BRUTAS ANUALES (1996-2004)
CÉDULA DE PAROS, (1997-2004)
GASTOS DE EXPLOTACIÓN
ANÁLISIS DE COSTOS POR FALLA
COSTOS OPERATIVOS ACTUALES
RESUMEN TÉCNICO - ECONÓMICO
CÁLCULO DE GENERACIONES
COSTO DEL K W H NIVELADO
RESUMEN GENERAL DEL PRESUPUESTO
INDICADORES ECONÓMICOS
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índice Gráficas
Pág.
1 RELACIÓN DE INDICADORES PARA PROPONER UNA .36
2 RELACIÓN ENTRE EL AUMENTO DE POTENCIA Y EL RENDIMIENTO ...39
3 CÉDULA DE EVALUACIÓN O EDAD DEL TAMIZADO .40
4 EDAD DE LAS OBRAS COMPLEMENTARIAS (CONSTA DE LAS .
CURVAS A, BY C)
5 EXPIRACIÓN DE LA LICENCIA ...42
6 CÉDULA DE FRECUENCIA DE VERTIDO .. 44
7 CÉDULA DE LAS FRECUENCIAS O SALIDAS DE LA BAJA DE TIEMPO .. .45
8 INDISPONIBILIDADES, EN DÍAS ...56
9 INDISPONIBILIDADES PROPIAS Y DEL SISTEMA ...57
10 CURVA ELEVACIONES-ÁREAS-CAPACIDADES ...67
11 GENERACIONES BRUTAS, (1996-2004), EN GWH ...72
12 GENERACIÓN BRUTA ANUAL, (1996-2004), EN GWH ...73
13 MANTENIMIENTO PROGRAMADO (1997-2004) .. .74
14 FALLAS DE LA CENTRAL, (1996-2004) .. .74
15 PAROS DE LA PLANTA, (1997-2004) ...75
16 DISPONIBILIDADES, (1997-2004), EN POR CIENTO .. .75
17 INDISPONIBILIDADES, (1997-2004), EN POR CIENTO .. .76
. 8 GRÁFICA COMPARATIVA ENTRE COSTO, GENERACIÓN Y TIEMPO 7
DE OPERACIÓN
índice Figuras
1 LOCALIZACIÓN Y ACCESO AL LA CENTRAL .29
2 DIAGRAMA DE FLUJO DE UNA MODERNIZACIÓN O 3 g
REHABILITACIÓN
3 CARACTERÍSTICAS QUE SE DEBE CUMPLIR EN LA 4 7
MODERNIZACIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
. LIMITACIONES GEOMÉTRICAS Y FACTORES DE MEJORAS 4 8
HIDRÁULICAS
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. C I I f CAPÍTULO i. B I B L I O T E C A INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
Debido al complicado escenario que se vislumbra en el sector eléctrico, en el cual convergen las más diversas corrientes de opinión, desde una política gubernamental tendiente a darle una mayor apertura al sector eléctrico a la iniciativa privada, donde uno de sus principales ejes es el que se permita que los particulares generen y vendan energía eléctrica al Estado o a los usuarios cuyo consumo rebase el mínimo establecido en la Ley(Ref 1Hoveranexo1>i a \a continua y creciente escasez de fondos públicos para el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica, y actualmente a un nuevo impulso para la reactivación del programa de generación hidroeléctrica (Ref 2). La Comisión Federal de Electricidad (CFE) está obligada a mantener en lo sucesivo, una visión de los posibles escenarios que ocurren en el sector eléctrico, con el propósito de mantenerse y/o crecer y/o sobrevivir a estos nuevos tiempos políticos y económicos, por lo deberá tomar la iniciativa y actuar, siendo la modernización de las Centrales Hidroeléctricas del País, en cualesquiera de sus modalidades, rehabilitación y repotenciación de estas centrales una oportunidad de cambio. Esto es todo un reto debido al incremento anual de tarifas eléctricas que cobra el estado por el fluido eléctrico a los grandes, medianos consumidores y al consumo doméstico (Ref 3) (0 ver anexo 2), por lo que se deberán abatir los crecientes costos de nuevos proyectos y eficientar la generación de energía eléctrica. Teniendo como meta indispensable hacer eficiente el recurso económico de su viabilidad por de un estudio de Factibilidad económica, que nos permita metodológicamente, -costo del Kwh. nivelado, Tasa Interno de Rendimiento, (TIR), Valor Presente Neto, (VPN)-, afirmar si el proyecto es económicamente viable.
Esta investigación tiene como objetivo el realizar un diagnóstico del estado que guarda una central hidroeléctrica, para nuestra investigación seleccionamos a la Central Hidroeléctrica Mocúzari ubicada en el estado de Sonora, para establecer que proceso de mejora sea ésta; Rehabilitación, Repotenciación y Modernización, deberá realizarse para mejorar la generación de energía eléctrica de una manera significativa, óptima y económicamente factible.
En la mayoría de centrales del país, como sería este caso, el mayor problema radica y al que se enfrenta este proceso es que generalmente los equipos y piezas no tienen de caducidad y/o licencias de expiración, a pesar de que a las centrales se les ha asignado una vida útil en su planeación, estas, en su operación continúan funcionando. Esto es, si analizamos el funcionamiento actual y futuro de la Central Hidroeléctrica Mocúzari, Sonora, cabría preguntarnos, ¿qué reemplazo de equipo y/o piezas nos permitirá una ganancia en la generación que actualmente se pierde por fallas y/o fatiga del equipo y/o las piezas, por falta de mantenimiento y/o obsolescencia, con base en una evaluación económica de análisis de rentabilidad.
Realizando un análisis del comportamiento de los equipos, con apoyo en un conjunto de gráficas contenidas en la Guía de Black & Veatch (Ref 4) las cuales estiman su vida útil, complementando lo anterior con un trabajo de gabinete y con una inspección de campo a la central, para finalmente, con la aplicación de un cuestionario al encargado de la planta, el cual nos permitió conocer las necesidades de la planta y equipo. Con la óptica de obtener una óptima operación, brindar un mejor servicio a un menor costo en beneficio del usuario final, con un significativo menor costo al erario público y contribuyentes.
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La parte Civil y Mecánica se apoyó en tos estudios que hace el "Hydropower Plant Modernization Guide"(Ref 4), y en la publicación, "LAPEM, Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales"(Ref 5), los cuales analizan el comportamiento de cualquier central, con base en un registro estadístico a nivel mundial que queda plasmado en un conjunto de gráficas y tablas del comportamiento histórico que han tenido centrales hidroeléctricas de todo el mundo, lo cual nos indicaría que estos parámetros ya se encuentran estandarizados. Asimismo nos señala cuales son los principales equipos a analizar y así poder evaluarlos físicamente de manera visual, proponiendo pruebas de laboratorio si estas fueran necesarias.
Ref.1.-Iniciativa de Reformas al Sector Eléctrico: Artículos 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica. Ley de la Comisión Reguladora de Energía. Ley Orgánica de la Comisión Federal de Electricidad. Ley Orgánica del Centro Nacional de Control de Energía, (CENACE). Ver el anexo N° 1 para un resumen de las anteriores iniciativas.
Ref.2.-Com¡sión Federal de Electricidad, Sistema de metas presidenciales 2002, Principales acciones de fondo, reactivación del programa de generación hidroeléctrica, inciso 3, Pág. 18.
Ref.S.-Comisión Reguladora de Energía, www.cfe.gob.mx Ref.4.- Black & Veatch / Motor Columbus, "Associates. Hydropower Plant Modernization Guide". Volume 1: Hydroplant Modernization, July 1989, Kansas City, Missouri. Ref.5.- "LAPEM, Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales" "Proyectos de Rehabilitación, Modernización y Repotenciación de Centrales Hidroeléctricas
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1.2 PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN
La Central Hidroeléctrica, C. H., Mocúzari, Sonora, no ha sido nunca estudiada como un proyecto de ampliación. La presente investigación pretende realizar un diagnóstico de la central con la finalidad de establecer los parámetros principales para Rehabilitar, Repotenciar o Modernizar la central.
Debido a que la central, al día de hoy, presenta incrementos considerables en sus índices de mantenimiento y/o operación. Y conforme pasa el tiempo trae en consecuencia una reducción en el beneficio de la generación. En el funcionamiento de la misma central se han presentado condiciones en las obras que impiden un adecuado accionar de la misma, así como errores continuos en la operación de la central, producidos por; fallas humanas, de equipos, falta de agua, causas ajenas, etc., que han provocado a largo de su operación, una reducción significativa en la generación o un desperdicio de la misma.
Por lo anterior se ha pretendido con la investigación, hacer un análisis crítico y con evidencias, sobre las condiciones y parámetros significativos en los sistemas de generación, teniendo como eje la alternativa más viable económicamente, garantizando el uso racional del recurso hídrico, con el fin de sea la generación de energía, ambientalmente amigable y realizar la modernización de la unidad con el fin de hacerla más eficiente de acuerdo a los parámetros fijados en la evaluación de la central, mejorando su potencia y generación con la menor inversión posible, siendo así una opción atractiva para la expansión del Sector Eléctrico Nacional.
Otra alternativa es la Modernización de la central debido a que el 75 % del total del número de unidades turbogeneradores contenidas en centrales hidroeléctricas de nuestro país, tienen edades que oscilan alrededor de los 30 años de uso y entre estas se encuentra Mocúzari. La expectativa de vida útil en este tipo de centrales se ve reducida y representan poco más del 23,4 % de la capacidad instalada, por lo que existe la imperiosa necesidad de actualizar los equipos o modernizarlos. Como una alternativa, la Modernización, se presenta como un sistema funcional que permite la conversión de la operación manual de la central en automática, ganando reducción en los costos de operación y disminuyendo el factor humano en su operación.
La experiencia mundial ha demostrado que la Rehabilitación o Modernización de centrales puede mejorar su operación en un rango de incrementos que fluctúan entre el 5% y el 8%, conforme lo establece el manual Black & Veatch (Ref 4)
En el caso de la C. H. Mocúzari este estudio fundamentará sus planteamientos en la panorámica de la región y de la central, el cual se observa cuando la disponibilidad y generación de energía eléctrica disminuyen considerablemente por razones atribuibles a alguno de los componentes de obra civil y electromecánica de la planta. De igual manera la baja rentabilidad de la central se manifiesta cuando la central incrementa costos asociados a la operación y mantenimiento, por lo que se debe revisar y analizar su rehabilitación e inclusive su automatización para disminuir cargos por operación. De la misma forma se evaluarán las condiciones de la obra civil y los equipos electromecánicos, con la finalidad de incrementar la vida residual de las instalaciones y las características actuales de operación.
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1.3 JUSTIFICACIÓN
1.3.1 SOBRE EL MEDIO NATURAL
El área del proyecto corresponde a la zona ecológica "Trópico Seco"; dentro de la provincia "Pie de la Sierra"; específicamente dentro del Sistema Ecogeográfico "Macusari" que comprende una superficie de 230 km2 donde el 53% de esta superficie presenta topoformas tipo "Valle" y el 47% complementario a "Lomeríos" cuya altitud extrema alcanza los 600 msnm. Presenta una clasificación climática "BSOK/Seco" denominado "Seco templado con verano caliente" una temperatura media anual de 25,4° C y una precipitación total anual de 577,16 mm.
Presenta suelos de texturas de medias a finas con alta susceptibilidad a la erosión hídrica. La vegetación característica de la zona corresponde en un 95% al tipo "Matorral cracicaule" y a "Selva baja" en la superficie restante; las especies dominantes corresponden a matorral de Cercidium micropyllum, Opuntia spp. y Camegiea. Predomina el matorral abierto o medianamente denso y florísticamente rico, en el cual a menudo intervienen especies de Acacia, Prosopis, Larrea, Celtis, Encelia, Olneya, y otras numerosas herbáceas perennes incluyendo Selaginella.
La zona no presenta, ni se encuentra cercana, a áreas naturales protegidas, y aunque existen registros de 2 especies vulnerables y 3 en peligro de extinción dentro de esta región, todas ellas se encuentran fuera del área de influencia del proyecto.
1.3.2 ECONÓMICA
El proyecto se localiza dentro del municipio de Álamos que contiene una población total de 25 564 habitantes. Las condiciones fisiográficas y económicas de la región han originado la migración de población, al grado de presentar una tasa de crecimiento negativa (-1.3%) propiciado además por la dispersión y formación de alrededor de 342 comunidades menores a 500 habitantes. La población económicamente activa en 1990 ascendió a casi 21 000 personas, dedicadas principalmente a las actividades agrícolas, ganaderas, caza y pesca (INEGI, 1990).
1.3.3 SOBRE LOS IMPACTOS POTENCIALES POR LA AMPLIACIÓN
Con base en las observaciones de las áreas que ocuparían las obras de ampliación de la central y a la revisión documental sobre el medio natural y social de las mismas, se concluyen los siguientes aspectos:
a) No se prevén impactos por emisiones a la atmósfera, ya que la utilización de vehículos y maquinaria sería en muy baja proporción; adicionalmente, las áreas de trabajo no presentan problemas significativos por emisiones de partículas y polvos.
b) Las áreas destinadas para las obras corresponden a terrenos federales, por lo que no se contemplan problemas sociales de carácter indemnizatorio o compensatorio.
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c) Aunque se desconocen las dimensiones de campamentos, talleres, bodegas u otras instalaciones que pueda requerir la obra de equipamiento, no se prevén efectos significativos al medio social y natural, ya que se presupone la utilización de áreas pequeñas localizadas en las inmediaciones de la actual presa.
d) No se identificaron impactos significativos a la flora y fauna, ya que no existiría apertura de nuevos caminos ni desmontes de áreas con vegetación natural.
e) El movimiento de tierras, aunque poco significativo, será el principal impacto ambiental. Se explotará un banco para agregados, contiguo a la zona del proyecto, del cual se requieren alrededor de 1 110 m3; el referido banco fue utilizado en los años cincuenta para la construcción de la actual presa Adolfo Ruiz Cortines y aunque presenta matorral xerófilo como vegetación secundaria, no se prevén efectos importantes toda vez que concluida su explotación se procederá a la rehabilitación y reforestación de áreas. Adicionalmente, existirán cerca de 1 150 m3 de materiales de demolición y 5 000 m3 de materiales de excavación que serán depositados en áreas cercanas al proyecto, correspondiendo a terrenos federales.
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1.4 ALCANCE
El presente estudio se circunscribe dentro de los estudios de factibilidad-técnico-económica, en la modernización de una central hidroeléctrica contenida en la presa Adolfo Ruiz Cortines (Mocúzari), el proyecto se ubica dentro del municipio de Alamos en el estado de Sonora.
1.5 OBJETIVOS
1.5.1 GENÉRICO
Realizar el estudio de Factibilidad Técnico-Económica para la Modernización de la Central Hidroeléctrica Mocúzari, (Criterio del Costo del kWh Nivelado).
1.5.2 ESPECÍFICOS
> Exponer la problemática que se tiene en la modernización de centrales hidroeléctricas para la generación de energía eléctrica y su aportación a la red general de transmisión nacional.
> Mostrar de forma específica los aspectos básicos de la teoría hidráulica y económica que da forma al presente estudio.
> Diagnosticar las condiciones actuales de la central y sus propuestas de mejora. > Establecer los estudios de ingeniería básica. > Realizar un análisis de rentabilidad de la modernización de la central.
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CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
2.1 TEORÍA CIVIL, ELECTROMECÁNICA E HIDRÁULICA
Las condiciones Civiles y Electromecánicas siguientes, analizan el comportamiento de cualquier central, con base en la estadística de registros históricos que nos habla del comportamiento histórico que han tenido centrales hidroeléctricas de todo el mundo, quedando plasmado en un conjunto de gráficas y tablas, lo cual nos indicaría que estos parámetros ya se encuentran estandarizados. Asimismo nos señala cuales son los principales equipos a analizar y así poder evaluarlos físicamente de manera visual, proponiendo pruebas de laboratorio si estas fueran necesarias.
Para el diagnóstico de las condiciones Civiles y Electromecánicas, este análisis se fundamenta en dos estudios: uno realizado por VOEST-ALPINE (Ref 6), donde establece que el ciclo de vida de una planta hidroeléctrica con mantenimiento mecánico del equipo, puede llegar a tener un tiempo de vida entre 60 a 80 años o más. Los principales indicadores para una planta son:
• Costo escalado del mantenimiento y reparación (Maintenance and repair costs escalate) • Aumento en el número de paros (The number of outages rises) • Disponibilidad de carga (Availability drops) • Baja en la eficiencia e incrementos en el desgaste (Efficiency fades with increasing wear)
El segundo, el complemento de la parte electromecánica, propuesto por la FERC (Federal Energy Regulatory Commission) contenido en la "Guía para la Rehabilitación de Obras Civiles", ASCE, respecto a la evaluación de equipos y sistemas electromecánicos, utiliza los criterios propuestos por el Energy Power Research Institute (EPRI).
Se presentará la información y los métodos propuestos por el EPRI, el cual analiza entre otros puntos;
• Determinar la capacidad potencial y ganancias de eficiencia por remplazar el rodete de la turbina.
• Determinar que otros componentes pueden o necesitan ser mejorados. • Desarrollar el costo por alternativa del rodete de turbina mejorada. • Evaluación del costo y beneficios por alternativa del rodete de turbina. • Determinar el plan para implementar el reemplazo del rodete de turbina incluyendo la
especificación técnica por rodete de turbina reemplazado, probado con modelo, y generador rebobinado.
La parte hidráulica se sustenta en la ecuación de continuidad, fundamentalmente en los funcionamientos de vaso, la cual tiene la forma;
Donde I es el caudal entrante, O es el caudal de salida y S el almacenamiento.
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2.2 TEORÍA ECONÓMICA
2.2.1 OBJETIVO
Evaluar el costo del kW instalable y del kWh nivelado producible para la modernización de la planta hidroeléctrica Mocúzari.
2.2.2 DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES
2.2.2.1 ENTRADAS
2.2.2.1.1 La información necesaria para determinar el costo del kWh nivelado y el kW instalable para para la modernización de la planta hidroeléctrica Mocúzari:
a) Inversión total (sin línea de transmisión) b) Año de inicio de construcción c) Año de terminación de construcción d) Año de inicio de operación e) Flujo de inversiones anuales durante la construcción f) Vida útil (en el caso de las plantas hidroeléctricas, se considera n=50 años) g) Tasa de descuento anual h) Consumo específico (m3/kWh) i) Cuota por uso del agua j) Potencia instalable (MW) k) Generación media anual (GWh) I) Número de unidades
2.2.2.2 PROCESO
2.2.2.2.1 VALOR PRESENTE DE INVERSIONES
Con base en la inversión total del proyecto, se determina el valor presente de las inversiones anuales referidas al año cero, es decir, al año que.sirve de base para el análisis económico, tomando en cuenta la tasa de descuento fijada para el estudio. Este análisis en forma esquemática se muestra a continuación.
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2.2.2.2.2 VALOR PRESENTE DE GENERACIÓN
Con base en el valor de la generación media anual obtenida a partir del funcionamiento de vaso para los proyectos hidroeléctricos, se calcula el valor presente de generación, referido al año cero.
2.2.2.2.2 COSTO NIVELADO POR INVERSIÓN
La determinación del costo nivelado por concepto de inversión, involucra aspectos técnicos y económicos que definen una tecnología, como son: los costos de inversión, el programa de inversión, la potencia por unidad y total, la generación media anual, la vida económica y la tasa de descuento.
Dividiendo el valor presente de las inversiones entre el valor presente de la generación, se obtiene el costo del kWh nivelado por concepto de inversión, a precios constantes.
2.2.2.2.4 COSTO NIVELADO POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
El costo del kWh nivelado por concepto de operación y mantenimiento, a precios constantes del año, resulta de la suma de dos componentes: el costo fijo y el costo variable.
2.2.2.2.5 COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN
Los costos fijos están presentes independientemente de la operación de la planta y por lo tanto no están directamente relacionados con la energía generada; este renglón incluye los siguientes conceptos de costos:
- Salarios - Prestaciones - Seguro Social - Servicios de Terceros - Gastos Generales - Materiales (excepto del área de operación)
El costo fijo de operación se obtiene multiplicando el número de unidades turbogeneradoras por un cargo fijo anual y dividiendo este resultado entre la generación media anual.
El costo fijo de mantenimiento, se obtiene aplicando una fórmula de tipo potencia, tomando como base una muestra de datos proporcionados de plantas en operación de la CFE (COPAR). En dicha expresión las variables que intervienen son la potencia total, el número de unidades y la generación media anual.
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C I I r« B I B L I O T E C A
2.2.2.2 COSTOS VARIABLES
Los costos variables son los que guardan una relación directa con la generación de energía eléctrica. En este renglón sólo son considerados los costos de materiales del área de operación.
El costo variable se obtiene aplicando también una fórmula de tipo potencia (COPAR: Costos y Parámetros de referencia). En esta expresión intervienen la potencia total y el número de unidades.
En siguientes incisos se presentan las fórmulas que se emplean para la obtención del costo del kWh nivelado por concepto de operación y mantenimiento.
2.2.5 COSTO POR USO DEL AGUA
Para las centrales hidroeléctricas el costo del combustible considera la cuota por derechos del agua turbinada que establece la Ley Federal de Derechos en materia de uso del agua. Actualmente esta cuota es similar para cualquier lugar de la república.
La cuota por el uso del agua se determina con base en el consumo específico del agua turbinable (m3/kWh) correspondiente al proyecto hidroeléctrico y a la tarifa respectiva ($/m3). Esta tarifa se publica en el Diario Oficial de la Federación en forma anual, además de que puede consultarse en el COPAR.
2.2.6 COSTO DE ENERGÍA POR BOMBEO
En el caso de proyectos de acumulación de energía por bombeo, se considerará un cargo adicional por la energía utilizada para el bombeo (ciclo combinado, carboeléctrica o térmica convencional).
2.2.7.1.1 COSTO DEL KWH NIVELADO
El costo nivelado es un concepto que sintetiza la información económica disponible acerca del proyecto. Su valor expresa el costo de producción de un kWh generado en la central hidroeléctrica.
El costo del kWh nivelado será la suma de los costos de inversión, operación y mantenimiento y del costo por el uso del agua, así como la energía por rebombeo (si hubiera).
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COSTO DEL KWH NIVELADO POR CONCEPTO DE INVERSIÓN
Datos: t
AIC: Año de inicio de construcción GMA: Generación media anual [millones de kWh]
ATC: Año de terminación de construcción
AIO: Año de inicio de operación
l i , b , I3 ,-.lk: Flujo de inversiones [millones de $]
VPG: Valor presente de generación [millones de kWh]
n: Vida útil del proyecto [años]
i: Tasa de interés anual [%]
VPI: Valor presente de inversiones [millones de $]
VPG
i VPI
Nj/' S^ ^ >L; sj/'
GMA
N ^ N ^ N ^ N ^ y N ^ s K s k s k N K S ^ N k N k N ^ N k s k N k ' > k N k 0 1 2 3 k k+1
•— Período de construcción -• • Período de operación-k+n
Para obtener el costo del kWh nivelado por inversión, se siguen los siguientes pasos:
a) Obtener el valor presente de inversiones VPI, referido al año cero, es decir:
(ÁTC-AIC+l)
VPI= £ / , ( !+ i r
b) Calcular el factor de recuperación de capital FRC, mediante la siguiente expresión:
¿(1 + 0" FRC-(1+0"-1
c) Determinar el valor presente de generación VPG, también referido al año cero, mediante:
GMA(l + iy(A10-AIC)
VPG = FRC
d) Obtener el costo del kWh nivelado por inversión (ClkWh), aplicando la siguiente expresión:
VPI Costo nivelado por concepto de inversión:
VPG
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CARGO POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA EL CÁLCULO DEL COSTO DEL KWH NIVELADO ( C O Y M )
Fórmulas para la obtención del costo del kWh nivelado por concepto de operación y mantenimiento (precios medios del 2005):
Costo fijo de operación CFO:
GMA
Donde:
!<!= Coeficiente del costo fijo de operación (Considere el valor de 3,615429 para precios medios del 2005)
Nu= Número de unidades
GMA= Generación media anual, en GWh
Costo fijo de mantenimiento CFM:
K2Nu í p A0-5877
CFM = \Nuj
GMA
Donde:
K2= Coeficiente del costo fijo de mantenimiento (Considere el valor de 0,625432 para precios medios del 2005)
Nu= Número de unidades
GMA= Generación media anual, en GWh
P= Potencia, en MW
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Costo variable CV:
CV = — * 3
Nu
Donde:
K3= Coeficiente del costo variable (Considere el valor de 0,0004622 para precios medios del 2005)
Nu= Número de unidades
P= Potencia, en MW
CF = CFO + CFM
COyM=CF+CV
Donde:
CFO: Costo fijo de operación ($/kWh)
CFM: Costo fijo de mantenimiento ($/kWh)
CFT: Costo fijo total ($/kWh)
CV: Costo variable ($/kWh)
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CARGO POR USO DEL AGUA PARA EL CÁLCULO DEL COSTO DEL KWH NIVELADO (CAKWH):
CAkWh = K4CEA
Donde:
K4= Coeficiente del uso del agua (Considere el valor de 0,0030837 para precios medios del 2005)
CEA= Consumo específico del proyecto hidroeléctrico (m3/kWh)
COSTO DEL KWH NIVELADO TOTAL (CT KWH):
CrkWh = Costo por inversión + cargo por operación y mantenimiento + cargo por uso del agua
CT kWh = ClkWh + COyM + CAkWh
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P.H. (Nombre del proyecto) Alternativa: (Nombre)
Costo del kWh nivelado Precios Medios de (Fecha)
DATOS GENERALES: Año de inicio de construcción (AIC):
Año de terminación de construcción (ATC): Año de inicio de operación (AIO):
Vida útil del proyecto (n):
AÑO
(AIC)
(ATC) , INVERSION TOTAL
Generación media anual [GWh] Número de unidades turbogeneradoras
Potencia total instalable [MW]
(Número de año) (Número de año) (Número de año)
(Número de años)
INVERSIÓN [Millones de $]
(Millones de $) (Millones de $) (Millones de $) (Millones de $) (Millones de $)
(N0 de GWh) (N0 de unidades)
(N° de MW)
RESULTADOS:
Costo del kW instalable [$]
Tasa anual Inversión
Operación y mantenimiento Uso del agua
TOTAL
Costo del kWh nivelado [$]
8% ($) ($) ($)
($)
9% ($) ($) ($)
($)
10% ($) ($) ($)
($)
11% ($) ($) ($)
($)
($)
12% ($) ($) ($)
($)
0 7000 ;§ o.eooo -> 0.5000 -, Z 0.4000 Í $ 0.3000 -•S 0.2000 -• i 0.1000 O 0 0000
f ¡ í ) 1 Tasa de descue
0 1 nto anual [%]
1 1 2
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CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS Kl
Los valores de K¡ se irán actualizando anualmente y se mandarán respectivamente a las áreas interesadas.
Por lo que respecta al año 2005, se deberán tomar los valores siguientes:
Ki=3,615429 (Coeficiente del costo fijo de operación)
K2=0,625432 (Coeficiente del costo fijo de mantenimiento)
K3=0,0004622 (Coeficiente del costo variable)
K4=0,0030837 (Coeficiente uso del agua)
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CAPÍTULO III
MÉTODO
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN
La presente investigación es del tipo descriptivo - documental (Dankhe 1988), ya que determina, identifica y mide las variables que inciden en la factibilidad técnico-económica en la modernización de una central hidroeléctrica, variables que van desde los aspectos técnicos, hidrológicos, hidroenergéticos, hasta los económicos como, costos y beneficios y lo que todo esto implica.
3.2 HIPÓTESIS
H1: La modernización de la central hidroeléctrica Mocuzarí tiene factibilidad técnico económica.
3.3 MODELO OPERACIONAL DE VARIABILIDAD
Variable Independiente, X^
X Factibilidad Técnica
Factibilidad Económica
Modernización de la Central Hidroeléctrica Mocúzari
Z
I Variable Dependiente, (Y)
Variable Independiente, X2
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3.4 DESCRIPCIÓN DE LAS VARIABLES DE LA HIPÓTESIS
Factibilidad Técnica (X,): Representa la posibilidad de contar con los elementos tanto humanos, materiales y de tecnología constructiva para poder llevar a cabo la obra. Es decir que la obra sea realizable. Factibilidad Económica (Xa). Representa y determina las bondades de la obra en términos económicos y comúnmente representados con valores favorables en sus indicadores económicos; Valor Presente Neto, (VPN), Relación Beneficio-Costo, B/C, Tasa Interna de Retorno, TIR, y recuperación de la inversión.
3.5 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
La presente investigación está dada bajo un esquema no experimental, dada la imposibilidad que tiene el investigador para manipular las variables y tener un ambiente controlado, ya que estas son de origen natural así como, los indicadores macroeconómicos y por lo tanto se desarrolla la investigación en su contexto natural.
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CAPITULO IV.
DIAGNOSTICO DE LAS CONDICIONES ACTUALES DE LA CENTRAL Y PROPUESTAS DE MEJORAS.
4.1 LOCALIZACIÓN Y ACCESO AL PROYECTO
El proyecto de investigación se localiza en las coordenadas geográficas 27013' de Latitud Norte, 109o06' de Latitud Oeste, para llegar a la presa a partir de la ciudad de Navojoa rumbo a la población de Álamos aproximadamente a 40 km al noroeste de esta ciudad sobre el río Mayo se toma la carretera rumbo a la presa Adolfo Ruiz Cortines (Mocúzari) hasta el sitio de obras, el proyecto se ubica dentro del municipio de Alamos en el estado de Sonora. Como puede apreciarse en la figura No. 1.
Figura No. 1
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4.2 DATOS TÉCNICOS
La presa Adolfo Ruiz Cortines donde esta contenida la Central Hidroeléctrica Mocúzari se encuentra localizada en las coordenadas geográficas 27013' de Latitud Norte, 109o06' de Latitud Oeste y referenciada en las cartas del INEGI G12-3 en escala 1:250 000 y G12-B46 en escala 1:50 000. Se construyó entre los años de 1952 a 1955 con fines múltiples, esto es, ser aprovechada para riego, control de avenidas y a su vez en la generación de energía eléctrica. La toma fue equipada por la Comisión Federal de Electricidad en el año de 1959 con una unidad de 9,6 MW de potencia que aporta una generación media anual bruta histórica de 49,33 GWh.
Conforme a las características fisiográficas donde se localiza la Central, esta aprovecha las aguas del río Mayo, el cual pertenece a la cuenca con el mismo nombre, ubicado en el municipio de Alamos en el estado de Sonora, esta cuenca pertenece a la Región Hidrológica del Pacífico Norte, al Sistema Hidrológico del Fuerte - Mayo y a la Región de Generación Hidroeléctrica Yaqui - Mayo, esta última es quien se encarga de captar y distribuir al sistema interconectado nacional el fluido eléctrico.
La presa es de materiales graduados y se complementa con tres diques de tipo similar al de la cortina, en su margen izquierda se encuentra la obra de toma constituida por dos túneles que durante la construcción se utilizaron como desvío y que posteriormente se utilizaron; el número uno para riego y el número dos para generación de electricidad.
Los resultados aquí obtenidos se basan en un registro histórico de observación datos de 34 años, con los cuales se pretende tener un mayor conocimiento de las posibilidades para incrementar la generación o hacer más eficiente la producción de energía eléctrica, aprovechando al máximo la vida útil de la presa.
Las principales características que presenta la central son las siguientes:
Tabla N01
NIVELES Elevaciones
msnm
Áreas
Km2
Capacidades
Hm3
Elevación de la Corona
NAME (Nivel de aguas máximas extraordinarias)
ÑAMO (Nivel de aguas máximas ordinarias)
NAMING (Nivel de aguas mínimas ordinarias)
NAZOLVES (Nivel de azolve)
NADES (Nivel de aguas del desfogue)
Nivel de la cresta del Vertedor Libre
Nivel de la cresta del Vertedor Controlado
148,00
145,47
140,23
109,00
97,00
81,56
140,23
130,80
103,23
76,92
64,47
10,79
3,80
78,20
52,00
2 003,93
1 765,00
1 388,05
122,34
100,00
1 014,90
713,11
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La descripción y características particulares de las obras que conforman el aprovechamiento hidroeléctrico se presentan a continuación.
Podemos establecer otras características de la central:
Tabla N0 2
TURBINA
Número de unidades
Carga
Gasto
Marca
Eje
Tipo
Potencia
1
45,00
27,60
RIVA
VERTICAL
KAPLAN
11,03
m
m3/s
MW
GENERADOR
Número de unidades
Velocidad de rotación
Frecuencia
Marca
Capacidad
Factor de potencia
Voltaje de generación
1
300
60
ELIN
9,6
0,80
6 900
r.p.m.
Hz
MW
V
CONDUCCIÓN
Tipo
Longuitud
Diámetro
Gasto de diseño
Velocidad
Túnel
156,80
6,00
70,00
2,48
m
m
m3/s
m/s
Tubería a presión
185,20
Variable de 3,55 A 3,45
70,00
7,28
m
m
m3/s
m/s
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4.3 DESCRIPCIÓN ACTUAL DE LAS OBRAS
La obra de contención esta formada por una cortina y tres diques de roca con corazón impermeable en el centro y respaldos de material friccionante formado por grava y arena, en ambos extremos cuenta con chapa de roca para protección contra el oleaje y la erosión hacia aguas arriba y aguas abajo respectivamente, estas fueron sobreelevadas. La altura total que presenta la cortina es de 76,5 m; desde el lecho del río tiene una altura de 68,5 m, con un ancho en la base de 427 m y una longitud en la corona de 780 m a la elevación 148,00 msnm con ancho de calzada de 8 m. Las características antes mencionadas corresponden a la cortina ya sobreelevada.
La obra de control y excedencia esta situada en un puerto sobre la margen derecha, donde se encuentra el dique número uno. La obra de excedencia esta constituida por un cimacio con perfil tipo Creager de descarga libre, en planta presenta una geometría curva denominada de abanico formada con tres centros de radio, el cual descarga hasta la sección de control donde entra a una rápida que continua por un canal de descarga con plantilla horizontal, esta obra, debido a la sobre elevación que la cortina sufrió, tuvo algunas modificaciones ya que inicialmente el vertedor descargaba libremente a la elevación 140,23 msnmm. La obra de control se encuentra localizada dentro de la obra de excedencia, esto es debido a que se vio la necesidad de controlar las avenidas buscando empezar a descargar antes de llegar a esta elevación, por lo que se construyo en el centro del vertedor de abanico la obra de control con compuertas, tomándose de la longitud total de 330 m que tiene el vertedor se construyo una estructura de concreto que aloja 5 compuertas radiales: 3 de 5,90 m de ancho por 14,60 m de alto y las 2 laterales de 10,60 m de ancho con la misma altura. Con esto se tiene un ancho libre en el cimacio de 38,90 m y sumándole el ancho de las cuatro pilas se tiene un total de 51,90 m de la estructura de control. Esta modificación implico bajar la elevación de la cresta vertedora en la estructura central 5,23 m quedando la elevación 130,80 msnmm. El gasto total que descargara el vertedor es de 7 450 m3/s. Con la instalación de las compuertas se construyo un puente de maniobras que aloja los mecanismos elevadores de tipo eléctrico para la maniobra de las mismas. Es importante señalar que a lo largo de la cresta del vertedor se construyo una galería de inspección y drenaje con la finalidad de inspeccionar y supervisar las filtraciones que se presenten. Esta estructura se encuentra alojada sobre granito compacto.
La obra de toma se aloja en la margen izquierda y consiste en dos túneles de 6,0 m de diámetro con una longitud total de 710 m. El túnel número uno tiene una longitud de 342,00 m y el túnel número dos es de 368,00 m de longitud, ambos son revestidos de concreto armado, los cuales se utilizaron para el desvío en su momento, aprovechando estos túneles se construyeron dos macizos de concreto para encausar el agua y se coloco un codo para unir la obra de toma con los túneles, el codo sirve de apoyo a las rejillas y a las compuertas deslizantes que controlaron los caudales de la corriente durante la construcción de la cortina y para el cierre definitivo de la obra de desvío.
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El túnel número uno tiene una tubería de acero de 4,00 m de diámetro ahogada en un tapón de concreto con una compuerta de emergencia operada a través de una lumbrera y una válvula de servicio Howell Bunger. El túnel número dos tiene una tubería de acero con diámetro de 3,70 m ahogada en un tapón de concreto con una válvula de mariposa la que liga a la tubería de acero a presión la cual a la salida presenta una bifurcación para abastecer por una a la central hidroeléctrica y por la otra a una válvula de servicio Howell Bunger como disipador de energía, su descarga lo hace al canal del desfogue.
Se prolongo en el túnel No. 1 la altura de la lumbrera de operación, de la elevación 143,50 msnmm a la 148,00 msnmm, con lo que fue necesario la construcción de una nueva plataforma de maniobras y una caseta de operación, adaptando los mecanismos elevadores.
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4.4 VISITA TÉCNICA DE INSPECCIÓN.
Para esta investigación se realizó una visita técnica en el otoño del año 2004 a la C.H. Mocúzari, Son., con la finalidad de recabar información que nos permitiera realizar este estudio tanto de Comisión Federal de Electricidad, CFE, como de la Comisión Nacional de Agua, CNA, así como el de verificar el sitio donde se ubicaría la ampliación de casa de máquinas y las condiciones de las estructuras que podrían ser utilizadas.
Se ha estimado que los trabajos a realizar serían:
• Demolición de machones de concreto • Desmantelamiento de tubería a presión y válvula Howell Bunger • Demolición de muro lateral de casa de máquinas existente • Excavación para cimentar la nueva unidad • Construcción de ataguía o muro de contención • Trabajos complementarios
Las conclusiones a que se llegaron desde el punto de vista electromecánico fueron:
• Existe espacio suficiente para adosar una futura unidad generadora a la casa de máquinas existente
• Es factible utilizar la misma grúa viajera, así como la grúa disponible en el desfogue • En la subestación elevadora hay espacio suficiente para ampliar en una bahía, a la cual se
conectaría la salida de la futura unidad generadora • No existe capacidad suficiente en el sistema de servicios auxiliares para alimentar los
servicios de la unidad en estudio • No se ha contemplado la adquisición del equipo para la modernización de la unidad en
operación y como consecuencia no se puede definir cual sea el grado de control a adquirirse para la nueva unidad
4.5 ELABORACIÓN DEL CUESTIONARIO.
Para evaluar el equipo electromecánico se requirió de la colaboración del Ing. José L. Trejo, Superintendente General de la central hidroeléctrica Mocúzari.
A continuación se presentarán las principales características que tiene la central hidroeléctrica Mocúzari, Son. y la evaluación que se propone a realizar a la central.
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1 Pregunta, (P): En el análisis que se ha hecho, la central presenta varios ceros en la
generación para los siguientes meses:
Tabla N0 3
Año
1994
1998
1999 (registro solo
hasta Ago.)
Mes
Jun. y Jul.
Jun. y Jul.
Abr., May., Jun., Jul.,
Ago.
Generación
0
0
0
¿Sabe usted las causas? ¿A qué se debieron?
2(P): De acuerdo con información proporcionada por la Gerencia de Generación
dependiente de CFE, el mantenimiento que se ha realizado a la central ha sido
de la siguiente manera:
Tabla N0 4
ANO
1993
1994
1996
1997
1998
7,227
31,573
4,392
23,178
21,426
TIEMPO
Días
Días
Días
Días
Días
2.1 ¿Cuál fue el mantenimiento que se hizo?
2.2 ¿Qué fue lo que se cambio?.
2.3 ¿Cuenta con programa de mantenimiento preventivo?
3(P) ¿Cuáles son las fallas más frecuentes que se han detectado en la Central?
4(P) ¿Cuáles son las causas ajenas que se han presentado en la Central de manera
más frecuente?.
5(P) ¿De manera extra oficial se hecho del conocimiento que la Central era candidata a
Automatizarse?
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5.1 ¿Se realizó esta Automatización y en que fecha?.
6(P) ¿Es posible conocer cuales son las refacciones contempladas en la central para las
próximas reparaciones y si tiene la cotización de estas piezas?,
7(P) Por último ¿En términos generales en que condiciones considera usted que se
encuentra la central? ¿Cuáles serían los puntos más críticos?
4.6 DIAGNÓSTICO DE LAS CONDICIONES CIVILES Y ELECTROMECÁNICAS.
Este análisis se fundamenta en dos estudios: uno realizado por VOEST-ALPINE (Ref 6), donde establece que el ciclo de vida de una planta hidroeléctrica con mantenimiento mecánico del equipo, puede llegar a tener un tiempo de vida entre 60 a 80 años o más. Los principales indicadores para una planta son:
• Costo escalado del mantenimiento y reparación (Maintenance and repair costs escalate) • Aumento en el número de paros (The number of outages rises) • Disponibilidad de carga (Availability drops) • Baja en la eficiencia e incrementos en el desgaste (Efficiency fades with increasing wear)
Gráfica N01 Relación de indicadores para proponer una rehabilitación
A
B
+3
k
Maintstmncs and repair
,
^ H '*
Outag&s
Avmlability
Prafitabihty
r* I .-.• I - *
k r ~"m*-'*->**¿ \^
Ir - . Tims s ^ w
Rehabilitation
Referencia 6.-VOEST-ALPINE "Modernization and Service for Hydro Power Plants"
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La ventaja de evaluar una planta estriba en poder proponer reemplazos, modernizar e incluso aumentar la potencia. En vista de que la CFE cuenta con un procedimiento de mantenimiento preventivo, (predicción), mediante pruebas de diagnóstico fuera de línea y en línea en sus centrales eléctricas que pretende determinar el estado de los estatores y rotores para programar de manera óptima su modernización, con el cual se ha logrado evitar fallas y mantener el equipo en las mejores condiciones de trabajo. Por lo tanto para esta central es importante establecer estos mismos parámetros.
En el ámbito eléctrico se utilizan, principalmente, dos tipos de generadores: de plantas hidroeléctricas y de plantas termoeléctricas, por eso es imprescindible analizar las características del generador, sin tener el problema de establecer el tipo de uso y por consiguiente su vida útil.
Para este caso de la determinación que se haga al grado de deterioro del generador debe tener como consecuencia, la programación de una acción correctiva.
Dentro del generador se pueden presentar esfuerzos térmicos que dependen de las condiciones de carga de la máquina, por lo que se pueden afectar algunos puntos críticos de interconexión, creando puntos calientes que pueden ser zonas potenciales de falla del generador.
En vista que las alternativas para la modernización o rehabilitación de una planta son: el reemplazo de componentes, reparar, o simplemente no hacer nada debido al costo que implicarían las anteriores. La modernización o rehabilitación mejoraría el equipo existente, el remplazar los componentes que ya no son posibles de reparar, dar mantenimiento, restringir la factibilidad de la repotenciación de una unidad.
La última meta es identificar e implementar la más ventajosa combinación a partir de las diversas alternativas. La modernización o rehabilitación de una central extiende la vida útil de componentes deteriorados al rehabilitarlos a una condición de "como nuevo". La rehabilitación es típicamente efectiva en costo, que reemplazar equipo, porque un gran porcentaje de los componentes existentes se vuelven a utilizar de nueva cuenta.
Es importante señalar que el siguiente diagrama de flujo no es una receta de la secuencia que hay que seguir para una modernización o rehabilitación, sino por el contrario, solo pretende proporcionar los parámetros necesarios e indicativos de establecer un reemplazo o rehabilitación de la central involucrando hasta un cierto grado a la modernización.
En este estudio se plantean posibles fallas que se pueden presentar en la central y observar las ya existentes, esto con la finalidad de permitir establecer una acción ó un parámetro que permita establecer un estudio especifico de las partes y componentes que será necesario cambiar o modernizar, lo anterior se establecerá en función a las tablas y gráficas que existen, conforme a lo establecido por.- Black & Veatch (Ref 4) y a la vida útil de los equipos.
Más adelante se presentarán las gráficas y cuestionarios que serán necesarios llenar con la finalidad de ir analizando la central en su conjunto.
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INICIAR REVISIÓN DE MODERNIZACIÓN
EVALUACIÓN INICIAL (SCREENING)
PRUEBAS BÁSICAS ESTRATÉGICAS
SELECCIONAR LA ESTRATEGIA DE MODERNIZACIÓN
DESARROLLAR PLANES PRELIMINARES DE MODERNIZACIÓN REVISAR
ESTRATEGIA
ESTABLECER DATOS TÉCNICOS, NOMINALES, Y TAMAÑO DE
COMPONENTES PARA CADA PLAr
ELIMINAR PLANES IMPRACTICOS
DESARROLLO DE COSTOS Y DE ESTIMACIÓN, ESTABLECER
PROGRAMA PARA CADA PLAN
EFECTUAR ANÁLISIS ECONÓMICC
SELECCIONAR PLAN DE MODERNIZACIÓN OPTIMO
FACTIBILIDAD
Figura No. 2
PRESENTAR PLAN FAVORABLE Y FORMULAR PLAN DE ACCIÓN DE GENERACIÓN CON PROGRAMA Y
PRESUPUESTO IMPLEMENTACIÓN
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Una de las características en los aumentos de potencia y de rendimiento que se ligan a la rehabilitación, es que se puede mostrar gráficamente, ya que permite ver el incremento en la potencia que se gana. Por ejemplo se puede tener lo siguiente:
Gráfica N" 2. Relación entre el aumento de potencia y el rendimiento
o >
1 T3
s
1,10
1,08
1,06
1,04
1,02
1,00
0,98
0,96
0,94
0,92
Potencia Relativa
La otra forma de evaluar o aplicar un proceso de evaluación inicial es por medio de "indicadores" para determinar si la modernización o alguna otra opción es factible de considerarse, estos indicadores como se establece en el estudio son:
• Edad • Licencia de expiración • Condiciones de componentes • Frecuencia de derrames • Frecuencia de salidas
Para este tipo de análisis es casi imprescindible contar con tablas, gráficas y apoyo visual del comportamiento de los equipos, como también fotos, así como tablas comparativas de la tendencia en su deterioro. A continuación se presentarán una serie de tablas y gráficas que establecen los parámetros y las acciones pertinentes a seguir.
Una gráfica característica es la que resulta de la comparación de la edad del generador con el rango ó grado de uso.
Hn (nom) - 99 m
mpmi&imí&i&mímmiizm%j&z "•s** "ííP^fe^.^ív^s&i^gicxí^^ •mrt&mmmm
• • /
/
Turbina original
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3
Página 39 de 93
* « - ,
5 —
_
3
NTCFmOLFntE
V
RWGOHE
/
20 2 30
ABTGBSiTORCieFg
CHUOUWE I 1
CHIOt
. ._l 1 1
40 ao 65
Gráfica N0 3. Carta resumen de evaluación o tamizado de la edad (Screening summary chart)
Una alternativa es consultar las tablas referentes a la vida de los componentes de una planta hidroeléctrica, tal como se presenta a continuación:
Tabla N0 5. Vida de los sistemas de hidrogeneración
1 VICAB4U06SSTBVnSCEHDROGBevaCN I
SSIBWSBMLAFUNTA
CBRAOVIL QCRnNKN O W B S Í -nmESi m e w a a m j s s Q W ^ C E C8CILA3¿N GflLH^IIFTES^YE5nwmJFACELAa«ADEMaJK*6 |C4N^l^li^MD^OESIFU3IU^[£OC^CUXlCNA. K^RTHXR TRfllVROSCESaPBgoDCR̂ G01B*ACEFPE3¿N
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BMHVSYHUPODC ÚNEOS CETFWCWraeNDEB^GiA I O H Ü C E A B ^ D
ICFPtSCEOOOtTO FHO-taSCEMííH^
eSPBCTAnVACE
60-80
40-50
30-40 40-33 25-33 25-33
25-40
25-40
20-25
10-20
30-50 30-40 20-25 25-40
(rT««S«<X)^CIJE>!«KXeNLA\CA[£UX(XMOeflES
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Página 40 rfe 95
La vida económica esta basada en un estudio de 1975 de la Asociación Electrotecnia (SEV/Swiss).
A continuación se presentarán las gráficas características de la edad de las obras complementarías de la presa:
Gráfica N" 4. Edad de las obras complementarías (consta de las curvas A, B y C)
3 y
i r
CURVA A
20 25 30
EDAD DEL GENERADOR Y TRANSFORMADOR (AÑOS)
H 1-20 25
CURVA B
EDAD DE LA TURBINA, VERTEDOR, COMPUERTAS DEL VERTEDOR Y GALERÍA DE PRESIÓN / CASA DE MAQUINAS (AÑOS)
CURVAC
EDAD DE LA CORTINA, CANALES Y TÚNELES (AÑOS)
///////Xm»/^V7\
Página 41 de 93
Tabla N0 6 . De la evaluación de componentes
COMPONENTE Expectativa de
Vida
TURBINAS 50 GENERADOR 40 TRANSFORMADOR 40
CORTINA, CANALES, TÚNELES 80
GALERÍA DE OSCILACIÓN, CASA DE MÁQUINAS VERTEDOR Y COMPUERTAS 50
SUBTOTAL DE PUNTOS DE CLASIFICACIÓN =
PROMEDIO DEL PUNTO DE J 8 ^ 8 ! ^ CLASIFICACIÓN: Cla8rf.cac.on) /
Compone TOTAL DE PUNTOS CRÍTICOS Ó PUNTOS
MARCADOS COMO CRÍTICOS=
Punto de Clasificación
Puntos de (Número de ntes) =
Diagnóstico Crítico
10--RANGO
CLASIFICACIÓN
5
DE
/pmw.
50 40 30 20 (14) 10 AÑOS RESTANTES HASTA SU EXPIRACIÓN O LICENCIA FERC
Gráfica N0 5. Expiración de la licencia.
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Tabla N0 7. Sobre la clasificación de los componentes
1 CARTA DE CLASIFICACIÓN DE LAS CONDICIONES DE LOS COMPONENTES 1
COMPONENTE
TURBINA
GENERADOR
TRANSFORMADOR
CORTINA, CANALES TÚNELES
GALERÍA DE PRESIÓN Y FORRO
DE ACERO
1 COMPUERTAS DE REGULACIÓN Y
| VERTEDOR
CONDICIONES DE OPERACIÓN /ÁREA DE INTERÉS
Restricción de carga por cualquier razón Corrosión, erosión o daño por cavitación Grietas en partes vitales Pérdida por fuga en el frente de la compuerta
Centro de hierro del estator, estructura y sinuosidad del estator Rotor y campo enrollado, condición y reporte de fallo Excitador y condición de AVR y reporte de operación Frecuencia de empuje^y capacidad de carga.
PCB -Tipo de aislante Resultados de la prueba de voltaje
Cuál es el aumento de rezumo significante Seguridad estructural Estabilidad estructural Responsabilidad del fracaso
Remaches de la galería de presión Soldadura en la galería de presión, si se instaló antes de 1950 Corrosión interna y externa Corrosión uniforme en la superficie Corrosión local
Erosión local Capacidad de flujo Pérdida de fuga
[Total de puntos Número y rango de las categorías completadas Promedio del rango de puntos
|Número de puntos crít eos
Rango Sugerido de Puntos
5 - 1 0 5 - 8 5 - 1 0 "> 0 - 8
0 - 10
0 - 1 0 0 - 1 0 5 - 8
5 - 8 0 - 10
0 - 10 0 - 1 0 0 - 10 8 - 1 0
0 - 1 0
10
0 - 8 0 - 5 0 - 8
0 - 8 5 - 1 0 0 - 8
Punto de Clasificación
¿Es Crítico?
I INDICADOR DE LA CLASIFICACIÓN DE LA CONDICIÓN DE LOS COMPONENTES I
COMPONENETE
ITURBINAI GENERADOR 1 TRANSFORMADOR 1 GALERÍA DE PRESIÓN 1 TURBINA 2 GENERADOR 2 TRANSFORMADOR 2 GALERÍA DE PRESIÓN 2
ICARGA EN CANAL
TOTAL NÚMERO DE CLASIFICACIÓN CATEGORÍAS COMPLETAS IPROMEDIO
OPERADORA Punto de
Clasificación ¿Es Crítico?
| OPERADOR B | I Punto de | Clasificación
¿Es Crítico?
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Gráfica N" 6. Cédula de la frecuencia de vertido
Q ^ O o 2 r
P2 < O
10
CURVA A
PUNTO MÁXIMO DEL ALMACENAMIENTO MENSUAL DE LA PLANTA
50 100 150
FRECUENCIA DE VERTIDO (NÚMERO DE DÍAS POR AÑO)
200
CURVAR
PUNTO MÁXIMO DEL ALMACENAMIENTO DIARIO DE LA PLANTA
10
CLASIFICACIÓN RANGO DE
5 -
/ / / CRITICO/ / / CAPACIDAD' INSUFICIENTE
DE LA PLANTA
0 50 100 150 200
FRECUENCIA DE VERTIDO (NÚMERO DE DÍAS POR AÑO)
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I o <
vi < O
CURVAC GASTO DEL RÍO QUE NO SE ALMACENA EN
LA PLANTA
//CRITICO , CAPACIDAD A .INSUFICIENTE DE/
LA PLANTA
0 50 100 150 200
FRECUENCIA DE VERTIDO (NÚMERO DE DÍAS POR AÑO)
Gráfica N" 7. Cédula de las frecuencias o salidas de la baja en tiempo.
w Q O
s ¡z; -g u <
< O
10 CRITICO,
10 15 PROMEDIO DE BAJO TIEMPO EN LA PLANTA
(EN PORCIENTO)
Esta carta de clasificación muestra el tiempo de baja generación en horas, para todas las unidades durante un período designado y dividiendo por el número de unidades en tiempo (8760 horas por año) obteniendo el promedio de baja en tiempo para la planta.
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Por ejemplo, se puede mostrar el comportamiento de una planta con tres unidades generadoras:
Tabla N0 8. Comportamiento de las tres unidades generadoras, anual.
PROMEDIO ANUAL DE BAJA EN TIEMPO DE LA UNIDAD 1 =
PROMEDIO ANUAL DE BAJA EN TIEMPO DE LA UNIDAD 2=
PROMEDIO ANUAL DE BAJA EN TIEMPO DE LA UNIDAD 3=
PROMEDIO TOTAL ANUAL DE LA BAJA EN TIEMPO=
720
390
730
1840
Horas
Horas
Horas
Horas
Promedio de la baja en tiempo en la planta:
Rango de Clasificación = _ Número de puntos críticos = _
1840
3*8760*1 = 7%
Para finalizar se debe hacer la suma de las cartas anteriores, con la finalidad de obtener el puntaje máximo de evaluación, para así establecer los principales indicadores a reemplazar.
A continuación se presenta la tabla resumen de los indicadores de acuerdo al tipo de análisis realizado.
INDICADOR
EDAD
LICENCIA DE EXPIRACIÓN
CONDICIÓN DE LOS COMPONENTES
FRECUENCIA DE DERRAMES
FRECUENCIA DE BAJA EN TIEMPO
FIGURA
G - 1 1 y 1 2
G - 1 3
T - 1 6
G - 1 4
G - 1 5 |
CURSO RECOMENDADO D
No es necesaria alguna acción adicioi Se requiere una acción adicional Necesita urgentemente una acción ac
[Resultados de esta evaluación:
PUNTO DE CLASIFICACIÓN
E ACCIÓN
ial en este r
icional
FACTOR DE PESO
I 1 I 2
2
2
I 1 I
nomento
MARCADOR (PUNTO DE CLASIFICACIÓN POR FACTOR DE PESO)
I I MARCADOR EN I
PUNTAJE
0-40 40-60 60-80
NÚMERO DE PUNTOS CRÍTICOS
I NÚMERO DE 1 ELEMENTOS CRÍTICOsI
0 1
2 ó más I
Los parámetros anteriores indican las estrategias para establecer que planta es candidata a una evaluación, por consiguiente es necesario establecer cual de las cuatro opciones o estrategias de inversión debe ser considerada, ya sea el retiro, la conservación, modernización o redesarrollo.
Sí se escogiera el retiro, sería necesario que se quitara la generación del servicio para evitar costos futuros. Una vez que se adopta la estrategia de retiro, la inversión para evitar reparación, reemplazo de partes y trabajo de mantenimiento se minimiza y se permite a la planta el envejecimiento y su deterioro.
Para la conservación se involucra el mantenimiento de la central en condiciones de operación sin hacer mejoras técnicas. Bajo esta estrategia, se reemplaza el equipo después de alguna falla. De esta manera, la inversión de la planta se minimiza ya que las inversiones no se hacen en el equipo, solo hasta que ocurre la falla.
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En la modernización se incluye la reconstrucción, repotenciación y rehabilitación de componentes envejecidos o de sistemas completos. Los planes de modernización pueden también incluir el mejoramiento de componentes, los que se consideran individualmente, no se justificaría renovarlos, pero pueden ser mejorados en conjunto con otros componentes para elevar el nivel de la central entera.
En el redesarrollo se pretende instalar una planta nueva y aumentar o reemplazar la planta ya existente. El redesarrollo de la central generadora entera requiere de una serie de estudios para establecer una completa utilización del potencial hidrológico del sitio. A diferencia de otras estrategias el redesarrollo suministra un nuevo servicio, confiable, eficiente y moderno.
Por consiguiente un análisis de este tipo debe cumplir con ciertas características como se puede apreciar en la siguiente gráfica:
Figura # 3
B
's CO
c (0
ra
C o ai
c o O
a? E <u •a o -a £5 *
O
C
1
Reparación de componentes y vuelta a su estado original
\ Á L \^ ? c-> ^
00%
REHABILITACIÓN
Nueva planta en Nueva planta de maquinaria p resa n u e v a
en presa antigua \
/ Completa mejora de \ ! / turbina y generadoh^ \
' / <3^
\ \
/ \
100% y
¿ ^
Nuevas máquinas en / s' \ edificios existentes / Nuevo rodete i Q><^ I desarrollado \ ¡ ^ \
y^S nuevo rodete | J * ^ ''• desarrollado con
/ cv^^ \ rnodifi^ción de / s^\ i componentes •yr Nuevo rodete con perfil \ l moderno disponible
\Nuevo rodete con j J perfil original
i ! MEJORA INCREMENTO
! ! DE I CAPACIDAD
\
POTENCIA AÑADIDA
V
NUEVO
/ /
'§
s 3 c ra 3 •2 C
2 o
E 0) •o o -o 2 O
DESARROLLO
Esta es una forma de establecer cual sería el curso de acción recomendado para una central, principalmente en sus componentes, ya que se presentan tres aspectos importantes a revisar para determinar la conveniencia y rentabilidad de modernizar, repotenciar o rehabilitar una central.
El primer aspecto es el rendimiento de la central y se observa cuando la disponibilidad y generación de energía eléctrica disminuyen constantemente por razones atribuibles a las componentes de obra civil y electromecánica de la planta.
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Para este caso, se observa que es importante analizar la conveniencia y observar cual es el momento oportuno para rehabilitar, para así ir recuperando los rendimientos medios de la central. También es importante que simultáneamente se analice la posibilidad de modernizar observando un incremento en los rendimientos y revisando su rentabilidad.
El segundo aspecto se observa en función de la disponibilidad y seguridad de la central, y deberá considerar su rehabilitación, revisando los factores que originan la reducción de estos parámetros.
El tercero, repercute directamente en la rentabilidad de la central y se observa cuando la central incrementa constantemente sus costos asociados a la operación y mantenimiento, por lo que se debe revisar y analizar su rehabilitación e inclusive su automatización para disminuir los cargos por operación.
Teniendo controles suficientes en estos aspectos, se podrá observar el momento más oportuno para la revisión y análisis, para así conservar la rentabilidad, seguridad y rendimiento de la central generadora.
Otra forma de apreciar las etapas de rehabilitación, repotenciación, modernización e inclusive rediseño de la central, es observando las limitaciones geométricas y los factores de mejora hidráulica, como se presenta en la siguiente gráfica.
•
NIVEL TÉCNICO . f " / \ MODERNIZACIÓN " 1 yT (
" " 1 / ' " 1 ^ / '
RENDIMIENTO ~ ~ ~ ^ ^ Í ^ ^ ^ ¡ ! R E H A B I L I T A C I Ó N
1 | 1
1 , >
1 | >
1 _ '
DISPONIBILIDAD, SEGURIDAD ^ ^
GASTOS DE SERVICIO Y MANTENIMIENTO
Figura No. 4
<J j ^ s j AUTOMATIZACIÓN |
AÑOS
En cada una de las etapas se sugieren los aspectos más importantes de revisión. En esta gráfica se observan las etapas de repotenciación, modernización y rehabilitación, e inclusive rediseño de la central, indicando las limitaciones geométricas y los factores de mejoras hidráulicas. Asimismo, cada una de las etapas sugiere que componentes son más importantes para su revisión.
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* f
El criterio propuesto por la FERC (Federal Energy Regulatory Commission) contenido en la "Guía para la Rehabilitación de Obras Civiles", ASCE, respecto a la evaluación de equipos y sistemas electromecánicos, utiliza los criterios propuestos por el Energy Power Research Institute (EPRI).
A continuación se presentará la información y los métodos propuestos por el EPRI, tomando como guía el establecido en el EPRI marcado como "Kaplan de alta carga o turbina de impulsor con llenado espiral de caja y tubo en codo con corriente de aire". El cual analiza;
• Ejecutar la selección del gravamen o una evaluación inicial del cargo (impuesto). • Determinar la capacidad potencial y ganancias de eficiencia por remplazamiento del
rodete de la turbina. • Determinar que otros componentes pueden o necesitan ser mejorados. • Desarrollar el costo por alternativa del rodete de turbina mejorada. • Evaluación del costo y beneficios por alternativa del rodete de turbina. • Determinar el plan para implementar el reemplazo del rodete de turbina incluyendo la
especificación técnica por rodete de turbina reemplazado, probado con modelo, y generador rebobinado.
La secuencia de actividades para determinar los pasos a seguir se establecen a continuación: • Cribado ó establecimiento de parámetros (Screening). Proporciona un método simple de
evaluación si la factibilidad o mejoramiento de la turbina y el rodete pueden efectuar su reemplazo. Incluyendo algunos métodos para registrar la ganancia potencial del rodete mejorado y si requiere de mayores reemplazos el rodete, describiendo la factibilidad de los estudios.
• Viabilidad ó Factibilidad (Feasibility). Esta sección describe cuanto se determina en el funcionamiento de la turbina puede ser perfeccionado con el reemplazo del rodete y cuanto se estima perfeccionar la potencia. Este método también proporciona el registro de las condiciones existente del rodete y estima el costo del mejoramiento del rodete o su rehabilitación. Esta sección también incluye procedimientos para evaluar el costo y los beneficios subsecuentes del reemplazo.
• Implementar (Implementation). Esta sección describe las tareas de ingeniería requeridas para implementar el reemplazo del rodete. Asistencia al usuario, guía de especificaciones técnicas y procurar para el uso el reemplazo del rodete, pruebas de modelo y equipamiento de servicios en el rebobinado del generador.
El procedimiento de proyección del rodete es un proceso fácil y rápido para evaluar si la factibilidad de mejorar la capacidad de la turbina fuese conseguida reemplazando el rodete. A través de este proceso, el usuario puede evaluar el potencial para la turbina mejorada, evitando realizar una clasificación detallada, o costosos estudios de alternativas poco económicas. La proyección puede efectuarse en pocos días inspeccionando la planta y entrevistando a personal de planta o haciendo una inspección al sistema puntual de clasificación, usado en mediciones especiales o en pruebas no requeridas.
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C I T C5 B I B L I O T E C A
El proceso de proyección para reemplazo de rodetes usa el siguiente "indicador" para evaluar si el reemplazo de rodete fuese considerado:
• Edad del rodete. • Condiciones del rodete. • Funcionamiento. • Cambio de la condición de operación. • Necesidad de rebobinar el generador.
• El rodete puede no ser reemplazado. • La turbina podría ser candidata por el rodete reemplazado. • La turbina es la candidata principal por el rodete reemplazado.
La evaluación marca una serie de gráficas y cartas, las cuales de manera general son similares a las establecidas anteriormente. Por los tanto se evaluará la central con base en lo antes expuesto.
Solo resta mencionar que de manera similar ambos análisis basan su estudio en la puntuación que se le da a cada elemento o parte de la central de manera aislada, es decir si cada parte tuviera su eficiencia al ser reemplazada indicaría una mejora en la central pero como en este caso trabajan en conjunto, es necesario evaluar la central de manera conjunta.
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4.7 PROBLEMÁTICA
De acuerdo a la evaluación hecha se presentan a continuación los resultados obtenidos:
• Con base en la edad que tiene el generador, que es de 41 años, se puede establecer con respecto a la gráfica 11, el generador se encuentra en un rango crítico y de acuerdo a la tabla 14 que relaciona la vida de los sistemas hidroenergéticos se puede determinar: • Que la obra civil tiene una expectativa de vida de 60 - 80 años, por lo tanto la vida que
le resta sería de 1 9 - 3 9 años más, esta evaluación considera las obras tales como: Cortina, Canales, Túneles, Cavernas, Embalse y Cámara de oscilación.
• La galería de presión y estructura de casa de máquinas tiene una expectativa de vida de 40 - 50 años por lo que ya estaría en su fase final, quedándole alrededor de 9 años más, está evalúa las obras como: Canal de llamada, canal desarenador, galería de presión, acero de refuerzo, drenes y puentes.
• Para la turbina se analiza el tipo, en este caso tenemos una turbina Kaplan la cual tiene una expectativa de vida de 30 - 40 años, y de acuerdo a la edad esta ya ha sobrepasado su vida útil y se encontraría en un punto crítico.
• Otras instalaciones mecánicas, en este punto se evalúan las obras como: Compuertas, válvulas de mariposa, válvulas especiales, grúas y equipo mecánico auxiliar, los cuales tienen una expectativa de vida de 25 - 40 años, por lo tanto hoy la tendríamos en estado crítico.
• Instalaciones eléctricas, esta considera: Generador y transformador los cuales tienen una expectativa de vida de 25 - 40 años, lo cual indicaría que hoy sobrepaso su vida útil y estaría en estado crítico.
• Tablero auxiliar de alto voltaje, el cual considera: Equipo eléctrico, control de equipo, baterías y Equipo DC, tiene una expectativa de vida para los dos primeros de 20 - 25 años y para los segundos de 10 - 20 años, lo que indica que estas obras ya sobrepasaron su expectativa de vida por lo tanto tienen un estado crítico.
• Líneas de transmisión de energía, considera: Torres de acero, torres de concreto, perchas de madera, cables, en este caso se analizarían las torres de acero, las cuales por lo antes expuesto indican que esta dentro de su expectativa de vida y que quizá le resten 9 años más.
Estas evaluaciones son de manera general y es indispensable hacer la evaluación del mantenimiento que estas obras han tenido, ya que hasta esté momento se encuentran aún en uso, por lo tanto de acuerdo a los datos que la central proporcione al respecto será necesario hacer una serie de consideraciones con relación a las piezas que hayan sido reemplazadas o al cambio de equipo que se haya programado.
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En resumen, presentando de manera tabular lo antes expuesto, con respecto a la evaluación electromecánica, se tiene:
Tabla N0 9. Evaluación electromecánica.
COMPONENTE
TURBINAS
GENERADOR
TRANSFORMADOR
CORTINA, CANALES, TÚNELES
GALERÍA DE OSCILACIÓN, CASA DE MAQUINAS
VERTEDOR Y COMPUERTAS
Expectativa
De Vida
50
40
40
80
50
50
SUBTOTAL DE PUNTOS DE CLASIFICACIÓN =
PROMEDIO DEL PUNTO DE CLASIFICACIÓN:
TOTAL DE PUNTOS CRÍTICOS Ó PUNTOS MARCADOS COMO CRÍTICOS
Punto De
Clasificación
6
10
10
0
6
6
38
(SUBTOTAL DE PUNTOS DE CLASIFICACIÓN) / (NÚMERO DE
COMPONENb 1 ES) =
2
Diagnóstico
Crítico
Si
Si
7,6
Para tener un alcance de lo antes expuesto se puede obtener de manera similar de acuerdo a las indisponibilidades antes presentadas (tabla 13, transformada en horas ya que se encuentra en por ciento) un total promedio de baja en la planta de 1 191,75 h, lo que da un 13,6%, en el periodo 1991 - 1998, en este promedio de indisponibilidades interviene, el mantenimiento programado, las fallas, el decremento de agua y causas ajenas
De lo anterior se puede determinar que las condiciones Civiles que la central presenta, son óptimas ya que la vida útil que estas tienen, de manera general, no se han sobrepasado y con respecto a las condiciones mecánicas y eléctricas al remplazar o mejorar la planta, se ganaría casi el total de las indisponibilidades debido a que sería solo necesario un mantenimiento menor.
Como parte de la problemática que se presenta en la centra se ve la necesidad de analizar las respuestas del cuestionario realizado al Superintendente de la central Mocúzari (Ing. José Luis Trejo), las cuales se presentan a continuación:
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Con respecto a las generaciones solicitadas a continuación se anexa la tabla 16:.
Tabla N010. Resumen mensual de generaciones.
GENERACIÓN BRUTA AÑOI996 -2004 (GWh)
AÑO
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2004
| ENE |
7 47
—5,0S—
/.títi
5,54
7,35
8,26
5QR
5,73
FEB
R ^
—7,08
/.y¿
7,56
7,45
7.57
7 ¿fi
5,76
MAR
RQ-S
ffil — /.A» 8,34
7,94
8,09
7 57
4,08
| ABR |
7 "f
~+,S8—
b,1U
5,55
6,80
5,68
s a i
0,00
MAY
7 91
U,2/
5,49
5,82
4,01
nao
0,00
JUN
7 69
U,UU
6,23
6,56
4,28
n m
0,00
JUL
7 7 a
—8,23"
••u,uu
6,04
2,67
1,87
0,00
AGO
H oa
8,1S
3,bU
6,93
2,05
0,46
n a l
0,00
1 SEP 1
7 91
=; 7ft
5,68
3,By
7,09
3,53
1,83
0,02
OCT
8 1 K
7 nn
7,35 /,31 8,43
8,13
4,25
1,21
NOV
677
IJAI " 7,74
0,90
7,53
7R4
7,73
DIC.._
71? n n i
ü,y/ 7,14
16,38
5.01 R47
6,43
UOTAL
89 98
75,75
b 3 , 1 /
82,07
75,57
58,83
30,95
PROMEDIO
7 K n
-r o ^
• e ;91 -
4,43
6,84
6,30
4,90
2,58
Página 53 de 93
4.8 OBSERVACIONES Y RESPUESTAS AL CUESTIONARIO
Año 1994, la Comisión Nacional del Agua redujo al mínimo sus extracciones de agua en el mes de mayo y la unidad del sistema por falta de agua para iniciar operaciones hasta el mes de agosto.
Año 1998, la Comisión Nacional del Agua redujo al mínimo sus extracciones de agua en el mes de mayo y la unidad salió del sistema por falta de agua para iniciar operaciones hasta el mes de agosto.
Año 1999, por las condiciones criticas de almacenamiento de la presa el cual llego al mínimo 97,00 msnmm y 24,00 Mm3 la unidad salió del sistema desde el mes de marzo y entro en operación en septiembre.
Con respecto a los mantenimientos realizados en la central se tiene lo siguiente: 1993 (7,227 días). Del 6 al 11 de abril (semana santa) se aprovecho el recorte de gasto de agua para realizar los siguientes trabajos:
• Cambio de carbones sello de turbinas • Cambio servomotor válvula BY-PASS y empacar • Revisión de caracol, válvula mariposa, tubería de aspiración y rodete turbina
1994 (31,573 días). En función del programa de riego de Comisión Nacional del Agua (CNA) se realizo mantenimiento menor anual del 24 de mayo al 24 de junio destacando los siguientes trabajos:
• Rehabilitación a enfriadores a las chumaceras de carga del generador • Cambio de enfriadores de aire del generador • Cambio de trayectoria tubería de eductores
1996 (4,392 días). En este año no se presento mantenimiento menor anual a la unidad solo actividades de mantenimiento preventivo, correctivo, destacando las siguientes actividades:
• Cambio chumacera guía turbina unidad • Aplicación SAND-BLAST y pintura exterior tubería de presión
1997 (23,178 días). Se realizó mantenimiento menor anual a la unidad, destacando las siguientes actividades:
• Mantenimiento general al sistema oleodinámico • Mantenimiento general al regulador de velocidad • Mantenimiento y empaquetado bujes distribuidor • Cambio de tubería sistema enfriamiento • Instalación equipo de medición proyecto de modernización
1998 (21,426 días). Se realizó mantenimiento menor anual a la unidad, no se aprecian actividades relevantes ni cambio de equipos
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Con respecto a las fallas más frecuentes que se han presentado en la central:
• Falla en el regulador de voltaje estático • Taponamiento eductores de achique y sellos turbina
Con respecto a las causas ajenas que se presentaron en la central de manera más frecuente:
• Operación de protecciones 21's en línea 73 640 Mocúzari - Pueblo Nuevo Con respecto a la Automatización:
• Sí se realizó la Automatización al 100% de la central en los meses de abril a agosto de 1999
Para las refacciones contempladas para próximas reparaciones:
• Se tiene contemplado cambiar aspas del rodete, paletas y bujes directrices, cubo del rodete y sello metálico de la válvula mariposa, existe parte de esto, el complemento se cotizará posteriormente por lo tanto no se tienen los precios.
De manera general como se encuentra la central: • En forma general la central se encuentra en condiciones óptimas de operación y no
existen puntos críticos que pongan en riesgo a la misma.
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4.9 PROPUESTA DE MEJORA
Como se establece en las respuestas del cuestionario y en el análisis realizado a la central se tiene la necesidad de reemplazar el regulador de voltaje estático, así como el taponamiento de los eductores de achique y sellos de la turbina, así como revisar las características que tiene el Generador, la Turbina y otras instalaciones mecánicas como compuertas y válvulas, así como las instalaciones eléctricas y el tablero auxiliar de alto voltaje.
Se puede determinar que la falta de agua es una de las causas más frecuentes en las indisponibilidades que presenta la central, ya que esta se ha presentado durante todos los años en el periodo de 1997 - 2004.
De manera general es más fácil apreciar el comportamiento de la central de manera tabular y gráfica, por lo que a continuación se presentan estos resultados:
Tabla N0 11. Análisis de la Indisponibilidades en días, tomando como referencia el año.
MANTTO. PROGRAMADO FALLA DECREMENTO FALTA DE AGUA CAUSAS AJENAS DISP. A SISTEMA DISP. PROPIA
SUMA A SISTEMA SUMA PROPIA
1997 0,000 0,694 0,000 2,738 0,146
361,423 364,307
365 365
INDISPONIBILIDADES MOCUZARI (días)
1998 0,000 9,113 0,000 9,516 0,183
347,188 356,887
366 366
1999 7,227 1,570 0,000 7,884 0,110
348,247 356,204
365 365
2000 31,573 0,000 0,000 84,717 0,219
248,456 333,428
365 365
2001 0,000 0,000 0,000 11,899 4,271
348,831 365,000
365 365
2002 4,392 1,867 0,000 32,867 0,366
326,509 359,778
366 366
2003 23,178 0,329 0,000 40,990 0,037
300,468 341,494
365 365
2004 21,426 0,000 0,000 99,901 0,037
243,638 343,575
365 365
Gráfica N0 8. Indisponibilidades en días.
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Con lo anterior se puede observar que el más afectado son el sistema ya que depende del mantenimiento, fallas, falta de agua, causas ajenas; y por otro lado la disposición propia solo hace intervenir el Mantenimiento y las Fallas, por lo tanto el sistema es el más vulnerable.
De manera general se puede observar la diferencia entre ambos sistemas, por lo tanto será necesario establecer que la mejora que tendrá la central estará en función de la demanda de agua y de los niveles que el embalse tenga.
Gráfica N" 9. Indisponibilidades Propias y del Sistema.
Por lo tanto de la evaluación que se realiza a la central se determina que los principales partes candidatas a ser reemplazadas son las siguientes:
• Generador y • Rodete
Aunque como ya se mencionó la central se encuentra automatizada en su totalidad (100%) y solo restaría evaluar de manera particular el generador y el rodete.
La central como se menciono por parte del superintendente de la central se encuentra en condiciones óptimas de operación sin tener puntos críticos, por lo tanto se puede establecer del análisis hecho con anterioridad que la obra civil no requiere inversión y que solo el equipo electromecánico es el que sería necesario reemplazar o mejorar.
A CORTO PLAZO
Por lo tanto a corto plazo se deben reemplazar el regulador de voltaje estático, así como el taponamiento de los reductores de achique y sellos de la turbina, así como otras instalaciones mecánicas como compuertas y válvulas, e instalaciones eléctricas y el tablero auxiliar de alto voltaje.
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A MEDIANO PLAZO
A mediano plazo se puede ver la posibilidad de evaluar las componentes del generador y el transformador por separado para evaluar de manera particular las partes que pueden ser reemplazadas o establecer las expectativas de vida de estás o evaluarlas cada cierto periodo.
A LARGO PLAZO
De acuerdo a los cambios antes mencionados a largo plazo la central deberá hacer una análisis exhaustivo de la necesidad de remplazar el generador y el transformador en su totalidad.
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CAPITULO V.
ESTUDIOS DE INGENIERÍA BÁSICA
5.1 ESTUDIO HIDROLÓGICO
5.1.1 ESCURRIMIENTOS
Como ya se mencionó la presa Adolfo Ruiz Cortines, C.H. Mocúzari, tiene como objeto primordial el aprovechamiento de las aguas del río Mayo para riego de 70 000 ha, control de avenidas y la generación de energía eléctrica. La cuenca del río Mayo tiene un área de captación de 10 762 km2.
En función de que el sitio del proyecto cuenta con sección de control hidrométrico, debido a que es una central en operación; por lo que se toma está como estación de aforo, denominada Presa Mocúzari.
Para este estudio se utilizará la información recopilada para el estudio de "Ampliación de C. H. Mocúzari, Son.", Utilizando los registros históricos de régimen de almacenamiento recabados personalmente durante la visita a la Subgerencia de Transacciones Comerciales, del Área de Control Noroeste, C.F.E., en donde se consignaron los registros de: elevaciones, almacenamiento, extracciones; volúmenes turbinados, volúmenes en la válvula chorro hueco, volúmenes vertidos y totales, evaporaciones, aportaciones y generación, con periodo de registro diverso y/o información trunca para cada uno de los parámetros.
De los escurrimientos recopilados se puede obtener el resumen, aclarando que el periodo de análisis es 1963 - 1996 ya que se elimino 1997 debido a que sé tenia incompleto el periodo, por lo tanto se puede mostrar un resumen de los mismos en la Tabla No. 12.
Concluyéndose que el volumen aprovechable es de 1 063,82 Mm3, como se establece a continuación.
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Tabla N012. Escurrimientos en Mm3.
I AÑO 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
[ 1996
1 PROMEDIO MkC NÍN.
DES.ES. | CASI.
B E
17,60 20,60 16,60 15,80 0,60 48,10 19,80 15,80 11,20 74,70 178,70 19,30 24,70 5,30 18,70 12,50
287,50 6,80
288,10 16,70 108,00 34,30
231,70 16,90 19,00 5,00 36,30 26,50 224,20 538,40 147,10 17,10 49,80 9,70
75,39 538,42
0,6 116,77 2,469
FEB
32,00 19,10 76,80 68,80 6,00
130,70 39,00 7,70 5,00 19,70 152,40 10,10 26,10 12,90 9,70 18,20 170,00 0,20 48,40 3,00
202,00 30,80 66,40 24,10 14,00 0,00
103,70 75,80 55,10 194,50 139,30 28,00 158,00 7,50
57,50 202,01
0 61,32 1,141
MAR
16,60 9,10 31,50 14,50 8,90
193,80 9,90 19,50 0,40 16,60 56,20 5,90 7,00 0,00 4,40 55,10 33,30 0,00
153,00 21,60 393,80 27,80 64,10 5,70 26,90 0,00 37,40 41,10 81,30 87,30 87,40 15,80 35,10 0,00
45,91 393,76
0 75,22 3,458
fiBR
5,10 13,60 12,70 5,20 8,30 37,60 4,30 3,30 9,30 £10 8,40 3,00 4,20 0,00 0,40 5,30 20,90 0,80 12,70 8,20 98,90 15,30 40,70 0,00 8,00 0,20 9,30 0,00 23,00 34,50 11,00 13,30 1,70 0,00
12,39 98,88
0 18,59 3,403
MAY
0,00 2,70 7,00 10,60 5,80 23,50 5,70 0,00 0,70 15,70 13,40 0,00 2,20 0,00 13,00 0,00 12,10 0,00 9,10 4,50 17,20 10,70 19,10 1,70 5,70 1,20 3,00 0,00 20,30 36,90 12,50
_4 ,10 0,00 0,00
7,60 36,92
0 8,6 1,5
JUN
0,00 7,80 4,60 16,00 36,70 8,60 13,50 0,00 29,00 29,50 6,90
218,90 0,10 6,80 6,20 2,60 10,40 0,00 19,40 0,00 31,80 68,80 28,50 15,70 2,60 1,30 0,00 6,90 6,20 27,30 6,50 18,10 7,70 0,00
18,78 218,9
0 38,25 4,645
JUL | AGO
181,30 150,60 44,60 187,00 211,50 254,10 219,40 0,00
239,10 110,60 99,60 44,00 128,10 166,90 169,00 98,30 66,90 103,10 252,10 130,30 70,90 403,80 157,10 370,60 60,90 373,50 51,10
410,20 237,80 91,00 218,00 147,30 101,10 87,00
165,79 410,22
0 106,01 0,898
270,70 363,00 152,10 640,50 238,00 291,90 111,70 303,80 395,90 219,40 387,00 151,60 254,00 114,50 342,30 260,90 152,20 397,90 261,70 166,80 311,70 426,00 380,70 291,70 306,80 507,70 368,50 308,10 500,60 215,50 214,50 198,20 213,10 373,30
296,83 640,5 111,7 118,83 0,727
SEP | OCT | NOV | DIG
116,10 291,90 216,30 121,80 72,00 116,30 88,30 137,70 102,20 137,10 88,70 226,00 206,80 155,00 145,20 211,60 52,90 180,20 312,20 81,30 216,20 121,10 106,70 265,40 30,30 96,40 167,10 195,60 578,30 124,70 228,10 201,50 578,70 341,00
185,61 578,72 30,32 124,08 1,938
I 26,00 19,80 12,60 22,00 11,70 24,80 5,30 12,50
492,10 203,40 9,00 36,60 13,40 90,00 19,50
239,90 10,60 32,50 94,30 32,00 211,60 101,60 28,90 67,90 12,20 19,20 10,80
217,30 50,60 16,70 35,70 20,40 35,80 23,90
66,49 492,1 5,3
99,9 2,868
| 9,20 9,30 1,70 7,80 65,30 19,90 17,60 0,00 59,40 70,10 0,00
136,00 13,40 14,90 11,30 26,90 7,60 8,40 25,80 23,20 104,90 35,70 28,70 17,50 0,00 4,40 13,20 26,70 35,80 10,90 54,80 176,80 32,40 21,50
32,09 176,8
0 39,39 2,318
I 205,60 23,70 151,60 9,60
270,30 14,60 53,10 17,00 152,20 23,80 1,40 13,50 10,10 9,00 13,10 72,90 10,70 16,20 13,70
237,10 88,40 591,50 13,20 50,00 28,20 16,10 21,00 612,60 303,90 26,40 57,70 247,40 0,00 6,40
99/47 612,59
0 154,42 2,292
| ANUAL |
880,20 931,20 728,10 1119,60 935,10 1163,90 587,60 517,34 1496,50 922,70 1001,70 864,96 690,07 575,43 1 752,72 1 1004,11 834,97 I 746,10 1 1490,58 I 724,51 I 1855,12 I 1867,32 I 1165,69 I 1127,13 I 514,51 I 1025,01 821,39 1920,83 2117,13 I 1404,25 I 1212,61 1087,65 I 1213,35 I 870,39
1063,82 j 640,5 1
0 1 46,76 1 0,482 j
Del volumen de escurrimientos aportados hasta el sitio de la presa, parte se utiliza para la generación de energía eléctrica y la otra se extrae por la válvula para riego. En general todo el volumen de agua extraído se utiliza para el riego pero debido a la diferencia con el gasto de diseño de la unidad turbogeneradora actual, no es posible aprovecharla al 100% ya que el gasto demandado por el riego difiere con el de generación.
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5.1.2 Volúmenes Turbinados
El volumen de agua que se utiliza para generación de energía eléctrica o volumen turbinado medio anual en el período 1961-1996, se presenta en la Tabla No. 13 que contiene todo el registro de la central, donde se puede observar que existen 67 meses con extracción cero lo que significa que el 15,50% del tiempo la central no ha operado. En los años con 5 o más valores con cero se consideran como sin volumen turbinado (años 1965, 1966, 1967 y 1976), lo que implica que no se consigna el valor del volumen anual por no ser un valor representativo y con el objeto de no distorsionar el valor de la media anual. Por esta razón no necesariamente coincide la suma de las medias anuales con el valor de la media anual y el valor medio mensual es el resultado de sumar los medios mensuales divididos entre doce.
AÜO
1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996
PROMEDIO MAX. MIN. DES. ES. CASI.
ENE
36,47 55,20 0,00 58,70 6,30 0,00 0,00 0,00 0,00 60,30 70,30 56,60 42,60 66,10 65,26 77,02 70,96 74,17 37,94 77,01 10,20 54,45 41,83 51,68 59,12 69,47 65,75 60,84 55,80 70,26 64,26 63,57 45,91 70,29 47,80 63,81
48,61 77,02
0 25,25
_ 1 £ 6
FEB
33,93 57,00 0,00 61,20 0,00 0,00 0,00 4,90 52,70 65,50 61,30 55,70 32,50 64,50 60,24 75,66 70,03 65,15 39,71 75,09 52,14 56,06 49,66 50,90 61,04 70,47 62,82 63,10 53,50 59,18 58,06 59,44 63,77 66,53 65,32 65,70
50,91 75,66
0 22,43 -1,51
MAR
24,19 60,70 56,50 53,60 8,46 0,00 0,00 21,60 57,70 50,50 74,90 50,90 49,90 76,80 59,42 44,47 77,56 46,47 56,12 63,12 48,70 66,43 51,24 58,86 71,37 66,83 72,64 45,81 78,40 79,27 58,82 64,07 69,50 77,72 76,61 72,64
55,33 7927
0 21,23 -1,32
ABR
58,47 18,40 51,50 62,00 26,70 0,00
• 0,00 44,50 50,60 56,34 52,70 49,50 38,60 48,20 42,50 0,00 21,78 29,36 46,44 0,10 39,04 45,22 48,87 52,91 53,48 43,16 60,86 0,00 56,96 39,72 61,66 52,97 43,04 64,64 50,05 6623 41,01 66,23
0 20
-1,09
MAY
50,96 0,00
44,60 50,30 49,00 0,00 0,00 50,20 39,60 54,30 56,50 64,20 59,40 57,60 38,70 0,00 0,00 17,79 57,05 0,10 60,12 53,58 54,98 53,39 63,89 0,00 60,47 0,00 54,13 0,00 65,83 64,28 56,17 3,37 51,35 58,74
38,63 65,83
0 25,53 -0,75
JUN
47,76 32,00 57,20 56,70 16,70 0,00 0,00 49,00 66,40 55,90 47,10 64,50 60,50 59,80 66,46 0,00 0,00 16,83 58,38 0,11 59,47 67,05 55,55 64,85 67,82 0,00 61,52 0,00 44,03 0,00 65,24 63,52 42,58 0,00 58,71 69,56
40,98 69,56
0 26,89 -0,69
JUL
56,16 65,60 16,90 61,50 0,00 0,00 0,00 54,10 58,60 14,90 0,00 69,70 64,60 14,00 46,92 0,00 0,00 0,00 52,12 0,10 61,31 66,71 62,04 37,37 69,09 0,00 60,93 0,00 56,23 1,35
67,24 68,90 59,11 0,00 57,72 29,50
35,35 69,7
0 28,95 -022
AGO
25,99 40,90 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 48,90 59,90 0,00 0,00 41,60 59,00 0,00 31,40 0,00 0,00 9,88 62,22 0,10 64,23 77,20 46,62 51,49 68,22 28,19 48,08 22,86 37,84 31,97 66,62 69,11 74,89 34,93 63,88 19,33
32,93 77,2
0 27,05 0,03
SEP
45,80 1,90 4,70 9,60 0,00 0,00 7,70 38,90 35,10 0,00 10,50 38,70 58,30 1,10 19,32 1,07
23,61 16,85 26,42 3,64
40,62 45,85 33,82 58,25 57,12 9,17 55,85 43,74 5927 52,30 61,69 50,40 49,60 37,46 59,17 28,89
30,18 61,69
0 21,8 -0,09
OCT
50,00 0,00 11,90 24,70 0,00 0,00 26,90 0,00 19,00 12,00 26,90 15,40 28,20 21,94 38,54 4,80 39,91 23,68 29,59 20,85 41,18 17,62 44,29 35,55 20,04 54,49 42,35 62,81 46,71 66,23 63,63 67,32 62,77 67,14 64,28 66,73
33,82 67,32
0 22,07 0,12
NOV
51,97 0,00 44,90 4,17 0,00 0,00 31,20 0,00 59,60 54,00 51,80 14,30 27,60 18,10 63,72 51,06 60,00 45,79 57,83 60,47 54,54 43,97 54,34 57,15 63,72 62,59 68,93 65,12 69,14 42,38 53,60 70,70 6128 72,05 61,79 68,69
46,29 72,05
0 22,93 -1,08
DIC | ANUAL I 53,11 0,00 56,80 1,60 0,00 0,00 9,30 0,00 27,20 64,50 55,50 51,20 62,70 62,10 69,03 60,51 68,03 56,46 68,94 62,02 55,35 0,48 56,25 58,43 63,39 39,37 51,09 59,44 42,45 60,97 57,05 47,32 63,78 27,45 60,48 69,95
45,62 69,95
0 24,02 -1,12
534,81 331,70 345,00 444,07
312,10 526,40 488,24 507,50 572,30 583,90 490,24 601,51
431,88 402,43 592,76 362,71 586,90 594,62 599,49 630,83 718,30 443,74 711,29 423,72 654,46 503,63 743,70 741,60 692,40 521,58 717,16 679,77
546,59 79,27
0 2,73 0,38
Tabla N013. Volumen Turbinado en Mm3.
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El volumen máximo turbinado ha sido de 79,27 Mm3 y se presento en marzo de 1990 y el volumen promedio es de 546,59 Mm3. Del volumen medio anual escurrido 1 063,82 Mm3, se aprovechan 965,34 Mm3 (que corresponde a la suma de las extracciones para riego y el volumen turbinado), el 43,37 % es utilizado para riego y la central turbina 546,59 Mm3 (56,61 %) debido al gasto de diseño de la unidad en operación (9,6 MW).
5.1.3 VOLÚMENES PARA RIEGO
A continuación se presenta el volumen de agua que es utilizado para propósitos de riego que se extrae por la válvula con un período de 1962 - 1996, el cual se presenta en la Tabla No. 14.
Tabla N014. Volumen extraído por la válvula para riego en Mm3.
| ANO | ENE
1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
I 1996 iMeda Mta. MM pes.Es. ICASI.
58,40 117,00 48,00 127,30 80,20 107,50 106,20 109,90 34,30 49,70 57,80 15,60 57,80 70,83 35,77 19,75 63,03 15,24 40,58 3,50
45,85 4,02 44,56 107,60 38,73 32,22 1,62
30,02 38,15 181,62 61,49 26,88 27,08 32,41 34,34
55,00 181,62 1,62
40,31 1,21
FEB
30,00 94,80 34,50 120,60 53,00 100,50 67,70 13,40 21,20 11,10 45,40 11,20 43,40 21,79 27,17 19,63 19,71 31,18 23,33 79,14 61,14 80,16 77,64 91,35 40,97 46,63 1,58
20,87 25,95 92,04 65,15 51,62 58,84 63,71 53,62
48,57 120,6 1,58
29,91 0,54
MAR | PER
44,70 69,80 20,00 155,90 103,70 94,10 5,80 18,10 11,90 6,60 43,70 23,10 33,90 33,74 27,64 10,83 7,97 62,23 21,92 34,71 93,66 88,51 137,58 122,77 71,82 54,03 32,46 119,50 61,41 68,58 104,89 80,84 75,78 83,54 0,00
57,88 155,9
0 41,47 0,54
51,60 2,60 17,70 44,50 59,00 70,80 22,20 22,80 3,15 3,10 40,70 16,40 1,10 0,90 10,54 5,98 16,79 24,88 15,51 4,49 15,14 36,06 56,13 64,89 33,22 20,98 12,77 23,74 11,85 21,55 10,49 17,54 6̂ 32 13,83 2,80
22,34 70,8 0,9
19,31
1,1
MAY
88,20 0,00 0,00 1,10
60,30 80,20 79,90 81,00 7,10 0,20 72,10 70,70 0,00 8,96 9,40 30,33 14,98 24,11 13,66 38,16 8,29
27,40 8,22 41,67 28,67 1,32 0,00 0,00 20,45 35,02 66,25 0,00 21,74 0,00 0,00
26,84 88,2 0
29,36 0,9
JLN
91,00 0,00 15,60 38,40 76,50 93,40 79,70 62,90 5,83 12,00 69,60 84,80 2,60 2,25 8,78 33,98 21,38 67,42 19,20 29,18 9,70 88,36 29,48 41,39 29,94 0,58 0,00 0,25 16,59 29,09 60,64 0,00 16,25 3,86 4,06
3^71 93,4 0
31,44 0,72
JUL | AGO | SEP | OCT | NOV | OC | ANUAL |
6,50 0,00 1,50 0,40 45,30 41,90 31,60 25,20 2,60 26,10 61,00 84,00 21,81 2,36 604 18,08 18,05 111,84 2,65 38,66 6,84 74,11 2,55 57,06 1677 7,30 0,00 0,00 12,16 42,07 81,56 0,00 12,79 0,00 0,00
24,54 111,84
0 29,17 1,39
0,00 0,00 7,70 7,40 35,90 15,10 82,80 15,10 2,19 590 21,00 51,10 33,00 56,08 13,07 10,79 10,12 77,86 0,00 75,05 20,73 69,44 126,52 81,62 54,25 12,33 12,10 2,26 4,57
101,11 65,14 57,75 3,17 17,10 7,57
33,02 126,52
0 34 1,04
0,70 0,00 0,00 1,30
70,50 8,60 49,40 6,40 1,50 8,80 16,80 46,90 18,60 35,28 5,22 3,92 7,70 25,56 6,54 55,14 5,35 33,39 53,34 69,79 £04 5,03 0,48 2,85 8¿6 51,78 30,48 5,44 0,00 16,93 1,51
18;73 70,5 0
21,78 1,15
26,00 0,00 0,00 13,00 20,90 3,50 10,20 17,70 6,80 5,50 23,70 30,30 9,43 0,43 4,37 0,00 0,09 16,10 3,99 16,55 5,80 73,68 39,33 21,43 20,61 0,00 3,97 0,00 38,38 26,33 15,94 48,06 1,00
37,99 24,59
16,16 73,68
0 16,69 1,47
78,80 1,94
66,00 34,90 66,60 42,70 66,50 8,80 8,90 2,90 3,80
54,90 0,73 36,87 12,84 42,85 20,47 18,60 50,14 57,63 6,26 77,09 50,89 27,81 78,43 17,31 83,61 41,34 30,18 43,72 71,27 57,65 49,45 58,63 62,23
40,94 83,61 0,73 25,7 -0,11
99,40 12,10 96,30 33,50 96,10 36,70 74,20 7,70 20,40 20,70 17,60 16,70 57,80 17,72 12,48 25,85 25,50 16,57 24,93 41,64 0,00
104,14 56,50 29,42 35,36 5,87 32,19 13,11 121,27 34,14 29,52 53,15 16,00 37,44 28,12
38,57 121,27
0 31,2 1,3
575,30
307,30 578,30 768,00 695,00 676,20 389,00 125,87 152,60 473,20 505,70 280,17 287,21 173,32 221,99 225,79 491,59 222,45 473,85 278,76 756,36 682,74 756,80 450,81 203,60 180,78 253,94 389,22 727,05 662,82 398,95 288/42 365,44 218,84 |
418,75 181,62
0 7,56 -1,13 |
Página 62 de 93
Destacándose que en el periodo 1962 - 1996, 30 meses presento extracción cero, lo que equivale al 7,14 % del período histórico. En este caso solo el año 1963 presentó 6 meses sin extracción de agua por lo que no se toma en cuenta el valor anual. En el análisis se toman los valores medios que corresponden al nivel mensual, el cual considera todos los valores incluyendo los ceros. Teniéndose en promedio 418,75 Mm3.
5.1.4 VOLÚMENES DE EVAPORACIÓN EN EL EMBALSE
Un parámetro que determina las condiciones climatológicas es la temperatura debido a que afecta en cierta medida las elevaciones del embalse esto por las evaporaciones que se presento, es por ello que se analizo la matriz de evaporaciones en el periodo comprendido de 1963-1996 Tabla No. 15.
AÑO
1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1966 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996
Media MAX M'N. Des.Es. CASI.
ENE
3,50 4,20 5,80 4,40 6,20 4,90 5,90 4,00 4,60 5,80 5,00 4,20 4,30 1,54 2,43 3,00 3,91 1,25 3,25 5,12 3,34 5,19 4,59 6,02 5,09 2,81 4,20 3,87 5,85 4,04 3,75 5,05 4,07 6,06
4,33 6,2 1,25 1,24 -0,58
FEB
3,90 4,90 5,20 5,30 6,20 5,80 5,50 3,80 4,30 7,90 5,10 5,30 4,60 2,71 3,78 2,75 6,60 2,97 5,06 6,22 4,89 7,23 6,20 9,86 5,79 2,39 5,10 3,29 6,90 6,11 4,00 4,70 4,44 6,07
5,14 9,86 2,39 1,57 0,62
MAR
6,70 9,00 10,10 10,80 9,30 9,40 9,90 4,35 5,50 11,20 9,10 5,30 5,80 2,26 3,44 3,94 10,36 2,19 7,34 7,86 8,41 10,16 9,30 5,68 7,44 2,74 7,01 4,33 9,35 9,52 8,21 5,42 7,90 6,06
7,22 11,2 2,19 2,6
-0,41
ABR
6,40 8,30 8,90 10,10 9,20 12,30 12,90 5,55 5,40 12,70 12,90 6,30 5,50 1,98 3,01 4,63 13,73 2,42 11,00 8,73 12,25 10,16 11,29 4,66 7,51 1,01 7,70 3,00 13,61 14,00 9,98 7,62 1,53 6,10
8,01 14
1,01 3,9
-0,13
MAY
9,30 9,10 10,10 12,20 9,80 15,90 12,50 6,40 4,50 12,50 14,50 5,30 6,90 2,28 3,28 4,53 13,77 2,27 11,74 8,20 11,18 12,06 13,30 3,76 7,17 1,21 7,42 4,94 15,16 16,69 10,78 7,62 2,00 6,50
8,67 16,® 1,21 4,37 0,03
JUN
11,50 8,00 8,70 10,70 7,30 14,10 10,60 4,70 3,00 9,10 13,80 3,80 5,80 2,01 2,67 3,67 14,78 1,85 9,34 7,67 16,23 8,74 11,60 3,12 7,43 1,34 6,86 4,30 15,11 16,87 10,78 6,08 10,82 6,25
8,19 16,87 1,34 4,41 0 3
JUL
2,20 4,70 5,40 6,60 6,10 10,30 7,30 2,70 3,00 6,70 10,10 2,92 2,06 2,08 2,38 2,41 11,82 1,66 6,47 4,35 11,91 7,45 7,91 4,20 5,22 3,27 4,69 3,22 9,51 11,68 7,01 0,00 7,82 4,35
5,57 11,91
0 3,21 0,5
AGO
3,80 4,70 4,90 6,90 8,10 10,50 7,60 5,54 5,68 6,10 8,30 5,08 4,64 4,26 4,84 5,13 9,09 4,21 9,06 4,56 9,31 8,30 8,70 7,14 5,79 7,25 4,42 9,60 10,73 8,98 8,28 4,73 9,70 6,10
6,82 10,73 3,8 2,09 0,26
SEP
8,00 9,50 7,80 11,70 8,90 10,50 7,80 7,00 9,20 5,80 8,50 5,60 5,70 3,84 7,25 6,67 7,38 6,88 7,66 4,95 8,04 10,22 8,96 7,95 6,64 10,82 8,37 9,05 9,80 10,05 8,03 4,51 6,40 6,10
7,81 11,7 3,84 1,86 -0,06
OCT
5,50 7,20 6,00 7,20
aio 11,90 5,90 8,60 7,30 6,10 10,70 7,87 7,85 5,34 7,17 7,44 8,87 7,65 7,70 5,24 7,78 7,57 8,39 7,95 6,23 8,89 8,57 9,53 10,75 9,86 8,88 8,02 3,40 6,20
7,70 11,9 3,4 1,74 0,08
NOV
4,70 6,10 5,90 6,00 6,20 7,70 6,20 7,40 6,80 4,80 5,80 5,30 5,90 4,20 5,75 5,75 6,26 6,38 7,78 3,53 6,24 7,58 14,79 7,05 4,15 7,88 5,39 6,53 6,79 6,22 4,52 0,00 9,15 6,06
63) 14,79
0 2,19 1,2
DIC lANUALl
3,50 4,60 3,80 4,50 4,40 6,70 3,60 4,80 5,40 4,50 4,40 4,50 3,40 3,23 4,75 4,16 3,79 429 6,54 2,50 5,86 4,96 5,12 4,49 2,65 5,22 3,78 5,05 4,41 3,78 3,73 2,44 5,31 3,98
4,36 6,7 2,44 0,99 0,25
69,00 80,30 82,60 96,40 89,80 120,00 95,70 64,84 64,68 93,20 108,20 61,47 62,45 35,73 50,75 54,08 110,40 44,02 92,94 68,93 105,40 99,62 110,20 71,88 71,11 54,83 73,51 66,71 118,00 117,80 87,95 56,19 72,54 69,83
80,03 16,87
0 1,19 0,57
Tabla N" 15. Evaporaciones en Mm3.
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Esta matriz fue obtenida de la estación climatológica en el sitio de la presa Mocúzari, con datos de 1963 - 1996, determinada a partir del régimen de almacenamiento aunque para desarrollar los funcionamientos de vaso, es necesario convertir los volúmenes evaporados de Mm3 en evaporaciones en milímetros, para lo cual fue necesario emplear los datos de las matrices de: evaporaciones en Mm3 y áreas de embalse en el vaso en km2 , la cual se presenta en la Tabla No. 16, a partir de estas se generó la Tabla No. 17, evaporaciones en milímetros. Es importante aclarar que la matriz de Áreas está en km2 y se determinó a partir de la matriz de elevaciones medias en el vaso y la Curva Elevaciones - Áreas - Capacidades del vaso que se presentarán en la tabla No. 19 de forma tabular y en la Gráfica No. 10, la que fue representada mediante una ecuación cuadrática para facilitar la determinación de las áreas en función de las elevaciones.
Tabla N016. Áreas del embalse, en km2.
| AÑO | ENE | FEB | MAR | ABR | MAY | JUN | JUL | AGO | SEP | OCT | NOV DIC 1
1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996
Media MAX. MlN. Des.Es. C A S I .
43,59 51,96 56,37 54,96 55,43 58,82 61,41 41,69 40,09 65,01 53,53 44,63 45,94 30,71 34,14 35,71 51,81 33,19 39,19 55,38 45,51 63,48 67,39 43,80 50,97 24,51 45,19 36,26 79,66 69,70 45,75 47,34 57,26 58,66
49,68 79,66 24,51 12,16 0,21
38,52 47,60 50,92 51,96 50,52 55,97 56,99 37,05 33,67 61,09 58,58 38,70 39,69 24,07 29,52 27,83 62,18 25,86 52,49 51,51 48,27 60,30 65,69 38,39 42,41 20,08 42,34 31,13 70,43 71,60 49,05 43,18 55,71 54,42
46,7 71,6
20,08 13,35 -0,14
34,20 43,41 48,71 52,42 45,80 58,34 55,43 32,20 29,18 56,99 64,12 32,70 36,38 16,99 23,77 22,94 66,25 18,37 47,60 45,96 51,36 55,53 61,58 32,76 41,93 14,06 43,70 30,35 66,17 71,93 50,00 37,48 56,81 49,22
43,96 71,93 14,06 15,23 -0,21
27,20 39,85 42,09 45,75 40,82 65,46 52,21 29,25 22,99 53,05 62,54 25,53 30,84 9,18 16,34 22,69 62,04 9,72 51,39 38,14 62,40 47,53 55,22 23,52 35,90 4,30 34,28 23,27 63,81 68,14 46,65 28,90 50,99 42,32
39,24 68,14
4,3 17,42 -0,15
23,25 35,51 38,37 44,93 36,78 63,70 48,51 25,03 19,26 48,54 59,76 21,72 28,03 7,78 13,50 19,28 59,06 7,76
49,51 34,65 62,48 42,36 51,29 16,75 31,02 2,37
29,38 19,10 60,38 66,34 43,80 24,39 48,03 38,16
35,91 66,34 2,37 17,71
0
19,35 32,40 35,30 41,57 31,81 58,02 42,23 19,64 13,93 41,93 53,86 16,17 24,43 6,29 10,40 15,67 55,35 5,69
45,05 30,61 58,93 38,89 46,65 13,80 26,87 2,37
25,38 16,79 56,00 61,44 40,75 22,25 45,19 34,20
32,04 61,44 2,37 16,97 0,06
13,45 27,76 31,75 37,60 27,70 52,09 35,12 12,81 10,74 35,59 42,59 27,56 18,81 5,81 6,63 11,88 49,46 2,83
40,51 24,33 52,90 36,80 41,96 12,09 22,12 2,37
21,57 15,43 51,51 56,24 38,16 21,94 41,66 29,18
28,2 56,24 2,37 15,59 0,06
26,09 33,07 34,16 45,02 37,67 59,12 42,34 23,32 27,69 34,20 44,28 27,94 23,57 20,89 20,80 18,90 44,53 13,51 47,94 28,57 49,83 54,66 43,25 36,88 21,21 33,07 20,88 41,44 56,73 53,10 46,27 31,13 43,66 32,50
35,83 59,12 13,51 12,08 0,13
42,86 51,31 42,02 64,76 48,78 65,71 43,93 41,66 49,05 42,56 56,86 34,99 34,89 27,85 41,35 34,87 44,91 40,31 53,02 31,33 58,05 65,15 53,56 47,46 34,73 56,37 41,26 53,89 70,90 55,66 49,71 40,20 49,49 50,52
47,65 70,9
27,85 10,41 0,29
47,07 63,64 51,96 63,28 50,99 66,62 45,84 48,13 52,34 46,27 55,30 45,94 40,99 36,67 46,98 44,91 44,37 48,56 62,48 34,14 65,63 65,43 52,29 58,69 34,73 58,24 46,27 59,54 71,54 57,81 56,99 48,30 71,19 64,17
53,16 71,54 34,14 10,04 0,02
47,53 63,09 51,69 62,65 49,63 66,74 43,93 47,43 67,33 53,63 52,69 45,80 41,35 40,77 45,70 54,35 41,89 48,56 63,81 34,32 71,04 66,00 51,39 57,79 32,56 55,69 44,19 64,28 69,47 54,40 53,28 45,70 68,02 60,79
53,46 71,04 32,56 10,3 -0,03
45,35 59,95 49,98 59,54 49,02 64,42 43,13 44,14 67,25 55,71 48,49 51,02 36,11 62,40 40,55 52,34 37,52 43,34 59,44 31,60 66,76 62,37 47,82 52,11 26,64 48,95 38,48 61,90 66,59 48,27 50,32 48,27 63,48 55,53
51,14 67,25 26,64 10,47 -0,31
Página 64 de 93
Tabla N017. Evaporaciones en mm.
ANO
1963 1964 1965 1966 1967
1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974
1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996
Media MAX.
MÍN. Des.E.
Coef.A.
ENE
80,29
80,83
102,90 80,05 111,85
83,30 96,07
95,96 114,75 89,22 93,41 94,11
93,61
50,15 71,18
84,00 75,46 37,66
82,92 92,46 73,38 81,76
68,11
137,45 99,87 114,63 92,95 106,74 73,44 57,96 81,97
106,68 71,08
103,30
87,63 137,45
37,66 19,64
-0,11
FEB
101,24
102,94
102,13 101,99 122,72
103,62
96,50 102,56 127,69
129,33 87,06 136,97
115,89 112,58 128,07
98,81 106,15 114,83
96,40 120,74
101,30 119,90
94,39 256,81 136,54 119,00
120,46 105,67 97,97
85,33 81,55 108,85 79,69
111,53
112,56
256,81 79,69 29,44 3,67
MAR
195,91
207,34
207,35 206,04 203,08
161,12
178,60 135,07 188,50 196,51 141,93
162,09
159,43 133,05 144,73 171,77 156,37
119,22
154,20 171,02 163,73
182,95
151,03 173,40 177,43 194,91
160,39 142,68 141,31 132,36
164,19 144,63 139,06 123,12
164,25
207,35
119,22 25,40
0,19
ABR
235,32
208,29
211,45 220,77
225,40 187,90
247,06 189,73 234,92 239,41
206,28 246,75
178,31 215,76 184,16
204,05 221,30 248,88
214,05 228,91 196,32 213,77
204,44
198,15 209,19 235,10 224,62
128,93 213,29 205,47
213,95 263,68 30,01
144,15
206,76 263,68
30,01 41,55 -259
MAY
399,98 256,28 263,21
271,53
266,46 249,61
257,65 255,70 233,63 257,52 242,64
244,04
246,15 293,10 242,92
235,00 233,14
292,51 237,11 236,68 178,93
284,70
259,31 224,51 231,16 509,68
252,52 258,69 251,08
251,59 246,14 312,36 41,64 170,34
255,52
509,68 41,64 68,76 0,87
JUN
594,26
246,91
246,45 257,37 229,47
243,00
251,03 239,31 215,35 217,01 256,21
235,07 237,42
319,43 256,84 234,14 267,02
324,96
207,34 250,53 275,42
224,74 248,68 226,02
276,47 564,44 270,34 256,11 269,82 274,58
264,54 273,26 239,45 182,75
269,88 594,26
182,75 83,41 3,23
JUL | AGO
163,54
169,32 170,06 175,52
220,18 197,74
207,88 210,74
279,45 188,25
237,16
105,96 109,50 358,00 359,18 202,81 238,96
586,29
159,73 178,81 225,16 202,45
188,53 347,28
235,98 1377,41
217,40 208,66 184,61 207,70 183,71
0,00 187,69
149,09
248,08
1377,41
0,00 220,71
4,36
145,63
142,10 143,45
153,25 215,04
177,62
179,51 237,59 205,16 178,37 187,44
181,81
196,88 203,90 232,71
271,41 204,11 311,51
189,00 159,63 186,83
151,86 201,17
193,58 273,01 219,20 211,72
231,66 189,13 169,12
178,96 151,93 22?,18 187,69
196,59 311,51
142,10 38,56 1,00
SEP OCT | NOV | CMC I
186,66
185,13 185,61
180,67 182,45
159,78 177,54 168,01 187,57
136,26 149,48 160,03
163,36 137,88 175,33
191,28 164,34
170,68
144,47 158,01
138,50 156,87
167,30 167,52
191,20 191,96
202,85 167,94 138,23 180,55
161,54
11219 129,32
120,74
164*45 20285
11219 22,22 -0,54
116,84 113,13
115,46 113,78 158,85
178,62 128,70
178,69 139,47 131,84 193,49 171,32
191,49
145,61 152,62
165,68 199,90 157,53 123,24 153,49 118,54
115,69
160,45 135,46
179,40 152,65 185,23 160,05 150,26 170,55 155,80 166,05 47,76 96,62
147,77 199,90
47,76 31,98 -0,84
98,89
96,69 114,14
95,78 124,91
115,38 141,12
156,01 100,99 89,50 110,07
115,73
142,68 103,01 125,82 105,80 149,45 131,37
121,93 102,85 87,83 114,85
287,80 122,00 127,46 141,50
121,98 101,58 97,75 114,34
84,84 0,00
134,52
99,69
117,01
287,80 0,00
40,34
1,67
77,18
76,73
76,03 75,57
89,75 104,00
83,46 108,74 80,30 80,77 90,74
88,21
94,16 51,76 117,14 79,48 101,02
98,99
110,03 79,12 87,77 79,52
107,08 86,16 99,47 106,64
98,23 81,58 66,22 78,30 74,12
50,55 83,65 71,67
86,30
117,14
50,55 15,48 -0,17
Página 65 de 93
5.1.5 ELEVACIONES MEDIAS MENSUALES EN EL EMBALSE
Como complemento del análisis es importante conocer las elevaciones medias mensuales históricas del funcionamiento y comportamiento de la presa para ello en la Tabla No. 18 se presentan.
Tabla N018. Elevaciones medias mensuales en el embalse (msnm).
| AÑO
I 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995
| 1996 Media MAX. MlN. DES. ES |c. ASI.
ENE
127,15 130,64 132,36 131,82 132,00 133,29 134,25 126,31 125,59 135,55 131,26 127,60 128,16 121,03 122,77 123,54 130,58 122,30 125,18 131,98 127,98 135,00 136,39 127,24 130,24 117,61 127,84 123,80 140,50 137,19 128,08 128,75 132,70 133,23
129,41 140,5 117,61 5,03 -0,13
FEB 124,87 128,86 130,22 130,64 130,06 132,21 132,60 124,18 122,54 134,13 133,20 124,95 125,41 117,35 120,40 119,49 134,53 118,39 130,85 130,46 129,14 133,84 135,79 124,81 126,63 114,88 126,60 121,25 137,44 137,84 129,46 126,97 132,11 131,61
128,05 137,84 114,88 5,85 -0,44
MAR 122,80 127,07 129,32 130,82 128,10 133,11 132,00 121,80 120,22 132,60 135,23 122,05 123,86 112,78 117,17 116,67 135,99 113,74 128,86 128,17 130,40 132,04 134,31 122,08 126,42 110,60 127,20 120,84 135,96 137,95 129,85 124,38 132,53 129,53
126,66 137,95 110,6 7,06 -0,58
ABR
119,14 125,48 126,49 128,08 125,92 135,71 130,74 120,26 116,70 131,07 134,66 118,20 121,10 106,34 112,32 116,52 134,48 106,87 130,41 124,69 134,61 128,83 131,92 117,02 123,63 100,50 122,80 116,87 135,12 136,65 128,46 120,07 130,25 126,59
124,07 136,65 100,5
9 -0,76
MAY
116,86 123,44 124,80 127,73 124,05 135,08 129,24 117,91 114,34 129,25 133,64 115,92 119,60 104,90 110,16 114,35 133,38 104,88 129,65 123,02 134,64 126,61 130,37 112,61 121,19 97,00 120,33 114,23 133,87 136,02 127,24 117,54 129,04 124,70
122,28 136,02
97 9,6
-0,66
JUN
114,40 121,90 123,34 126,26 121,60 132,99 126,55 114,59 110,50 126,42 131,39 112,19 117,56 103,20 107,50 111,83 131,97 102,45 127,78 120,98 133,33 125,04 128,46 110,40 118,96 97,00 118,11 112,64 132,22 134,26 125,89 116,25 127,84 122,80
120,25 134,26
97 9,69 -0,53
JUL
110,12 119,45 121,57 124,44 119,42 130,69 123,25 109,60 107,81 123,48 126,71 119,34 114,04 102,60 103,60 108,82 129,63 97,97 125,78 117,50 131,01 124,06 126,43 109,00 116,17 97,00 115,83 111,65 130,46 132,31 124,70 116,06 126,30 120,22
118,15 132,31
97 9,63 -0,54
AGO 118,52 122,24 122,78 127,77 124,47 133,40 126,60 116,90 119,41 122,80 127,45 119,55 117,05 115,40 115,34 114,10 127,56 110,17 129,00 119,89 129,78 131,70 127,00 124,10 115,60 122,24 115,39 126,20 132,50 131,09 128,30 121,25 127,18 121,95
123,08 133,4 110,17 5,98 -0,17
SEP | OCT | NOV
126,83 130,38 126,46 135,46 129,35 135,80 127,30 126,30 129,46 126,70 132,55 123,19 123,14 119,50 126,16 123,13 127,72 125,69 131,06 121,35 133,00 135,60 131,27 128,80 123,06 132,36 126,12 131,40 137,60 132,09 129,73 125,64 129,64 130,06
128,64 137,6 119,5 4,35 0,03
128,64 135,06 130,64 134,93 130,25 136,12 128,12 129,08 130,79 128,30 131,95 128,16 126,00 124,00 128,60 127,72 127,49 129,26 134,64 122,77 135,77 135,70 130,77 133,24 123,06 133,07 128,30 133,56 137,82 132,91 132,60 129,15 137,70 135,25
130,92 137,82 122,77 4,01 -0,18
128,83 134,86 130,53 134,70 129,70 136,16 127,30 128,79 136,37 131,30 130,93 128,10 126,16 125,90 128,06 131,58 126,40 129,26 135,12 122,86 137,65 135,90 130,41 132,90 121,98 132,10 127,41 135,29 137,11 131,60 131,16 128,06 136,61 134,02
131,03 137,65 121,98
4,11 -0,22
DIC (Media I 127,91 133,71 129,84 133,56 129,45 135,34 126,95 127,39 136,34 132,11 129,23 130,26 123,73 134,61 125,80 130,79 124,40 127,04 133,52 121,49 136,17 134,60 128,95 130,70 118,83 129,42 124,85 134,43 136,11 129,14 129,98 129,14 135,00 132,04
130,08 136,34 118,83 4,35 -0,57
122,17 127,76 127,36 130,52 127,03 134,16 128,74 121,93 I 122,51 I 129,48 131,52 I 122,46 I 122,15 1 115,63 I 118,16 I 119,88 I 130,34 1 115,67 I 130,15 1 123,76 I 132,79 I 131,58 I 131,01 1 122,74 I 122,15 I 115,32 I 123,40 I 123,51 1 135,56 1 134,09 1 128,79 I 123,61 1 131,41 1 128,50 I
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5.1.6 CURVA ELEVACIONES - AREAS - CAPACIDADES
El establecimiento de la curva es importante ya que permite encontrar los intervalos en los que funciona la capacidad del embalse, sin perder los límites de las elevaciones, como se muestra en la Tabla No. 19 y Gráfica No-10.
Tabla N019. Curva elevaciones - áreas - capacidades.
ELEVACIONES
msnmm
85,00
90,00
95,00
97,00
100,50
104,90
110,12
115,39
120,26
124,95
130,06
135,06
140,50
145,00
ÁREAS Mm2
0,00
1,30
3,00
3,80
5,25
7,45
11,70
20,70
29,10
39,90
51,70
64,20
78,90
93,50
CAPACIDADES
Mm3
0,00
7,00
20,00
24,80
38,60
73,50
128,30
215,39
334,20
492,30
726,40
1018,40
1406,60
1765,00
Gráfica N010. Curva elevaciones - áreas - capacidades.
CAPACIDADES
os
w g u $
w w
150,00
145,00
140,00
135,00
130,00
125,00
120,00
115,00
110,00
105,00
100,00
95,00
90,00
85,00 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 80,00 90,00
ÁREAS
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5.2 BALANCE HIDROLÓGICO
El balance se establece con base en el comportamiento del régimen de almacenamiento del embalse en la presa, el cual toman los datos de los volúmenes medios anuales siguientes: escurridos o entradas al vaso y se comparan con las salidas o extracciones de la presa, siendo estos los volúmenes medios anuales para: generación, riego, evaporaciones en el vaso y descargados por el vertedor; en la siguiente tabla se muestran los volúmenes:
Tabla N0 20. Balance Hidrológico.
Volumen medio mensual y anual escurrido, período (1963 - 1996) en Mm3
ENE 75,39
FEB 57,50
MAR 45,91
ABR 12,39
MAY 7,60
JUN 18,78
JUL 165,79
AGO 296,83
SEP 185,61
OCT 66,49
NOV 32,09
DIG 99,47
ANUAL 1
063,82
Volumen medio mensual y anual turbinado período (1963 - 1996) en Mm3
ENE 48,61
FEB 50,91
MAR 55,33
ABR 41,01
MAY 38,63
JUN 40,98
JUL 35,35
AGO 32,93
SEP 30,18
OCT 33,82
NOV 46,29
DIG 45,92
ANUAL 546,59
Volumen medio mensual y anual para riego período (1963 - 1996) en Mm3
ENE 55,00
FEB 48,57
MAR 57,88
ABR 22,34
MAY 26,84
JUN 32,71
JUL 24,54
AGO 33,02
SEP 18,73
OCT 16,16
NOV 40,94
DIC 38,57
ANUAL 418,75
Volumen medio mensual y anual descargado por el vertedor período (1963 - 1996) en Mm3
ENE 201,45
FEB 55,98
MAR 0
ABR 0
MAY 0
JUN 0
JUL 0
AGO 161,80
SEP 261,22
OCT 115,90
NOV 92,80
DIC 219,86
ANUAL 65,08
Volumen medio mensual y anual evaporado en el vaso período (1963 - 1996) en Mm3
ENE 4,33
FEB 5,14
MAR 7,22
ABR 8,01
MAY 8,67
JUN 8,19
JUL 5,57
AGO 6,82
SEP 7,81
OCT 7,70
NOV 6,20
DIC 4,36
ANUAL 80,03
Entonces se establece que el volumen de agua que puede ser utilizado para usos futuros con fines de generación de energía eléctrica corresponde al volumen de riego 418,75 Mm3
(39,36% del ingreso total). Para esté caso del análisis se determina que existe una diferencia de 46,63 Mm3 los cuales pueden estar asociados con la medición de las evaporaciones.
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5.3 ESTUDIO HIDROENERGÉTICO
5.3.1 GENERACIONES MEDIAS MENSUALES BRUTAS HISTÓRICAS
En función a los resultados hasta este punto, es indispensable establecer otro parámetro histórico de interés como la generación media mensual bruta histórica, período 1959-1991, en GWh, se muestra en la Tabla No. 21, el cual divide la información en dos períodos, uno de 1959 - 1974, que se forma con la recopilación de la Subgerencia de Transacciones Comerciales y el otro de 1975 - 1991 tomado del documento editado por la Subdirección de Programación denominado Registro Histórico de Generaciones Hidroeléctricas Datos Hasta 1991.
Tabla N0 21. Generación media mensual bruta histórica en GWh.
ANO
1959 1960 1961 1962 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991
Media MAX. M l N . Des.Es. C . A .
ENE
0,00 3,22 3,94 6,16 0,00 6,68 0,69 0,00 0,00 0,00 0,00 6,17 6,96 6,89 5,05 6,86 7,02 6,89 6,65 6,87 4 ,29 6,84 1,03 6,31 4,53 6,37 7,41 7,56 7,72 4,90 5,87 6,71 7,47
4,76 7,718
0 2,819 -0,86
FEB
0,00 4,67 3,91 6,46 0,00 6,69 0,00 0,00 0,00 0,57 1,52 6,32 5,61 6,55 3,91 6,26 6,17 5,96 6,16 5,54 4 ,89 5,90 5,91 6,25 5,64 6,10 7,53 7,23 7,21 4,54 5,71 5,31 6,51
4,70 7,53
0 2,471 -1,127
MAR
4,91 5,19 2,62 6,67 4,85 5,71 0,80 0,00 0,00 2,80 6,76 4,73 6,46 5,81 6,10 6,83 5,80 2,88 6,11 3,90 6,84 4,14 5,48 6,91 6,01 6,91 8,54 6,19 7,84 2,74 7,77 6,80 6,83
5,21 8,54
0 2,181 -1,028
ABR
3,74 4,86 6,54 2,01 4,23 6,35 4,36 0,00 0,00 5,66 5,69 5,26 4,11 5,53 5,53 4,05 3,89 0,00 1,59 2,38 5,55 0,01 4,37 4,49 5,87 5,58 6,30 3,57 6,08 0,00 5,12 3,13 7,56
4,04 7,559
0 2,168 -0,768
MAY
4,17 5,71 5,48 0,00 3,52 4,80 4,87 0,00 0,00 6,14 4,23 4,70 3,90 6,86 6,92 4,46 3,42 0,00 0,00 1,33 6 ,82 0,01 6,54 5,15 6,67 5,85 7,44 0,00 5,62 0,00 4,65 0,00 7,91
3,85 7,911
0 2,715 -0,419
JUN
3,67 6,03 4,88 2,93 4,18 5,24 1,64 0,00 0,00 5,74 6,65 4,36 2,81 6,42 6,72 3,82
• 5 , 4 2 . 0,00 0,00 1,21 6,73 0,01 6,30 6,00 6,64 6,57 7,13 0,00 5,34 0,00 3,57 0,00 7,69
3,87 7,693
0 2.687 -0,39
JUL
4,44 5,25 5,75 6,25 1,10 5,50 0,00 0,00 0,00 6,37 5,79 1,17 0,00 6,53 6,88 1,03 3,58 0,00 0,00 0,00 5,66 0,01 6,34 5,64 6,87 3,90 7,01 0,00 4,43 0,00 4,28 0,13 7,73
3,38 7,733
0 2,883 -0,09
AGO
3,39 4,86 2,70 3,88 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,95 6,38 0,00 0,00 4,08 6,65 0,00 2,84 0,00 0,00 0,83 6,79 0,01 6,83 6,86 5,64 6,27 7,37 3,10 4,68 2,33 3,51 3,34 8,23
3,23 8.23
0 2,81 0,14
SEP
3,70 6,58 5,32 0,17 0,48 1,21 0,00 0,00 0,71 4,94 3,91 0,00 1,12 4,04 6,78 0,12 2,08 0,11 2,53 1,76 2 ,82 0,39 4,65 4,26 6,47 6,90 6,09 1,13 5,59 4,79 6,34 6,08 7,91
3,30 7,908
0 2,589
0,1
OCT
5,24 5,58 5,68 0,00 1,25 2,14 0,00 0,00 3,14 0,00 2,15 0,57 2,98 1,63 3,24 2,28 4,15 0,51 4,38 2,44 3,09 2,33 5,03 1,78 5,35 4,48 2,46 6,92 4,11 7,28 4,89 7,93 8,15
3,37 8,148
0 2,348 0,342
NOV
6,61 6,83 6,10 0,00 4,93 0,40 0,00 0,00 3,49 0,00 6,21 6,17 6,44 1,65 2,97 1,99 6,57 5,30 6,37 5,20 5,90 6,42 6,65 4,17 6,74 7,01 7,22 7,64 6,41 7,44 7,21 5,23 6,77
4,91 7,642
0 2,533 -1,043
DIC
3,63 5,55 6,11 0,00 6,35 0,25 0,00 0,00 1,02 0,00 2,93 6,71 6,85 5,84 6,86 6,96 6,71 5,96 6,88 6,37 6,59 6,34 6,36 0,05 6,96 7,15 7,10 4,68 4,41 6,26 4,21 7,33 7,12
4,83 7,331
0 2,662 -1,034
ANUAL
43,51 64,34 59,03 34,54 30,89 44,97 12,35
8,35 38,18 52,23 46,15 47,23 61,82 67,62 44,64 57,65 27,59 40,67 37,82 65,95 32,41 65,50 57,87 73,39 73,10 81,60 48,01 69,43 40,29 63,13 52,00 89,88
51,00 8,54
0 0,2402 0,371
Cabe destacar que para los meses de Marzo en 1965; Abril, Mayo, Junio, Julio y Agosto en 1980 la información no era congruente en relación a volúmenes turbinados y generación, por lo que fue necesario calcular con el apoyo de la Eficiencia media mensual en todo el período los meses antes mencionados y fueron substituidos los volúmenes turbinados, con el propósito de darle congruencia a los resultados. Cabe destacar que en 66 meses no se generó, representando el 16,66 % del tiempo y que en el año de 1966 se reporto generación nula en todos los meses por lo que no se consigna el valor anual, de esta manera no se distorsiona el valor medio anual del periodo.
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5.3.2 EFICIENCIAS MEDIAS MENSUALES HISTÓRICAS
De la misma manera para determinar el comportamiento de la central y el embalse es necesario determinar las eficiencias medias mensuales históricas, las cuales fueron deducidas a partir de los datos en las matrices de Generación Bruta, Volúmenes Turbinados, Elevaciones medias mensuales en el vaso y la Elevación media del agua en el desfogue (81,56 msnmm), dato proporcionado por la Subgerencia Regional de Generación Hidroeléctrica Noroeste. Para el cálculo de las eficiencias deducidas se hace involucrar la eficiencia hidráulica, mecánica y eléctrica, estas eficiencias se muestran en la Tabla No. 22 para el período de 1963 -1988 que se muestra a continuación.
Tabla N0 22 . Eficiencias medias mensuales en %.
I AÑO | ENE
1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1965 1966 1987 1988 1989 1990 1991
Media MW. MN DESV. C.A
0,00 85,02 78,55 0,00 0,00 0,00 0,00 83,91 82,50 82,73 87,60 82,75 84,69 83,12 83,44 81,02 84,55 80,02 85,04 84,35 85,61 84,69 83,89 87,41 88,49 82,04 83,40 82,93 72,33
86,96 88,49
0 32,17 -1,8
FEB | MAR | ABR | MAY | JUN | JUL
0,00 84,84 0,00 0,00 0,00 84,87 20,75 83,07 81,88 82,08 85,52 82,11 85,77 80,72 83,16 82,23 85,33 78,24 84,32 83,69 87,60 84,14 83,48 87,09 93,40 79,21 86,91 82,94 73,67
84,46 93,4 0
30,92 -1,83
76,32 85,96 72,66 0,00 0,00 92,41 85,22 85,45 81,91 82,11 83,60 80,55 84,62 76,15 81,13 87,61 82,17 74,80 87,30 81,86 88,13 85,31 83,24 83,82 88,27 75,47 79,66 80,15 78,35
85,55 92,41
0 21,72 -3,32
80,21 85,63 133,34 0,00 0,00 86,24 83,95 88,46 81,52 82,76 99,03 84,05 85,01 0,00 86,87 85,06 82,86 84,77 84,09 84,52 83,09 81,84 85,84 85,65 87,19 0,00 79,88 82,00 84,00
90,33 133,34
0 31,91 -1,69
82,07 83,67 84,30 0,00 0,00 83,92 82,21 87,33 77,30 82,22 82,11 82,60 85,28 0,00 0,00 83,86 84,62 83,90 83,00 85,13 83,87 89,27 87,55 0,00 86^06 0,00 81,28 0,00 84,31
83,9 89,27
0 36,6
-13
81,60 83,99 86,20 0,00 0,00 83,54 81,70 86,60 75,65 81,45 81,81 76,43 83,19 0,00 0,00 86,80 83,90 83,09 84,08 83,36 84,73 85,53 82,26 0,00 85,14 0,00 81,43 0,00 85,42
87,04 86,8 0
36,27
J2..
83,48 86,65 0,00 0,00 0,00 87,88 86,94 102,42 0,00 81,96 86,60 71,19 86,28 0,00 0,00 0,00 82,89 79,24 85,86 86,36 82,18 90,21 82,98 0,00 77,02 0,00 81,45 115,16 86,31
86,15 11516
0 41,25 -0,74
AGO | SEP | OCT
0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 86,16 86,81 0,00 0,00 87,27
. 90,09 0,00 93,52 0,00 0,00 0,95 87,02 83,10 82,22 85,07 92,07 89,12 87,25 94,96 104,98 92,10 100,74 85,94 89,00
89,91 104,98
0 44,56 -0,49
82,79 94,35 0,00 0,00 70,81 85,99 89,42 0,00 81,87 84,93 83,75 96,97 94,97 95,82 88,21 91,95 84,92 88,18 84,92 85,63 136,48 80,42 78,71 95,30 88,54 79,14 88,13 85,60 83,94
92,07 136,48
0 29,51 -1,92
82,14 59,40 0,00 0,00 87,89 0,00 89,10 36,75 82,44 82,90 83,78 81,91 88,85 92,05 85,60 81,98 83,44 86,01 84,51 89,71 81,77 85,48 91,54 90,11 85,84 82,62 82,21 84,54 83,53
85,84 92,05
0 27,65 -2,23
NOV | DC 1
85,15 66,37 0,00 0,00 85,17 0,00 83,58 88,81 83,20 85,13 79,88 86,47 84,80 85,83 83,77 83,30 83,44 81,72 83,57 84,19 81,15 82,86 85,12 87,27 84,38 82,97 83,49 84,35 83,40
86*77 88,81
0 26,13 -2,65
88,57 108,19 0,00 0,00 83,96 0,00 87,15 83,33 82,65 82,79 84,18 84,42 84,58 68,10 83,90 84,11 81,86 82,50 81,20 97,65 83,15 84,63 86,73 88,73 85,01 80,80 84,03 83,46 83,95
88,38 108,19
0 27,07 -2,46
Es importante señalar que las eficiencias no pueden ser mayores al 100%, ya que no es congruente tener estas eficiencias en una central, por lo tanto estas no son consideradas.
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5.3.3 FUNCIONAMIENTO DE LA CENTRAL
La central desde su equipamiento ha presentado un funcionamiento acorde con las aportaciones, las cuales se presentan en el análisis hidrológico del capitulo anterior, donde se ve el comportamiento que ha tenido durante el periodo de 1961 - 1996, el cual para hacer un análisis hidrológico y de funcionamiento de vaso es muy importante, por que presenta el trabajo durante este periodo de tiempo, en el cual es de pensarse que el equipo con el paso del tiempo pierde algunas de sus propiedades, como lo es eficiencia, deformación en el equipo, desgaste y obsolescencia debido a los avances tecnológicos que tiene el ámbito de las plantas generadoras.
Por lo que en este caso para analizar la planta, se tomará el funcionamiento de los últimos ocho años debido a que pudieran dar un panorama de las posibles deficiencias que la planta ha tenido en agua o en equipo como también puede ser mecánico o eléctrico, las cuales se pueden apreciar en los registros de generación del periodo 1996 a 2004, donde se puede establecer que el comportamiento de la planta es adecuado aunque necesita para su funcionamiento estar a disposición de los paros por falla o por mantenimiento, los cuales se pueden programar o presentar de improvisto.
El comportamiento de la planta se puede apreciar en las generaciones brutas producidas como se muestra en la Tabla No. 23.
Tabla N0 23. Generaciones Brutas (1996 - 2004) en GWh.
ANO
1986
1997
1966
1968
2000 2D01
2002
2008
2D04
BE
7,46
7,84
5,03
7,66
554 7,35
m 596 573
Fffi
551 7,35
7,C6
7,12
7,56
7,45
6t99
7,46
577
IWR
583 7,93
7,62
7,49
8,3*
7,9*
eiCQ 7,57
4,08
AER
7,93 557 453 510 555 680 568 531 QÜO
IWVY
7,91
7,91
581 Q27 549 582 401
aso Q00
JLN
7,69
7,68
4,35
acó 523 653 423
acó acó
JUL
7,73
8100
523
acó 601 267 1,89
aoo aoo
AGO
8i23
7,90
515 350 593 205 06*
asi aoo
SEP
7,91 578 568 589 7,09
353 1,82
568
OCT
515 7,90
7,35
7,31
543 513 425 554
MV
577 7,85
689 7,87
7,74
521 7,53
7,84
ac 7,12
509 598
zm 7,14
518 561 547
AMW-
8387
87,80
7575
5*17
8*07
7467
5583
5CI55
1558
En la tabla anterior se pueden apreciar varios ceros registrados, los cuales pueden ser debidos a la falta de agua o al paro de la central por alguna falla. También se puede apreciar que el año de 2004, no es considerado debido a que presenta un periodo trunco ya que no se tienen registros hasta la fecha y si fuera considerado arrojaría un valor que no es correcto, por que en promedio consideraría los doce meses y los últimos cuatro meses todavía no se presentan.
Otra forma de poder apreciar el comportamiento de la central es de manera gráfica, ya que permite visualizar de manera casi física el comportamiento, esto con el fin de permitir establecer cuales son los meses de mayor incidencia tanto por la falta de agua como por agentes extemos.
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A continuación se presenta la Gráfica No. 11, que contiene las Generaciones Brutas en el periodo 1996-2004.
Gráfica N" 11. Generaciones Brutas (1996 - 2004) en GWh.
G E N E R A C I Ó N B R U T A
M A Y J U N A G O S E P O C T
En la gráfica anterior es más fácil apreciar que los meses críticos son a partir de Mayo y hasta mediados de Septiembre, esto debido a que se presenta el periodo de lluvias junto con el poco requerimiento de agua para riego, por lo en estos meses mucha agua no es aprovechada para generación.
De la misma forma se puede hacer un análisis anual, el cual resumiría el comportamiento de la central, este permitirá apreciar el año con mayores problemas. Esto se presenta en la Tabla No. 24 y la Gráfica No. 12, respectivamente.
Tabla N" 24. Generación Bruta anual (1996 - 2004) en GWh.
| AÑO
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
ANUAL
89,87 87,80 75,75 53,17 82,07 74,67 58,83 50,55 15,58
Página 72 de 93
Gráfica N012. Generación Bruta anual (1996 - 2004) en GWh.
.
^ ^ ^ ^ " \
\ \ /
^
/
'
^ - ^ \ . • ^
~ _ ^
... ílol .... .... ,.., .... II
En la tabla y gráfica anteriores se puede apreciar que 1994 al igual que 1998 presentaron generaciones por abajo de los 60 GWh anuales.
Con relación al funcionamiento que tiene la planta y de acuerdo a las demandas de paro que pueden ser debidas a mantenimiento o por falla, en la central se realizan estos registros, los cuales solo pueden ser proporcionados por la misma, para el análisis del comportamiento de la central se presenta la Tabla No. 25 en la cual se hace mención de los datos que maneja la central para el control de deficiencias.
Tabla N0 25. Cédula de paros, (1997 - 2004).
MANTENIMIENTO PROGRAMADO
FALLA
DECREMENTO
FALTA DE AGUA
CAUSAS AJENAS
DISP. A SISTEMA
1997
0,00
0,19
0,00
0,75
0,04
99,02
1998
0,00
2,49
0,00
2,60
0,05
94,86
1999
1,98
0,43
0,00
2,16
0,03
95,41
2000
8,65
0,00
0,00
23,21
0,06
68,07
2001
0,00
0,00
0,00
3,26
1,17
95,57
2002
1,20
0,51
0,00
8,98
0,10
89,21
2003
6,35
0,09
0,00
11,23
0,01
82,32
2004
5,87
0,00
0,00
27,37
0,01
66,75
Estos valores a simple vista pueden no representar el comportamiento de la central pero de manera gráfica y comparando los resultados con el funcionamiento de la planta puede explicar algunas bajas en la generación o los ceros que se presentan en la generación bruta (los valores anteriores se presentan en por ciento tomando como referencia el año).
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Gráfica N" 13. Mantenimiento programado (1997 - 2004).
o Z UJ
z UJ z <
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
-2,00
MANTENIMIENTO PROGRAMADO
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
ANOS
Se puede apreciar en la gráfica No. 13 que los años que se vieron afectados con la reducción en tiempo de operación de la central son 1997, 1998 y 2001. Dentro de los cuales se puede apreciar, haciendo una comparación con las generaciones brutas anuales que son los años que menor generación ha tenido.
Gráfica N014. Fallas de la central (1996 - 2004)
3,00-1
FALLAS DE LA CENTRAL
ANOS
Con relación a las fallas que se han presentado en la central se puede apreciar que estas no llegan ha ser significativas ya que se aprecia que el año de 1992 presento un mayor porcentaje de falla el cual no llego ha ser significativo en la reducción de generación ya que esta no descendió.
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Gráfica N015. Paros de la planta (1997 - 2004)
ocn nn
200,00
co 150,00
3 100,00 < "• 50,00
0,00
PAROS DE LA PLANTA
1997 1998
DISP. A SISTEMA
1999 2000 2001
AÑOS
CAUSAS AJENAS
2002 2003 2004
En la Gráfica No. 15, la cual presenta los paros que tuvo la planta de manera deliberada, sea por falta de agua o por causas ajenas. Se puede apreciar que los motivos por los que se detiene la generación son principalmente por disposición propia y por disposición a sistema.
Principalmente estas son las causas por las que se puede reducir la generación de energía eléctrica y a su ves presentar un panorama del comportamiento que hasta la fecha a tenido la central.
Otra manera de apreciar estos mismos resultados gráficos son: de manera porcentual ya que generan un panorama de la central con respecto al comportamiento anual de manera general, esto es, cuando la central presenta un requerimiento es necesario establecer si es de sistema o propio, estableciéndose un porcentaje del total de días al año.
Gráfica N016. Disponibilidades (1997 - 2004), en por ciento.
z •o o
a
100% i
80%
60%
40%
20%
0%
DISPONIBIUDADES
A
1997 998 1999 2000 2001
AÑOS
2UU2
— DISP. PRORA
2U03 2004
Se puede apreciar que son más significativas las disposiciones propias, ya que estas son debidas al funcionamiento de la central y cuando son requeridas.
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Gráfica N" 17. Indisponibilidades (1997 - 2004), en por ciento.
IN D I S P O N I B I L I D A D E S
<
1 0 0 %
5 0 %
C A U S A S A J E N A S F A L T A D E A G U A D E C R E M E N T O F A L L A M A N T E N IM IE N T O P R O G R A M A D O
De manera porcentual se puede apreciar que las causas ajenas son la principal causa de las indisponibilidades.
Haciendo un balance de generación se puede establecer de manera general que la planta hasta la fecha, funcionado acorde con las expectativas por las cuales fue equipada, reconociendo que esta con el paso del tiempo ha tenido una pequeña reducción.
Es importante señalar que los análisis hidrológicos de los estudios anteriores han presentado un rango de variación de aproximadamente el 10 %, con respecto a las expectativas de generación, por lo que cabe señalar que se tiene una buena certidumbre en los resultados hasta ahora obtenidos.
Con respecto a las perspectivas que se tienen en la generación para esta unidad son meras especulaciones hasta que se haga un análisis de las condiciones de la central, esto es que se analicen las partes de la central como lo es la turbina el generador, tanto en mantenimiento como en reemplazo.
Estos análisis se realizaran posteriormente como parte de las propuestas de mejora que tendrá la central.
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CAPITULO VI. EVALUACIÓN ECONÓMICA DE ANÁLISIS DE RENTABILIDAD.
Para poder establecer la evaluación económica del análisis de rentabilidad será necesario tener un parámetro de referencia por medio del cual se conoce como se ha ido afectando el funcionamiento de la central desde el punto de vista económico, lo cual se puede apreciar observando la tabla de gastos de explotación que se presenta a continuación:
Tabla N" 26. Gastos de explotación.
Gastos de explotación Mocúzari ($/MWh)
Dirección y supervisión
Mantenimiento
Operación
Impuestos y derechos
Gasto de explotación
Costo por unidad de producción
1998
819 538
786 559
49,940
2 441,06
4 097,10
45 702
1999
907 400
978 890
38,265
3 037,28
4 961,83
56 685
2000
1 319,70
1 154,58
9,910
2 775,45
5 259,65
69,702
2001
1 743,6
1 518,03
139,95
0
3 401,59
64,224
2002
1 780,47
937,82
0
0
2 718,29
33,22
2003
2 491,46
820,11
10,94
750,88
4 073,41
54,72
2004
2 099,44
1 172,79
52,66
941,51
4 266,41
72,82
6.1 ANÁLISIS DEL COSTO POR FALLA
El análisis del costo por falla será establecido en función al tiempo que la central estuvo fuera de operación debido a fallas, ya que esto represento un costo; en función de esta premisa se tiene lo siguiente:
Tabla N" 27. Análisis de costo por Falla.
FALLA (días)
GENERACIÓN NO PRODUCIDA (GWh)
COSTO POR FALLA
1997
0,694
0,17
$7 769,34
1998
9,113
2,24
$126 974,40
1999
1,570
0,334
$23 280,47
2000
0,000
0,000
$0,00
2001
0,000
0,000
$0,00
2002
1,867
0,392
$21 453,38
2003
0,329
0,880
$64 084,24
2004
0,000
0,000
0,00
En este caso se considerara la pérdida anual, por consiguiente para estos años se tiene una pérdida económica de $243 561,83. Aunque cabe destacar lo mencionado con anterioridad, que la central se Automatizo de abril - agosto de 1999, con lo que se reducirán algunos tipos de fallas.
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6.2 COSTOS OPERATIVOS ACTUALES
Los costos operativos actuales son el resultado del análisis del funcionamiento de la central, estos datos fueron proporcionados por la Gerencia de Generación Hidroeléctrica para los últimos 7 años, la cual resulta de ver el costo por unidad de producción en $/MWh, como se aprecia en la siguiente tabla:
Tabla N" 28. Costos Operativos Actuales.
COSTO POR UNIDAD DE PRODUCCIÓN
GENERACIÓN BRUTA
TIEMPO DE OPERACIÓN (DISP. SISTEMA) días
1998
45,702
89,98
361,423
1999
56,685
87,79
347,188
2000
69,702
75,75
348,247
2001
64,224
53,17
248,456
2002
33,222
82,07
348,831
2003
54,728
75,57
326,509
2004
72,823
58,83
300,468
Estos tres rangos, costo por unidad de producción, generación bruta y tiempo de operación en sistema (incluye mantenimiento, falla y falta de agua) se pueden comparar entre si para apreciar el comportamiento de la central con un enfoque económico, como se aprecia en la gráfica siguiente:
Gráfica N018.
De la gráfica anterior podemos deducir que los años de 1994 y 1997 presentan una diferencia significativa ya que se aprecia que el costo es mayor que la generación producida aunque en 1994 se ve justificada puesto que la central presenta una baja significativa en tiempo de operación.
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6.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA
Tabla N0 29
C.H. Ampliación Mocúzari,Son. RESUMEN TÉCNICO-ECONÓMICO
Precias medios de 2004
Potencia (MW)
6 70
Generación anual (GWh) Firme
26 34
Secundaria
15 30
Inversión millones $
109 35
millones $ USA
10 77
N" de aflos de construcción
2
Costo del kW mstalable
$
16 320 53
$USA
1 607 93
Costo del kWh nivelado (10%)
$
0 2955
j!USA
2 91
Indicadores Económicos B/C
1 49
ARC
13
TIR (%)
1613
Barriles de petróleo equivalentes anuales N"
64 813
millones $
5 26
millones $USA
0 52
PORCENTAJES DE GENERACIÓN ~\ r~ IMPORTE DEL NUMERO DE BARRILES EQUIVALENTES
64 813
Numero de barriles
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Tabla N0 30
C.H. Ampliación Mocúzari,Soii. CÁLCULO DE GENERACIONES
1 DATOS 1 Generación total Generación secundaria Generación firme Generación de punta Generación de base
Potencia instalable Número de unidades Consumo específico Valor de la Energía 2004 Firme Dentro de Pico Firme Fuera de Pico Secundaria Número de horas al dia de operación Número de días a la semana de operación Número de semanas al año de operación
41,64 15,30
26,34 0,00
26,34
6,70 1
9,5495
1,0006 0,4544 0,2939
2,7 6
52
(GWh-anual) (GWh-anual)
(GWh-anual)
(MW)
m3 /kWh
$/kWh $/kWh $/kWh
N 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Generac ión p ico
5,6441 3,6539 3,4625 3,4441 3,4423 3,4421 3,4421 3,4421 3,4421 3,4421
Generac ión secundar ia
15,3000 15,3000 15,3000 15,3000 15,3000 15,3000 15,3000 15,3000 15,3000 15,3000
Generac ión base
20,6959 22,6861 22,8775 22,8959 22,8977 22,8979 22,8979 22,8979 22,8979 22,8979
Po tenc ia base 2,3625 2,5897 2,6116 2,6137 2,6139 2,6139 2,6139 2,6139 2,6139 2,6139
Potenc ia p i co
4,3375 4,1103 4,0884 4,0863 4,0861 4,0861 4,0861 4,0861 4,0861 4,0861
Cá lcu lo de los benef ic ios b ru tos anua les Precios medios de 2004
a) Pr imer esquema de generac ión Gt
j G s
Beneficio bruto anual (millones de $)
16,2273 (millones de dls)
1,5987
b) Segundo esquema de generac ión
Beneficio bruto anual Beneficio bruto anual a considerar
(millones de $) 18,3455 18,3455
(millones de dls) 1,8074 1,8074
Página 80 de 93
Tabla N0 31
C.H. Ampliación Mocúzari,Son.
COSTO DEL kWh NIVELADO Precios medios de 2004
DATOS GENERALES: AÑO DE INICIO DE CONSTRUCCIÓN AÑO DE TERMINACIÓN DE CONSTRUCCIÓN AÑO DE INICIO DE OPERACIÓN VIDA ÚTIL DEL PROYECTO (años)
AÑO 1 2 3 4 5 6 7
INVERSIÓN TOTAL
Generación media anual total (GWh) Número de unidades turbogeneradoras Potencia total ¡nstafable (MW)
1 2 2 50
INVERSIÓN (Millones de $)
65.609 43.739
.000 0.000 0.000 o.poo 0.000
109.348
41.64 1
6.7
RESULTADOS: Costo del kW instalable ( $ )
Tasa anual de): Inversión Operación y mantenimiento Por uso del agua TOTAL
16 320.53
COSTO DEL kWh NlVELAÜ® ($/kWh )
8% 0.2083 0.0131 0.0272 0.2486
9% 0.2317 0.0131 0.0272 0.2719
10% 0.2552 0.0131 0.O272 0.2955
11% 0.2789 0.O131 0.0272 0.3192
12% 0.3027 0.0131 0.0272 0.3430
1
$/kWh C o s t o d e | k w h nivelado 0.4000 T . —
0.3500 -
0.3000
0.2500
0.2000 -
0.1500
0.1000 -I ; ' H ' 1 +™ ' — 8% 9% 10% 1 1 % 12%
Tasa de descuento
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Tabla N0 32
C.H. Ampliación Mocúzari,Son.
RESUMEN GENERAL DEL PRESUPUESTO Potencia instalable: 6.7 MW Precios en pesos de: 2004
Cuenta Concepto Importe en $ % relativo al costo
1
20.00000
40.00000
60.00000
1
OBRA DE DESVIO
PLANTA HIDROELÉCTRICA
SUBESTACIÓN ELEVADORA
TOTAL OBRA CIVIL
897 857
8 696 400
604 847
10 199104
8.80
85.27
5.93
100
I 40.00000
60.00000
PLANTA HIDROELÉCTRICA
SUBESTACIÓN ELEVADORA
TOTAL OBRA ELECTROMECÁNICA
81 106 439
15 775 747
96 882186
83.72
16.28
100
COSTO DIRECTO DEL PROYECTO 107 081 290
90.00000 IMPREVISTOS (% variable OBRA CIVIL) 1 297 434 IMPREVISTOS (%OEEM) 1 968 822
80.00000 SUPERVISIÓN Y ADMINISTRACIÓN (0 %)
PROYECTO TOTAL 109 347 546
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C U . A m p l i a c i ó n i V l o c ú z a r i í S o n .
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Tabla N0 33
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Conclusiones y Recomendaciones:
Después de la realización del presente estudio queda de manifiesto, las bondades de realizar esta modernización y haber determinado que se cuentan con los recursos necesarios para tal efecto como lo es la disponibilidad hidrológica y técnica para poder obtener más generación de esta central los aspectos más importantes de índole económico son:
• Costo de modernización $109 347 546 a precios del 2004.
• Generación aportada por la modernización:
Potencia 6,7 MW
• Generación GWh
Firme 26,34 Secundaria 15,30
• Duración de la modernización:
2 años, ver la siguiente tabla;
• Como se observa en la tabla siguiente, se tiene un valor presente neto de 54,44 millones, lo que representa en términos económicos un beneficio del 50% de la inversión, lo cual resulta atractivo.
• Se presenta asimismo, una relación Beneficio-Costo de 1,49 lo que representa 49% más de beneficio que costos.
• Presenta una TIR del 16,13%, que comparado con una de las Tasas Líderes, CETES al cierre de jornada del 05 de julio que fue de 9,61, la diferencia es de 6,51 mayor la del proyecto.
• Presenta un período de recuperación de la inversión de 12,5 años.
• Con los indicadores anteriores se documenta el atractivo económico de esta modernización.
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DATOS
Tasa de descuento: 10%
Valor presente de inversiones VPI: Valor presente de beneficios VPB: Relación beneficio/costo: Valor presente neto VPN : Valor anual equivalente VAE: Año de recuperación del capital ARC: Tasa interna de retorno TIR:
RESULTADOS
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1,491 54,443 5,491 12,506
16,13%
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• Otro factor a considerar para que incremente el valor presente de la inversión, para que la TIR sea más alta y que también reduciría el tiempo de recuperación de la inversión, sería el asignar un valor de INFLACIÓN al flujo de efectivo del proyecto (tabla 33), un incremento sugerido del 3% anual, tanto a los costos como a los ingresos (que es la inflación esperada de acuerdo con el Banco de México para los siguientes periodos). Esto ayudaría a mejorar los valores mencionados al principio. Pero con la reserva de que sabemos que los precios de la electricidad todavía se encuentran controlados por el gobierno y un incremento anual de 3% no reflejaría los cambios reales. Sin embargo, es evidente que tenemos que asignarle un incremento tanto en los costos de mantenimiento y uso de agua, como en el precio de venta de la electricidad.
• Sugerencia, referente a la nomenclatura que se utiliza en economía, es que, a lo que uno llama, beneficios, le llamemos, ingresos, (que es la cantidad de electricidad por el precio), y a lo que llamamos, diferencia, en la tabla 33 le denominemos beneficios (ingresos menos costos).
• Podríamos colocar una tabla con diferentes tasas de descuento, con 8, 10 y 12, e incluso 15% para demostrar que el proyecto es viable desde el punto de vista del valor presente neto, debido a que a pesar de las fluctuaciones económicas o "shocks" el proyecto estaría blindado y entregaría valores positivos.
• Desde el punto de vista de beneficio económico-social, debido a que el crecimiento de la demanda por electricidad y la demanda esperada de electricidad es más alto que para cualquier otro bien o servicio de la economía, y que a su vez la electricidad es un factor de la producción fundamental y necesario para el crecimiento económico, este tipo de proyectos tienen un valor agregado en cuanto a sus beneficios. Es decir, en esta evaluación sólo considera los costos contables, pero si considerara contablemente tanto los beneficios sociales como los económicos (de crecimiento potencial de la economía y de beneficio de que más familias tengan acceso a electricidad), el beneficio total del proyecto (contable más económico más social) sería aún más alto. En economía a esto se le conoce como medición de las externalidades positivas. Evidentemente, si se genera algún daño ambiental por esta modernización eso debería contemplarse en detrimento del beneficio del proyecto en esta misma lógica, lo que se conoce como externalidades negativas.
• Debido a que la vida del proyecto es de 50 años, la mejor comparación de la TIR no es con el valor de CETES (como sabrán ningún bono CETE tiene una duración mayor al año). Una tasa representativa de largo plazo para comparar la TIR del Proyecto podría ser la de un UMS (United Mexican States Bond) con vencimiento de 30 años, emitido en Septiembre de 2004 y que vence en septiembre de 2034, con una tasa de 6.750%. Lo cual es mejor porque, la comparación respecto a la TIR es aun más favorable para demostrar que el proyecto es viable.
• La comparación con CETES se debería hacer con respecto a la tasa de descuento del 10%, y no respecto a la TIR, esto significa que la inversión contempla el "costo de oportunidad" de dejar de invertir en el mejor instrumento de deuda en el mercado, en este caso la tasa de CETES. En otras palabras, lo que se está dejando de ganar si tuviera mi dinero en el banco en lugar de invertirlo en el proyecto.
Factibilidad Técnica Se ha estimado que los trabajos a realizar serían:
• Demolición de machones de concreto • Desmantelamiento de tubería a presión y válvula Howell Bunger • Demolición de muro lateral de casa de máquinas existente • Excavación para cimentar la nueva unidad • Construcción de ataguía o muro de contención • Trabajos complementarios
Las conclusiones a que se llegaron desde el punto de vista electromecánico fueron:
• Existe espacio suficiente para adosar una futura unidad generadora a la casa de máquinas existente
• Es factible utilizar la misma grúa viajera, así como la grúa disponible en el desfogue • En la subestación elevadora hay espacio suficiente para ampliar en una bahía, a la
cual se conectaría la salida de la futura unidad generadora • No existe capacidad suficiente en el sistema de servicios auxiliares para alimentar los
servicios de la unidad en estudio • No se ha contemplado la adquisición del equipo para la modernización de la unidad en
operación y como consecuencia no se puede definir cual sea el grado de control a adquirirse para la nueva unidad
• Hidrológicamente factible. • Obra Civil y electromecánica factible.
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Bibliografía:
MUNCH GALINDO Lourdes, ÁNGELES MEJÍA Ernesto, "Métodos y Técnicas de Investigación". 2a
Edición, México, Editorial Trillas, 2000.
SAM PIERI HERNÁNDEZ Roberto, "Métodos de Investigación", 3a Edición, México, Editorial McGraw-Hill, México, 2003.
,Cos-Bu, "Evaluación de Provectos de Inversión", 4a Edición, México, Editorial McGraw-Hill, México, 2003.
BACA URBINA Gabriel, "Evaluación de Provectos 2f Ed.". Análisis y Administración de Riesgo", 2a Edición, México, Editorial McGraw-Hill, México, 1995
GARCÍA CÓRDOBA Fernando, T a Tesis y el Trabajo de Tesis", 2a edición, México, editorial Spanta S.A. de C.V., 1999.
Organización de Cooperación y Desarrollo Económicos (OECD), Manual of Industrial Project Análisis in Developing Countries. Paris, 1992.
Comisión Federal de Electricidad, Subdirección de Programación, Gerencia de Evaluación y Programación de Inversiones, "Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de proyectos de Inversión", México D.F. 2005.
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ANEXOS
Anexo 1
Iniciativa de reforma eléctrica Aspectos relevantes de la Iniciativa de la reforma eléctrica presentada por el Ejecutivo Federal el 16 de agosto de 2002.
Reforma a los artículos 27 y 28 de la Constitución • El Estado es el único facultado para prestar el servicio público de energía eléctrica. • Se permite que los particulares generen y vendan energía eléctrica al Estado o a los usuarios
cuyo consumo rebase el mínimo establecido en la Ley. • El Estado garantizará el acceso y uso no discriminatorio de las redes de transmisión y
distribución.
Reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Proporciona el marco jurídico para modernizar los esquemas de participación de los particulares en la industria eléctrica y preserva el compromiso del Estado de garantizar la prestación del servicio público de energía eléctrica. Entre sus principales disposiciones se encuentran:
• La Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro continúan prestando el servicio público de energía eléctrica a todo aquél usuario que lo solicite, sin importar su nivel de consumo.
• Los usuarios, con consumo de más de 2,500 MW hora por año en actividades industriales, comerciales o de servidos, podrán optar por abastecerse de energía eléctrica a través del servicio público u obtener su registro ante la CRE para celebrar contratos con generadores privados o comprar en el despacho de generación.
• Se permite que los particulares obtengan permisos para prestar servicios a los usuarios que hayan obtenido su registro a través de contratos bilaterales.
• Se definen las facultades de la Secretaría de Energía entre las que destacan: planear el sistema eléctrico nacional, dictar las medidas necesarias para garantizar el abasto de energía para la prestación del servicio público, y fomentar el uso de fuentes renovables para la generación de energía eléctrica.
• El Ejecutivo Federal continuará promoviendo la electrificación de comunidades rurales y programas de apoyo a usuarios de bajos recursos.
• El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) será el encargado de controlar el uso imparcial de las redes que conforman el sistema eléctrico nacional y operar el despacho de generación. El despacho consiste en seleccionar las plantas disponibles de menor costo para satisfacer la demanda.
Reformas a Ley de la Comisión Reguladora de Energía Se otorgan facultades a la CRE para expedir los términos, condiciones y tarifas aplicables a la prestación de los siguientes servicios:
• Suministro que tenga por objeto la prestación del servicio público de energía eléctrica. • La conducción de electricidad a través de las redes. • Los servicios prestados por el CENACE.
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Ley Orgánica de la Comisión Federal de Electricidad
Esta Ley establece el régimen jurídico bajo el cual operará la CFE. Entre sus principales disposiciones se encuentran:
• La CFE tiene como objeto prestar el servicio público de energía eléctrica, tal como lo ha venido haciendo.
• La CFE podrá celebrar contratos con los usuarios registrados. • Se amplía el objeto del Organismo a fin de permitirle realizar actividades adicionales para
incrementar sus ingresos y desarrollar servicios de valor agregado para sus clientes. • Las disposiciones y lineamientos en materia presupuestaria y de evaluación que emitan la
SHCP y SECODAM, deberán considerar la autonomía de gestión de la CFE. • La CFE será administrada por un Consejo de Administración y por un Director General. El
Consejo de Administración estará integrado por los Secretarios de Energía, Hacienda, Medio Ambiente y Economía; cuatro representantes designados por el Presidente y tres representantes del Sindicato.
• Se respetan plenamente los derechos adquiridos de los trabajadores. • Se respetan los compromisos contraídos con terceros.
Ley Orgánica del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) Esta Ley crea el CENACE como organismo descentralizado de la Administración Pública Federal y define el marco jurídico que regirá del desarrollo de sus funciones:
• Esta Ley entrará en vigor el 1o de junio de 2006 o cuando el 12.5% de la generación de energía eléctrica nacional sea adquirida por los usuarios registrados, lo que ocurra primero. En tanto sucede lo anterior, la CFE llevará a cabo las actividades a que se refiere esta Ley.
• Se detallan las funciones del CENACE en relación con el control operativo del Sistema Eléctrico Nacional y la operación del despacho de generación.
• El CENACE será administrado por una Junta de Gobierno, integrada por el Secretario de Energía y cuatro representantes designados por el Presidente a propuesta de los generadores públicos y privados, PROFECO y los usuarios con registro.
• La creación del CENACE no afectará, en forma alguna, los derechos de los trabajadores adscritos a dicho organismo.
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ANEXO 2:
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GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS Y ECONÓMICOS-FINANCIEROS:
1 Términos Técnicos
1.1 Repotenciación. Corresponde a aquellas centrales en las que es posible incrementar su potencia y generación sustituyendo uno o más componentes eléctricos y/o mecánicos de sus equipos.
1.2 Modernización. Se considera la modernización de una central cuando los equipos mecánicos y eléctricos instalados son sustituidos por equipos de tecnología más avanzada, con mejores componentes y materiales, para incrementar sus eficiencias y procesos de generación.
1.3 Rehabilitación. Cuando por las condiciones de las obras civiles y/o de los equipos electromecánicos se ha deteriorado el régimen previsto de operación de una central, e inclusive en algunos casos se ha suspendido su operación, si las componentes naturales (carga, gasto) permiten su reconstrucción y equipamiento para mejorar su potencia y generación.
2 Términos Económico-Financiero
2.1 Análisis de costo-beneficio. Estudio sistemático de los efectos positivos (beneficios) y los efectos negativos (costos) de realizar un proyecto
2.2 Análisis de sensibilidad. Evaluación del efecto de la variación de parámetros de un problema en la solución básica del mismo
2.3 Costo de construcción. Suma de todos los costos, directos o indirectos, inherentes a la transformación de un diseño o plan en una instalación lista para operación.
2.4 Costo nivelado de energía. Se calcula dividiendo el valor presente de los egresos que ocasionan el diseño y la construcción de una central generadora, más los costos de su operación durante su vida útil, entre la energía que aportará la central en dicho período.
2.5 Vida (de una instalación) 2.5.1 Económica.- Período después del cual una máquina o instalación debe ser
desmantelada o remplazada debido a sus costos excesivos o baja rentabilidad. 2.5.2 Física.- Período después del cual una máquina ya no puede ser reparada para
desarrollar su función adecuadamente. 2.5.3 En servicio.- Período en que una instalación desarrolla satisfactoriamente su función ,
sin reparaciones.
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Período que ha sido diseñado cualquier equipo o instalación para que su operación sea de manera eficiente.
2.7 Factor de carga. Relación entre la carga promedio durante un período de tiempo dado y la carga máxima registrada en dicho período.
2.8 Factor de disponibilidad. Relación entre la hora en disponibilidad y las horas totales del período en consideración.
2.9 Factor de operación. Relación entre el número de horas de operación de una unidad o central entre el número total de horas en el período de referencia.
2.10 Factor de planta. Conocido también como factor de utilización de una central, es la relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de tiempo determinado y la energía que habría sido producida si este generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante ese intervalo de tiempo, a su potencia máxima posible en servicio. Se expresa generalmente en por ciento
2.11 Valor presente neto, (VPN). Es el valor monetario que resulta de restar la suma de los flujos descontados a la inversión inicial.
2.12 Tasa interno de rendimiento, (TIR). Es la tasa de descuento que hace que el VPN sea igual a cero. Es la tasa que iguala la suma de los flujos descontados a la inversión inicial.
2.13 Moneda Constante. Unidades monetarias con valor de compra constante, el cual corresponde a una fecha de referencia.
2.14 Costos Variables de Operación y Mantenimiento. Costos de materias primas y costos del proceso, que varían con el volumen de producción de la central.
2.15 Tasa de Descuento. Tasa de interés que refleja en valor del dinero en el tiempo y que utiliza para convertir costos y beneficios que ocurren en tiempos diferentes a valores equivalentes asociados a un tiempo común. Teóricamente, refleja el costo de oportunidad del dinero para un inversionista en particular (o en términos más amplios, para un país en particular).
Referencia 1, (ref.1).-Com¡s¡ón Federal de Electricidad, Subdirección de Programación, Gerencia de Evaluación y programación de Inversiones, Subgerencia de Programación de Inversiones, "Costos v parámetros de referencia para la formulación de provectos de inversión en el sector eléctrico". 2001. Ref. 2.- G. Baca Urbina, Evaluación de Provectos. Análisis v Administración de Riesgo. 2a edición, McGraw-Hill / Interamericana de México S.A.1995.
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