Facultad de Ciencias Exactas y Naturales y Agrimensura - Micro Centrales...

Micro Centrales Hidroeléctricas

Ing. Daniel Muguerza

Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas Página 2 de 81

Índice

Capítulo 1: Introducción 4

Capítulo 2: Evaluación de los Requerimientos Energéticos 2.1. Introducción. 7 2.2. Destinos (usos) y Destinatarios (Sectores y Usuarios) 8 2.3. Un estudio de caso 8 2.3.1. En relación con los requerimientos de electricidad 9 2.3.2. En relación con la capacidad de pago 11 2.4. Generalizando el Análisis sobre requerimientos y capacidad

de pago 13 2.5. La demanda de capacidad en la MCH 14

Capítulo 3: Evaluación del Recurso Hídrico 3.1. Las herramientas del Planificador 16 3.2. Análisis Regional. Indicadores de Calidad de Cuenca 16 3.3. Potencial Hidroeléctrico Teórico Bruto (P.H.T.B.). 17 3.4. Densidad del P.H.T.B. 19 3.5. Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.) 19 3.6. Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable a escala de

microgeneración (P.H.T.A.m.) 20 3.7. Métodos Para Evaluar el Potencial de un Emplazamiento 21 3.7.1. Selección de las Cuencas de Interés 21 3.7.2. Preselección de Emplazamientos en Gabinete 21 3.7.3. Verificación y ajuste con estudios de campo. 22 3.8. Ajuste de la Oferta - Demanda. Caudal y Altura de Diseño. 25

Capítulo 4: Tecnología de conversión mediante MCH 4.1. Compromiso costo / calidad / sustentabilidad 27 4.2. Descripción de los componentes tecnológicos de una MCH 28 4.3. Características particulares de la tecnología de MCH 29 4.4. Obras de captación 29 4.4.1 Consideraciones generales 29 4.4.2. Toma de Agua sin Obra de Cierre 31 4.4.3. Tomas de Agua con Obra de Cierre 31 4.5. Obras de Conducción 34 4.5.1. Canales 35 4.5.2. Cámara de carga 36 4.5.3. Tuberías de presión 37 4.6. La Microcentral 39 4.6.1. Conversión Hidromecánica 40 4.6.2. Acoplamiento y Multiplicación de la Velocidad 53 4.6.3. Generación de Electricidad 54 4.6.4. La regulación de Tensión y Frecuencia 59 4.7. Obras de Distribución Eléctrica 64


Capítulo 5: Evaluación Económica de las MCH 5.1. Criterio para la Evaluación de Proyectos con MCH’s 66 5.2. Los Costos de Capacidad (Potencia) y de Energía 67 5.3. RETAIN Un caso de Evaluación Económica 68 5.4. Costo de Inversión de las MCH´s (Misiones – Argentina) 71

Capítulo 6: Consideraciones Generales sobre Difusión de MCH 6.1. Aspectos Institucionales. 73 6.2. Aspectos Ambientales. 78 6.2.1. Efectos Ambientales que deben controlarse en el diseño y

construcción de las MCH. 78 6.2.2. Efectos Ambientales que deben controlarse en la Operación y

Mantenimiento de las MCH. 80

Bibliografía 81


Capítulo 1: Introducción

El aprovechamiento del recurso hídrico para la generación de energía comenzó en tiempos antiguos con el uso de ruedas hidráulicas muy rudimentarias pero que permitían la producción de fuerza motriz para aliviar el trabajo manual del hombre.

Ruedas hidráulicas mas evolucionadas acompañaron el nacimiento de la era industrial, aun antes de la llegada del motor a vapor. La revolución industrial con su fuerte demanda energética movilizó el desarrollo tecnológico de los procesos de conversión de energía y la rueda hidráulica fue superada por la turbina a partir del inicio del siglo XIX.

Fuerza motriz primero y energía eléctrica después fueron los productos energéticos, con que el recurso hídrico contribuyó, y lo continúa haciendo en la actualidad, con el progreso económico y la mejora de la calidad de vida de la población.

El proceso de conversión del recurso hídrico más difundido en la actualidad es la producción de energía eléctrica.

El desarrollo de la tecnología ha permitido alcanzar altísimos niveles de eficiencia en la conversión de la energía hidráulica en energía eléctrica así como la instalación de grandes módulos de producción eléctrica. Basta como ejemplo mencionar el caso de la central hidroeléctrica Itaipú cuya potencia instalada de 12.600 MW es mayor que la demanda máxima del Sistema Argentino de Interconexión en 1999.

Ahora bien, los sistemas eléctricos han evolucionado permanentemente hacia niveles crecientes de interconexión, primero regionales, luego nacionales y ahora internacionales.

Los módulos de potencia de los productores eléctricos que se vinculan a estos sistemas interconectados son crecientes y las centrales térmicas han incrementado fuertemente su participación en el parque de la generación, desplazando a las centrales hidráulicas de la oferta eléctrica (excepción hecha de aquellos países como Brasil, que tienen un muy alto potencial hídrico y muy escasos recursos de origen fósil).

Con excepción de Europa Occidental y EE.UU. con sus recursos hídricos aprovechables fuertemente explotados, el resto del mundo mantiene aun grandes reservas hidráulicas aprovechables.


No obstante, si la oferta hidráulica debe integrarse en sistemas eléctricos que operan grandes módulos de potencia, debemos preguntarnos ¿que papel cabe a la generación hidráulica de pequeña escala?.

Para responder a esta pregunta debemos considerar la relación entre el desarrollo de los sistemas eléctricos y la distribución de la población.

Los sistemas eléctricos interconectados han resuelto el abastecimiento de los centro urbanos y han penetrado parcialmente en las área rurales. Quedan aún grandes áreas geográficas sin servicio eléctrico y la población rural que las habita se encuentra mayoritariamente en situación precaria, con niveles de actividad económica de subsistencia y altos índices de necesidades sociales básicas insatisfechas.

Es decir que existe una relación directa entre los condiciones socioeconómicas de esta población y la ausencia de una demanda que se exprese en términos de mercado para promover su abastecimiento.

América Latina, Asia y Africa concentran esta población sin servicio eléctrico. De los 6.000 millones de habitantes que poblaban el planeta al finalizar el siglo XX, había 2.000 millones, que no contaban con servicio eléctrico. Hoy en día las proporciones son semejantes, con una leve tendencia a agravarse.

Si ésta es la cruda realidad de fin de siglo, es mas grave aún la perspectiva futura. Para el año 2020 cuando la población mundial se acerque a los 9.000 millones, si los gobiernos no toman acciones para corregir lo que el mercado no resolverá, se estima que la población sin servicio eléctrico crecerá a 4.000 millones.

Estas áreas rurales con pobladores alejados de las redes de distribución, con requerimientos energéticos insatisfechos, constituyen el ámbito principal donde

Potencial Hídrico Mundial

45000

163000

250000

356000

358000

430000

610000

2212000

0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000

Oceanía

Europa

URSS

América del Norte

Africa

América del Sur

Asia

Potencial Total AprovechableR

egio

nes

MW


la pequeña hidrogeneración eléctrica encuentra su aplicación potencial, en tanto se cuente con recursos hídricos locales suficientes.

Si bien éste es el ámbito principal donde las MCH’s tienen un rol asegurado, no es el único y excluyente. Factores técnicos y ambientales le asignan a esta tecnología otros campos de aplicación complementarios, a los que nos referiremos en la última parte de este texto.

Focalizado de esta manera el principal ámbito de aplicación de esta tecnología, el desarrollo del tema estará estrechamente vinculado con el mismo.

En el segundo capítulo discutiremos la forma en que se determinan los requerimientos energéticos de la población rural y la capacidad y disposición al pago asociados a dichos requerimientos.

En el tercer capítulo trataremos de como evaluar el potencial hidráulico de una región y los indicadores de calidad hídrica que nos permitirán seleccionar zonas de interés para satisfacer el abastecimiento con esta fuente energética. En el mismo capítulo analizamos como evaluar el potencial hidráulico aprovechable en un emplazamiento determinado.

En el cuarto capítulo haremos una descripción de los componentes tecnológicos de una Micro Central Hidroeléctrica, con particular énfasis en aquellos en que la tecnología es menos conocida.

En el quinto capítulo abordaremos el análisis económico, tipificando costos de inversión y de operación y mantenimiento, analizando el precio de la energía resultante y su sensibilidad frente a la variación de los factores que lo afectan. Se prestara especial atención a la evaluación social de proyectos y a criterios de eficiencia económica por tratarse de un marco de decisiones de inversiones publicas.

En el sexto y ultimo capítulo describiremos los impactos ambientales de la tecnología y las medidas de mitigación asociadas y algunas consideraciones de orden legal e institucional vinculadas a la difusión de la misma.


Capítulo 2: Evaluación de los Requerimientos Energéticos

2.1. Introducción.

El tratamiento de los aspectos sociales y económicos de la difusión de nuevas fuentes y de tecnologías energéticas alternativas como las MCH debe apoyarse en un tratamiento metodológico, que asegure la confiabilidad en los resultados de los estudios que fundamentarán las inversiones

El método debe contemplar aspectos tales como:

Considerar la escala del requerimiento y el contexto socioeconómico donde se incorpora el esquema de abastecimiento del estudio. Esto implica considerar al planeamiento energético como parte integral de la estrategia de desarrollo de una región determinada.

Analizar, en dicho contexto, los requerimientos de energía del poblador rural por medios analíticos para determinar los niveles de consumo por usos, así como las fuentes utilizadas para abastecerlo.

Permitir el análisis y la comparación desde el punto de vista económico de todas las soluciones técnicas de abastecimiento disponible, tanto en escala micro como macroeconómica. De tal manera ya sea que se trate de proyectos de decisión privada o de interés público, el decisor tendrá suficientes elementos de juicio para adoptar la solución que mejor convenga a sus objetivos.

En este marco el recurso hídrico y la tecnología de las MCH’s será una alternativa más, que deberá demostrar su competitividad frente a las fuentes / tecnologías que, en la región plan, estén disponibles para abastecer los requerimientos de electricidad de la población.

2.2. Destinos (usos) y Destinatarios (Sectores y Usuarios)

Algunos criterios útiles para determinar los requerimientos de energía eléctrica, que deberán ser satisfechos por una MCH, se describen a continuación:

La elección del método de relevamiento de información debe tener en cuenta los resultados del análisis socioeconómico de la región y la inserción del sector energético en el desarrollo regional, a los efectos de determinar: a) el universo objeto de investigación, b) el tipo de información que se necesita relevar.

Dado que la demanda de energía eléctrica en las áreas rurales se caracteriza por su baja densidad y su dispersión, resulta necesario evitar un tratamiento individual de cada usuario potencial. Para ello será útil definir rangos de requerimientos de energía e incorporar a los mismos las unidades de demanda identificadas. Esto implica el tratamiento de las unidades agrupadas en módulos homogéneos (Ej. Por niveles de ingreso o calidad de vivienda).


Los métodos de proyección de demanda basados en información histórica de consumo no son aplicables a este tipo de regiones, por lo general no se registran datos para la identificación de los consumos (fuentes no comerciales, usos, tipo de equipamiento, energía útil). La proyección se basa, entonces, en la simulación de los comportamientos de cada modulo homogéneo en el que se ha desagregado al sector rural, principalmente en cuanto a la posibilidad de satisfacer determinados usos.

La determinación de los requerimientos de energía por fuentes y usos de los módulos homogéneos, se realizará mediante encuesta. La información relevada debe determinar la estructura actual por fuentes y usos de las necesidades de energía final y útil, las posibilidades de sustitución de otras fuentes por la electricidad y la incorporación de equipamiento doméstico y productivo dentro del período de estudio, así como la capacidad de pago de los potenciales usuarios y su actitud hacia la electricidad (disposición al pago).

Como resultado de esta evaluación deben identificarse para cada modulo homogéneo:

La evolución esperada del consumo de energía eléctrica para el periodo de estudio.

La curva de demanda de potencia eléctrica para los usuarios individuales o agrupados en un pequeños sistemas en el año horizonte del estudio.

La parte de sus excedentes económicos que los potenciales usuarios están dispuestos a aplicar al pago del servicio eléctrico.

2.3 Un estudio de caso

A fines de los 80’, en el marco de una red internacional de centros de investigación sobre fuentes renovables de energía, se desarrollo el proyecto RETAIN (Rural Energy Technology Assessment and Innovation Network). En Argentina, el trabajo se centró, en general, en la formulación de un método de evaluación para la toma de decisiones de inversión para el abastecimiento eléctrico en áreas rurales dispersas y en particular, en el estudio de la difusión de Micro Centrales Hidroeléctricas. (ver referencias bibliográficas)

Para ambos estudios se tomó como caso de análisis a la provincia de Misiones, ya que presentaba un alto grado de ruralidad en su población y un bajo grado de electrificación, a la vez que dispone de un alto potencial del recurso hídrico.

Las encuestas realizadas sobre la población rural (electrificada y no electrificada) en la provincia de Misiones (Argentina), permite mostrar que los niveles de requerimientos son diferenciados según la situación socioeconómicos del productor. Por ello el estudio consideró tres módulos homogéneos denominados A, B y C con requerimientos decrecientes.


Los módulos A, B y C fueron definidos de acuerdo con características de la vivienda rural. Por un lado calidad y tamaño de vivienda se asocia directamente con niveles de requerimientos de electricidad para usos domésticos que se mantienen dentro de rangos de baja dispersión si el módulo homogéneo (tipificación de los indicadores de la vivienda) está correctamente definido. Por otro lado la información sobre viviendas disponible en el censo nacional de población y vivienda permitía expandir los resultados del estudio sobre muestras encuestadas de los módulos A, B y C, a toda la población del área bajo análisis.

Los principales resultados derivados de las encuestas se resumen a continuación:

2.3.1. En relación con los requerimientos de electricidad

Los datos obtenidos en Misiones brindan la imagen de una estructura socialmente diferenciada con una fuerte base en la agricultura familiar. Es notable el contraste entre la población no electrificada y los usuarios del sistema rural abastecido por redes. En todos los indicadores, los pobladores sin servicio eléctrico aparecen, consistentemente en una situación desfavorable. En cuanto a los usuarios de Micro Centrales Hidroeléctricas, tienden a aparecer en una situación intermedia, con lo que es posible interpretar que esos emprendimientos han permitido el acceso a la energía eléctrica, a sectores sociales que difícilmente pudieran haberlo hecho bajo la modalidad centralizada.

Los usos de la energía eléctrica son básicamente domésticos y salvo que se provoque un impulso exógeno, no cabe esperar que los usuarios vayan a utilizar la electricidad para fines directamente productivos en escala significativa.

En el caso en estudio, el análisis del contexto socioeconómico, permitía inferir la ausencia de usos productivos de la electricidad en las unidades familiares rurales (viviendas). El tipo de producción agrícola (forestación, yerba mate, té, tabaco) no requiere procesamiento en la unidad de producción agrícola, sino que lo hace en establecimientos (secaderos, aserraderos, etc.) que concentran producción de áreas geográficas importantes y que usualmente están abastecidos por redes.

A nivel de las unidades domésticas rurales alimentadas por redes, los usos productivos detectados, fueron para el bombeo de agua (riego de almácigos y viveros) y para mantenimiento de equipos y maquinaria agrícola (soldaduras, sierras eléctricas, esmeril, etc.). No obstante, la presencia de ambos usos no superaba el 15% de los casos encuestados.

El análisis de los usos domésticos de la electricidad para las viviendas de tipo A y B (alta y media calidad relativa) se realizó mediante encuestas a los pobladores rurales electrificados por redes. La casi totalidad de los mismos quedan incluidos en estos tipos de viviendas. En tanto los no electrificados


se concentran en viviendas tipo B y C (media y baja calidad relativa). De esta forma se pudo conformar una base de análisis para el estudio de sustitución de otras fuentes energéticas por la electricidad de las unidades tipo A y B, cuantificar las necesidades de potencia y energía, definir los usos finales de la electricidad detectados en el estudio y su penetración para unidades domesticas que, en promedio, habían sido conectadas a la red entre 4 y 5 años antes de la encuesta.

Tipo de Vivienda Usos de la Electricidad

A B

Valor índice de B para A=1

Calentamiento del Agua

20.0 8.1 0.40

Calefacción 13.3 0.0 00.0

Conservación de alimentos

93.3 70.3 0.75

Acondicionamiento de Aire (ventilador)

48.3 21.6 0.45

Bombeo de Agua 66.7 10.8 0.16

Iluminación 100.0 100.0 1.00

T. V.

Plancha

Lavarropa

93.3

98.3

60.0

91.9

73.0

43.2

0.98

0.78

0.72

Las modalidades de consumo de la electricidad en las unidades domesticas encuestadas, permitió analizar la forma de la curva de carga, (horarios de uso de plancha, lavarropa, agua caliente, etc.).

Mediante el resultado de las encuestas a los usuarios electrificados, en el caso de viviendas A y B, y del análisis de las relaciones entre fuentes energéticas y usos finales de la energía en el caso de las viviendas tipo C, fue posible proyectar para un horizonte de consolidación de 10 años, los requerimientos de energía y de potencia de los tres niveles de vivienda, los que se muestran en el cuadro siguiente.


Requerimientos de Energía y de Potencias Proyectados

Indice de condiciones habitacionales Requerimientos

Viviendas A Viviendas B Viviendas C

Energía (kWh-año) 1278 764 450

Potencia (Watts) 1760 1320 881

Fuente: RETAIN

La conclusión en relación con los requerimientos de energía eléctrica de los pobladores rurales del área en estudio fue que: lo reciente de la electrificación rural, unido al bajo nivel económico de gran parte de las unidades domésticas y al escaso desarrollo de los usos productivos, hacen que las necesidades de electricidad de los pobladores del área de resuelvan en bajos niveles de consumo y usos predominantemente domestico con un muy bajo factor de carga de las instalaciones dedicadas a abastecerlos.

2.3.2 En relación con la capacidad de pago

En el estudio la capacidad de pago se definió, como la parte de los excedentes monetarios que el productor esta dispuesto a invertir para disponer de Energía Eléctrica, en el marco del conjunto de prioridades productivas y de confort en que vive. Mediante encuestas al poblador rural no electrificado se midió, en forma cuantitativa, su capacidad de ahorro (excedente monetario total) y en forma cualitativa, su disposición a la electrificación (expresada en el nivel de interés). Los resultados alcanzados se demuestran en el cuadro siguiente.

Excedentes monetarios Grados de Interés

Menos de 30 U$S/mes

Más de 30 U$S/mes

Total

Escaso 22 % 25 % 47 %

Cierto 9 % 44 % 53 %

Total de casos 31 % 69 % 100 %

Fuente: RETAIN

Estos datos permitieron, en el caso de Misiones, extraer las siguientes conclusiones:


No más del 80% de la población no electrificada, reúne condiciones básicas que combinen interés y/o excedentes económicos para incorporarse al plan de electrificación.

De la población que reúne estas condiciones aproximadamente un 30% dispone de excedentes pero requiere una motivación o en su defecto puede esperarse que se conecte al sistema luego de conocer, a través de sus vecinos, sobre los beneficios de la energía eléctrica. El 70% restante tiene interés en la electrificación y en su gran mayoría están dispuestos a contribuir con dinero o bien con trabajo personal o productos agrícolas. Para la ejecución de las obras.

Las prioridades de asignación del excedente monetario del poblador rural, así como los compromiso que tiene asumido en el momento de la electrificación restringen los importes que pueden destinar a financiar su suministro eléctrico. En el caso de Misiones el resultado de las encuestas mostró como razonable fijar cuotas del orden del 25% del valor de la mediana de los valores de los excedentes monetarios correspondientes a cada categoría habitacional, resultando valores de cuota de 10 U$S por mes para las viviendas C y 20 U$S por mes para vivienda B y A.

No obstante los datos relevados en la encuesta muestran un elevado grado de dispersión.

Existe, sin embargo, un piso mínimo de contribución del poblador rural para su electrificación, que corresponde a las economías de sustitución de las unidades domésticas. Estas economías de sustitución corresponden a usos actuales, abastecidos por otras fuentes o tecnologías que serán luego reemplazados a partir de la conexión eléctrica.

Estas economías corresponden al consumo de kerosene y/o gas licuado para la iluminación y conservación de los alimentos y a pilas o baterías para comunicación (radios y TV).

De acuerdo a los datos relevados y procesados, la contribución de las unidades domésticas al pago del servicio eléctrico se estimó según los siguientes valores:

CAPACIDAD DE PAGO

CATEGORÍA HABITACIONAL

NADA CUOTA 1 U$S 10/mes

CUOTA2 U$S 20/mes

A y B 10% 26% 64%

C 14% 54% 32%


2.4 Generalizando el Análisis sobre requerimientos y capacidad de pago

Los patrones de requerimientos y de capacidad de pago de la población rural de Misiones no electrificada (relacionadas con las viviendas tipo C en el estudio del caso), podemos considerarlos representativos de la población rural alejada de las redes del Norte Argentino.

Los resultados obtenidos para Misiones no son distintos de los que se relevaron en el II° plan de electrificación rural que las Cooperativas Eléctricas llevaron adelante entre los años 1978 y 1981, con la asistencia financiera del BID. Tampoco se apartan de los valores que se presentan periódicamente en los trabajos publicados por la CLER (Conferencia Latinoamericana de Electrificación Rural).

Podemos entonces afirmar que la electrificación de la población rural dispersa atiende en primer lugar a un concepto de calidad de vida y no de cambio en las tecnología de producción.

Algunos usos productivos pueden ser incorporados directamente por los usuarios, como por ejemplo el caso del bombeo de agua para riego o para consumo animal, y otros usos productivos de mayor envergadura que impliquen el uso de fuerza motriz o conservación en frío para procesamiento de la producción del agricultor, podrían ser incorporados con impulsos exógenos a través de planes de desarrollo integrado para el sector rural.

No obstante, en áreas con economías de subsistencia, con un alto índice de necesidades básicas insatisfechas, el uso de la electricidad estará prioritariamente orientado a satisfacer requerimientos domésticos y no productivos.

No podemos dejar de señalar que en una familia rural es difícil separar entre los ámbitos de lo “económico” y lo “domestico” ya que ambos aspectos están fuertemente imbricados al coincidir esencialmente equipo de trabajo y grupo familiar, cualquier innovación que se produzca en uno de los ámbitos afectara necesariamente al otro. Así una reducción del tiempo necesario para realizar tareas domesticas permitirá mayor disponibilidad para realizar actividades productivas o bien un desplazamiento de actividades domésticas hacia la noche (con iluminación de mejor calidad) permitirá una mejor organización de las tareas productivas del grupo familiar. También la comunicación (TV) con los canales especializados en actividades rurales introduce información y conocimientos útiles para el mejoramiento de la producción.

Los requerimientos domésticos se ubican en general en una franja entre 40 y 100 kWh/mes. Estos requerimientos atienden a la iluminación con tubos fluorescentes convencionales, la incorporación de la TV color, y distintos grados de penetración de la conservación de alimentos y del uso de electrodomésticos y de artefactos para calentamiento de agua.


La característica del equipamiento electrodoméstico asociado a estos consumos puede exigir altos niveles de capacidad en la red y en la unidad de suministro.

El factor de carga de las redes rurales que conectan unidades domésticas sin otro límite de capacidad que el transformador de bajada en la chacra (5kVA) se encuentra generalmente por debajo del 10% y disminuye aún más cuando los usos de la electricidad se concentran en iluminación y comunicaciones y en el uso de artefactos eléctricos de bajo costo y de uso estacional como calefones en línea (2000W) o estufas eléctricas de velas (1200W).

Por consiguiente no pueden fijarse, en forma racional y económica, requerimientos de capacidad asociados a requerimientos de energía para la población rural si no se incorporan conceptos de gestión de demanda que permitan abastecer los mismos usos con el mínimo de capacidad requerida.

Esto implica que un programa de abastecimiento rural de electricidad debe asignar esa cuota de potencia basada en equipamientos y formas de uso racional de la electricidad. Los limitadores de potencia en la acometida a las viviendas y la capacitación del usuario son los instrumentos más aptos para ajustar la demanda de capacidad sin restringir la satisfacción de los requerimientos de energía eléctrica.

Bajo estos parámetros los requerimientos de capacidad asociados a los de energía antes indicados, se ubican en una franja entre los 800W y 1600W.

En materia de capacidad de pago, existe un marcada dispersión, tanto intra muestra en el estudio de caso en Misiones como en la información relevada en otros estudios en la Argentina y en América Latina. Sin embargo esta dispersión se ubica en una banda que siempre mantiene como piso las economías de sustitución (en general por encima de los U$S 5 por mes) y como techo valores del orden de los 30 U$S por mes.

2.5 La demanda de capacidad en la MCH

Los sistemas eléctricos se diseñan en función de la capacidad (potencia) máxima que deben abastecer, tanto para la unidad de generación como para el sistema de transporte y distribución de la electricidad.

Los usuarios, como hemos analizado en los puntos anteriores expresan requerimientos de energía y de potencia útil, es decir asociada a los usos finales de la electricidad ya sean estos domésticos o productivos.

Sin embargo en la cadena de producción distribución o uso de la electricidad existen pérdidas que deben ser suministradas por el generador en forma adicional a los requerimientos de energía útil del usuario.

En cadenas complejas, estas perdidas pueden alcanzar un porcentaje muy significativo de la capacidad de la utilidad de producción de energía y debe ser adecuadamente consideradas para determinar la demanda de potencia de una MCH.


A modo de ejemplo se muestran dos cadenas comparadas, una con suministro directo y otra con el mismo uso final pero con una cadena larga de conversiones eléctricas.

Otro aspecto sustantivo que debe considerarse cuando la MCH atiende a un pequeño sistema aislado por redes, es el factor de simultaneidad. Este factor refleja el comportamiento aleatorio del uso del equipamiento eléctrico donde la demanda máxima simultanea de todos los usuarios siempre es menor que la suma algebraica de la demanda de cada usuario individual.

De tal forma el cálculo de la capacidad en bornes del generador debe partir de la sumatoria de la potencia máxima que requiere cada usuario individual, afectada por el factor de simultaneidad (demanda máxima del sistema) y con el agregado de todas las pérdidas que ocurren en los procesos de transformación, transporte y distribución de la electricidad.


Capítulo 3: Evaluación del Recurso Hídrico

3.1. Las herramientas del Planificador

Un programa de abastecimiento de electricidad en áreas rurales, que incorpore fuentes de energía diversificadas, debe contar con un análisis territorial que califique la aptitud de las fuentes en las áreas involucradas en el programa.

Para la fuente hídrica, tal aptitud se valora mediante indicadores de calidad de las cuencas que atraviesan la región, estos indicadores permitirán al planificador, determinar las zonas en que el recurso hídrico tiene un potencial adecuado para satisfacer los requerimientos eléctricos de la población local, y de este modo, incluir esta fuente como alternativa de suministro de tales requerimientos.

Una vez seleccionadas las áreas con aptitud hídrica, es necesario identificar los sitios aptos para el emplazamiento de la MCH y en cada uno de ellos determinar la potencia y energía que puede obtenerse del mismo.

Es decir que la evaluación del recurso hídrico, debe reconocer dos etapas, la primera de carácter macro regional, para identificar la aptitud del recurso y seleccionar las áreas de interés para su aprovechamiento con fines hidroeléctricos y la segunda con carácter localizado para seleccionar y evaluar el potencial de distintos emplazamientos para MCH´s en los cursos de agua dentro de las áreas de interés identificadas.

3.2. Análisis Regional. Indicadores de Calidad de Cuenca

Las cuencas hídricas están alimentadas por las lluvias. El comportamiento hidrológico de una cuenca estará entonces influenciado por la distribución, intensidad y duración de las precipitaciones y también por la forma en que el medio ambiente influye en la “administración” del recurso. La acumulación en forma de nieve, la evaporación directa y la infiltración, la capacidad del suelo para retener el agua, las cubiertas vegetales, los procesos de transpiración y absorción de humedad son, entre otros, factores que afectan la forma en que el agua de lluvia discurre por la cuenca que la recibe.

Las precipitaciones, y la forma en que el medio ambiente las “administra”, determinan el comportamiento de los caudales de agua superficial que se concentran en arroyos y ríos y que se acumulan desde las altas cuencas (nacientes) hasta que se cierra el ciclo hidrológico regresando al mar.

El camino ideal para conocer el comportamiento de los caudales de una cuenca es contar con mediciones que registren la historia de la misma sobre un largo período de tiempo (30 a 50 años). Aún así, modificaciones ambientales de carácter planetario como el calentamiento global o los cambios en las corrientes marinas y aún aquellas modificaciones localizadas como la deforestación de áreas boscosas, introducen importantes cambios en el


comportamiento hidrológico de las cuencas, reduciendo la confiabilidad de las proyecciones basadas en los datos de las crónicas históricas.

Sin embargo es probable que en muchas regiones no se cuente con registro de datos de aforo de todas las cuencas. Cuando la información de caudales es parcial, siempre contamos con registros de lluvias.

La correlación entre cuencas aforadas y cuencas sin registros, cuando sus características son similares, permite utilizar información de lluvias, junto con mediciones de campo limitadas en el tiempo, para extrapolar probables comportamientos de los caudales de las cuencas sin registro, a partir de la información de las cuencas aforadas.

El caudal especifico de la cuenca (litros/seg/km2) medido como el aporte de caudal que hace cada unidad de superficie de cuenca es el vector que permite extrapolar datos desde cuencas aforadas a cuencas sin registro. Un segundo input de información que se requiere para analizar los indicadores de calidad de la cuenca es la información topográfica de la cuenca. En general esta información esta disponible en cartas topográficas o puede gestionarse en forma muy expeditiva con las técnicas de relevamiento actuales.

Hechas estas consideraciones de carácter general, pasamos ahora a describir los indicadores que nos permitirán evaluar el potencial hídrico de una región.

3.3. Potencial Hidroeléctrico Teórico Bruto (P.H.T.B.).

Se define como la potencia total entregada por el caudal de agua al discurrir por un cauce natural, desde una cota superior a una inferior y admitiendo que no hay perdida de ninguna naturaleza.

Representa un potencial teóricamente disponible, pero prácticamente inalcanzable, no solamente por las pérdidas referidas, sino por la imposibilidad técnica de aprovecharlo, por la incidencia de diferentes causas (geológicas, económicas, sociales, ecológicas, etc.). Así definido constituye el índice que evalúa la magnitud hipotética de la potencia hidráulica de la cuenca en análisis.

Dado que la magnitud del P.H.T.B. de una subcuenca depende de los desniveles naturales existentes y de los caudales circulantes en el tramo analizado, en su cálculo intervendrán las superficies de aportes de las cuencas, las escorrentías específicas y los mencionados desniveles.

La potencia continua desarrollada en una cuenca aguas arriba de una dada sección de control, seria el resultado de integrar los productos de caudal y desnivel que aportan las subáreas en que se divida la subcuenca y luego agregar todas las subcuencas que aportan sobre dicha sección de control.

En el gráfico siguiente se muestra el proceso de integración de la potencia hidráulica bruta y de la energía media anual bruta desarrollada durante las 8.760 horas del año.


El valor de “Qij” se obtiene como producto del caudal especifico que se haya previamente calculado o estimado, multiplicado por las fracciones de superficie de aporte hasta el punto de control de la subcuenca o tramo analizado.

El dato de caudal que se utiliza para este indicador es el que corresponde al valor medio anual de la serie, es decir aquel cuya probabilidad de permanencia es del 50% del tiempo.

A los efectos de ordenar el cálculo del P.H.T.B. de una cuenca, puede entonces seguirse la siguiente secuencia:

Fraccionar la cuenca en subcuencas, de acuerdo con la configuración de cursos tributarios, secundarios, terciarios, etc. Numerar subcuencas con nomenclatura relativa a la cuenca en estudio.

Calcular las áreas de las subcuencas determinadas.

Mediante cálculos o estimaciones, adoptar el caudal específico para cada subcuenca.

Para cada subcuenca, sumar todos los caudales que pasaran por la sección de control de la misma.

Calcular la diferencia de niveles entre la parte más alta y más baja del tramo del curso principal de cada subcuenca en estudio.

Por ampliación de la formula (I), calcular la potencia continua para cada tramo o subcuenca.


Proceder a efectuar el cálculo acumulativo de cada subcuenca avanzado desde nacientes hasta el final de la misma, determinando de esta forma el P.H.T.B. del total de la cuenca.

Mediante la fórmula (II), calcular la Energía Teórica Anual a Potencia Continua para cada tramo, y por acumulación total de la cuenca partiendo de nacientes hasta el final de la misma.

3.4. Densidad del P.H.T.B.

El P.H.T.B. nos da un valor muy agregado que no permite una clara visualización de la calidad de la cuenca a los fines de su explotación energética.

Por el contrario cuando referimos este potencial a la superficie de cuenca o a la longitud del cauce asociadas al mismo, tenemos una idea de la forma en que se concentra en un área o en un tramo del arroyo.

De tal forma los indicadores específicos como la densidad superficial del P.H.T.B. (kW/km2 de cuenca) y la densidad lineal del P.H.T.B. (kw/km de río) nos permiten una mejor apreciación de la oportunidad o probabilidad de encontrar emplazamientos aptos para hidrogeneración.

Es decir que para dos cuencas con igual P.H.T.B. (ejemplo: con 500 MW de potencial bruto) aquella que tiene menos superficie tendrá mayor densidad de potencial (ejemplo: con 1000 km2 tiene 500 kW/km2) y la de mayor superficie tendrá menor densidad de potencial (ejemplo: con 10000 km2 tiene 50 kW/km2). Siguiendo el ejemplo, será entonces más probable encontrar emplazamientos técnica y económicamente viables donde dispongamos de 500 kW/km2 que donde solo contemos con 50 kW/km2.

3.5. Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.)

Como el P.H.T.B. representa una cifra independiente de la tecnología a utilizar, de los rendimientos a obtener, de la presencia de las obras o proyectos preexistentes, de las complicaciones geológicas o topográficas de los diferentes tramos, de las posibilidades de regulación mediante embalses, etc., y además supone implícitamente que todo el caudal disponible se destina a la producción de energía hidroeléctrica, resulta mucho más interesante, con vistas a planificar el equipamiento eléctrico de una determinada región, analizar el denominado Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.).

El P.H.T.A. que, por definición, resulta el que realmente pudiera ponerse en servicio con factibilidad técnica, aunque una cierta porción de él pueda no ser económicamente interesante o conveniente, al momento de su evaluación particular.

Usualmente no se dispone de la información o de la experiencia propia necesaria como para definir el P.H.T.A. por lo que suele recurrirse como primera aproximación a metodologías desarrolladas para cuencas que han agotado prácticamente su capacidad hidrogeneradora, y que permiten obtener


índices que relacionan la densidad del P.H.T.B. con un rango de porcentajes del P.H.T.A.

El P.H.T.A. como porcentaje del P.H.T.B. puede obtenerse por ejemplo de la tabla adjunta dada por la Comisión Económica para Europa de las Naciones Unidas, con información de potenciales técnicos mínimos y máximos respecto de la densidad específica del Potencial Bruto para las cuencas europeas.

Densidad del P.H.T.B. (KW/km2)

P.H.T.A. como porcentaje del P.H.T.B.

10 00-25 50 00-30

100 05-35 150 10-40 200 15-45 250 20-50 300 25-55 350 30-60

3.6. Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable a escala de microgeneración (P.H.T.A.m.)

El P.H.T.A. se calcula tomando en consideración las tecnologías convencionales aplicadas a grandes, medianos y pequeños aprovechamientos energéticos y prescinde de cualquier clasificación de los mismos en función de su magnitud.

De acuerdo con el objeto del tema que estamos tratando, definimos al Potencial Técnico Aprovechable a Escala de Microgeneración como la fracción del P.H.T.B. susceptible de ser aprovechada mediante la implementación de microcentrales, es decir, de aquellos emprendimientos de potencia inferior a 300 kW.

Al igual que con el P.H.T.A., el cálculo del P.H.T.A.m. permite cuantificar el potencial técnicamente factible de ser utilizado, aunque prescindiendo de consideraciones económicas o de cualquier otra índole que determinen la conveniencia o viabilidad de construir microcentrales hidroeléctricas en las cuencas en estudio.

El P.H.T.A.m. se ha concebido como aquel susceptible de ser aprovechado mediante la instalación de microturbinas.

Los lineamientos del cálculo del P.H.T.B., se aplican al calculo del P.H.T.A.m., a cuyos efectos se determinan porcentajes del mismo, en función de parámetros característicos que califiquen la aptitud energética del tramo o subcuenca con vistas a su aprovechamiento energético mediante microturbinas.


Cuando la experiencia lo aconseje o relevamientos de campo lo fundamenten, los valores del P.H.T.A.m., podrán afectarse mediante coeficientes de corrección o aproximación. Dichos coeficientes dependerán de parámetros o índices hidrogeomorfométricos de las cuencas o subcuencas en estudio (densidad de drenajes, área específica de máximas pendientes, etc.).

Con lo expuesto el P.H.T.A.m. podrá calcularse mediante una expresión de la forma:

P.H.T.A.m. = “P” x (P.H.T.B.) (III)

En la que “P” es un porcentaje obtenido mediante estudios básicos de campo y de gabinete, en función de la densidad del potencial bruto (en kW/km2).

Para obtener la tabulación de los porcentajes “P” en función de la Densidad de Potencial Bruto, la propuesta consiste en analizar subcuencas que se juzguen representativa de la región en estudio y efectuar un programa de relevamiento de campaña lo más exhaustivo posible, con visitas de campo a los sitios de emplazamiento potencial, previamente seleccionados mediante apoyo cartográfico y aerofotogramétrico en el caso de disponerse.

Del análisis puntual de cada emplazamiento relevado, podrá obtenerse por cómputo el Potencial real a ser aprovechado en la subcuenca, el que podrá luego relacionarse con el P.H.T.B. correspondiente de dicha subcuenca.

Cuando se juzgue que los valores obtenidos son transferibles o extrapolables podrá iniciarse la evaluación del P.H.T.A.m. para otras cuencas o subcuencas por simple asignación de los valores tabulados, en función de la Densidad de Potencial Bruto.

3.7. Métodos Para Evaluar el Potencial de un Emplazamiento

3.7.1. Selección de las Cuencas de Interés

En primer lugar debemos considerar que el recurso hídrico es aprovechable en un entorno del sitio de su emplazamiento. Es decir que la distribución espacial de la demanda eléctrica, es un dato relevante para predeterminar las áreas que resulten de interés hidráulico.

De tal forma, las áreas que, por sus indicadores de calidad de cuenca, resultan aptas para su aprovechamiento hidroenergético deben coincidir con las áreas donde se localiza la demanda que debe ser abastecida.

3.7.2. Preselección de Emplazamientos en Gabinete

Una vez predeterminadas las áreas de interés, con bases en la información cartográfica disponible, deben localizarse emplazamientos en cada río o arroyo, donde se observen puntos de interés, a partir del apilamiento de líneas de nivel que indiquen rápidos o saltos de agua en el curso.

Fijando secciones de control en esos puntos, pueden calcularse caudales medios midiendo en cartografía las áreas de cuenca de aporte aguas arriba de


la sección de control. Con los datos de caudal y desnivel localizado en cada emplazamiento seleccionado, puede hacerse una primera estimación de la potencia continua disponible en los mismos.

Sobre la base de este análisis se realiza una preselección de los emplazamientos que resultan de mayor interés para resolver el abastecimiento de la demanda localizada en el área.

3.7.3. Verificación y ajuste con estudios de campos.

Los emplazamientos preseleccionados en gabinete deben ser luego identificados y evaluados en campo. Si no se encuentran restricciones de importancia que imposibiliten la utilización de dicho emplazamiento (situaciones geológicas, ambientales, afectación de actividades socio económicas, etc.) se procede a realizar mediciones detalladas de caudal y desnivel, conforme a los siguientes procedimientos.

3.7.3.1. Para evaluar el desnivel aprovechable

Para medir el desnivel aprovechable deben evaluarse, en campo, la ubicación de la cámara de carga y de la sala de máquinas.

Como veremos en el capítulo 4, la cámara de carga puede estar junto a la toma de agua, sobre el arroyo o bien en un punto alejado conectado a la toma de agua mediante un ducto cerrado o un canal abierto a nivel (en ambos casos sin presión).

La medición de desnivel se realizará desde el punto seleccionado para instalar la cámara de carga hasta el punto seleccionado para instalar la sala de máquinas, donde el agua será turbinada y devuelta a su curso natural.

Para medir el desnivel que puede lograrse dentro de longitudes aceptables de las obras de conducción (canales y tuberías), se utilizará una manguera tipo nivel de albañil (25-35 metros de longitud), llena de agua, con un manómetro de rango apropiado para un máximo de 30 metros de columna de agua, conectado a su extremo.

Desde el nivel de cámara de carga hasta el nivel de sala de máquina, se fraccionará la medición, colocando puntos intermedios de control en la forma que mejor se adapte a la topografía del terreno y a la longitud de la manguera utilizada.

Las medidas de desnivel deben realizarse apoyando el manómetro en el suelo y con el nivel de agua en el extremo superior controlado con una regla colocada en la vertical del punto.

3.7.3.2. Determinación del caudal

Método de la botella:

Consiste en calcular el tiempo que tarda una porción de arroyo de 10 metros de largo en pasar por una sección de control.


Ubicar la sección de control aguas arriba del punto de toma seleccionado, en un lugar preferentemente poco sinuoso, medir su ancho (L) en metros, de orilla a orilla, tendiendo un hilo sujetado con una estaca en cada margen.

Dividir L en diez partes iguales a lo largo del hilo y en cada una medir con una vara la profundidad (xi), en metros, del arroyo. La profundidad media del arroyo en la sección de control será:

Xm = (X1+ X2+ X3+ X4+ X5+ X6+ X7+ X8+ X9+ X10) / 10

A diez metros aguas arriba de la sección de control, coloque otro hilo paralelo al primero, luego prepare una botella vacía bien tapada y déjela flotar en el centro del arroyo desde varios metros aguas arriba del segundo hilo. Controle el tiempo T en segundos que tarda la botella en recorrer los 10 metros que separan ambos hilos. Repita las medidas y utilice el promedio de las mediciones.

El área A en metros cuadrados de la sección de control será:

A = Xm (profundidad en metros) x L (ancho en metros).

En el tiempo (T) habrá pasado por la sección de control un volumen de agua igual a:

V(m3) = 10xA.

El caudal que circula en la sección de control, al momento de la medición será:

Q (litros/seg) = V (m3) x 1000 (litros/m3) / T(seg)

Método del Tambor:

Es un método apropiado para emplazamientos que cuentan con saltos compactos.

Consiste en transportar hasta el salto un tambor vacío de combustible de 200 litros y sostenerlo bajo la caída de agua, midiendo el tiempo T en segundos que tarda en llenarse. La medición debe repetirse varias veces y adoptar el promedio.

Luego debe estimarse a vista la cantidad de tambores (N) que podrían colocarse juntos bajo el salto para llenarse simultáneamente. (No sea optimista con esta apreciación, trate de estimar en menos antes que en mas el valor de N).

El caudal medio resultará de realizar el siguiente cálculo:

Q (litros/seg) = (200xN)/T

Una vez realizadas las mediciones por cualquiera de los métodos disponible, sobre la base de consultas con los pobladores vecinos al arroyo, se deberá determinar la frecuencia de ocurrencia del caudal medido en el total del año,


así como su valor relativo respecto de los momentos en que el arroyo trae los caudales máximos y mínimos.

3.7.3.3. La curva de duración de caudal

La curva de duración de caudales nos indica el comportamiento de los caudales a lo largo de un período anual y una serie de curvas anuales, nos permite visualizar el comportamiento de los caudales en años particulares como ricos, secos o extrasecos.

En la figura se muestra un curva típica que nos indica la probabilidad de que durante un % de tiempo del año los caudales excedan los indicados en la curva.

Estas curvas pueden construirse cuando existen registros (aforos) durante largos períodos de tiempo. También puede construirse para cuencas no


aforadas, cuando existen registros en otras cuencas dentro de un área general de características ambientales homogéneas mediante correlación de caudales.

Este método de determinación de la curva de duración de caudales por correlación, requiere realizar mediciones (10 días como mínimo) distribuidas durante un ciclo anual, con mayor densidad de medidas en la estación seca, y compararlos con los registros, de los mismos días en la cuenca aforada.

Con una curva ajustada de correlación entre los caudales circulantes en la cuenca aforada y los que circulan en la cuenca sin aforo, se puede construir la curva de duración de caudales de la cuenca en estudio a partir de los datos de la cuenca aforada.

Cuando no se dispone de información estadística de cuencas aforadas, lo mejor es recurrir a la memoria del poblador local. En este caso debe buscarse información sobre el comportamiento del arroyo en las estaciones secas y en las más ricas.

Ambos datos son necesarios, ya que el proyecto de una MCH requiere un buen conocimiento del caudal mínimo que dispondrá (para evaluar la potencia mínima firme) y del caudal máximo que deberá evacuarse (seguridad de las obras sobre el arroyo).

Para ello debe consultarse a los pobladores locales sobre los niveles que alcanza el arroyo en el lugar donde se mide el caudal, tanto en las máximas crecidas como las mayores sequías que recuerden.

La medición realizada en el emplazamiento elegido, complementada con la información suministrada por los pobladores locales y los registros de lluvias de la zona permitirán estimar valores para los caudales mínimo, máximo y medio en el sitio del emplazamiento.

3.8. Ajuste de la Oferta-Demanda. Caudal y Altura de Diseño.

Durante la fase de planificación se asignará a los emplazamientos seleccionados, la demanda que debe ser satisfecha por cada uno de ellos.

La oferta de potencia y energía a suministrar por la MCH debe ajustarse a dicha demanda.

El caudal de diseño (o de instalación) que se requiera, se determinará considerando los rendimientos de transporte del agua y de su conversión de energía hidráulica a energía eléctrica.

Un valor conservativo del rendimiento para establecer el caudal de instalación es 50%. Por lo tanto resulta que

Qi (m3/seg) = P (kw) (potencia máxima demandada) 5 x Hu (m) (altura útil de diseño)

Si el valor de Qi así calculado se ubica por debajo de los caudales mínimos (estación seca) del arroyo, se acepta como valor del proyecto.


Si Qi se ubica en la franja de excedencia del 80% al 100% del tiempo, deberá analizarse si puede mejorarse la altura de diseño reduciendo de ese modo el Qi necesario o si se aceptará brindar un servicio con restricciones en la estación seca o bien complementar el servicio con otras fuentes / tecnología.

En el caso que el Qi requerido sea mayor del que se dispone en el arroyo durante el 80% del tiempo, el servicio será con restricción o con respaldo de otras fuentes.

Se entiende que las restricciones pueden resolverse limitando los usos de la electricidad o sin limitar los usos pero con horarios del servicio reducidos a la disponibilidad del agua (incluyendo la que permita el almacenamiento mediante una pequeña obra de cierre para regulación diaria).

Los caudales mínimos disponibles para el proyecto pueden ser aun menores que los de la estación seca, si razones o normas ambientales aconsejan mantener valores asegurados de escurrimiento por el cauce natural e impiden la derivación del total del agua para la producción de energía.


Capítulo 4: Tecnología de conversión mediante MCH

4.1. Compromiso costo / calidad / sustentabilidad

Antes de ingresar en el estudio y selección de las tecnologías y criterios de diseño que proponemos utilizar en los proyectos, es necesario: a) definir el compromiso entre costo y calidad del suministro eléctrico que los usuarios y la comunidad están dispuestos a aceptar y b) considerar la relación entre la confiabilidad y el grado de automatismo que, conforme a la organización institucional que se adopte para operar y mantener el sistema, asegure la sustentabilidad de los proyectos en el largo plazo.

En relación con los costos, la solución técnica debe reducirlos al mínimo compatible con un abastecimiento continuo, dentro de los criterios de suministro adoptado por el proyecto. Estos criterios suelen referirse al tipo de servicios desde el continuo de 24 horas, a servicios interrumpibles con solo 6 horas por día (servicio nocturno) y a los tiempos máximos de interrupciones que pueden admitirse, originados por escasez del recurso hídrico, o bien por contingencias electromecánicas o electromagnéticas.

Tanto los tiempos de interrupción aceptables como las variaciones de tensión y frecuencia permitidas en estos pequeños sistemas, son menos rigurosos que para los sistemas eléctricos de alta concentración de demanda.

Pretender estándares de calidad altos implicaría proyectos con tecnología sofisticada, con fuerte impacto en los costos tanto de inversión como de operación y mantenimiento.

Por otra parte los requerimientos eléctricos de la comunidad receptora de este tipo de proyecto corresponden al uso de artefactos y equipos y al desarrollo de actividades que no necesitan altos estándares de calidad de servicio.

El principal salto cualitativo que percibe esta comunidad, es la diferencia entre contar y no contar con electricidad. Si su evolución socioeconómica le permite acceder a equipamientos electrodomésticos o productivos sofisticados, seguramente contará también con ingresos suficientes para invertir en la mejora de calidad que requieran.

En relación con la sustentabilidad, la localización de los proyectos en las áreas alejadas de los centros más desarrollados requiere de tecnologías sencillas que puedan atenderse localmente tanto en lo referido a operación, como a reparación o reposición de componentes y partes de equipos e instalaciones.

No obstante le decisión final sobre criterios de diseño técnico de los proyectos dependerá de la figura institucional que se adopte para operar y mantener los sistemas.

Este punto que discutiremos más ampliamente en el último capítulo, implica que los criterios de diseño podrán definirse según que la explotación sea altamente descentralizada en la comunidad local (requiere tecnologías más


sencillas) o que se realice con formas más centralizadas en estructuras de gestión técnica (admite mayor complejidad tecnológica)

4.2. Descripción de los componentes tecnológicos de una MCH

En una Micro Central Hidroeléctrica se pueden distinguir cuatro partes componentes principales.

La Obra de Cierre y Captación

Consistente en la construcción destinada a producir el cierre para almacenamiento de agua, o la simple elevación del tirante para su derivación hasta la microcentral, o simplemente una toma para captar una parte del caudal que circula por el río o arroyo.

La Obra de Conducción o de Derivación

Son las instalaciones que deben transportar los caudales desde las Obras de Captación hasta la turbina para su aprovechamiento energético. Pueden estar constituidas por tuberías cerradas solas o combinadas con canales a cielo abierto.

La Micro Central o Sala de Maquinas

Está constituida por el espacio y las estructuras en que se aloja el equipamiento hidroelectromecánico, y que consiste habitualmente en una pequeña habitación, que por su ubicación próxima a los arroyos requiere ser planeada para afrontar los cambios en el nivel de restitución, provocados por las crecidas extraordinarias.


Incluye la totalidad del equipamiento consistente en la microturbina, su regulador de velocidad, el generador, y el tablero de comandos y control.

Las Obras de Distribución (Redes Eléctricas)

Que permiten el transporte de la energía eléctrica hasta los usuarios y que incluyen las estaciones de transformación y las líneas de media y baja tensión mono y trifásicas.

4.3. Características particulares de la tecnología de MCH

Como dijimos anteriormente la utilización de MCH como tecnología de abastecimiento dentro de un programa rural de electrificación, incorpora algunos rasgos característicos que la diferencian de otros planes de construcción de obras públicas. Tales rasgos distintivos son los siguientes:

Las MCH tienen dos componentes particulares, turbinas y reguladores, que no cuentan con una oferta de mercado de alta difusión y para los que es conveniente desarrollar proveedores locales que pueden en el futuro atender reparaciones y nuevos suministros. La ingeniería utilizada en estos componentes, debe ser lo suficientemente sencilla como para permitir su construcción con las máquinas, equipos e instrumentos y con los niveles de calificación de mano de obra, con que habitualmente se cuenta en regiones rurales alejadas de los centros urbanos desarrollados. Se requiere garantizar condiciones preestablecidas de calidad en las prestaciones de tales componentes y utilizar criterios de estandarización que faciliten la rápida y sencilla reposición total o parcial de los mismos.

Las Obras de Captación y Conducción del agua hasta la sala de máquinas, si bien siguen lineamientos más convencionales, deben ser concebidas con criterios técnicos que, sin perder seguridad, reduzcan los costos de inversión y permitan tanto la integración de materiales locales como la participación de los futuros beneficiarios en su ejecución. Debe siempre recordarse que las Micro Centrales Hidroeléctricas no son centrales grandes y en consecuencia no deben aplicarse a ellas técnicas ni modalidades constructivas y contractuales de las grandes obras.

Las Obras de Distribución, deben adecuarse a los criterios de reducción de costos con que se desarrolla el conjunto de los micro aprovechamientos, estableciendo estándares de calidad adecuados a los mismos. Para ello es necesario revisar aquellas normas técnicas que privilegian la calidad antes que el costo y que suelen utilizarse en redes rurales de regiones mas desarrolladas.

4.4. Obras de captación

4.4.1. Consideraciones generales


La captación de agua en un río o arroyo debe considerar principios básicos asociados a la calidad del agua que se deriva a la micro central y a la seguridad de las obras que se ejecutan en el cauce natural.

La calidad del agua debe asegurarse mediante la separación de piedras, ramas u otros objetos que, de ingresar a las obras de conducción, obstruirán el flujo de agua y en caso de llegar hasta la turbina provocarán daños severos e interrupción del servicio.

Debe también asegurarse la separación de arenas u otras partículas sólidas que por su tamaño provoquen erosión en los ductos y en la tubería, reduciendo su vida útil.

La selección del lugar para ejecutar las obras de toma de agua requiere considerar el comportamiento de la carga de sólidos en suspensión en el flujo de agua. En tramos rectos de los arroyos el flujo es uniforme y en su parte alta contiene menor cantidad de sólidos en suspensión en el flujo de agua.

En los tramos curvos, en cambio, se produce un flujo en forma de espiral, que erosiona de arriba hacia abajo la margen externa de la curva y se mueve de abajo hacia arriba a la salida del codo depositando el material en suspensión en la margen interna de la curva (ver figura).

Sobre la base de este comportamiento del flujo de agua y de los sólidos en suspensión, las recomendaciones para ejecutar la toma de agua son las siguientes:

Si el emplazamiento elegido se encuentra en un tramo curvo del arroyo, la toma debe ejecutarse en la salida aguas abajo del codo o curva y del lado cóncavo de la misma (margen exterior). De este modo la porción de sólidos en el agua que se deriva será menor a la media del arroyo.

Curso del río Toma de agua

DESARROLLO DE FLUJO ESPIRAL EN EL LECHO DEL RIO


Si el emplazamiento se encuentra en un tramo recto del arroyo convine ejecutar una toma frontal y, en este caso, la proporción de sólidos en el agua que ingresa a la toma será la misma que la media del arroyo.

La seguridad debe garantizarse cuando se realizan obras de cierre en el curso del arroyo. Además de observar especificaciones de materiales y técnicas constructivas que atiendan a la seguridad de las presas, debe prestarse especial atención a la evacuación de crecidas y a la protección de la erosión de las márgenes del entorno de la presa.

En las nacientes del arroyo o en las zonas con suelos de poca retención o con grandes pendientes, cuando hay estaciones de fuertes precipitaciones, el caudal máximo puede ser varios centenares de veces mayor que el caudal medio. En tales situaciones, las obras de cierre deben estar previstas para soportarlo y evacuarlo.

4.4.2. Toma de Agua sin Obra de Cierre

Se realizan cuando el caudal de instalación es inferior al mínimo caudal del arroyo.

Son obras muy sencillas realizadas en el curso del arroyo o sobre una de sus márgenes que permiten inundar una cámara de carga a través de una reja.

En la figura se muestra una toma del tipo tirolés para instalar en el lecho del río.

1. Lecho del río 2. Cámara de captación (de hormigón o de mampostería de piedra). El piso es inclinado hacia el tubo de salida. 3. Marco metálico anclado al borde de la cámara 4. Reja de planchuelas con cierre perimetral. La separación entre planchuelas es de 6 a 12 mm. La pendiente de la

reja en la dirección del flujo es de 15° como mínimo. 5. Tubo de descarga a la cámara de carga y desarenado

4.4.3 Tomas de Agua con Obras de Cierre


Cuando el caudal de instalación es menor que los mínimos caudales de la estación seca, es necesario realizar un cierre del arroyo. La ejecución de las centrales con cierre del arroyo distribuye al igual que las centrales de mayor potencia dos grandes grupos:

4.4.3.1. Centrales “de pasada”

Que aprovecha los caudales disponibles en las corrientes, desviándolos desde los causes hasta la unidad generadora mediante sencillas instalaciones de sobreelevación de agua para su adecuada captación.

Los caudales aprovechables corresponden a los de alta permanencia anual en el cauce (75 a 95% de permanencia en la Curva de Duración de Caudales), y por lo tanto son habitualmente inferiores al Caudal modulo o Medio en ese punto.

Los coeficientes de "enpuntamiento” (relación del caudal de instalación/caudal de modulo) son inferiores a la unidad. Por esta razón, las obras de cierre, de pequeña significación, deben permitir el paso de importantes caudales excedentes.

4.4.3.2. Centrales de “Regulación”

Adaptadas al concepto de regulación diaria y cuyas instalaciones se dimensionan para resolver situaciones donde la potencia a proveer requiere mayores caudales que los habitualmente disponibles en el arroyo. Para este propósito requieren la conformación de un reservorio de acumulación de volúmenes líquidos para su utilización plena en los horarios de mayor consumo.

Ello se logra a expensas de una obra de cierre de mayor importancia relativa importancia, que debe igualmente prever las estructuras de alivio necesarias para descargar los caudales de crecidas ordinarias y extraordinarias que superan la capacidad del reservorio o vaso.

Para la regulación del tipo diaria se necesita calcular el volumen de masa liquida en reserva, el que a su vez determina la altura de las obras de cierre, de acuerdo con la topografía del vaso del embalse.

4.4.3.3. Materialización de las Obras de Cierre (Tipos y Cuidados Constructivos)

Obras de Cierre de Pantalla con Contrafuertes:

Se compone de una pantalla inclinada, que oficia de cierre, ejecutada en madera dura o con placas premoldeadas de hormigón armado, convenientemente impermeabilizadas en toda la superficie y con particular cuidado en crear estanqueidad en la juntas.

La pantalla se asienta sobre contrafuertes constituidos por placas triangulares de pared delgada ejecutadas en hormigón armado, mampostería o bien por estructuras triangulares reticuladas de madera dura.


La concepción estructural del conjunto pantalla - contrafuerte constitutivos es tal que posibilita la auto estabilidad de la estructura tanto al vuelco como al desplazamiento. De tal forma se evita utilizar el peso de la presa como elemento estabilizante, ya que se aprovecha el peso de la cuña de agua que se descarga sobre la plantilla.

El dimensionado de la fundación debe adecuarse a la característica de los suelos y se ejecuta en forma corrida en toda la extensión del cierre.

En los extremos la inserción de las obras de cierre en las márgenes del vaso se ejecuta mediante estribos macizos de hormigón.

El vertedero es central y se conforma por un conjunto de vasos cuyos contrafuertes y pantallas tiene una altura menos que en los laterales.

La descarga del fondo para eliminación de sedimentos y vaciado para reparación puede hacerse realizando completamente las placas o maderas de uno de los vasos.

La obra de toma se realiza como compacto independiente en el sitio que se juzgue necesario y consta de bloque de anclaje con la salida a tubería o a canal, la compuerta de control y la reja de protección.

Obras de Cierre de Terraplén

El cuerpo principal de la presa es un terraplén construido por compactación en capas de suelos locales. La compactación debe considerar las características de las tierras disponibles y en función de las mismas se adoptaran los medios mecánicos y los procedimientos constructivos y de control necesarios para que la tierra compactada alcance los niveles de estanqueidad y de resistencia mecánica que requiere el proyecto.

Estos cierres se ejecutan preferentemente combinados con vertederos independientes de la presa, materializados con forma cilíndrica, aguas arriba del cierre. Estos vertederos operan como un embudo cuya cota superior esta por debajo del nivel de coronamiento de la presa. Cuando la presa de terraplén se combina con vertederos independientes, su ejecución es continua y no presenta interfases del terraplén con otros materiales. De esta forma se incrementa la seguridad y adicionalmente puede utilizarse el coronamiento de la presa como camino vecinal (puente entre las márgenes).

Si se estiman que crecidas extraordinarias pueden superar la capacidad de evacuación, una parte del coronamiento de la presa puede ejecutarse a un nivel inferior de manera que opere como vertedero fusible. Estos vertederos fusible se ejecutan sobre una de las márgenes y en caso de que el coronamiento se use como puente, se le da forma de badén para no impedir la circulación. Si ocurriera una crecida extraordinaria, mayor que la del diseño, los daños de erosión se concentrarían en la zona del fusible y el proceso de reparación sería mas rápido y económico. También puede ejecutarse el vertedero de tipo frontal macizo en uno de los laterales de la presa. Estos vertederos se ejecutan en hormigón ciclópeo de fragmentos de roca o bien con


mampostería de piedra. La vinculación entre presa y vertedero esta constituida por un muro de ala de gravedad que a su vez protege al terraplén de la acción de la corriente que circula por el vertedero. Este vertedero puede complementarse también con un vertedero fusible sobre el terraplén constituido sobre la margen opuesta.

La obra de toma como en el caso anterior, se ejecuta en forma independiente de la toma. Del mismo modo se ejecutan las obras para facilitar el vaciado del embalse (descargador de fondo).

Los ductos de evacuación de vertedero independiente, de la toma y del descargador de fondo se ejecuta con tubos de hormigón que atraviesan el cuerpo del terraplén. Debe prestarse especial atención al control de la captación de la tierra alrededor de los tubos, ya que cualquier filtración, con el transcurso del tiempo se convierte en un grave daño a la presa.

Obras de Cierre de Enrocado

Se materializa en forma similar a la de terraplén pero utilizando fragmentos de piedra colocados por medios mecánicos. El enrocado se coloca en capas, de manera de obtener una estructura resistente. Una solución equivalente se obtiene con el uso de gaviones, que son cestas de alambre tejido rellenas con piedras que facilitan su transporte y colocación en obra. La obra de enrocado resuelve bien los aspectos estructurales, pero es completamente permeable. Para lograr la estanqueidad, se ejecuta una pantalla impermeable sobre el talud aguas arriba del terraplén. Esta pantalla se realiza en hormigón y puede completarse con membranas que mantengan la estanqueidad aún cuando ocurran pequeños asentamientos en el cuerpo de la presa.

Si el vertedero se resuelve en forma frontal, se ejecuta sobre una de las márgenes, en hormigón o mampostería, con un muro de ala en el mismo material para la transmisión con el pedraplén.

Toma y descargador se resuelven en forma similar a los dos anteriores.

Obras de cierre de gravedad

Consiste en un muro de gravedad continuo de hormigón o mampostería, el vertedero central se forma elevando los laterales del coronamiento de gravedad del muro, mediante sendas pantallas verticales que pueden ejecutarse en madera, hormigón premoldeado o mampostería.

La toma y el descargador de fondo están en este caso integrados en la obra civil del muro de gravedad con sus respectivas compuertas.

4.5. Obras de Conducción

Las obras de conducción comienzan en la toma de agua construida sobre el arroyo o el embalse y terminan en el ingreso del agua a la sala de máquinas.


En el caso mas general están integradas por tres componentes que son: i) canales a cielo abierto o ductos cerrados a nivel, ii) una cámara de carga y iii) la tubería de presión.

La necesidad de reducir el importante efecto que este componente de las obras, sobre los costos totales, nos sugiere considerar las siguientes cuestiones:

Estudiar cuidadosamente la localización del cierre y de la sala de maquinas, de modo de alcanzar la máxima altura neta con el menor costo. Tal solución puede lograrse trazando canales a cielo abierto por líneas de nivel, que son de bajo costo para ubicar una cámara de carga y la tubería de presión y los lugares de fuerte pendiente, reduciendo su longitud y en consecuencia su fuente de incidencia en los costos.

Realizar el estudio técnico económico previo de los distintos tipos de tuberías disponible en el mercado local (acero, Fibrocemento, PVC, Plástico Reforzado con Fibra de Vidrio, etc.) con el objeto de preseleccionar el de mayor conveniencia para la región.

4.5.1. Canales

Los canales a cielo abierto constituyen una solución muy ventajosa para reducir costos de tubería. No obstante deben estar adecuadamente diseñados para evitar mayores costos de mantenimiento.

El diseño del canal debe resolver un correcto escurrimiento del agua sin perder innecesariamente altura útil en el proyecto. Para ello se recomienda ejecutar el canal con una pendiente de 1/1000. Los canales se construyen con sección trapezoidal. La solución que optimiza costos, es decir que implica mínimo perímetro para igual caudal (o sección de flujo de agua) es aquella en que la base y las paredes laterales a 45° son tangentes a una circunferencia cuyo diámetro se ubica en la cota superior del agua del canal.

Desde el punto de vista constructivo si los suelos son permeables es necesario darles estanqueidad.


Ejecutada la excavación del canal, el método convencional de impermeabilizado es el recubrimiento de concreto. Si este recubrimiento se ejecuta con encofrado tradicional, el espesor necesario para el escurrimiento y compactación del hormigón alcanza a 4”.

Sin embargo la experiencia reciente en obras ejecutadas en Perú indican la conveniencia de utilizar el método de los bastidores. Estos bastidores se colocan primero cada 10 m. en tramos rectos (guías) y cada 5 m. en los curvos, cuidando ajustar su nivel, escuadra, alineación y aplomado. Una vez fijados los bastidores guía se colocan bastidores intermedios manteniendo la alineación, el nivel ajustado a la pendiente del canal, la escuadra con el eje del canal y el plomo. Una vez presentados los bastidores se coloca en los costados una capa de cemento de 2” de espesor (igual al marco del bastidor) que se alisa mediante reglas apoyadas entre los bastidores (2,5 m de separación).

Terminados los lados se ejecuta el piso del canal, los bastidores se retiran después de 24 horas y en su lugar se ejecutan las juntas de expansión.

El curado se realiza manteniendo el canal inundado durante por lo menos 10 días.

Esta solución reduce en un 50% el costo de materiales y 30% en el costo de mano de obra.

En zonas con derrumbes o gran intrusión de ramas y hojas deben ejecutarse protecciones especiales con maderas o losas premoldeadas que tapen el canal. Del mismo modo deben preverse pasos para animales por sobre el canal. También pueden ejecutarse pantallas deflectoras hacia el vertedero de la cámara de carga, para desviar el materia en flotación que pueda llegar a la misma por el canal.

4.5.2. Cámara de carga

Es necesario para aquietar el agua y permitir la decantación de arenas y partículas sólidas.

La cámara de carga debe tener dimensiones adecuadas, para cumplir esta función y estará constituida en hormigón o mampostería de piedra.

Tiene básicamente cuatro vías de movimiento de fluido. La primera es la acometida por donde ingresa el canal o ducto que trae el agua desde la toma. La segunda es un vertedero o tubo para eliminar los excedentes de caudal que no serán turbinados. La tercera es un descargador de fondo que permitirá el vaciado y limpieza de partículas sedimentadas. La cuarta es la alimentación mediante malla de filtrado o rejas a la tubería de presión que conduce el agua a la turbina.


4.5.3. Tuberías de presión


La selección de la tubería más conveniente requiere como primer paso determinar el diámetro de la misma y la presión de trabajo que deberá soportar.

Estos parámetros y las condiciones de suministro local de materiales y tubos prefabricados y sus costos determinarán la solución más conveniente. Para una misma potencia instalada, las combinaciones caudal / altura del aprovechamiento indican si se requiere mayor diámetro (Q) y menor presión de trabajo (H) o viceversa.

Conocido el caudal de instalación la sección de tubería dependerá de la velocidad máxima admisible para el agua que circula en su interior.

Esta velocidad máxima a su vez depende de la pérdida de altura que pueda admitir el proyecto.

Es deseable seleccionar velocidades que no introduzcan pérdidas mayores al 2% o 3%. No obstante si el recurso hídrico es abundante se debe encontrar la solución que minimice costos, atendiendo a los diámetros comerciales de plaza, aunque las perdidas sean mayores (5%-10%).

Para un caudal de instalación determinado la velocidad que corresponde a un nivel de pérdidas prefijado depende a su vez del material (rugosidad) y del diámetro de la tubería.

Para un análisis mas detallado del proceso de selección se recomienda ver Hydraulics Engeneering Manual.

A modo de ejemplo se muestra una tabla de relación entre velocidad y diámetro para un tubo de polietileno de alta densidad.

Tubos de Polietileno (presión nominal 10at.)

Diámetro exterior [mm]

Diámetro interior [mm]

Velocidad del agua [m/s]

Caudal Q [lt/s]

Potencia para altura Neta 100m [kW]

32 26.2 0.6 0.3 0.2

40 32.6 0.7 0.6 0.4

50 40.8 0.8 1.0 0.7

63 51.4 0.9 1.8 1.3

75 61.4 1.0 3.0 2.1

90 73.6 1.2 5.1 3.6

110 90.0 1.4 8.9 6.2

125 102.2 1.5 12.3 8.6

140 114.6 1.6 16.5 12

160 130.8 1.8 24 17

180 147.2 2.0 34 24

200 163.6 2.1 44 31

225 184.0 2.3 61 43

250 204.6 2.4 79 55


El uso de tuberías plásticas se recomienda cuando los diámetros son inferiores a 300 mm. Requieren protección a la acción de la radiación ultravioleta.

Las tuberías de plástico se adaptaran muy bien a las variaciones del terreno, se colocan enterradas o apoyadas directamente sobre la superficie y cubiertas con tierra.

La tuberías de acero permiten manejar un rango muy amplio de soluciones estructurales. En general se construyen localmente utilizando chapas, unidas con soldadura helicoidal. En el trazado de este tipo de tubería deben evitarse curvas y codos que obliguen a incrementar los bloques de apoyo y la juntas de dilatación. Los bloques de apoyo y anclaje deben ejecutarse con separaciones acorde a la topografía del terreno y el análisis estructural del tubo.

El diseño de la tuberías de presión debe considerar eventuales sobrepresiones por golpe de ariete.

Estas sobrepresiones se originan por el cambio brusco de energía cinética a potencial que se produce cuando se cierra bruscamente la circulación de agua de la tubería (cierre intempestivo del regulador de caudal de la tubería). Esta situación genera una onda de presión que viaja aguas arriba a la velocidad del sonido y que puede, en situaciones extremas, ser varias veces superior a la presión de diseño.

En el caso de las microturbinas, los dispositivos de control que evitan los cierres instantáneos mantienen la sobrepresión en valores que no superan el 50% o 100% de la presión del diseño. La onda de sobrepresión es disipada mediante chimeneas de equilibrio o en la misma cámara de carga.

4.6. La Microcentral

Esta constituida por un sala de dimensiones reducidas, construida en mampostería, en donde se aloja el equipamiento que realiza las conversiones de energía hidráulica a mecánica y de mecánica a eléctrica.


El producto “energía eléctrica” resultante del proceso de conversión, tiene requisitos de calidad técnica que deben ser satisfechos. Tales requisitos se expresan en valores de tensión y de frecuencia que deben ser mantenidos dentro de un rango de tolerancia admitido.

Es además conocido que este producto (energía eléctrica) debe entregarse en forma instantánea al usuario o consumidor y que este varía su demanda casi en forma permanente a lo largo del tiempo.

Por su parte la energía hidráulica que ingresa por la tubería de presión a la sala de maquina, lo hace en forma de energía cinética del agua y las cantidades de energía puestas en juego (oferta hidráulica) dependen del caudal y de la altura de la carga.

Esta energía cinética del agua se convierte en energía mecánica en el eje de una turbina. La energía mecánica es transferida a un generador eléctrico que, para mantener las condiciones de calidad exigidos al producto eléctrico, debe rotar a velocidad constante.

Para producir esta transferencia de energía es necesario entonces, además de la turbina y el generador, agregar dispositivos de conversión de velocidad de rotación entre el eje de la turbina y el del generador, y un sistema de regulación para adaptar la potencia hidráulica que se entrega con la potencia eléctrica que se demanda.

El equipamiento electromecánico constituido por turbina, generador, conversor de velocidad y sistema de regulación, se complementa con la instalación eléctrica de salida de la sala de máquina y un tablero de control con registros de tensión, frecuencia y energía suministrada a la red.

La disposición del equipamiento puede hacerse en una sola planta o en dos plantas.

En este segundo caso, se trata de instalaciones donde la sala de máquinas (y el tipo de turbina utilizada) admite quedar expuesta a inundaciones durante las máximas crecidas, en este caso el equipamiento eléctrico se instala en la planta alta y la turbina (para aprovechar el máximo desnivel) queda en la planta baja.

Si bien la obra civil de cierre de la sala de máquinas es muy sencilla, debe prestarse adecuada atención al pozo de descarga del agua turbinada y al dimensionamiento y ejecución de las fundaciones que aseguran la estabilidad de la sala durante las máximas crecidas.

4.6.1. Conversión Hidromecánica

La masa de agua que es conducida desde la altura de carga de la central, transfiere su energía cinética a energía mecánica de rotación en la turbina.

Desde la rueda hidráulica, utilizada por los romanos y los griegos para moler trigo en la antigüedad, hasta hoy, diversas máquinas han sido desarrolladas para aprovechar la energía del agua.


Sin embargo, el gran impulso de la innovación tecnológica en este campo se produce con el desarrollo de las turbinas asociado al crecimiento de la demanda de electricidad del siglo XX.

Existe una variedad de diseños de turbinas cuya distinción principal es la forma en que se adaptan a la condición del caudal y altura disponibles en el aprovechamiento y al rendimiento o eficiencia con que realizan la conversión energética.

El concepto de adaptación de las diferentes máquinas a las condiciones de caudal - altura esta asociado a la velocidad de rotación que consiguen alcanzar para su mejor rendimiento bajo una dada combinación caudal – altura y al tamaño y costo de máquinas con que resuelven la transferencia de potencia puesta en juego en forma eficiente.

En el campo de potencias de máquinas utilizadas desde las pequeñas hasta las grandes centrales (0,3 MW a 300 MW por máquina) las tecnologías más utilizadas son las Pelton, Francis y Kaplan.

Las turbinas Pelton operan en la franja de bajos caudales y grandes caídas. En el otro extremo con grandes caudales y pequeñas caídas operan las turbinas tipo Kaplan. En tanto que en una amplia gama de combinaciones intermedias en caudal - altura de caída, operan las turbinas Francis.

A medida que aumenta el módulo de potencia de las máquinas, la sofisticación tecnológica tanto en diseño como en fabricación es creciente. Esta inversión tecnológica está orientada a conseguir los máximos rendimientos de las máquinas tanto a plena carga como a cargas parciales, así como a garantizar la máxima disponibilidad de las mismas durante su vida útil. Un sencillo ejemplo explica las razones de esta tendencia: La central de Yacyretá esta equipada con turbinas Kaplan de 150 MW de potencia, cada 1% de rendimiento de esta turbina implica 1,5 MW x 8760 hrs. = 13.140 MWh/año por máquina que vendidos a 25 $/MWh y por las 20 turbinas, resulta en un total de 6.570.000 $/año.

Pero la lógica de decisión tecnológica aplicada a las centrales de mayor porte, no debe trasladarse al ámbito de las MCH.

Las turbinas para MCH, deben mantenerse dentro de rendimientos adecuados, pero mientras las turbinas de grandes centrales operan con rendimientos del orden del 95%, las que equipan MCH’s lo hacen con rendimientos entre 75 al 80%. Esto obedece a dos causas principales: i) el diseño y los métodos de fabricación para las turbinas de MCH debe adaptarse a la tecnoestructura de la región donde los proyectos se implantan, y ii) los costos incrementales de mejoras crecientes de la tecnología, no pueden ser absorbidos por los beneficios incrementales, en proyecto de pequeña escala y bajo nivel de difusión (no cuentan ni con economías de escala ni con economías de serie).

Facultad de Ciencias Exactas y Naturales y Agrimensura - Micro Centrales...

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