PROYECTO DE GRADO INGENIERÍA ELÉCTRICA ENERGIZACIÓN …

PROYECTO DE GRADO INGENIERÍA ELÉCTRICA

ENERGIZACIÓN DE ZONAS NO INTERCONECTADAS (ZNI) EN EL DEPARTAMENTO DE NARIÑO MEDIANTE ENERGÍA HIDRÁULICA

Daniel Mauricio Herrera Castillo.

Asesora: Ángela Inés Cadena Monroy

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.

2015

Universidad de los Andes IELE 3001 - 201520 Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Proyecto de Grado Ingeniería Eléctrica ENERGIZACIÓN DE ZONAS NO INTERCONECTADAS (ZNI) EN EL DEPARTAMENTO DE NARIÑO MEDIANTE ENERGÍA HIDRÁULICA

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Tabla de Contenido Índice de Ilustraciones ........................................................................................................................ ii

Índice de Gráficas ................................................................................................................................ ii

Índice de Tablas ...................................................................................................................................iii

1 Introducción ................................................................................................................................ 1

2 Marco teórico .............................................................................................................................. 2

2.1 Antecedentes locales .......................................................................................................... 2

2.1.1 Caracterización socioeconómica del departamento de Nariño .................................. 2

2.1.2 Diagnóstico energético del departamento de Nariño................................................. 3

2.2 Antecedentes externos ....................................................................................................... 4

2.2.1 Obtención de la energía hidráulica ............................................................................. 4

2.2.2 Turbinas hidráulicas utilizadas en Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) ........... 5

2.2.3 Clasificación de los sistemas de conversión de energía hidrocinética ........................ 7

2.2.4 Balance hídrico a largo plazo en una cuenca de drenaje ............................................ 8

2.2.5 Transposición de caudales ........................................................................................ 10

2.2.6 Curva de duración de caudales ................................................................................. 11

2.2.7 Pérdidas de energía ................................................................................................... 11

2.2.8 Potencial hidroeléctrico técnico instalable ............................................................... 13

2.2.9 Capacidad de regulación natural y artificial de caudales .......................................... 14

2.2.10 Curva de masa y cálculo del volumen útil requerido ................................................ 14

3 Caracterización del proyecto ..................................................................................................... 15

3.1 Objetivos generales ........................................................................................................... 15

3.2 Objetivos específicos ......................................................................................................... 15

3.3 Alcance (compromisos) ..................................................................................................... 16

4 Zonas No Interconectadas (ZNI) del departamento de Nariño ................................................. 16

4.1 Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017 ................... 16

4.2 DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO PLAN DE

ENERGIZACIÓN RURAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO PERS-Nariño ...................................... 18

5 Inventario de los recursos hidroeléctricos del departamento de Nariño ................................. 20

6 Modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño en HidroSIG 4.0 ............................ 21


ii

6.1 Límites municipales del departamento de Nariño ............................................................ 22

6.2 Estaciones hidrometeorológicas del IDEAM ..................................................................... 23

6.3 Sistema de drenaje de cada municipio ............................................................................. 24

6.4 Cuencas hidrográficas proyectadas ................................................................................... 24

6.5 Modelo Digital de Elevación del Terreno (MDE) ............................................................... 25

6.6 Mapas de precipitación y evapotranspiración .................................................................. 26

7 Metodología de identificación de puntos con potencial hídrico aprovechable ....................... 26

8 Planteamiento de proyectos hidroeléctricos en el departamento de Nariño .......................... 27

8.1 Río Telembí ........................................................................................................................ 29

8.2 Río Saspi ............................................................................................................................ 35

8.3 Proyectos propuestos........................................................................................................ 40

9 Conclusiones y Recomendaciones ............................................................................................ 44

10 Bibliografía y Referencias ...................................................................................................... 46

Índice de Ilustraciones Ilustración 1. Curva de duración de caudales para los caudales anuales del río Acheron. Tomada de

(Vogel & Fennessey, 1994). ............................................................................................................... 11

Ilustración 2. Índice de Cobertura de Energía Eléctrica (ICEE) año 2012. Tomado de (UPME, 2014).

........................................................................................................................................................... 18

Ilustración 3. Modelo hidrometeorológico HidroSIG 4.0. Límites municipales del departamento de

Nariño. ............................................................................................................................................... 23

Ilustración 4. Modelo hidrometeorológico HidroSIG 4.0. Estaciones hidrometeorológicas del

IDEAM en el departamento de Nariño. ............................................................................................. 24

Ilustración 5. Modelo hidrometeorológico HidroSIG 4.0. Cuencas hidrográficas proyectadas. ....... 25

Ilustración 6. Modelo hidrometeorológico HidroSIG 4.0. Modelo Digital de Elevación del Terreno

(MDE). ............................................................................................................................................... 25

Ilustración 7. Cuenca Corriente Direccional Telembí Bajo. ............................................................... 30

Ilustración 8. Cuenca Río Saspi. ......................................................................................................... 35

Ilustración 9. Gráfica de selección del tipo de turbina hidráulica. Tomada de (HACKER). ............... 42

Índice de Gráficas Gráfica 1. Histograma de caudales medios mensuales estación limnigráfica Salí. ........................... 31

Gráfica 2. Perfil topográfico río Telembí. .......................................................................................... 32

Gráfica 3. Histograma de caudales medios diarios transpuestos al sitio del proyecto hidroeléctrico.

........................................................................................................................................................... 33


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Gráfica 4. Curva de duración de caudales medios diarios para el proyecto hidroeléctrico. ............ 33

Gráfica 5. Curva de masa del río Telembí en el sitio del proyecto hidroeléctrico. ........................... 34

Gráfica 6. Curva de regulación del río Telembí en el sitio del proyecto hidroeléctrico. ................... 34

Gráfica 7. Histograma de caudales medios mensuales estación limnigráfica El Sande. ................... 36

Gráfica 8. Perfil topográfico río Saspi. ............................................................................................... 37


........................................................................................................................................................... 38

Gráfica 10. Curva de duración de caudales medios diarios para el proyecto hidroeléctrico. .......... 38

Gráfica 11. Curva de masa del río Saspi en el sitio del proyecto hidroeléctrico. .............................. 39

Gráfica 12. Curva de regulación del río Saspi en el sitio del proyecto hidroeléctrico. ..................... 39

Gráfica 13. Curva Área vs. Volumen embalse del Muña. Adaptada de (Díaz-Granados, 2015). ...... 41

Índice de Tablas Tabla 1. Desagregación de usuarios por sistema del departamento de Nariño. Información tomada

de la Tabla 13. Desagregación de usuarios por sistema y por departamento del Plan Indicativo de

Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017 (UPME, 2014). ......................................... 16

Tabla 2. Total de viviendas urbanas y rurales del departamento de Nariño. Información tomada de

la Tabla 14. Total de viviendas urbanas y rurales del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de

Energía Eléctrica 2013-2017 (UPME, 2014). ..................................................................................... 17

Tabla 3. Estimación del Índice de Cobertura de Energía Eléctrica del departamento de Nariño para

el año 2012. Información tomada de la Tabla 15. Estimación del índice de cobertura de energía

eléctrica –ICEE 2012 del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017

(UPME, 2014). ................................................................................................................................... 17

Tabla 4. Indicador social. Accesibilidad a la energía eléctrica en el departamento de Nariño.

Información tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO

ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO Análisis de Información Primaria, 2014).

........................................................................................................................................................... 19

Tabla 5. Indicador social. Asequibilidad a la energía eléctrica en el departamento de Nariño.

Información tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO

Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO Análisis de Información Primaria, 2014). .................... 19

Tabla 6. Indicador económico. Patrón de uso global de energía eléctrica en el departamento de

Nariño. Información tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO

ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO Análisis de Información Primaria, 2014).

........................................................................................................................................................... 20

Tabla 7. Inventario de los recursos hidroeléctricos del departamento de Nariño. Adaptada de (ISA,

1979). ................................................................................................................................................ 21

Tabla 8. División administrativa del departamento de Nariño. ........................................................ 22

Tabla 9. Estimación del potencial hidroeléctrico técnico instalable de las cuencas hidrográficas

localizadas en la capa “N00W078_Cuencas”. ................................................................................... 27




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Tabla 13. Valores medios mensuales de caudales [m3/s]. Estación limnigráfica Salí. ...................... 31

Tabla 14. Valores medios mensuales de caudales [m3/s]. Estación limnigráfica El Sande. .............. 36

Tabla 15. Características de los proyectos hidroeléctricos. .............................................................. 41

Tabla 16. Turbinas hidráulicas seleccionadas para los proyectos hidroeléctricos. ........................... 42

Tabla 17. Factor de fricción para el túnel de restitución y la tubería a presión. .............................. 43

Tabla 18. Coeficientes de pérdidas menores. ................................................................................... 43

Tabla 19. Pérdidas totales de energía para los proyectos hidroeléctricos. ...................................... 43

Tabla 20. Resultados de potencia y energía para los proyectos hidroeléctricos. ............................. 44


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1 Introducción Varias zonas del departamento de Nariño no hacen parte del sistema central de interconexión eléctrica en la actualidad. En esas zonas, y aún en algunas interconectadas, se presentan inconvenientes en la provisión de energía eléctrica, debido a la geografía, el contexto socioeconómico, y la posición de Nariño como extremo del sistema interconectado nacional. Adicionalmente, aunque el departamento cuenta con recursos energéticos considerables que pueden ser utilizados en la generación de energía eléctrica, el potencial de estos no ha sido reconocido, catalogado y medido adecuadamente.

Entre las dificultades para el suministro energético en las regiones no interconectadas, se pueden mencionar además del alto costo y la ardua sostenibilidad de soluciones basadas en combustibles líquidos, la ausencia de información especializada sobre la situación del sistema de distribución, la defectuosa apreciación de la demanda, y la falta de posibles soluciones alternativas al sistema central o a las plantas diésel tradicionales.

De esta manera, es importante contribuir en aportar la información necesaria de las oportunidades energéticas en regiones distantes, adquirir nuevo conocimiento relacionado con la gestión energética, ofrecer proyectos de generación distribuida con fuentes alternativas y analizar nuevas preferencias, para solucionar los problemas energéticos a través de metodologías adecuadas, escalables, controlables y replicables.

Asimismo, es de vital importancia fomentar el uso de los distintos recursos naturales, a partir de prácticas a nivel mundial, e incentivar soluciones más eficientes, limpias y adaptables, desplegando esfuerzos en la indagación, progreso, exposición y propagación de tecnologías modernas, con el fin de disminuir significativamente sus costos e instituir destrezas superiores en la utilización energética (Universidad de Nariño, 2015).

A raíz de esta problemática surge el proyecto Análisis de Oportunidades Energéticas con Fuentes Alternativas en el Departamento de Nariño –ALTERNAR–, iniciativa financiada con recursos del fondo de Ciencia, Tecnología e Innovación del Sistema General de Regalías, actualmente en ejecución por parte de la Universidad de Nariño en cooperación con la Universidad de los Andes y ASC Ingeniería S.A. E.S.P, con el apoyo de la gobernación de Nariño. Este proyecto constituye una segunda etapa de un plan a largo plazo que procura ayudar en la definición de nuevos modelos de gestión energética para aumentar la cobertura en zonas distantes y/o no interconectadas del departamento de Nariño, con el fin de plantear un esquema de aprovechamiento integral y sostenible de los recursos locales para la generación de energía alternativa, afrontando los desafíos meteorológicos, la utilización eficiente de la energía y la solución de las necesidades socioeconómicas inherentes a cada zona.

La primera fase de este proyecto se centra primordialmente en la clasificación de información para ejecutar un diagnóstico y determinación de los recursos disponibles en las distintas regiones del departamento y su aprovechamiento sostenible. En un inicio, se busca realizar una evaluación técnica minuciosa de las fuentes alternativas disponibles en las zonas rurales de los municipios con menor cobertura eléctrica del departamento, para valorar las posibilidades de generación de


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energía eólica, solar fotovoltaica, hidráulica y biomasa. Esta evaluación permitirá la realización de estudios con nuevas tecnologías que certificarán la sostenibilidad y ayudarán en la formulación de nuevos proyectos de generación con fuentes alternativas, a nivel de factibilidad e implementación, en las zonas distantes y/o no interconectadas del departamento de Nariño (Universidad de Nariño, 2015).

Dada este contexto, el proyecto de grado pretende aportar en el proceso de investigación realizando una identificación primaria del recurso hídrico en las zonas distantes y/o no interconectadas del departamento de Nariño, estableciendo el potencial hídrico real con Pequeñas Centrales Hidroeléctricas y la cantidad de energía eléctrica que puede ser captada con parques hidrocinéticos, con el fin de elaborar modelos de generación hidráulica (hidrostática e hidrocinética) aplicables a distintas situaciones.

2 Marco teórico 2.1 Antecedentes locales

2.1.1 Caracterización socioeconómica del departamento de Nariño El departamento de Nariño se encuentra ubicado al sur occidente de Colombia, en la frontera con Ecuador. Tiene una superficie de 33.268 km2, representando así el 2,9 % del territorio nacional. El departamento limita por el Norte con el departamento del Cauca, por el Sur con la República del Ecuador, por el Este con el departamento del Putumayo y por el Oeste con el Océano Pacífico.

Nariño está integrado por tres grandes regiones geográficas de Colombia: la Llanura del Pacífico en el sector oriental, que representa una extensión del 52% del departamento, la Región Andina que atraviesa el departamento por el centro de norte a sur, que representa el 40% del territorio, y la Vertiente Amazónica ubicada al sur oriente, con el 8% de la extensión territorial de Nariño.

El departamento de Nariño está ordenado administrativamente en 13 subregiones: Sanquianga, Pacifico Sur, Telembí, Pie de Monte Costero, Ex Provincia de Obando, Sabana, Abades, Occidente, Cordillera, Centro, Juanambú, Río Mayo y Guambuyaco. Su capital es San Juan de Pasto y tiene en total 64 municipios ubicados en las subregiones administrativas.

La población total del departamento de Nariño para el año 2013 fue de 1.701.782 habitantes, de los cuales 854.021 (50,2%) son hombres y 847.761 (49,8%) son mujeres. El 51,2% de la población nariñense está ubicada en zonas rurales y el 48,8% en el área de las cabeceras municipales. Desde esta perspectiva el índice de ruralidad para Nariño es de 41,022, medida que lo ubica como uno de los departamentos más rurales del país.

En Nariño el uso del suelo está asociado con actividades productivas de carácter agrícola, pecuario, forestal, minero y piscícola. En el año 2011, 122.264 hectáreas estaban dedicadas a actividades agrícolas y 560.486 hectáreas a actividades pecuarias, concentradas principalmente en la zona Andina. En Nariño las actividades productivas primarias ocupan un área equivalente al 24,2% del territorio.

Por último, en Nariño, las áreas de reserva de la sociedad civil cubren un área aproximada de 7.146 hectáreas, ente las cuales se destacan: a) la red de reservas naturales Galeras, ubicadas en los municipios de Pasto, Yacuanquer, Consacá y Sandoná; b) Rio Ñanbí, ubicado en el municipio de


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Barbacoas, en la Costa Pacífica; c) reservas de la Red José Gabriel, que representan el 11,7% de la superficie total nacional de la Red de Reservas de la Sociedad Civil, del cual 55,9% están en Nariño (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, CARACTERIZACIÓN SOCIAL Y ECONÓMICA DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO Análisis de Información Secundaria, 2014).

2.1.2 Diagnóstico energético del departamento de Nariño Para la determinación del consumo energético en el sector residencial de la zona rural del departamento de Nariño se tomaron como unidades de medida las mega calorías (Mcal) y los kilovatios hora (kWh).

En el departamento de Nariño el consumo de energía eléctrica se destina a actividades de iluminación de los hogares, actividades de refrigeración, uso de aparatos eléctricos, calentamiento de agua, actividades de cocción y actividades de ambiente. El consumo total de la energía eléctrica en los seis procesos identificados es de 14.746.079 kWh al mes. En términos per cápita esto representa que cada habitante de las zonas rurales del departamento consume 0,45 kWh al día. (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO Análisis de Información Primaria, 2014). Los porcentajes de consumo de energía eléctrica por proceso en el departamento de Nariño y la participación de las subregiones del departamento de Nariño en el consumo de energía eléctrica por proceso se exhiben en la Figura 1 y la Figura 2, respectivamente.

Figura 1. Porcentajes de consumo de energía eléctrica por proceso en el departamento de Nariño. Tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO

Análisis de Información Primaria, 2014).


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Figura 2. Participación de las subregiones del departamento de Nariño en el consumo de energía eléctrica por proceso. Tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE

NARIÑO Análisis de Información Primaria, 2014).

El consumo por fuente de energía en la zona rural del departamento de Nariño indica que en un 86,96% de las Mcal totales generadas son por el uso de leña. Este porcentaje alto se explica por las condiciones de ruralidad del departamento de Nariño y porque es la principal fuente para la cocción de alimentos en los hogares rurales. Es importante destacar que el consumo por uso de energía eléctrica está en tercer lugar, con una participación de 4,77% (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO Análisis de Información Primaria, 2014). Los porcentajes de participación en el consumo por fuentes de energía en el departamento de Nariño se muestran en la Figura 3.

Figura 3. Porcentajes de participación en el consumo por fuentes de energía en el departamento de Nariño. Tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO


2.2 Antecedentes externos

2.2.1 Obtención de la energía hidráulica La energía hidráulica es la fuente de energía renovable más utilizada, barata y eficiente a nivel mundial para producir electricidad. Aproximadamente el 18% de la electricidad del mundo es suministrada desde la energía hidráulica. La previsibilidad, regularidad y disponibilidad de recursos hídricos alrededor del mundo, posicionan a la energía hidráulica como una de las opciones más atractivas en la producción de energía (Yuce & Muratoglu, 2015).


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En la actualidad, existen dos formas para aprovechar la energía del agua: la hidrostática y la hidrocinética. La hidrostática es la forma convencional de producción de electricidad, en la cual se almacena agua en embalses para crear una cabeza de presión y extraer el potencial hídrico a través de turbomaquinaria. Por otro lado, en el enfoque hidrocinético de la obtención de energía hidráulica, la energía cinética del flujo de agua es directamente convertida en electricidad mediante el empleo de turbinas de relativamente pequeña escala – también llamadas turbinas de flujo libre y turbinas hidráulicas de cabeza ultra-baja (ultra-low head turbines) o cero – sin necesidad de embalses y una cabeza de presión casi nula. Este tipo de tecnologías son diseñadas para ser instaladas en ríos, estuarios, corrientes oceánicas, sitios de oleaje, vías fluviales hechas por el hombre, entre otras instalaciones donde el agua fluya con una velocidad óptima (Yuce & Muratoglu, 2015).

Las tecnologías de energía hidrocinética presentas algunas ventajas sobre los métodos convencionales de producción de energía hidráulica (hidrostática). Los sistemas hidrocinéticos requieren de obras civiles mínimas, eliminando así costos adicionales de construcción de presas o embalses, las cuales son ocasionalmente técnica o económicamente inviables, debido a la topografía, geología, riesgos sísmicos, etc., del lugar donde se pretende realizar la construcción. Asimismo, es posible instalar un arreglo múltiple de estas tecnologías para aumentar la extracción de energía (Yuce & Muratoglu, 2015).

De igual manera, los sistemas hidrocinéticos tienen varias inconvenientes frente a los otros sistemas de producción de energía. La producción de energía de estos sistemas es relativamente de pequeña escala, con coeficientes de potencia bajos. La máxima eficiencia que una turbina hidrocinética puede alcanzar es 59,3 %, conocido como el límite de Betz. Solamente los sistemas profesionales de alta calidad pueden alcanzar una eficiencia del 50 %. Adicionalmente, la cavitación (formación de burbujas de agua o huecos cuando la presión local es inferior a la presión de vapor) es una de las mayores limitaciones de las turbinas hidrocinéticas, ya que la implosión de estas burbujas puede dañar significativamente la turbina. Por último, la instalación de sistemas hidrocinéticos puede acarrear riesgos ambientales de pequeña escala, bloqueando actividades como la pesca, o afectando gravemente el hábitat donde son instalados, a causa del ruido y las vibraciones de estos (Yuce & Muratoglu, 2015).

2.2.2 Turbinas hidráulicas utilizadas en Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) La energía hidráulica a pequeña escala no tiene una definición pactada internacionalmente, y su límite superior puede variar entre 2,5 y 30 MW, aunque el valor más aceptado es de 10 MW (Ardizzon, Cavazzini, & Pavesi, 2014). En Colombia, la ley 697 de 2001 define como pequeños aprovechamientos hidroenergéticos, a aquellos potenciales de caudal hidráulico en un salto determinado que no supere los 10 MW. A diferencia de las hidroeléctricas a gran escala, cuyo desarrollo está asociado con la construcción de grandes presas, las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas son generalmente a filo de agua, utilizan un azud para elevar el nivel de un caudal o río y no hay (o hay poca) agua almacenada (Ardizzon, Cavazzini, & Pavesi, 2014).

Dependiendo de las características del sitio, tales como la cabeza hidráulica disponible, el caudal y la velocidad del generador, se tienen diferentes tipos de turbinas con diferentes rangos de operación y características de rendimiento, las cuales se pueden clasificar en turbinas de acción y turbinas de reacción. En las turbinas de acción el agua se mantiene a presión atmosférica y el


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intercambio de energía se basa solamente en la variación de energía cinética, mientras que las turbinas de reacción se caracterizan los álabes de la turbina totalmente inmersos en el agua. Debido a que las turbinas de reacción explotan la cabeza hidráulica disponible en términos de la variación de presión y energía cinética, se coloca aguas abajo del álabe un tubo de aspiración, no sólo para descargar el fluido sino también para aumentar el intercambio de energía debido a una reducción de presión adicional inducida en la salida del álabe (Ardizzon, Cavazzini, & Pavesi, 2014).

Las turbinas de acción se clasifican en turbinas Pelton, Turgo y de flujo transversal. La más importante es la turbina Pelton, la cual está compuesta por una o más tuberías forzadas, equipado con boquillas adecuadas, y por una rueda, cuyas cuchillas son cangilones distribuidos periféricamente. El chorro de agua, proveniente de cada boquilla y dirigido tangencialmente a la rueda, calienta los cangilones y se divide en dos, antes de ser rebotar casi 180°. La consecuente variación de momentum determina el intercambio de energía de la turbina. Las turbinas Turgo son similares a las turbinas Pelton, pero se caracterizan por tener cuchillas de diferente forma, y por tener diferentes disposiciones entre el álabe y las tuberías forzadas. El chorro de agua golpea el plano del álabe a un ángulo de aproximadamente 20°, de tal forma que el agua entre al álabe desde un lado y salga del otro lado, eliminando la interacción entre el flujo descargado por los diferentes cangilones, un riesgo que puede afectar el rango de operación de las turbinas Pelton, limitando el caudal máximo. Por último las turbinas de flujo transversal son más simples y baratas que las otras turbinas de acción. El chorro de agua entra por un lado del álabe (parecido a un tambor) y sale por el lado opuesto, después de pasar dos veces por las cuchillas de éste (Ardizzon, Cavazzini, & Pavesi, 2014).

Por su parte, las turbinas de reacción pueden ser clasificadas en turbinas Francis y de flujo axial. Las turbinas Francis son turbinas de flujo mixto, compuestas por una cámara espiral, un distribuidor, un álabe y un tubo de aspiración. La cámara espiral recibe el flujo y lo distribuye periféricamente hacia el distribuidor, el cual se representa por paletas direccionales móviles, cuyo objetivo es controlar el caudal que entra al álabe y definir el ángulo del flujo en la entrada de este. Finalmente, las turbinas de flujo axial incluyen las turbinas Kaplan y turbinas de hélices, las cuáles están compuestas generalmente de paletas direccionales, un álabe y un tubo de aspiración. Una vez esté en la turbina, el agua recibe un componente del torbellino de las paletas direccionales, el cual es absorbido en su mayoría por el álabe, determinando así el intercambio de energía (Ardizzon, Cavazzini, & Pavesi, 2014).

Las turbinas de acción y reacción mencionadas anteriormente, se ilustran a continuación en la Figura 4.


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Figura 4. Esquemas de diferentes tipos de turbinas hidráulicas utilizadas en Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH): (a) Turbina Pelton de inyector sencillo; (b) Turbina Turgo; (c) Turbina de flujo transversal (cross-flow turbine); (d) Turbina

Francis; y (e) Turbina Kaplan. Tomada de (Ardizzon, Cavazzini, & Pavesi, 2014).

2.2.3 Clasificación de los sistemas de conversión de energía hidrocinética Las tecnologías de energía hidrocinética existentes pueden ser clasificadas, acorde a sus principios operativos, en sistemas de conversión de energía de la corriente (Current energy conversion systems – CEC) y de conversión de energía undimotriz (Wave energy conversion systems – WEC). Los dispositivos de conversión de energía de la corriente, también llamados in-stream o sistemas de conversión de energía rotacional, son diseñados para captar energía de una corriente a través de turbinas rotacionales. Dentro de los sistemas de conversión de energía de la corriente, se encuentran los convertidores de energía de la corriente de marea (Tidal in-stream energy converters – TISEC), turbinas de corrientes marinas (Marine current turbines – MCT) y los sistemas de conversión de energía del río (River energy conversion systems - RCECS) (Yuce & Muratoglu, 2015).

Para este proyecto de grado, se considerarán solamente los sistemas de conversión de energía de la corriente, enfocándose principalmente en los sistemas de conversión de energía del río. Los sistemas de conversión de energía undimotriz y los convertidores de energía de la corriente de marea no serán considerados, ya que hacen parte de otras fuentes alternativas de generación, como lo son la energía del oleaje y de las mareas. Asimismo, las turbinas de corrientes marinas no hacen están dentro del alcance de este proyecto.

La clasificación de los sistemas hidrocinéticos y de las tecnologías actualmente disponibles en estos sistemas, se presenta a continuación en la Figura 5.


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Figura 5. Clasificación de los sistemas hidrocinéticos. Adaptada de (Yuce & Muratoglu, 2015).

Las tecnologías de los sistemas de conversión de energía de la corriente, pueden clasificarse en turbinas de eje horizontal, de eje vertical, helicoidales y de conductos. En las turbinas de eje horizontal y vertical, hay una serie de cuchillas en forma de hidroala, colocadas entre un soporte superior e inferior. La diferencia entre estas dos turbinas hidrocinéticas radica en la disposición del eje de rotación de la turbina con respecto a la dirección de flujo. Para las turbinas de eje horizontal, éste es paralelo a la dirección de flujo, mientras que para las turbinas de eje vertical es perpendicular a la dirección de flujo. Las turbinas de eje horizontal y vertical pueden ser diseñadas para tener álabes de 2 o 3 cuchillas, o pueden tener álabes multicuchilla (multi-bladed propellers). Los álabes multicuchilla pueden generar un mayor par de arranque sin ningún problema de equilibrio, pero tienen mayores pérdidas hidrodinámicas a comparación de los álabes de 2 o 3 cuchillas (Yuce & Muratoglu, 2015).

Las turbinas helicoidales se diseñan envolviendo cuchillas en forma de hélice. En estas turbinas, el eje de rotación es perpendicular al flujo de agua y pueden capturar el movimiento del agua en cualquier dirección, incluso en velocidades muy bajas. Las turbinas helicoidales se pueden instalar de forma horizontal o vertical con respecto al suelo, propiedad que aumenta la eficiencia y la viabilidad de estas turbinas (Yuce & Muratoglu, 2015).

Las turbinas de conductos proporcionan un alto nivel de energía para ser extraída, al disminuir la presión dentro del área confinada por el conducto, aumentando la velocidad de flujo. Estas turbinas no están sujetas al límite de Betz, por lo cual investigaciones en este tipo de turbinas podrían ayudar a aumentar su eficiencia a un nivel deseable (Yuce & Muratoglu, 2015).

2.2.4 Balance hídrico a largo plazo en una cuenca de drenaje La ecuación diferencial para el balance hídrico de una cuenca de drenaje es (Poveda, y otros, 2007):


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𝑑𝑆(𝑡)

𝑑𝑡= 𝑃(𝑡) − 𝐸(𝑡) − 𝑅(𝑡)

Ecuación 1. Ecuación diferencial para el balance hídrico de una cuenca de drenaje.

Donde:

𝑆(𝑡): Almacenamiento de agua en el suelo y en acuíferos en función del tiempo. 𝑃(𝑡): Precipitación media en la cuenca en milímetros por unidad de tiempo. 𝐸(𝑡): Evapotranspiración real media en la cuenca en milímetros por unidad de tiempo. 𝑅(𝑡): Escorrentía total que sale de la cuenca en milímetros por unidad de tiempo.

Al integrar esta ecuación en un periodo de tiempo largo 𝑇 se obtiene:

1

𝑇[𝑆(𝑇) − 𝑆(0)] =

1

𝑇∫ [𝑃(𝑡) − 𝐸(𝑡) − 𝑅(𝑡)]𝑑𝑡 = �̅� − �̅� − �̅�

𝑇

0

Donde las barras denotan el promedio temporal de precipitación media en la cuenca, evapotranspiración real media en la cuenca y escorrentía total que sale de la cuenca. Dado que 𝑆 se

mantiene en un valor finito a medida que 𝑇 incrementa, la cantidad 1

𝑇[𝑆(𝑇) − 𝑆(0)] tiende a cero,

y por consiguiente, la expresión para el balance hídrico a largo plazo en una cuenca es (Poveda, y otros, 2007):

�̅� = �̅� − �̅� Ecuación 2. Balance hídrico a largo plazo en una

cuenca.

Por definición, el caudal medio a la salida de la cuenca es entonces �̅� = �̅�𝐴, donde 𝐴 es área de la cuenca. Si se asume que este caudal es transportado a través del cauce principal de drenaje de la cuenca, esta simplificación evita la dificultad de estimar el flujo de agua superficial y es casi exacta para cuencas hidrográficas grandes, donde el agua subterránea fluye hacia la red de drenaje como flujo base. Al asumir ergodicidad, se pueden reemplazar los promedios temporales por valores esperados, y se obtiene la ecuación para el caudal medio a la salida de la cuenca (Poveda, y otros, 2007):

𝑄 = 𝐴[𝑃 − 𝐸] Ecuación 3. Caudal medio a la salida de una cuenca.

Este caudal se puede estimar a través de la integración espacial de los promedios temporales de precipitación 𝑃(𝑥, 𝑦) y evapotranspiración real 𝐸(𝑥, 𝑦) en la cuenca:

𝑄 = ∬ [𝑃(𝑥, 𝑦) − 𝐸(𝑥, 𝑦)] 𝑑𝑥 𝑑𝑦𝐴

La aproximación numérica de esta última ecuación es efectuada por el sistema de información geográfica (SIG) HidroSIG 4.0 de la siguiente manera:


10

𝑄 ≅ ∑ (𝑃𝑖,𝑗 − 𝐸𝑖.𝑗)

𝑖,𝑗∈𝐴

∆𝑖,𝑗 Ecuación 4. Aproximación numérica de la Ecuación

3 efectuada por el SIG HidroSIG 4.0.

Donde ∆𝑖,𝑗 denota el área del (𝑖, 𝑗)ésimo pixel de un Modelo Digital de Elevación del Terreno (MDE).

Por consiguiente, si se dispone de los mapas raster de precipitación media y evapotranspiración real media sobre la cuenca, HidroSIG 4.0 calcula el caudal medio a la salida de una cuenca hidrográfica evaluando la expresión de balance hídrico a largo plazo en cada pixel del MDE y multiplicando este valor por el área del pixel (Poveda, y otros, 2007).

2.2.5 Transposición de caudales Generalmente, los sitios con potencial hídrico aprovechable no coinciden con la ubicación de las estaciones limnigráficas, por lo cual los datos de estas estaciones deben extrapolarse a sitios aguas arriba o aguas abajo de a corriente de interés y en ocasiones a otras cuencas hidrográficas similares. En la práctica, se acostumbra en estas situaciones utilizar información de una estación limnigráfica ubicada en los alrededores de la cuenca hidrográfica del sitio de interés, para extrapolar sus datos de acuerdo a la siguiente ecuación (Murdock & Gulliver, 1993):

𝑄𝑠 = (𝐴𝑠

𝐴𝑔)

𝑛

𝑄𝑔 Ecuación 5. Transposición de caudales.

Donde:

𝑄𝑠: Caudal transpuesto en el sitio de interés. 𝐴𝑠: Área de drenaje de la cuenca hidrográfica del sitio de interés. 𝐴𝑔: Área de drenaje de la cuenca hidrográfica de la estación limnigráfica.

𝑄𝑔: Caudal registrado en la estación limnigráfica.

𝑛: Exponente cuyo valor depende de las características de las cuencas hidrográficas. El valor del exponente 𝑛 se establece típicamente en la industria hidroeléctrica como 1, debido a que normalmente no hay información suficiente para asignarle otro valor.

Otro método para efectuar la transposición de caudales, desarrollado por miembros del grupo de la Washington State University que trabajaba en el inventario hidroeléctrico regional del Pacífico Noroeste, utiliza la aproximación hecha por (Heitz, 1998). El método consiste en dividir los valores de caudal de una curva de duración de caudales construida con los registros de una estación limnigráfica, por el valor promedio multianual de la serie, con el fin de obtener valores adimensionales de caudal. Esta curva adimensional puede ajustarse a un sitio de hidrología homogénea que no posea registros históricos de caudales mediante el caudal medio multianual determinado en ese sitio. Cabe resaltar que en los límites de la curva, la confiabilidad de esta es cuestionable, ya que el número de datos es mínimo y estos valores son consecuencia de acontecimientos inusuales como crecientes o caudales extremadamente bajos (Warnick, Mayo, Carson, & Sheldon, 1984).

En este proyecto de grado, se efectuará la trasposición de caudales siguiendo este último método.


11

2.2.6 Curva de duración de caudales Una curva de duración de caudales representa la relación entre magnitud y frecuencia de los caudales diarios, semanales o mensuales, u otra escala de tiempo deseada, para un río de una cuenca hidrográfica, proporcionando un estimativo del porcentaje de tiempo que un caudal específico es igualado o excedido dentro de un periodo histórico. Por consiguiente, la curva de duración de caudales permite ver gráficamente, de manera simple y comprensible, la variabilidad histórica promedio asociada a los caudales de un río de una cuenca hidrográfica (Vogel & Fennessey, 1994).

La curva de duración de caudales es el complemento de una función de distribución acumulada de caudales diarios. Cada valor de caudal 𝑄 le corresponde una probabilidad de excedencia 𝑝, y la curva de duración de caudales es simplemente la gráfica de 𝑄𝑝, es decir, el 𝑝 -ésimo cuartil o porcentaje

de caudal diario vs. la probabilidad de excedencia 𝑝, donde 𝑝 se define de la siguiente manera (Vogel & Fennessey, 1994):

𝑝 = 1 − 𝑃{𝑄 ≤ 𝑞} 𝑝 = 1 − 𝐹𝑄

Ecuación 6. Determinación de la probabilidad de excedencia.

A continuación, se presenta una curva de duración de caudales típica de un río de una cuenca hidrográfica:

Ilustración 1. Curva de duración de caudales para los caudales anuales del río Acheron. Tomada de (Vogel & Fennessey, 1994).

Las curvas de duración de caudales se utilizan de forma considerable en actividades de planeación y desarrollo de recursos hídricos, como en el diseño de sistemas de drenaje, en estudios de control de inundaciones, en la estimación de las carga de sedimentos y sólidos disueltos de una corriente y en la evaluación de las características del potencial hidroeléctrico de un río (Subramanya, 2008).

2.2.7 Pérdidas de energía Las pérdidas por fricción corresponden a las pérdidas de altura de presión debidas a la fricción fluida

sobre la pared de la tubería y a los efectos de viscosidad del fluido (Saldarriaga, 2007). El cálculo de

estas pérdidas se realiza de manera directa con la ecuación de Darcy Weisbach:


12

ℎ𝑓 = 𝑓𝑙

𝑑

𝑣2

2𝑔

Ecuación 7. Ecuación de Darcy Weisbach.

Donde:

𝑓: Factor de fricción de Darcy.

𝑙: Longitud de la tubería.

𝑑: Diámetro de la tubería.

𝑣: Velocidad media del flujo en la tubería.

El factor de fricción de Darcy es el responsable de las pérdidas por fricción, y puede ser determinado

a partir de la ecuación de Colebrook-White. Esta ecuación es físicamente basada y relaciona el factor

de fricción como función de la rugosidad relativa de la tubería (𝑘𝑠

𝑑) y el número de Reynolds de

manera implícita:

1

√𝑓= −2 log10 (

𝑘𝑠

3.7𝑑+

2.51

𝑅𝑒√𝑓) Ecuación 8. Ecuación de Colebrook-White.

Donde:

𝑓: Factor de fricción de Darcy. 𝑘𝑠: Rugosidad absoluta de la tubería. 𝑑: Diámetro de la tubería. 𝑅𝑒: Número de Reynolds.

Por otro lado, las pérdidas menores están asociadas a los accesorios y cambios de alineamiento en

la tubería. Estos producen vórtices y curvaturas en las líneas de corriente, las cuales se traducen en

pérdidas de energía. Las pérdidas menores son modeladas mediante un factor 𝑘𝑚 que multiplica la

altura de velocidad, dando así la pérdida de presión producida por el accesorio (Saldarriaga, 2007).

El cálculo de las pérdidas menores se realiza a través de la siguiente ecuación:

ℎ𝑚 = ∑ 𝑘𝑚

𝑣2

2𝑔

Ecuación 9. Pérdidas menores.

Las pérdidas totales de energía (ℎ𝑇) en una tubería de presión corresponden a la suma de las

pérdidas por fricción (ℎ𝑓) y las pérdidas locales o pérdidas menores (ℎ𝑚). Utilizando la ecuación de

conservación de la masa o de continuidad para reemplazar la velocidad, las pérdidas totales de

energía en una tubería de presión se reducen a la siguiente ecuación (Garcés Castro, 2014):

ℎ𝑇 = 𝑘𝑄2 = (𝑓𝐿

2𝐷𝑔𝐴2+

𝑘𝑚

2𝑔𝐴2) 𝑄2

Ecuación 10. Pérdidas totales de energía en una tubería a presión.


13

Es importante resaltar que el factor 𝑘 de la Ecuación 10 es propio de cada tubería a presión, ya que

depende de los materiales, longitudes, diámetros y accesorios que la conforman. Por lo tanto, este

factor debe calcularse para cada proyecto hidroeléctrico que se desee plantear (Garcés Castro,

2014).

2.2.8 Potencial hidroeléctrico técnico instalable La potencia generada por una central hidroeléctrica se determina mediante la siguiente ecuación (Murdock & Gulliver, 1993)

𝑃 =𝑒𝛾𝑄𝐻

1000

Ecuación 11. Potencia generada por una central hidroeléctrica.

Donde:

𝑃: Potencia [kW]. 𝑄: Caudal fluyendo por la turbina hidráulica [m3/s]. 𝐻: Cabeza hidráulica neta sobre las turbinas [m]. 𝑒: Eficiencia combinada turbina/generador. 𝛾: Peso específico del agua [N/m3]. La energía anual entregada por la central hidroeléctrica se obtiene integrando la Ecuación 11 en un periodo de tiempo igual a un año. A pesar de que la cabeza hidráulica neta y la eficiencia no son constantes a diferentes caudales, normalmente se suponen constantes para hacer un cálculo aproximado de la generación anual de energía. Las excepciones son proyectos que utilizan almacenamientos de agua significativos y proyectos de cabeza ultra baja (Murdock & Gulliver, 1993).

De acuerdo con (Garcés Castro, 2014), para que la Ecuación 11 pueda implementarse, ésta debe transformarse en una expresión donde se hayan eliminado las pérdidas de energía que se generan en las conducciones o tuberías hidráulicas y las eficiencias de los equipos. Según (Chiquito, 2011), dichas pérdidas pueden adoptar los siguientes valores aproximados:

Factor de pérdidas hidráulicas en las obras de captación: 0.960.

Factor de pérdidas hidráulicas en las obras de conducción: 0.955.

Factor de pérdidas hidráulicas en los equipos hidromecánicos: 0.960.

Factor de eficiencia de los equipos eléctricos: 0.965.

Estos factores transforman la Ecuación 11 en la siguiente fórmula general:

𝑃 = 8.35𝑄𝐻 Ecuación 12. Potencia hidroeléctrica técnica instalable.

La anterior ecuación permite calcular entonces el potencial hidroeléctrico técnico instalable [kW] recibiendo valores razonables de caudal [m3/s] y de cabeza hidráulica neta [m].


14

2.2.9 Capacidad de regulación natural y artificial de caudales El caudal firme se define como el caudal base que la corriente logra brindar incluso en los periodos de sequía más críticos. Matemáticamente, se ha establecido que el caudal firme corresponde al caudal con probabilidad de excedencia del 95% del tiempo en un periodo de observación prolongado. Por consiguiente, el factor de autorregulación de una cuenca hidrográfica puede estimarse como la relación entre el caudal firme y el caudal medio (McMahon & Adeloye, 2005) (Garcés Castro, 2014).

𝐹𝐴 =𝑄𝑓

�̅�

Ecuación 13. Factor de autorregulación.

Por otro lado, el caudal regulado es el flujo liberado de forma controlada desde un embalse, y generalmente se expresa como una parte o porcentaje del caudal medio anual de entrada al embalse. La relación entre el caudal regulado y el caudal media anual de entrada al embalse se conoce como factor de regulación y se expresa matemáticamente a través de la siguiente ecuación (McMahon & Adeloye, 2005) (Garcés Castro, 2014):

𝐹𝑅 =𝑄𝑟

�̅�

Ecuación 14. Factor de regulación.

El nivel superior de regulación está restringido por los aportes de precipitación y las pérdidas de evaporación en el espejo de agua del embalse, y por las características físicas del sitio donde se encuentra ubicada la presa (McMahon & Adeloye, 2005).

2.2.10 Curva de masa y cálculo del volumen útil requerido Uno de los primeros métodos utilizados para calcular el volumen útil requerido para cumplir con

una descarga de agua específica desde el embalse, fue desarrollado por W. Rippl en 1983. El método

consiste en encontrar la máxima diferencia de volumen acumulado entre una secuencia de

descargas de agua desde el embalse deseadas 𝑅𝑡 y entradas de agua conocidas 𝑄𝑡. El enfoque

original de Rippl implica trazar la curva de volumen acumulado neto vs. tiempo (Loucks, van Beek,

Stedinger, Dijkman, & Villars, 2005). Esta curva se conoce como curva de masa.

Sin embargo, el método propuesto por Rippl no tiene en cuenta las pérdidas y es poco manejable si

las descargas de agua no son las mismas en cada periodo. Otro método equivalente al método de

Rippl es el método del pico secuente. Este método permite calcular la capacidad máxima de

almacenamiento del embalse 𝐾𝑡 para periodos desde 1 hasta 𝑡 utilizando la siguiente ecuación

recurrente (Loucks, van Beek, Stedinger, Dijkman, & Villars, 2005):

𝐾𝑡 = {𝑅𝑡 − 𝑄𝑡 + 𝐾𝑡−1 si 𝑅𝑡 − 𝑄𝑡 + 𝐾𝑡−1 > 0

0

Ecuación 15. Método del pico secuente.

Partiendo de un almacenamiento inicial 𝐾0 igual a 0, el procedimiento involucra calcular las

capacidades máximas de almacenamiento 𝐾𝑡 y determina que el valor máximo de estas capacidades


15

será el volumen útil requerido por el embalse para las 𝑅𝑡 y 𝑄𝑡 especificadas (Loucks, van Beek,

Stedinger, Dijkman, & Villars, 2005).

Si se fijan las entradas de agua o aportes al embalse, y calculando los volúmenes necesarios para

satisfacer una demanda con un grado de confiabilidad específico, se puede obtener la curva de

regulación. Al analizar la curva de regulación, se puede observar que sus pendientes siempre son

crecientes, razón por la cual existe un volumen de regulación a partir del cual los aumentos de

capacidad del embalse no son proporcionales al aumento de caudal regulado. Por consiguiente, el

volumen útil requerido óptimo se puede encontrar mediante un procedimiento de derivación

numérica de la curva de regulación en cada punto, y se establece como el volumen para el cual la

relación entre este y el caudal regulado deja de ser lineal y pasa a comportarse de manera

exponencial (Garcés Castro, 2014).

3 Caracterización del proyecto 3.1 Objetivos generales El objetivo general del proyecto de grado es determinar para cada Zona No Interconectada (ZNI) del departamento de Nariño, el tipo de energía hidráulica (hidrostática o hidrocinética) y la tecnología de generación (turbina hidráulica) que permitirá generar la mayor cantidad de energía eléctrica posible, con el menor recurso hídrico disponible.

3.2 Objetivos específicos Para cumplir con el objetivo general del proyecto, se establecen los siguientes objetivos específicos:

Identificar las opciones de suministro de energía eléctrica en el departamento de Nariño soportadas en fuentes hídricas para abastecer la demanda de energía eléctrica, a partir de la caracterización socioeconómica y energética realizada por la Universidad de Nariño y de los inventarios del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE) y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Indagar cuáles son los diferentes tipos de turbinas hidráulicas que se utilizan en la actualidad en proyectos de energía hidrostática y energía hidrocinética y proponer una clasificación de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) en Colombia, identificando los tipos de turbinas hidráulicas que se pueden utilizar en cada una.

Proponer una metodología de identificación de puntos con potencial hídrico aprovechable, mediante la utilización de un SIG para sobreponer información existente del departamento de Nariño (centros poblados, subregiones, cuencas hidrográficas, relieve, red eléctrica del Sistema Interconectado Nacional (SIN), subestaciones, etc.), y complementarla con información proveniente de las estaciones meteorológicas del Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales de Colombia (IDEAM). Se recomienda utilizar el sistema de información geográfica HidroSIG 4.0, desarrollado por la Universidad Nacional de Colombia, sede Medellín.

A partir de las curvas de eficiencia y de potencia para turbinas hidráulicas suministradas por diferentes proveedores, estimar cuánta energía se podría generar a través de la implementación de proyectos de energía hidráulica en las ZNI del departamento de Nariño.


16

3.3 Alcance (compromisos) Como se mencionó anteriormente, este proyecto de grado tiene como alcance la elaboración de modelos de generación hidráulica (hidrostática e hidrocinética) ajustables a diferentes escenarios, con el fin de que estos constituyan las bases para diseños a nivel de prefactibilidad y/o factibilidad, que a su vez servirán para la instalación de sistemas prototipo en las zonas distantes y/o no interconectadas del departamento de Nariño.

4 Zonas No Interconectadas (ZNI) del departamento de Nariño 4.1 Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017 En el Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017 (UPME, 2014) se presenta la cantidad de usuarios o suscriptores con servicio de energía eléctrica a nivel nacional, especificando la cantidad de usuarios o suscriptores que se encuentran en las cabeceras municipales. Para el departamento de Nariño, el total de usuarios se determinó sumando la información proporcionada por el Operador de Red (OR) CEDENAR. Con respecto a las Zonas No Interconectadas, el Plan indica que la información fue obtenida del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), y que estas zonas no tienen dentro de su competencia la estimación de cobertura ni definición del número de viviendas. A continuación se presenta la desagregación de usuarios por sistema del departamento de Nariño, reportada en la Tabla 13 del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017.

Tabla 1. Desagregación de usuarios por sistema del departamento de Nariño. Información tomada de la Tabla 13. Desagregación de usuarios por sistema y por departamento del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía

Eléctrica 2013-2017 (UPME, 2014).

De acuerdo con las cifras presentadas en la Tabla 1, del total de los usuarios el 13.58% corresponden a usuarios en Zonas No Interconectadas y de estos usuarios, solamente el 17.25% están ubicados en la cabecera municipal.

El Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017 también incluye la estimación de viviendas urbanas y rurales en cada departamento de Colombia, a partir de la proyección de la población y el índice de habitantes por vivienda del 2005, con el fin de determinar el Índice de Cobertura de Energía Eléctrica. A continuación se presenta el estimado de viviendas para el departamento de Nariño, reportado en la Tabla 14. Total de viviendas urbanas y rurales del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017.

Departamento

Usuarios

cabecera

municipal

SIN

Usuarios

resto SIN

Usuarios

total SIN

Usuario

Subnormal

Usuarios

cabecera

municipal

ZNI

Usuarios

resto ZNI

Usuarios

total ZNI

Usuarios

cabecera

municipal

totales

Usuarios

resto

totales

Total

Usuarios

Nariño 165.938 155.813 321.751 4.098 8.836 42.376 51.212 178.872 198.189 377.061


17

Tabla 2. Total de viviendas urbanas y rurales del departamento de Nariño. Información tomada de la Tabla 14. Total de viviendas urbanas y rurales del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017 (UPME, 2014).

A partir de la cantidad de usuarios con servicio de energía eléctrica y las viviendas totales del departamento, el índice de cobertura del servicio de energía eléctrica (ICEE) se establece de la siguiente manera.

𝐼𝐶𝐸𝐸𝑖 =𝑈𝑖

𝑉𝑖× 100%

Ecuación 16. Estimación del Índice de Cobertura de Energía Eléctrica.

Donde:

𝑖: Periodo de análisis. 𝑈𝑖: Usuarios del servicio de energía eléctrica en el departamento de Nariño en el periodo 𝑖. 𝑉𝑖: Viviendas en el departamento de Nariño en el periodo 𝑖. El Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017 incluye la estimación del Índice de Cobertura de Energía Eléctrica del departamento de Nariño para el año 2012. Asimismo, advierte que la confiabilidad y la calidad de la estimación de este índice dependieron en gran medida de la información reportada por CEDENAR y el IPSE, así como la validación de esta información ante otras entidades como los Entes Territoriales y el DANE. A continuación se presentan los resultados reportados en la Tabla 15. Estimación del índice de cobertura de energía eléctrica –ICEE 2012 del Plan Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017.

Tabla 3. Estimación del Índice de Cobertura de Energía Eléctrica del departamento de Nariño para el año 2012. Información tomada de la Tabla 15. Estimación del índice de cobertura de energía eléctrica –ICEE 2012 del Plan

Indicativo de Expansión de Cobertura de Energía Eléctrica 2013-2017 (UPME, 2014).

Departamento

Viviendas

cabecera

municipal

Viviendas

resto

Total

viviendas

Nariño 181.926 210.819 392.745

Departamento

ICEE

cabecera

municipal

ICEE

resto

ICEE

Total

Nariño 98.32% 94.01% 96.01%


18

Ilustración 2. Índice de Cobertura de Energía Eléctrica (ICEE) año 2012. Tomado de (UPME, 2014).

4.2 DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO PLAN DE ENERGIZACIÓN RURAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO PERS-Nariño

Para tener un panorama más claro de las Zonas No Interconectadas (ZNI) en el departamento de Nariño, se presentan dos indicadores sociales que hacen alusión a la equidad, específicamente la accesibilidad y asequibilidad a la energía eléctrica en el departamento, y un indicador económico, correspondiente al patrón de uso global de energía eléctrica en el departamento. Estos indicadores se encuentran en el DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO PLAN DE ENERGIZACIÓN RURAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO PERS-Nariño (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO Análisis de Información Primaria, 2014).


19

Tabla 4. Indicador social. Accesibilidad a la energía eléctrica en el departamento de Nariño. Información tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO


Tabla 5. Indicador social. Asequibilidad a la energía eléctrica en el departamento de Nariño. Información tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE NARIÑO


Subregión

Pie de Monte Costero 2.9%

Occidente 0.0%

Pacífico Sur 7.5%

Ex Provincia de Obando 0.6%

Cordillera 4.7%

Centro 0.0%

Sanquianga 30.9%

Sabana 1.5%

Río Mayo 1.4%

Telembí 32.8%

Abades 1.5%

Juanambú 1.1%

Guambuyaco 0.9%

Descripción

Porcentaje de

viviendas sin

electricidad o

energía comercial, o

muy dependientes

de energías no

comerciales.

Subregión

Pie de Monte Costero 23,344.7$

Occidente 13,005.4$

Pacífico Sur 48,432.1$

Ex Provincia de Obando 16,178.3$

Cordillera 14,172.4$

Centro 21,179.7$

Sanquianga 10,666.7$

Sabana 14,481.2$

Río Mayo 17,756.7$

Telembí 72,756.7$

Abades 9,097.6$

Juanambú 14,434.7$

Guambuyaco 16,115.0$

Descripción

Ingreso mensual por

vivienda dedicado al

pago de electricidad


20

Tabla 6. Indicador económico. Patrón de uso global de energía eléctrica en el departamento de Nariño. Información tomada de (Universidad de Nariño, UPME, USAID, & IPSE, DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO Y SOCIAL DEL DEPARTAMENTO DE

NARIÑO Análisis de Información Primaria, 2014).

De los indicadores presentados anteriormente, se pueden resaltar los siguientes puntos:

a) Las subregiones de Occidente y Centro tienen cobertura total de energía eléctrica.

b) Se debe priorizar el aumento en la cobertura de energía eléctrica en las subregiones de Sanquianga y Telembí, las cuales tienen un porcentaje de viviendas sin electricidad o energía comercial de 30.9% y 32.8%, respectivamente.

c) Resulta más crítico aumentar la cobertura de energía eléctrica en la subregión de Telembí, la cual presenta la asequibilidad más baja de todas con $72,756.7 del ingreso mensual por vivienda dedicados al pago de electricidad, y el tercer mayor uso de energía eléctrica con 0.53 kWh per cápita al día (Sanquianga presenta la segunda mayor asequibilidad con $10,666.7 del ingreso mensual por vivienda dedicados al pago de electricidad, y el menor uso de energía eléctrica con 0.28 kWh per cápita al día).

d) También se debe priorizar el aumento de la cobertura de energía eléctrica de la subregión del Pacífico Sur, la cual tiene un porcentaje de viviendas sin electricidad o energía comercial de 7.5% (el tercero más alto), la segunda asequibilidad más baja con $48,432.1 del ingreso mensual por vivienda dedicados al pago de electricidad y el segundo uso de energía eléctrica más alto con 0.70 kWh per cápita al día.

5 Inventario de los recursos hidroeléctricos del departamento de Nariño

La determinación de los recursos hidroeléctricos existentes en el departamento de Nariño se realizó a través del Estudio del sector de energía eléctrica: inventario de los recursos hidroeléctricos (ISA, 1979). Teniendo en cuenta la ubicación del departamento de Nariño, se consultó únicamente el inventario de recursos hidroeléctricos de la región de estudio correspondiente a la Vertiente del Pacífico (Región V – Vertiente del Pacífico) y la zona 1 de esta región (Zona 1 – MIRA – PATIA). Esta

Subregión

Uso de energía

eléctrica[kWh per

cápita/día]

Pie de Monte Costero 0.72

Occidente 0.44

Pacífico Sur 0.70

Ex Provincia de Obando 0.41

Cordillera 0.45

Centro 0.48

Sanquianga 0.28

Sabana 0.41

Río Mayo 0.41

Telembí 0.53

Abades 0.34

Juanambú 0.40

Guambuyaco 0.51


21

zona comprende 4 cuencas del departamento de Nariño: MIRA, GUAITARA, TELEMBI y PATIA. El inventario especifica los nombres de los proyectos hidroeléctricos desarrollados en cada cuenca, y para cada uno de estos proyectos, detalla la capacidad instalada, el caudal medio, el área afluente, el volumen de embalse útil, el caudal regulado, el caudal de diseño, el caudal del 95%, la caída neta, la energía firme y la energía media. Antes de presentar el inventario, es necesario tener en mente los siguientes puntos:

a) El volumen de embalse útil se presenta solamente para proyectos hidroeléctricos que hayan requerido represamiento.

b) Teniendo en cuenta que la regulación de caudales es efectuada por un embalse, al no haber volumen de embalse útil, no habrá caudal regulado. La única excepción se presenta en el proyecto hidroeléctrico PATIA, el cual represa el lecho del río Patía, y está constituido por 4 proyectos hidroeléctricos en cascada (PATIA I, PATIA II, PATIA III y PATIA IV).

c) El caudal del 95% corresponde al caudal firme.

El inventario de los recursos hidroeléctricos del departamento de Nariño se presenta a continuación:

Tabla 7. Inventario de los recursos hidroeléctricos del departamento de Nariño. Adaptada de (ISA, 1979).

Es importante resaltar que el inventario presentado en la Tabla 7 data del año 1979. Para conocer en detalle el estado actual de cada uno de los proyectos hidroeléctricos, es recomendable realizar una actualización de este inventario. Sin embargo, el inventario es de gran utilidad en la determinación del suministro de energía eléctrica en el departamento de Nariño soportado en fuentes hídricas y la ubicación de los proyectos hidroeléctricos detallados en este, constituye una parte de la metodología de identificación de puntos con potencial hídrico aprovechable.

6 Modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño en HidroSIG 4.0

El modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño fue elaborado en su gran mayoría por el geógrafo Fabián Andrés Palacios Alzate de la Universidad de Nariño, quien trabaja actualmente en el proyecto Análisis de Oportunidades Energéticas con Fuentes Alternativas en el Departamento de Nariño –ALTERNAR–. A continuación se describirán los componentes del modelo y las capas a las que pertenece cada uno de estos.

Cuenca N° NombreCapacidad

instalada [MW]

Caudal medio

[m3/s]

Área afluente

[km2]

Volumen embalse

útil [Mm3]

Caudal regulado

[m3/s]

Caudal de

diseño [m3/s]

Caudal del

95% [m3/s]

Caída

neta [m]

Energía firme

[GWh/Año]

Energía media

[GWh/Año]232 PALPIS 270 60 981 - - 66 16 495 576 2159

233 EL DIVISO 192 114 1465 - - 1255 31 185.5 418 1538

234 LA HONDA 210 570 10900 - - 627 175 40.6 516 1680

235 CONSACA 103 39 2438 - - 43 14 288 293 817

236 SANDONA 110 43 2700 - - 473 16 281 327 878

237 LINARES 148 59 3330 - - 616 225 290 474 1200

238 ARBOLEDAS 64 25 770 - - 275 85 283 175 514

239 CHITA 78 45 1600 - - 495 16 191 222 625

240 BUENAVISTA 272 59 580 525 55 110 16 298 1192 1278

241 LA MARIA 317 34 601 - - 375 9.7 1021 720 2524

242 SASPI 128 44 556 - - 485 11.6 319 269 1020

243 TELEMBI 44 117 1665 - - 129 23 41.4 94 352

244 MAYO 21 114 625 - - 125 - 204 67 169

245 PATIA I 1200 343 13100 8600 330 710 - 210 4991 5187

246 PATIA II 800 373 13528 510 330 710 - 170 4203 4610

247 PATIA III 700 385 13600 - 330 673 150 125.4 3100 3510

248 PATIA IV 175 497 14950 - 330 796 200 265 751 958

1 M

IRA

2 G

UA

ITA

RA

3 TE

LEM

BI

4 P

ATI

A


22

6.1 Límites municipales del departamento de Nariño Como se especificó anteriormente, departamento de Nariño está ordenado administrativamente en 13 subregiones y tiene en total 64 municipios ubicados estas subregiones. A continuación se indica cuáles son los municipios del departamento de Nariño y a qué subregión pertenece cada uno.

Tabla 8. División administrativa del departamento de Nariño.

Los municipios del departamento de Nariño y los respectivos límites municipales están incluidos y georreferenciados en la capa del modelo denominada “Lim_Municipios”. A continuación se presenta el contenido gráfico de esta capa. De forma ilustrativa, se incluirá la identificación del municipio de Tumaco de la subregión Pacífico Sur.

Subregión Municipio Subregión Municipio

Ricaurte Mosquera

Mallama (Piedrancha) Olaya Herrera (Bocas de Santinga)

Linares La Tola

Sandoná El Charco

Ancuya Santa Bárbara (Iscuandé)

Consacá Sapuyes

Tumaco Túquerres

Francisco Pizarro (Salahonda) Opina

Cumbal Imúes

Cuaspud (Carlosama) Guaitarilla

Guachucal Colón (Génova)

Aldana San Pablo

Pupiales El Tablón

Ipiales Belén

Potosí San Pedro de Cartago (Cartago)

Córdoba La Cruz

Puerres San Bernardo

Funes Albán (San José)

Contadero Roberto Payán (San José)

Gualmatán Magüí (Payán)

Iles Barbacoas

Leiva Samaniego

El Rosario Santa Cruz (Guachavés)

Policarpa Providencia

Cumbitara San Lorenzo

Taminango La Unión

Pasto Arboleda (Berruecos)

Tangua Buesaco

Yacuanquer Los Andes (Sotomayor)

La Florida La Llanada

Nariño El Tambo

Chachagüí El Peñol

Centro

Cordillera

Ex Provincia de Obando

Guambuyaco

Juanambú

Abades

Telembí

Río Mayo

Sabana

Sanquianga

Pie de Monte Costero

Occidente

Pacífico Sur


23

Ilustración 3. Modelo hidrometeorológico HidroSIG 4.0. Límites municipales del departamento de Nariño.

6.2 Estaciones hidrometeorológicas del IDEAM En Nariño hay un total de 57 estaciones hidrometeorológicas georreferenciadas pertenecientes al IDEAM. Gracias al geógrafo Fabián Andrés Palacios Alzate, se pudo disponer del histórico de datos de precipitación (mínima, media y máxima mensual), brillo solar, evaporación, humedad relativa, nubosidad, punto de rocío, temperatura (mínima, media y máxima mensual) y caudal (mínimo, medio y máximo mensual) registrado por estas estaciones desde el año 1970 hasta el mes de diciembre del año 2014. Las 57 estaciones fueron ubicadas en el modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño elaborado en HidroSIG 4.0 y se pueden visualizar en la capa denominada “Estaciones_precipitacion”. De manera ilustrativa, se incluirá la identificación de las 7 estaciones hidrometeorológicas del IDEAM ubicadas en el municipio de Pasto de la subregión Centro.


24

Ilustración 4. Modelo hidrometeorológico HidroSIG 4.0. Estaciones hidrometeorológicas del IDEAM en el departamento de Nariño.

6.3 Sistema de drenaje de cada municipio En el modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño elaborado en HidroSIG 4.0, se incluyen los drenajes sencillos y dobles de cada cuenca. De igual manera, se dispone de los mapas de direcciones de drenaje en cada subregión. Para la estimación de caudales a través del balance a largo plazo, solo se requieren los mapas de direcciones de drenaje.

6.4 Cuencas hidrográficas proyectadas Debido a que HidroSIG 4.0 no calcula en sí el caudal para cada río, sino que estima el caudal medio de salida al final de una cuenca hidrográfica (es decir, predice el comportamiento hidrometeorológico de la cuenca), resulta indispensable trazar las cuencas hidrográficas de cada municipio. Las cuencas hidrográficas proyectadas para la estimación de caudales medios se encuentran trazadas en la capa denominada “Cuencas_proyectadas”. De modo de ilustración, se presentan las cuencas hidrográficas proyectadas para el municipio de Barbacoas de la subregión Telembí.


25

Ilustración 5. Modelo hidrometeorológico HidroSIG 4.0. Cuencas hidrográficas proyectadas.

6.5 Modelo Digital de Elevación del Terreno (MDE) Debido a que HidroSIG 4.0 no permite ningún tipo de edición en shapes previamente creados (cortar, unir, fundir, etc.), el Modelo Digital de Elevación del Terreno (MDE), proporcionado por el geógrafo Fabián Andrés Palacios Alzate, está compuesto por 7 capas diferentes. En su denominación, estas capas incluyen el prefijo “MED_”. A continuación se presenta el MDE obtenido.

Ilustración 6. Modelo hidrometeorológico HidroSIG 4.0. Modelo Digital de Elevación del Terreno (MDE).


26

El MDE es de suprema importancia, ya que permite realizar una estimación de la lámina de agua de la cuenca a estudiar. Adicionalmente, permite estimar la diferencia de pendiente a lo largo del río principal de la cuenca y, por consiguiente, la cabeza hidráulica aprovechable.

6.6 Mapas de precipitación y evapotranspiración Para la estimación de caudales medios, mínimos y máximos anuales, HidroSIG 4.0 requiere la adición de mapas de precipitación anual y evapotranspiración real anual en formato digital. La digitalización de estos mapas, los cuales pueden ser consultados a nivel nacional en el Atlas Climatológico de Colombia, fue elaborada por el geógrafo Fabián Andrés Palacios Alzate.

7 Metodología de identificación de puntos con potencial hídrico aprovechable

Para identificar puntos con potencial hídrico aprovechable, se adaptará la metodología desarrollada en el Informe de Tesis II de Maestría en Ingeniería Civil: Recursos Hídricos METODOLOGÍA BASADA EN SISTEMAS DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA, PARA EL PLANEAMIENTO DE PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS EN UNA CORRIENTE SUPERFICIAL DURANTE SUS ETAPAS INICIALES DE ESTUDIO (Garcés Castro, 2014). A continuación se especificará la metodología de identificación de puntos con potencial hídrico aprovechable, realizando algunas distinciones importantes con respecto a la metodología original:

1. Elaborar un Modelo Digital de Elevación para el procesamiento del terreno: El MDE utilizado por (Garcés Castro, 2014) fue el MDT ASTER de la NASA, el cual fue procesado con el software ArcGIS y utilizado en el software HidroSIG 4.0 para realizar el balance hídrico de la cuenca seleccionada, mientras que en este proyecto de grado se utilizó el MDE descrito anteriormente para realizar el balance hídrico y para obtener el área estimada de cada cuenca seleccionada. Asimismo, se hará uso del MDE para obtener el perfil topográfico del río principal correspondiente a cada cuenca de estudio.

2. Realizar el balance hídrico a largo plazo: Como se mencionó anteriormente, al igual que (Garcés Castro, 2014), el balance hídrico a largo plazo se efectuó con ayuda del sistema de información geográfica HidroSIG 4.0. Sin embargo, (Garcés Castro, 2014) utilizó mapas de precipitación y evapotranspiración elaborados a partir de una interpolación de registros meteorológicos, mientras que en este proyecto de grado se utilizaron los mapas proporcionados por el geógrafo Fabián Andrés Palacios Alzate.

3. Cálculo del potencial hidroeléctrico: Una vez realizado el balance hídrico a largo plazo para las cuencas hidrográficas del departamento de Nariño, se procede a calcular el potencial hidroeléctrico de cada una mediante la Ecuación 12, utilizando como valor de caudal los caudales medios anuales estimados por el sistema de información geográfica HidroSIG 4.0 y como valores de cabeza hidráulica neta la lámina estimada por el mismo sistema. La diferencia de esta parte de la metodología con la propuesta por (Garcés Castro, 2014) radica en que en este proyecto de grado se calculó el valor de potencia hidroeléctrica técnica


27

instalable total, mientras que (Garcés Castro, 2014) evaluó la potencia hidroeléctrica técnica instalable para tramos de 5 km del río principal de la cuenca hidrográfica.

8 Planteamiento de proyectos hidroeléctricos en el departamento de Nariño

Una vez establecida la metodología de identificación de puntos con potencial hídrico aprovechable, se hizo uso de esta para estimar el potencial hidroeléctrico técnico instalable de las diferentes cuencas hidrográficas trazadas en el modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño. Los resultados se presentan a continuación.

Tabla 9. Estimación del potencial hidroeléctrico técnico instalable de las cuencas hidrográficas localizadas en la capa “N00W078_Cuencas”.

CuencaPrecipitación

[mm/año]

Evapotranspiración real

[mm/año]

Área de la cuenca

[km2]

Lámina estimada

[mm]

Caudal medio

[m3/s]

Potencial hidroeléctrico

[MW]

Río Tellez 1465.806 538.488 100.539 927.258 2.957 22.895

Río Angasmayo 1518.784 568.075 44.678 950.708 1.347 10.693

Río Tescual 1571.483 529.272 121.082 1042.211 4.002 34.827

Corriente Direccional Río Guitara 923.425 465.164 960.467 458.261 13.957 53.406

Río Boqueron 1131.073 555.463 202.964 575.61 3.705 17.808

Río Carchi 884.553 437.139 387.482 447.414 5.497 20.536

Río Blanco 911.005 487.913 228.196 423.092 3.062 10.817

Río Gamuez Alto 2601.957 422.199 219.657 2179.758 15.183 276.345

Río Sucio 2404.776 418.836 726.23 1985.94 45.734 758.389

Río Alisales 2212.807 451.291 277.576 1761.516 15.505 228.058

Río Afiladores 2628.933 291.439 179.366 2337.434 13.259 258.784

Río Churuyaco 288.401

Río Ranchería 96.036

Río San Miguel Alto 349.192

Río Verde 1924.058 205.742 870.19 1718.316 47.415 680.308

N00W078_Cuencas


28





[mm/año]


[mm/año]

Área de la cuenca

[km2]

Lámina estimada

[mm]

Caudal medio

[m3/s]


[MW]

Quebrada Sachamates 1532.541 1080.767 26.231 451.774 0.376 1.418

Quebrada El Zorro 1614.914 1011.195 20.704 603.718 0.396 1.996

Quebrada De Lucha 1628.826 1029.878 29.971 598.948 0.569 2.846

Quebrada Pinche 1221.379 879.262 56.458 342.117 0.612 1.748

Quebrada La Caída 919.795 756.273 37.261 163.522 0.193 0.264

Río San Pablo 1710.78 1124.684 114.902 586.095 2.135 10.448

Río Iscuandesito 2361.628 1268.018 572.564 1093.61 19.856 181.318

Corriente Direccional Telembí Bajo 4657.286 1442.804 2180.368 3214.481 222.248 5965.340

Quebrada Cusillo 1896.714 883.225 140.515 1013.489 4.516 38.217

Quebrada La Alpujarra 2095.967 1024.986 25.404 1070.982 0.863 7.718

Quebrada La Fragua 2069.359 895.185 53.35 1174.174 1.986 19.471

Quebrada Santa Ana 1936.929 990.168 121.444 946.761 3.646 28.823

Quebrada Charguayaco 1619.733 1068.491 60.296 551.243 1.065 4.902

Río Uli 7016.171 1954.016 73.661 5062.155 11.824 499.789

Río Vegas 474.463 350.755 89.899 123.708 0.353 0.365

Río Guabo 1405.968 673.452 425.687 732.516 9.888 60.480

Corriente Direccional Río Juanambú 1413.778 761.926 1756.573 651.852 36.309 197.629

Corriente Direccional Río Guaitara 1233.788 692.276 2169.426 541.511 37.252 168.439

Río Pascual 1446.876 740.509 557.973 706.366 12.498 73.715

Río Salado 1634.383 823.25 168.572 811.132 4.336 29.368

Río Azufral 1507.964 664.677 50.408 843.287 1.348 9.492

Río Sapuyes 981.696 539.383 276.256 442.313 3.875 14.312

Quebrada Curiaco o Naranjal 1028.785 846.467 84.459 182.318 0.488 0.743

Río Telembí Alto 4506.747 1303.052 895.968 3203.695 91.021 2434.889

Río Saspi 3570.954 1154.687 283.545 2416.266 21.725 438.320

Río Sumbiambi 4681.501 1455.659 492.531 3225.842 50.382 1357.079

Río Pasto 1340.472 684.015 486.211 656.458 10.121 55.477

Río Bobo 1133.195 564.322 393.785 568.874 7.103 33.740

N01W078_Cuencas


[mm/año]


[mm/año]

Área de la cuenca

[km2]

Lámina estimada

[mm]

Caudal medio

[m3/s]


[MW]

Corriente Direccional Río Patía 4910.270 2036.315 566.604 2873.955 51.636 1239.136

Río San Juan 2201.036 1262.641 902.383 938.395 26.852 210.401

Corriente Direccional Río Telembí 7652.262 1965.820 1278.835 5686.442 230.596 10949.111

Río Saunde 6561.252 2019.955 359.339 4541.297 51.746 1962.200

Río Guaguí 8428.645 1989.460 54.363 6439.185 11.100 596.816

Río Ñambi 8274.714 1722.274 343.138 6552.440 71.296 3900.809

Río Güelmambí 9449.143 1881.887 527.107 7567.256 126.483 7992.029

Corriente Direccional Río Guiza Bajo 5249.018 1394.970 818.443 3854.048 100.023 3218.870

Río Nulpe 4380.493 1323.426 1486.696 3057.067 144.120 3678.881

N01W079_Cuencas


[mm/año]


[mm/año]

Área de la cuenca

[km2]

Lámina estimada

[mm]

Caudal medio

[m3/s]


[MW]

Río Mamaconde 1684.497 0.000 197.951 1684.497 10.574 148.729

Río Bracito 2702.770 0.000 119.779 2702.770 10.266 231.684

Corriente Direccional Río Iscuande Bajo 3478.335 0.000 1541.418 3478.335 170.015 4937.932

Corriente Direccional Río Iscuande Alto 3089.463 0.000 856.039 3089.463 83.863 2163.415

Río El Turbio 2676.424 0.000 504.694 2676.424 42.833 957.238

Quebrada Naza 3870.888 0.000 104.374 3870.888 12.811 414.076

N02W078_Cuencas


29

Como se puede observar en los resultados, algunas cuencas no cuentan con la información necesaria para que con HidroSIG 4.0 se pueda realizar el balance hídrico a largo plazo de manera adecuada. Específicamente, se puede ver en la Tabla 9 que las cuencas hidrográficas correspondientes al Río Churuyaco, Río Ranchería y el Río San Miguel Alto no registran valores de precipitación media anual y evapotranspiración real media anual. De igual manera, en la Tabla 12, se puede observar que en la totalidad de las cuencas hidrográficas (Río Mamaconde, Río Bracito, Corriente Direccional Río Iscuande Bajo, Corriente Direccional Iscuande Alto, Río El Turbio y Quebrada Naza) no registran valores de evapotranspiración real media anual.

De esta manera, se seleccionaron dos cuencas hidrográficas con alto potencial hídrico y con disponibilidad completa de la información necesaria para plantear dos proyectos de centrales hidroeléctricas. La información necesaria no comprende únicamente los registros de precipitación media anual y evapotranspiración real media anual en la cuenca para la realización adecuada del balance hídrico a largo plazo, sino que también incluye la información de caudales medios mensuales registrados en estaciones limnigráficas y el perfil topográfico del río principal de la cuenca hidrográfica de interés.

Con esto en mente, se seleccionaron las cuencas hidrográficas Corriente Direccional Telembí Bajo y Río Saspi para plantear los proyectos hidroeléctricos, las cuales se encuentran en la capa “N01W078_Cuencas” del modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño. El río principal de la primera cuenca hidrográfica es el río Telembí, mientras que el río principal de la segunda cuenca, como su nombre lo indica, es el río Saspi. Considerando los caudales medios anuales obtenidos del balance hídrico a largo plazo realizado en HidroSIG 4.0 para estas dos cuencas hidrográficas, se seleccionaron las estaciones limnigráficas Salí y El Sande, respectivamente, para efectuar la transposición de caudales.

8.1 Río Telembí A continuación se ilustra la cuenca en el modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño elaborado en HidroSIG 4.0 y las corrientes pertenecientes a esta cuenca.


30

Ilustración 7. Cuenca Corriente Direccional Telembí Bajo.

Asimismo, se presenta el registro de valores medios mensuales de caudales de la estación limnigráfica Salí, perteneciente al IDEAM, y su respectivo histograma para los 26 años de registro (312 meses).


31

Tabla 13. Valores medios mensuales de caudales [m3/s]. Estación limnigráfica Salí.

Gráfica 1. Histograma de caudales medios mensuales estación limnigráfica Salí.

En cuanto a la elección de la ubicación del proyecto hidroeléctrico, se obtuvo en primera instancia el perfil topográfico del río Telembí con ayuda del sistema de información geográfica HidroSIG 4.0.

AÑO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE VR ANUAL

1980 686.2 686.20

1981 515.0 539.7 541.4 491.3 519.5 305.3 274.2 305.1 295.6 480.9 710.9 506.3 457.10

1982 674.8 329.1 265.5 396.8 332.2 189.6 116.6 78.7 204.3 421.4 445.0 402.2 321.35

1983 346.5 244.4 446.2 385.3 382.0 181.4 102.8 89.3 194.0 504.8 614.4 613.0 342.01

1984 711.5 574.3 469.8 508.9 570.1 306.3 291.8 325.0 532.3 599.8 410.0 506.5 483.86

1985 463.3 263.0 231.5 401.2 459.4 238.4 174.0 270.5 364.2 359.2 430.3 538.3 349.44

1986 567.5 548.0 384.1 560.1 458.7 295.0 162.5 187.0 248.1 655.9 667.9 412.0 428.90

1987 383.0 311.0 368.0 346.0 471.0 202.0 287.0 281.0 268.0 739.0 487.0 325.0 372.33

1988 439.0 396.3 251.0 512.0 471.0 451.0 302.5 304.0 386.0 380.0 806.0 578.8 439.80

1989 573.8 385.9 344.1 295.3 448.5 341.2 194.9 253.5 431.0 608.8 490.2 509.4 406.38

1990 367.0 481.0 308.0 448.0 317.0 222.0 222.0 122.0 187.0 659.0 303.0 323.0 329.92

1991 543.9 377.8 538.0 416.5 456.9 371.9 235.2 115.8 314.5 433.6 537.4 720.9 421.87

1992 271.4 281.9 276.8 245.4 273.7 177.0 129.5 149.7 395.2 332.1 481.0 509.1 293.57

1993 595.0 560.0 347.0 482.0 526.0 230.0 192.0 180.0 282.0 518.0 787.0 635.0 444.50

1994 554.0 437.0 424.0 509.0 447.0 320.0 190.0 133.0 176.0 670.0 560.0 603.0 418.58

1995 476.0 197.0 389.0 472.0 536.0 515.0 340.0 420.0 208.0 604.0 652.0 416.0 435.42

1996 529.6 455.9 668.2 544.4 817.1 457.3 259.1 204.0 289.1 443.8 284.7 450.29

1997 502.1 433.5 251.0 233.3 437.8 569.3 355.1 397.44

1998 189.2 325.8 373.0 535.3 366.9 187.5 155.8 291.1 404.0 298.9 631.4 468.2 352.26

1999 730.0 781.0 572.0 555.0 428.0 535.0 281.0 225.0 555.0 600.0 596.0 853.0 559.25

2000 755.0 553.0 571.0 433.0 468.0 493.0 312.0 187.0 363.0 365.0 277.0 589.0 447.17

2001 402.0 319.0 353.0 296.0 387.0 291.0 226.0 109.0 268.0 300.0 444.0 613.0 334.00

2002 642.3 398.6 376.8 523.2 340.6 247.9 201.3 120.2 225.2 480.0 411.9 516.8 373.73

2003 268.0 325.0 331.0 445.0 449.0 433.0 188.0 213.0 227.0 590.0 744.0 748.0 413.42

2004 452.0 190.0 319.0 335.0 712.0 638.0 461.0 443.86

2005 421.0 468.0 405.0 481.0 467.0 231.0 133.0 149.0 171.0 508.0 487.0 597.0 376.50

2006 518.0 547.4 391.5 543.6 716.4 316.9 133.0 145.1 179.1 362.2 652.4 599.6 425.43

MEDIOS 497.4 420.8 405.1 450.4 454.3 309.1 216.9 202.4 297.5 502.5 543.0 541.7 403.44

MAXIMOS 755.0 781.0 668.2 560.1 817.1 535.0 340.0 420.0 555.0 739.0 806.0 853.0 853.00

MINIMOS 189.2 197.0 231.5 245.4 251.0 177.0 102.8 78.7 171.0 298.9 277.0 323.0 78.69

LONGITUD 7758 W ENTIDAD 01 IDEAM MUNICIPIO BARBACOAS FECHA-SUSPENSION

ELEVACION 0080 m.s.n.m REGIONAL 07 NARINO-CAUCA CORRIENTE TELEMBI

I D E A M - INSTITUTO DE HIDROLOGIA, METEOROLOGIA Y ESTUDIOS AMBIENTALES

SISTEMA DE INFORMACION

VALORES MEDIOS MENSUALES DE CAUDALES (m3/seg) NACIONAL AMBIENTAL

FECHA DE PROCESO : 2015/07/13 ESTACION : 52067010 SALI

LATITUD 0141 N TIPO EST LG DEPTO NARIÑO FECHA-INSTALACION 1980-NOV

0.0

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

900.0

0 50 100 150 200

Cau

dal

med

io [

m3

/s]

Mes

Estación Salí


32

Gráfica 2. Perfil topográfico río Telembí.

Teniendo en cuenta que la potencia hidroeléctrica va a ser directamente proporcional a la cabeza hidráulica bruta máxima (salto bruto máximo), y que la selección de las turbinas hidroeléctricas también depende de ésta, se decidió ubicar el proyecto entre las abscisas 80 km y 90 km. Para este abscisado la cabeza hidráulica bruta máxima es de 218 m.

Una vez ubicado el proyecto hidroeléctrico, se procedió a elaborar la curva de duración de caudales, utilizando los caudales medios diarios transpuestos de la estación limnigráfica Salí, con un periodo de registro de caudales medios diarios de 15 años (5475 días). Los años de la serie histórica de valores medios mensuales de caudal registrados por la estación limnigráfica el Salí utilizados para realizar la transposición de caudales hasta el sitio del proyecto hidroeléctrico corresponden a los años 1981-1995. Teniendo en cuenta que la estación limnigráfica registra valores medios mensuales de caudal y se pretende realizar la curva de duración de duración de caudales para caudales medios diarios, se desagregó el caudal medio mensual considerando que los meses tienen una duración de 30 días y que los caudales seguían una distribución uniforme discreta. El histograma medio de caudales medios diarios transpuestos hasta el sitio del proyecto hidroeléctrico se presenta a continuación:

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

020406080100

Co

ta [

msn

m]

Abscisa [km]

Perfil Topográfico Río Telembí


33


Con base en el histograma de la Gráfica 3, y acorde con el procedimiento descrito en la sección 2.2.6, se obtuvo la curva de duración de caudales medios diarios aplicable al proyecto hidroeléctrico.

Gráfica 4. Curva de duración de caudales medios diarios para el proyecto hidroeléctrico.

Para calcular el factor de autorregulación de la cuenca del río Telembí hasta el sitio del proyecto hidroeléctrico, se definió el caudal firme como el caudal con probabilidad de excedencia de 95% del tiempo directamente de la curva de duración de caudales y se calculó el caudal medio multianual. Mediante la Ecuación 13, se estableció que el factor de autorregulación de la cuenca es:

0.000

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Cau

dal

[m

3/s

]

Días

Histograma de caudales medios diarios transpuestos

0.000

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

0 20 40 60 80 100 120

Cau

dal

[m

3/s

]

Tiempo de excedencia [%]

Curva de duración de caudales medios diarios


34

𝐹𝐴 =𝑄𝑓

�̅�=

88.8 𝑚3/𝑠

218.6 𝑚3/𝑠= 𝟒𝟎. 𝟔𝟐𝟏%

Posteriormente, se elaboró la curva de masa para el proyecto hidroeléctrico siguiendo el procedimiento descrito en la sección 2.2.10.

Gráfica 5. Curva de masa del río Telembí en el sitio del proyecto hidroeléctrico.

De igual manera, se elaboró la curva de regulación para el proyecto hidroeléctrico siguiendo el procedimiento descrito en la sección 2.2.10.

Gráfica 6. Curva de regulación del río Telembí en el sitio del proyecto hidroeléctrico.

0

1E+10

2E+10

3E+10

4E+10

5E+10

6E+10

7E+10

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Vo

lum

en a

cum

ula

do

net

o [

m3

]

Días

Curva de masa

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0Vo

lum

en ú

til r

equ

erid

o [

10

00

×m3

]

Caudal regulado [m3/s]

Curva de regulación


35

A través de un proceso de derivación numérica, se pudo determinar que el sitio de mayor variación de la recta tangente a la curva de regulación se presenta para un caudal regulado de 115 m3/s. En este punto la relación entre el volumen útil requerido y el caudal regulado pasa de ser lineal a exponencial. Mediante la Ecuación 14, se estableció que el factor de regulación de la cuenca es:

𝐹𝑅 =𝑄𝑅

�̅�=

115 𝑚3/𝑠

218.6 𝑚3/𝑠= 𝟓𝟐. 𝟔𝟎𝟐%

Finalmente, para este factor de regulación, se determinó que se requiere la formación de un embalse con una capacidad útil de 352277000 m3.

8.2 Río Saspi El otro proyecto hidroeléctrico se planteó en la cuenca hidrográfica Río Saspi, cuyo río principal, como su nombre lo indica, es el río Saspi. A continuación se ilustra la cuenca en el modelo hidrometeorológico del departamento de Nariño elaborado en HidroSIG 4.0 y las corrientes pertenecientes a esta cuenca.

Ilustración 8. Cuenca Río Saspi.

De igual manera, se presenta el registro de valores medios mensuales de caudales de la estación limnigráfica El Sande, estación que también pertenece al IDEAM, y su respectivo histograma para los 21 años de registro (252 meses).


36

Tabla 14. Valores medios mensuales de caudales [m3/s]. Estación limnigráfica El Sande.

Gráfica 7. Histograma de caudales medios mensuales estación limnigráfica El Sande.

Para ubicar el proyecto hidroeléctrico, se obtuvo el perfil topográfico del río Saspi con ayuda del sistema de información geográfica HidroSIG 4.0.

AÑO ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE VR ANUAL

1986 26.840 20.970 16.770 17.990 18.610 13.270 7.624 6.008 6.151 20.520 22.450 19.860 16.420

1987 17.690 13.390 15.010 17.320 16.870 8.300 6.210 8.520 5.840 21.130 21.660 12.630 13.710

1988 14.560 14.020 13.270 16.920 14.300 14.990 13.810 8.430 12.230 13.710 33.640 23.990 16.160

1989 23.730 19.910 20.120 12.390 15.150 13.830 8.823 7.773 9.981 19.580 20.380 26.100 16.480

1990 20.860 26.550 17.700 16.430 13.200 7.422 5.291 3.725 3.877 15.870 13.970 14.460 13.280

1991 26.400 18.210 25.880 22.420 17.780 14.290 10.520 6.312 8.467 14.860 21.200 27.190 17.790

1992 13.970 13.000 9.891 8.261 9.361 8.698 4.378 4.424 8.500 11.410 19.030 25.970 11.410

1993 29.730 25.550 17.450 19.100 19.270 11.290 6.300 4.410 7.260 17.460 28.590 25.340 17.650

1994 21.080 17.450 18.540 23.270 18.040 9.680 4.300 3.250 3.150 17.600 22.840 27.110 15.530

1995 20.920 6.530 12.480 19.390 16.140 13.640 8.010 9.790 4.150 15.060 31.320 17.050 14.540

1996 23.960 27.650 28.960 27.340 27.940 15.460 11.300 7.509 7.185 18.960 16.000 15.720 19.000

1997 39.570 17.050 23.170 16.010 8.648 12.810 4.774 2.818 3.798 9.286 23.800 13.260 14.580

1998 5.173 5.849 6.742 15.800 16.290 9.697 5.276 5.111 7.161 8.907 26.590 22.260 11.240

1999 35.300 27.600 21.400 17.900 13.500 15.400 10.700 5.800 11.800 15.100 26.400 35.900 19.730

2000 33.320 27.080 23.140 20.590 19.780 20.580 12.270 6.267 8.203 11.190 15.600 21.430 18.290

2001 17.950 10.160 13.580 7.116 11.840 8.981 6.138 3.388 5.105 9.786 17.700 26.850 11.550

2002 25.320 11.770 12.080 22.810 13.860 9.180 5.576 3.572 4.853 12.190 16.030 20.620 13.160

2003 10.380 10.330 10.740 15.460 13.820 12.860 7.680 5.350 6.380 22.630 30.970 20.270 13.910

2004 26.600 10.990 11.200 19.700 20.210 12.360 11.680 6.310 8.390 26.040 35.760 20.810 17.500

2005 26.670 23.800 17.060 13.870 14.660 8.420 6.100 4.120 5.240 15.900 25.540 26.560 15.660

2006 22.790 22.130 18.290 23.290 21.980 18.550 9.684 7.992 7.449 14.130 28.450 37.160 19.330

2007 19.750 19.090 13.650 23.420 24.510 17.250 8.120 6.968 5.793 25.810 24.500 39.950 19.070

MEDIOS 22.840 17.690 16.690 18.040 16.630 12.590 7.935 5.811 6.862 16.230 23.750 23.660 15.730

MAXIMOS 39.570 27.650 28.960 27.340 27.940 20.580 13.810 9.790 12.230 26.040 35.760 39.950 39.950

MINIMOS 5.173 5.849 6.742 7.116 8.648 7.422 4.300 2.818 3.150 8.907 13.970 12.630 2.820

ELEVACION 0200 m.s.n.m REGIONAL 07 NARINO-CAUCA CORRIENTE CRISTAL

I D E A M - INSTITUTO DE HIDROLOGIA, METEOROLOGIA Y ESTUDIOS AMBIENTALES

SISTEMA DE INFORMACION

VALORES MEDIOS MENSUALES DE CAUDALES (m3/seg) NACIONAL AMBIENTAL

FECHA DE PROCESO : 2015/07/13 ESTACION : 52067040 SANDE EL

LATITUD 0124 N TIPO EST LG DEPTO NARI#O FECHA-INSTALACION 1984-SEP

LONGITUD 7746 W ENTIDAD 01 IDEAM MUNICIPIO SANTACRUZ FECHA-SUSPENSION

0.000

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

0 50 100 150 200 250 300

Cau

dal

med

io [

m3

/s]

Mes

Estación El Sande


37

Gráfica 8. Perfil topográfico río Saspi.

De acuerdo con el perfil topográfico obtenido y teniendo en cuenta la misma consideración hecha para el proyecto hidroeléctrico anterior, se decidió ubicar el proyecto entre las abscisas 50 km y 60 km. Para este abscisado la cabeza hidráulica bruta máxima es de 338 m.

Siguiendo el mismo procedimiento de desagregación de caudales realizado en el proyecto hidroeléctrico anterior, se elaboró la curva de duración de caudales, utilizando los caudales medios diarios transpuestos de la estación limnigráfica El Sande con un periodo de registro de caudales medios diarios de los 21 años (7875 días), es decir, la totalidad de años de la serie histórica de valores medios mensuales de caudal registrados por la estación limnigráfica El Sande. El histograma medio de caudales medios diarios transpuestos hasta el sitio del proyecto hidroeléctrico y la curva de duración de caudales aplicable al proyecto hidroeléctrico se presentan a continuación:

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

010203040506070

Co

ta [

msn

m]

Abscisa [km]

Perfil topográfico Río Saspi


38


Gráfica 10. Curva de duración de caudales medios diarios para el proyecto hidroeléctrico.

Para calcular el factor de autorregulación de la cuenca del río Saspi hasta el sitio del proyecto hidroeléctrico, se definió el caudal firme y se calculó el caudal medio multianual. Nuevamente, haciendo uso de la Ecuación 13, se estableció que el factor de autorregulación de la cuenca es:

𝐹𝐴 =𝑄𝑓

�̅�=

6.721 𝑚3/𝑠

21.630 𝑚3/𝑠= 𝟐𝟖. 𝟗𝟗𝟐%

0.000

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Cau

dal

[m

3/s

]

Días

Histograma de caudales medios diarios transpuestos

0.000

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

0 20 40 60 80 100 120

Cau

dal

[m

3/s

]

Tiempo de excedencia [%]

Curva de duración de caudales medios diarios


39

Del mismo modo que se hizo para el proyecto hidroeléctrico anterior, se elaboró la curva de masa y la curva de regulación para el proyecto hidroeléctrico de la cuenca hidrográfica Río Saspi siguiendo los procedimientos descritos en la sección 2.2.10.

Gráfica 11. Curva de masa del río Saspi en el sitio del proyecto hidroeléctrico.

Gráfica 12. Curva de regulación del río Saspi en el sitio del proyecto hidroeléctrico.

Por último, a través del mismo proceso de derivación numérica, se pudo determinar que el sitio de mayor variación de la recta tangente a la curva de regulación se presenta para un caudal regulado de 20 m3/s. Nuevamente con ayuda de la Ecuación 14, se estableció que el factor de regulación de la cuenca es:

0

2E+09

4E+09

6E+09

8E+09

1E+10

1.2E+10

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Vo

lum

en a

cum

ula

do

net

o [

m3

]

Días

Curva de masa

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0Vo

lum

en ú

til r

equ

erid

o [

10

00

×m3

]

Caudal regulado [m3/s]

Curva de regulación


40

𝐹𝑅 =𝑄𝑅

�̅�=

20 𝑚3/𝑠

21.630 𝑚3/𝑠= 𝟗𝟐. 𝟒𝟔𝟔%

Para este factor de regulación, se requiere la formación de un embalse con una capacidad útil de 394997000 m3.

8.3 Proyectos propuestos Teniendo en cuenta los resultados presentados anteriormente, se decidió considerar un proyecto hidroeléctrico de embalse de regulación y derivación para el río Telembí. Esta selección se hizo teniendo en cuenta el caudal de diseño del embalse, el cual corresponde al caudal medio multianual calculado, y que la construcción del embalse mejora la regulación de la cuenca hidrográfica en aproximadamente un 12 %. Asimismo, se escogió para la construcción del embalse una presa de escollera en tierra de 84 m, previendo un borde libre de 1.5 m para la seguridad de la presa por oleaje. Por otro lado, para el río Saspi, se decidió realizar un proyecto con captación a filo de agua, considerando como única variable de decisión el caudal de diseño. Para tal fin, se eligió un azud en concreto de 6 m para la derivación de los caudales naturales provenientes del río Saspi.

Las obras en común de ambos proyectos hidroeléctricos corresponden entonces la tubería a presión, la casa de máquinas subterránea y el túnel de restitución. Para el diseño de la tubería a presión y el túnel de restitución, se utilizó el programa de diseño de tuberías simples del libro Hidráulica de Tuberías (Saldarriaga, 2007), especificando diámetros con una diferencia de 0.5 m partiendo de un diámetro inicial de 1 m, ya que los diámetros predeterminados del programa no son lo suficientemente grandes para transportar los caudales de diseño de los proyectos hidroeléctricos. Para esto, se supuso que la tubería a presión iba a ser una tubería de GRP con una rugosidad absoluta de 0.03 mm y una longitud de 15 m, mientras que el túnel de restitución se supuso que se encontraba en roca desnuda de excelente calidad (tipo I), con una rugosidad absoluta de 1 mm, escenario que según (Garcés Castro, 2014) es el más crítico para las pérdidas de energía, y una longitud de 5 m. Por último, para el cálculo del área del espejo de agua del embalse, dado que no se disponía de las curvas cota-área-volumen, se utilizó la información proveniente de la curva área-volumen del embalse del Muña (Díaz-Granados, 2015).


41

Gráfica 13. Curva Área vs. Volumen embalse del Muña. Adaptada de (Díaz-Granados, 2015).

El resumen de las características de los proyectos hidroeléctricos se presenta a continuación:

Tabla 15. Características de los proyectos hidroeléctricos.

Parámetro Proyecto Río Telembí Proyecto Río Saspi

Tipo de proyecto Embalse de regulación y derivación Filo de agua

Altura de presa o azud [m] 84 6

Tipo de presa o azud En tierra En concreto

Volumen del embalse [106m3] 352.277 -

Área del embalse [Ha] 589.699 -

Longitud de túnel de presión [m] 5 5

Sección del túnel de presión [m2] 7.07 1.77

Longitud de tubería de presión [m] 15 15

Sección de la tubería de presión [m2] 7.07 1.77

y = 0.2234x + 510.96R² = 0.9783

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000

Áre

a [H

a]

Volumen [1000×m3]

Curva Área vs. Volumen (Muña)


42

Ilustración 9. Gráfica de selección del tipo de turbina hidráulica. Tomada de (HACKER).

Para la selección del tipo de turbina hidráulica a utilizar en cada proyecto hidroeléctrico, se utilizó la gráfica presentada en la Ilustración 9, la cual tiene como parámetros de entrada el caudal de diseño en m3/s y la cabeza hidráulica bruta máxima en m. Como se puede observar en la gráfica de selección, hay zonas de intersección en la cuales se pueden elegir dos tipos de turbinas hidráulicas. En este proyecto de grado se especificarán cuáles son las turbinas hidráulicas que cumplen en caso de que se llegue a presentar esta situación, pero se debe aclarar que la selección de las turbina hidráulica apropiada en campo dependerá de criterios no solamente económicos, sino también la calidad del agua y el comportamiento de la turbina a cargas parciales (Garcés Castro, 2014). Para cada proyecto hidroeléctrico se seleccionaron dos grupos de generación con el fin de tener en cuenta posibles contingencias y mantenimientos, y por consiguiente, un alto nivel de confiabilidad en el sistema de generación.

Tabla 16. Turbinas hidráulicas seleccionadas para los proyectos hidroeléctricos.


Caudal de diseño [m3/s] 218.623 21.630

Cabeza hidráulica bruta máxima [m] 218 338

Tipo de turbina Francis Francis o Pelton

Número de turbinas 2 2


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Una vez elegidas las turbinas, y teniendo en cuenta el diseño de la tubería de presión y el túnel de restitución, se procedió a calcular las pérdidas de energía totales siguiendo el procedimiento especificado en la sección 2.2.7. Para el cálculo de las pérdidas por fricción fue necesario establecer en primera instancia el factor de fricción de Darcy (𝑓) para el túnel de restitución y la tubería de presión. Estos factores se presentan a continuación:

Tabla 17. Factor de fricción para el túnel de restitución y la tubería a presión.

Tramo f

Roca desnuda de excelente calidad (Tipo I) 0.0813

Tubería GRP 0.0104

De igual manera, para el cálculo de las pérdidas menores, se establecieron los siguientes coeficientes de pérdidas menores:

Tabla 18. Coeficientes de pérdidas menores.

Tramo km

Entrada tubería a presión 0.03

Cambio por dirección 0.05

Contracción 0.18

Válvula de admisión 0.05

Con estos valores, y haciendo uso de la Ecuación 10, se calcularon las pérdidas totales de energía para los dos proyectos hidroeléctricos planteados y se estableció el valor del coeficiente de pérdidas (𝑘). Los resultados se presentan a continuación:

Tabla 19. Pérdidas totales de energía para los proyectos hidroeléctricos.


Pérdidas por fricción [m] 9.142 2.863

Pérdidas menores [m] 15.114 0.148

Pérdidas totales [m] 24.256 3.011

Coeficiente de pérdidas [s2/m5] 0.00037 0.00201

Antes de presentar los resultados de resultados de potencia y energía para los proyectos hidroeléctricos, se deben hacer las siguientes aclaraciones. El caudal ecológico, definido como la cantidad y calidad de los recursos hídricos necesarios para mantener el hábitat del río y su entorno en buenas condiciones, considerando las necesidades de las poblaciones humanas, animales y vegetales, así como los requerimientos físicos para mantener su estabilidad y cumplir sus funciones tales como la de flujo de dilución, capacidad de conducción de sólidos, recarga de acuíferos, mantenimiento de las características estéticas y paisajísticas del medio y amortiguación de los extremos climatológicos e hidrológicos (Upegui & Rojas, 2004), se supuso como el mínimo valor de caudal medio mensual registrado en la serie histórica por las estaciones limnigráficas


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correspondientes a cada proyecto hidroeléctrico. Sin embargo, es importante resaltar que existen distintas metodologías para estimar este caudal. Para calcular la potencia instalada se utilizó la Ecuación 11, teniendo en cuenta las pérdidas de energía en la tubería a presión, es decir, se calculó esta potencia con la cabeza hidráulica efectiva sobre las turbinas. De igual manera, para el cálculo de esta potencia se supuso que la eficiencia combinada de las turbinas (es decir, el producto de la eficiencia hidráulica, volumétrica y mecánica de la turbina) era igual a 0.900, mientras que las eficiencias del generador y del transformador eran 0.965 y 0.98, respectivamente. Por último, se supuso un factor de planta típico para las centrales hidroeléctricas (60%). Los resultados de potencia y energía se presentan a continuación:

Tabla 20. Resultados de potencia y energía para los proyectos hidroeléctricos.


Caudal ecológico [m3/s] 78.690 2.818

Caudal medio de la corriente [m3/s] 222.248 21.725

Caudal de diseño de la central [m3/s] 218.623 21.630

Salto bruto máximo [m] 218 338

Cabeza hidráulica neta sobre las turbinas [m] 200.350 337.058

Volumen útil del embalse [106m3] 352 -

Caudal mínimo turbinable [m3/s] 88.808 6.271

Eficiencia combinada de las turbinas 0.900 0.900

Eficiencia del generador 0.965 0.965

Eficiencia del transformador 0.980 0.980

Peso específico del agua [kN/m3] 9.81 9.81

Potencia instalada [MW] 366 61

Energía media [GWh/año] 1918.394 319.306

Energía firme [GWh/año] 1301.395 154.595

Energía secundaria [GWh/año] 616.999 164.711

Factor de planta [%] 60% 60%

9 Conclusiones y Recomendaciones En este proyecto de grado se plantearon dos proyectos hidroeléctricos, uno ubicado en el

río Telembí y otro ubicado en el río Saspi. Estos proyectos permiten atender el suministro de energía en el municipio de Barbacoas (subregión de Telembí) y los municipios de Samaniego (subregión de Los Abades) y La Llanada (subregión de Guambuyaco), respectivamente. Los proyectos tienen una potencia instalada de 366 MW y 61 MW, y pueden generar una energía firme de 1301 GWh/año y 155 GWh/año.

Los proyectos hidroeléctricos planteados no son aplicables para las Zonas No interconectadas (ZNI) del departamento de Nariño, pero pueden encontrar aplicabilidad para el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Esta aplicabilidad dependerá de las restricciones de tipo político y ambiental inherentes a la ubicación estipulada para dichos proyectos y la evaluación de factibilidad de conexión al SIN.


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Se evaluó la aplicabilidad de la metodología propuesta para la identificación de puntos con potencial hídrico aprovechable, utilizándola para determinar el potencial hidroeléctrico técnico instalable en cada cuenca hidrográfica real del departamento de Nariño, obteniendo resultados apropiados. Asimismo, los resultados de la metodología permitieron plantear proyectos hidroeléctricos con captación a filo de agua y de embalse de regulación y derivación en las cuencas hidrográficas que presentaban un alto potencial hidroeléctrico técnico instalable y contaban con la información requerida. A pesar de esto, se recomienda mejorar la metodología evaluando el potencial hidroeléctrico técnico instalable en tramos de 5 km del río principal correspondiente a cada cuenca hidrográfica, tal y como lo realizó (Garcés Castro, 2014). Este proceso, no solamente permitirá seleccionar adecuadamente la ubicación de los proyectos hidroeléctricos, sino que también permitirá obtener la gráfica de potencial hidroeléctrico del río y la potencia hidroeléctrica técnica instalable total como la acumulación de los valores de esta en cada tramo. El proceso mencionado anteriormente puede realizarse utilizando el sistema de información geográfica utilizado a lo largo de este proyecto, HidroSIG 4.0. Este consiste en obtener el perfil topográfico de la corriente de interés y los valores de caudal medio cada 5 km. El perfil topográfico se obtiene a través de la herramienta “Perfilador”, mientras que los valores de caudal medio se obtienen haciendo uso de la herramienta “Acumulación de flujo”. La acumulación de flujo genera un mapa de caudales medios a partir de los mapas de precipitación media y evapotranspiración real sobre la cuenca, y el MDE, siempre y cuando estos tengan la misma dimensión. Dado que el MDE del departamento de Nariño, al igual que los mapas de evapotranspiración real proporcionados por el geógrafo Fabián Andrés Palacios Alzate, se encontraban divididos en 7 capas diferentes, mientras que el mapa de precipitación fue proporcionado para todo el departamento, este proceso no se pudo realizar.

A partir de lo mencionado anteriormente, se recomienda para futuros proyectos, tener consistencia en las dimensiones de los mapas del modelo hidrometeorológico del departamento y el MDE.

Para futuros trabajos relacionados con la evaluación del potencial hidroeléctrico en departamentos, se recomienda trabajar no solamente con el sistema de información geográfica HidroSIG 4.0, sino trabajar también con el sistema de información geográfica ArcGIS 10.3.1. Este último SIG permite realizar la transposición de caudales de manera más

confiable, calculando un coeficiente 𝑘 que corresponde a la expresión (𝐴𝑠

𝐴𝑔)

𝑛

del primer

método de transposición sugerido, y además permite obtener las curvas cota-área-volumen, las cuales son esenciales para la planeación de proyectos hidroeléctricos.

La selección de turbinas hidrocinéticas requiere como parámetro de entrada la velocidad media de la corriente de interés. Como se mencionó a lo largo del proyecto de grado, el sistema de información geográfica HidroSIG 4.0 trabaja con cuencas hidrográficas y el balance hídrico a largo plazo que este realiza permite calcular el caudal medio a la salida de las cuencas, sin ofrecer la posibilidad de desagregar este caudal en el caudal del río principal de la cuenca y en el caudal de los afluentes. Para realizar implementaciones de parques


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hidrocinéticos se recomienda entonces adelantar mediciones directas en las corrientes de interés para determinar su velocidad media mediante el uso de correntómetros, instrumentos basados en efecto Doppler, mediciones en tubos de Pitot, procedimientos basados en dilución de trazadores o aforos de caudal. Los sistemas de información geográfica pueden ser útiles solamente en la identificación de las corrientes de interés al evaluar el potencial hídrico aprovechable de una cuenca.

Algunos de los datos de precipitación media anual y evapotranspiración real media anual sobre la cuenca se encuentran incompletos. Para complementar estos datos se recomienda utilizar los valores que se encuentran en el Atlas Interactivo del IDEAM, específicamente en el Atlas Hidrometeorológico de Colombia. En caso de que aún no se pueda completar esta información existen diferentes modelos de interpolación espacial que permiten estimar los mapas de precipitación a partir de los registros disponibles, tales como la interpolación de Kriging (Garcés Castro, 2014), la utilización de semivariogramas exponencial y gaussiano (Poveda, y otros, 2007), entre otros. Asimismo, según (Garcés Castro, 2014), es posible utilizar también los mapas regionales de precipitación, desarrollados para el territorio colombiano por el Estudio Nacional del Agua (Departamento Nacional de Planeación, 1984) o los desarrollados por (Álvarez, 2007) en su tesis de grado de maestría Cuantificación de la incertidumbre en la estimación de campos hidrológicos. Aplicación al balance hídrico de largo plazo.

En cuanto a los mapas de evapotranspiración real, existen diversas metodologías que involucran variables atmosféricas, usos del suelo, tipo de cultivos, épocas del año, etc., que tienen demostrada aplicabilidad en el territorio colombiano, como las metodologías de Turc, Cenicafé y Budyco, las cuales pueden aplicarse fácilmente con la ayuda del algebra de mapas en los Sistemas de Información Geográfica (Garcés Castro, 2014). Dicho esto, se recomienda no solamente escoger una de las metodologías para elaborar los mapas de evapotranspiración real, sino elaborar los mapas adoptando cada una, con el fin de comparar los resultados obtenidos del balance hídrico a largo plazo.

Por último, una vez mejorada la metodología propuesta para la identificación de puntos con potencial hídrico aprovechable, y siguiendo las recomendaciones propuestas en este proyecto de grado, se puede desarrollar una herramienta que permita automatizar la identificación y evaluación de proyectos hidroeléctricos a través de los sistemas de información geográfica.

10 Bibliografía y Referencias Álvarez, O. D. (2007). Cuantificación de la incertidumbre en la estimación de campos hidrológicos.

Aplicación al balance hídrico de largo plazo. Medellín: Universidad Nacional de Colombia,

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