Proyecto-central-rio-grande-chalatenango.docx

UNIVERSIDAD DE EL SALVADOR FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA ESCUELA DE INGENIERÍA MECÁNICA DEPARTAMENTO DE SISTEMAS FLUIDO MECÁNICOS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

“PROYECTO DE ASIGANTURA: ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD DEL APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO EN RÍO GRANDE DE CHALATENANGO”

Profesor: Ing. Luis José Salalá Santos

Elaborado por: Aragón Linares, Samuel Eduardo Fuentes Torres, Javier Eduardo Martínez Medrano, Wílber Manasés

AL13 FT12003 MM12

CIUDAD UNIVERSITARIA, 24 DE ENERO DE 2018

Contenido CAPÍTULO 1: CONTEXTO Y ANTECEDENTES ............................................................ 4 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 4 MARCO TEORICO .................................................................................................. 5 CONSIDERACIONES GENERALES ...................................................................... 5 TIPOS DE CENTRALES HIDROELECTRICAS......................................................... 7 PARTES DE UNA CENTRAL A FILO DE AGUA .................................................... 8 CENTRALES HIDROELECTRICAS EN EL SALVADOR ........................................10 CAPITULO 2: DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO ......................................12 DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO .........................................................12 UBICACIÓN DEL PROYECTO ...............................................................................13 OBJETIVOS .............................................................................................................14 ALCANCES ............................................................................................................14 CAPITULO 3: ESTUDIO DE CAUDALES ....................................................................15 DELIMITACIÓN DE CUENCA Y VERTIENTE ..........................................................15 DETERMINACIÓN DE RÉGIMEN DE CAUDALES.................................................15 DETERMINACIÓN DE CAUDALES MÁXIMOS .....................................................17 CAPITULO 4: ESTUDIO TÉCNICO ............................................................................18 ESTUDIO DE LOCALIZACIÓN Y LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO ................18 DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS ..........................................................................22 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS ................................................................................25 ESTIMACIÓN DE CAUDAL ÓPTIMO Y ENERGÍA A PRODUCIR ........................27 DISEÑO DE OBRAS PRINCIPALES ........................................................................27 OBRAS DE CAPTACIÓN ...................................................................................27 OBRAS DE CONDUCCIÓN...............................................................................28 SELECCIÓN DE TURBINA ...................................................................................45 EVALUACIÓN DE ALTERNATIVA MÁS ÓPTIMA..................................................46 CAPITULO 5: GESTIONES PARA EL DESARROLLO DEL PROYECTO .....................49

LEGISLACIONES VIGENTES ..................................................................................49 PERMISOS ..............................................................................................................52 ASPECTOS FISCALES .............................................................................................54 ASPECTOS AMBIENTALES Y SOCIALES ...............................................................56 CAPITULO 6: ESTUDIO ECONÓMICO-FINANCIERO .............................................57 EVOLUCION HISTÓRICA DEL PRECIO DE LA ENERGÍA ....................................57 ESTIMACIONES DE COSTOS DE OBRAS .............................................................58 INGRESOS ANUALES DEL PROYECTO.................................................................60 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ..................................................60 ANALISIS DE RENTABILIDAD .................................................................................61 TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION ............................................62 VALOR ACTUAL NETO ......................................................................................62 TASA INTERNA DE RETORNO ............................................................................62 CAPITULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................63 BIBLIOGRAFÍA ...........................................................................................................64

CAPÍTULO 1: CONTEXTO Y ANTECEDENTES

INTRODUCCIÓN

Las energías renovables en la actualidad son una disciplina en auge, ya que poco a poco la sociedad comienza a comprender el peligro que representa el depender al 100% de los combustibles fósiles para abastecer las necesidades energéticas mundiales, las energías renovables y su desarrollo proponen una salida viable a esta problemática, por ellos las energías renovables son una disciplina importante para el fututo. La energía hidráulica es muy importante y uno de los exponentes más prósperos dentro de la utilización de energías renovables para la producción de energía eléctrica, por ello será importante para una nación que esta cuente con profesionales capacitados en el diseño, construcción y manejo de centrales que utilicen este recurso; las centrales hidráulicas generalmente se pueden clasificar en centrales que controlan su nivel de agua a través de un dique y utilizan toda el agua disponible, y centrales que toman solo una parte del agua del río y no se regulan a gran escala, siendo esta última el modelo a seguir al desarrollar el proyecto propuesto. En este trabajo se describe básicamente el diseño de una central a filo de agua, siendo esta una central que maneja mucho menos caudal que una gran central de embalse, sin embargo son mucho más numerosas al ser estos proyectos rentables a menor escala; se buscará detallar de forma clara los aspectos más importantes en esta clase de proyectos; se expondrán los antecedentes de esta clase de centrales; se dará una descripción del proyecto, donde estaría ubicado y cuáles son sus alcances; se muestra también el estudio de caudales al simular lluvia sobre el territorio de la central; se realizará un estudio técnico respectivamente en el cual se diseñara propiamente la central; posteriormente se hará una investigación y se recopilará información sobre el aspecto legal correspondiente a la central; se hará un básico análisis financiero para conocer el nivel de rentabilidad de la central para finalmente, concluir con el desarrollo y propuesta del proyecto. 4

MARCO TEORICO

En una central hidroeléctrica se utiliza energía hidráulica para la generación de energía eléctrica. Son el resultado actual de la evolución de los antiguos molinos que aprovechaban la corriente de los ríos para molienda de granos y otras labores. En general, estas centrales aprovechan la energía potencial gravitatoria que posee la masa de agua de un cauce natural en virtud de un desnivel, también conocido como “salto geodésico”. En su caída entre dos niveles del cauce, se hace pasar el agua por una turbina hidráulica que transmite energía a un generador eléctrico donde se transforma en energía eléctrica.

CONSIDERACIONES GENERALES A finales del siglo XIX, la energía hidroeléctrica se convirtió en una fuente para generar electricidad. La primera central hidroeléctrica se construyó en las cataratas del Niágara en 1879. En 1881, las farolas de la ciudad de Niágara Falls funcionaban mediante energía hidroeléctrica. Una central hidroeléctrica clásica es un sistema que consiste en tres partes: una central eléctrica en la que se produce la electricidad; una presa que puede abrirse y cerrarse para controlar el paso del agua; y un depósito en que se puede almacenar agua. El agua de detrás de la presa fluye a través de una entrada y hace presión contra las palas de una turbina, lo que hace que éstas se muevan. La turbina hace girar un generador para producir la electricidad. La cantidad de electricidad que se puede generar depende de hasta dónde llega el agua y de la cantidad de ésta que se mueve a través del sistema. La electricidad puede transportarse mediante cables eléctricos de gran longitud hasta casas, fábricas y negocios.

La energía hidroeléctrica es la que genera electricidad de forma más barata en la actualidad. Esto se debe a que, una vez que la presa se ha construido y se ha instalado el material técnico, la fuente de energía (agua en movimiento) es gratuita. Esta fuente de energía es limpia y se renueva cada año a través del deshielo y las precipitaciones.

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Sin embargo, la construcción de presas en los ríos puede destruir o afectar a la flora y la fauna y otros recursos naturales. Algunos peces, como el salmón, podrían encontrarse con la imposibilidad de nadar río arriba para desovar. Las últimas tecnologías, como las escaleras de peces, ayudan a los salmones a pasar por encima de las presas y a entrar en zonas de desove a contracorriente, pero la presencia de las presas hidroeléctricas cambia sus patrones migratorios y perjudica a las poblaciones de peces. Las centrales hidroeléctricas también pueden provocar la disminución de los niveles de oxígeno disuelto en el agua, lo que resulta dañino para los hábitats fluviales. El diseño de la central depende fuertemente de la geografía en la ubicación, los desniveles del terreno y el tamaño de este son factores importantes al considerar las etapas iniciales del proyecto, un concepto fundamental es el de cuenca, siendo esta una depresión en el terreno rodeado de valles, los ríos naturalmente atraviesan una cuenca, puesto que las aguas lluvias deben descender por el terreno hasta formar o integrarse a un río, la central hidroeléctrica debe situarse en el punto más bajo de la cuenca sobre el río, esto es para lograr captar la mayor cantidad de aguas lluvias; debe recordarse que el ciclo del agua es la responsable de la renovación del recurso, la siguiente imagen ilustra este principio.

Figura 1: Cuenca hidrográfica

En el estudio de las centrales hidroeléctricas hay dos variables que gobiernan y direccionan el diseño de las mismas, estas son:

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➢ La altura o salto disponibles, es una variable fundamental que rige el diseño, debe procurarse tener el mayor salto posible ya que a mayor salto la masa de agua tiene mayor potencial energético, sin embargo este salto debe encontrarse dentro de límites que no encarezcan o dificulten en exceso la construcción de la central. ➢ El caudal es la otra variable fundamental, la cantidad de agua disponible dictamina en parte cuanta energía se tiene disponible para ser turbinada. Aprovechar al máximo estas dos variables es el principio fundamental de la central, la ingeniería del diseño se basa en encontrar un equilibrio para ambas, aunque, en el caso del caudal este es influenciado principalmente por el tamaño de la cuenca, por lo que dentro de lo posible debe procurarse el colocar la central al nivel más bajo posible, ya que así se contará con más agua al tener una cuenca más grande; el salto se define al observar los desvíveles naturales de terreno de la central, y adecuar las obras civiles para aprovechar el mayor salto técnica y económicamente factible.

TIPOS DE CENTRALES HIDROELECTRICAS Las centrales hidroeléctricas pueden clasificarse según varios puntos de vista, sin embargo se describirán aquí la clasificación según el régimen de flujo de estas: Centrales de agua fluyente: También denominadas “centrales de filo de agua” o “de pasada”, utilizan parte del flujo de un río para generar energía eléctrica. Operan de forma continua porque no tienen capacidad para almacenar agua al no disponer de embalse. Turbinan el agua disponible en el momento limitadas por la capacidad instalada. En estos casos las turbinas pueden ser de eje vertical, cuando el río tiene una pendiente fuerte, u horizontal, cuando la pendiente del río es baja. Centrales de embalse: Es el tipo más frecuente de central hidroeléctrica. Utilizan un embalse para almacenar agua e ir graduando el caudal que pasa por la turbina. Es posible generar energía durante todo el año si se dispone de reservas suficientes. Requieren una inversión mayor.

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Centrales de regulación: Almacenan el agua que fluye por el río capaz de cubrir horas de consumo. Centrales de bombeo o reversibles: Una central hidroeléctrica reversible es una central hidroeléctrica que, además de poder transformar la energía potencial del agua en electricidad, tiene la capacidad de hacerlo a la inversa, es decir, aumentar la energía potencial del agua (por ejemplo subiéndola a un embalse) consumiendo para ello energía eléctrica. De esta manera puede utilizarse como un método de almacenamiento de energía (una especie de batería gigante). Están concebidas para satisfacer la demanda energética en horas pico y almacenar energía en horas valle. Aunque lo habitual es que esta centrales turbinen/bombeen el agua entre dos embalses a distinta altura, existe un caso particular llamado centrales de bombeo puro, en las que el embalse superior se sustituye por un gran depósito cuya única aportación de agua es la que se bombea del embalse inferior. Como se mencionó con anterioridad, la central que se diseñara en este trabajo es una central de agua fluyente.

PARTES DE UNA CENTRAL A FILO DE AGUA Dique: Las centrales a filo de agua pueden o no poseer un pequeño dique para embalsar el agua, esto es para controlar en cierta medida el nivel del agua disponible en la toma, estos embalses son parciales, de modo que al alcanzar el nivel deseado, el agua se deja correr a través de un aliviadero para que el río siga su cauce natural. Bocatoma: Es el punto en el cual parte del agua del río es desviada hacia la canaleta, la bocatoma posee una rejilla la cual es utilizada para impedir el paso de sedimentos y restos de tamaño considerable hacia la canaleta, esta debe ser limpiada periódicamente para evitar obstrucciones que limiten el paso del agua. Canaleta: La canaleta es una estructura, generalmente de hormigón, en la cual el agua es dirigida hacia el punto donde será posteriormente desviada hacia la casa de máquinas; la canaleta posee una pendiente muy suave, lo suficiente para conducir el agua pero no demasiado pronunciada para

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perder altura útil, el diseño de su perfil transversal es muy importante y se tomará en cuenta en el apartado técnico de este reporte. Desarenador: Es una estructura que permite la deposición de restos sólidos en el fondo de esta y permite básicamente la “limpieza” del agua, esto se logra gracias a la geometría del desarenador, la sección transversal del desarenador aumenta progresivamente en dirección al flujo, por lo que baja la velocidad de este y permite así, que restos como arena y otros caigan al fondo del desarenador para ser luego removidos. Cámara de carga: La cámara de carga es una estructura que se encarga de regular el nivel de agua previamente a ser enviada a la casa de máquinas, es una estructura que colecta el agua y debe asegurar que la tubería que se dirige a la casa de máquinas este siempre sumergida, además de desviar el agua hacia el río si el nivel deseado es superado en algún punto. Tubería forzada: La tubería forzada es el elemento de la central que se encarga de convertir la energía potencial del salto disponible en energía de presión, ese es su integro propósito, por lo que su sección transversal no cambia en ningún momento, su diseño es una parte vital del éxito de la central. Casa de máquinas: La casa de máquinas es el lugar donde se encuentran las turbinas hidráulicas y los generadores eléctricos, la tubería forzada conduce el agua a alta presión a las turbinas para que estas transformen ya sea, su energía de presión (turbinas Francis y Kaplan) o cinética (turbina Pelton), en trabajo aprovechable para el generador eléctrico. Subestación eléctrica: Es la etapa final en el ciclo de la central, el potencial eléctrico obtenido en el generador es elevado en una subestación hasta el voltaje de la red eléctrica, para así inyectar energía a la red.

En la siguiente imagen se muestran las partes de este tipo de centrales, además de los diferentes saltos que se presentan en cada punto.

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Figura 2: Partes de una central a filo de agua

CENTRALES HIDROELECTRICAS EN EL SALVADOR La siguiente información se ha extraído de la página oficial de la CEL: “Las centrales hidroeléctricas, son la fuente de energía más barata con que cuenta El Salvador, además de los múltiples beneficios de los embalses, reducen la dependencia de nuestra energía de los precios del petróleo, y así, como hace 70 años, CEL continua tras la búsqueda de las mejores fuentes de producción de electricidad. Desde su creación CEL ha desarrollado los estudios y construido las obras que han provisto la energía necesaria para mover el progreso del país. El río Lempa provee muchos beneficios para los salvadoreños, uno de los más importantes es la energía eléctrica que produce a través de CEL. A lo largo de su historia, CEL ha construido 4 centrales hidroeléctricas para aprovechar las aguas de la cuenca del Lempa. Estas son Guajoyo, Cerrón Grande, 5 de Noviembre y 15 de Septiembre Con estas centrales CEL aporta parte de la energía que el país requiere cada día.” En cuestión de grandes aprovechamientos hidroeléctricos, el país cuenta con 4 centrales, sin embargo en materia de pequeñas centrales, el país 10

cuenta con muchos proyectos, siendo estos 16. La siguiente imagen muestra la ubicación de los proyectos hidroeléctricos más relevantes en el país.

Figura 3: Centrales hidroeléctricas en El Salvador

De la imagen anterior cabe mencionar que los puntos 1,2,3 y 4 representan a las grandes centrales hidroeléctricas, los puntos restantes muestran las ubicaciones de todas las pequeñas centrales hidroeléctricas en el país. La siguiente tabla resume el potencial hidroeléctrico en El Salvador Categoría

Número de proyectos

Capacidad total (MW)

Energía anual (GWh/año) 6949

≥ 20 MW

18

2077

< 20 MW

209

180.8

675

Total

227

2258

7705

Institución implementadora CEL/ Gobierno/ Privado Inversión privada/ Gobierno

Tabla 1: Potencial eléctrico en El Salvador

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CAPITULO 2: DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO

DESCRIPCION GENERAL DEL PROYECTO

El proyecto consiste en la implementación de una pequeña central a filo de agua, el aprovechamiento se tiene en una ubicación específica que será explicada en la siguiente sección, el objetivo es diseñar la central desde cero, y paulatinamente, describir cada parte del proceso del diseño hasta finalmente determinar de manera aproximada la rentabilidad del proyecto, se desea con el proyecto realizar un estudio lo más real posible, proponiendo un modelo básico de diseño para la central visto desde la óptica de la ingeniería mecánica; ya que por supuesto en un proyecto de semejante magnitud siempre se ve influido por conocimientos de muchas áreas diferentes. La metodología consiste básicamente en los siguientes ítems: 1. Descripción general y planteamiento del problema 2. Estudio de caudales, la determinación del caudal disponible en el punto de interés se realizo mediante una simulación con el programa SAGA GIS, con datos de elevación del terreno, se realizo un modelo que simula la caída de lluvia sobre una región, esto para determinar con una aproximación razonable el tamaño de la cuenca, en cuanto a la cantidad de lluvia en dicha cuenca, esta se obtiene a partir de datos de las estaciones meteorológicas diseminadas en el territorio salvadoreño; obtenida esta información se necesita conocer la curva de caudales clasificados, la cual muestra la disponibilidad de agua durante el año . 3. Conociendo la ubicación del proyecto y el caudal disponible, se procederá a el estudio técnico, esto consiste básicamente en el diseño de los componentes de la central, determinar las pérdidas energéticas en cada elemento para finalmente analizar alternativas hasta encontrar la que sea la mejor en cada punto del diseño, también se determinará una estimación del caudal óptimo para la central y cuanta energía se producirá.

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4. Se realizará una investigación respecto al marco legal que rige la construcción y operación de las centrales hidroeléctricas, ahondando también en aspectos fiscales, ambientales y sociales. 5. Posteriormente se realizará un análisis financiero muy básico para estimar a grosso modo, la rentabilidad del proyecto en si. 6. Como etapa final se muestran las conclusiones del estudio y las recomendaciones para el mismo.

UBICACIÓN DEL PROYECTO

El proyecto se ubicaría en el departamento de Chalatenango, específicamente sobre el cauce del río Grande del mismo departamento, con coordenadas 14.2237 en latitud y -89.0976 en longitud, la siguiente imagen muestra el tamaño de la cuenca estimada, siendo esta de 89.96 km2.

Figura 4: Perfil estimado de la cuenca

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OBJETIVOS

Objetivo General: ➢ Desarrollar un proyecto de prefactibilidad para la construcción de una pequeña central hidráulica en el río Grande de Chalatenango.

Objetivos Específicos: ➢ Desarrollar un estudio de caudales ➢ Elaborar un estudio técnico que abarque el diseño de todos los componentes de la central ➢ Analizar alternativas para posteriormente decidir cuáles son las configuraciones más rentables en el proyecto. ➢ Proporcional un marco legal, fiscal, social y ambiental sobre las disposiciones que rigen el desarrollo de un proyecto hidroeléctrico real en el país. ➢ Realizar un estudio económico para evaluar la factibilidad financiera del proyecto.

ALCANCES

El alcance del proyecto consiste en el diseño más esencial de una pequeña central hidroeléctrica, abarcando los aspectos fundamentales sobre esta, la definición, el análisis de su ubicación, el análisis del recurso del diseño, como parte central el diseño de cada uno de los componentes principales de la central y finalmente los análisis y pronósticos en diferentes temáticas, como los temas legales y financieros sobre el proyecto. Se busca ilustrar de manera clara la metodología del diseño de una PCH, tratando de ser lo más claros y apegados a el diseño de una central real, a manera de ilustrar correctamente cada una de las etapas del diseño.

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CAPITULO 3: ESTUDIO DE CAUDALES

DELIMITACIÓN DE CUENCA Y VERTIENTE

La conservación de los recursos hídricos está ocupando un espacio relevante en el desarrollo económico sostenible regional y global; es por ello que el uso del agua para generación de energía deba causar el menor impacto ambiental y por tanto se debe considerar en un diseño no comprometer la sostenibilidad ambiental de la cuenca. Para aprovechar óptimamente el recurso energético es muy importante la información hidrológica de la región a estudiar, dentro de los resultados más relevantes del estudio hidrológico se encuentra la determinación de la potencia de la planta y su energía. Estos parámetros dependen de las condiciones hidrológicas de la cuenca, es por ello que disponer de una buena información hidrológica histórica de la cuenca permite seleccionar un caudal de diseño amigable con el medio ambiente e hidroenergéticamente óptimo. El estudio hidrológico aporta información para el diseño y estabilidad de las obras, tal como el caudal máximo, caudal mínimo y/o ambiental.

DETERMINACIÓN DE RÉGIMEN DE CAUDALES

Análisis preliminar de caudales Mes

mm lluvia

Dias del mes

Qpreliminar (m3/s)

Fcorrec cion

Qmes (m3/s)

Qtodoel mes

Enero

3.16

31

0.095517293

1.11

0.106024 195

3.286750 056

Febrero

7.965

28

0.266553486

1.15

0.306536 509

8.583022 244

15

Marzo

22.775

31

0.688419731

0.18

0.123915 552

3.841382 1

Abril

79.52

30

2.483772042

0.06

0.149026 323

4.470789 675

Mayo

271.66

31

8.211464507

0.07

0.574802 516

17.81887 798

Junio

470.93 5

30

14.70944651

0.2

2.941889 302

88.25667 906

Julio

325.63 5

31

9.842966373

0.3

2.952889 912

91.53958 727

Agosto

396.26 5

31

11.97789878

0.28

3.353811 659

103.9681 614

Septie mbre

479.38

30

14.97322235

0.42

6.288753 388

188.6626 016

Octubr e

290.66 5

31

8.785928481

0.63

5.535134 943

171.5891 832

Noviem bre

54.03

30

1.687603162

0.65

1.096942 055

32.90826 165

Diciem bre

5.355

31

0.161865539

1.23

0.199094 613

6.171933 018

23.62882 097

721.0972 293

Total

Tabla 2: Caudales preliminares para cada mes

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Caudales clasificados Mes

mm lluvia

Dias del mes

Qmes (m3/s)

Qmedio

Qdisp (m3/s)

Septiembre 479.380

30.000

6.289

1.97560884

6.091139115

Octubre

290.665

61.000

5.535

1.975608848 5.337539115

Agosto

396.265

92.000

3.354

1.975608848 3.156239115

Julio

325.635

123.000

2.953

1.975608848 2.755339115

Junio

470.935

153.000

2.942

1.975608848 2.744339115

Noviembre

54.030

183.000

1.097

1.975608848 0.899439115

Mayo

271.660

214.000

0.575

1.975608848 0.377239115

Febrero

7.965

242.000

0.307

1.975608848 0.108939115

Diciembre

5.355

273.000

0.199

1.975608848 0.001539115

Abril

79.520

303.000

0.149

1.975608848 0

Marzo

22.775

334.000

0.124

1.975608848 0

Enero

3.160

365.000

0.106

1.975608848 0

Total

21.47175204

Tabla 3: Caudales clasificados de mayor a menor, para elaboración del Hidrograma.

DETERMINACIÓN DE CAUDALES MÁXIMOS

Valores constantes Variable

Valor

Área de la cuenca 80.959974 (km2)

17

Estación de influencia

Chalatenango Palma”; N12

Caudal medio (m3/s)

1.8

“La

Tabla 4: Parámetros del análisis de la cuenca seleccionada

Curva de caudales clasificados Curva de caudales clasificados

Caudal Medio

7

Caudal (m3/s)

6 5 4 3 2 1 0 0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

Dias acumulados

Gráfico 1: Hidrograma del río grande de Chalatenango

CAPITULO 4: ESTUDIO TÉCNICO

ESTUDIO DE LOCALIZACIÓN Y LEVANTAMIENTO TOPOGRÁFICO

El estudio técnico se presenta con los datos e imágenes tomadas de la alternativa 2, que es la seleccionada para presentar el proyecto.

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Localización de la obra de captación

Figura 5: Localización de la obra de toma

A lo largo de la altura de 403 m comenzaría la construcción de la obra de toma, para captar el recurso del afluente aprovechando el caudal que hay en el momento dado. Con la consideración que el suelo sea firme y disponiendo de una estructura de retención, para garantizar una cota de 425 m con cualquier caudal disponible del rio. La longitud aproximada de la obra de toma es de 104 m. La ubicación de la obra de captación será al comienzo de la orilla convexa del río, reteniendo sedimentación.

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Canaleta de conducción

Figura 6: Localización de la canaleta de conducción

La evaluación de la canaleta con las líneas de isonivel del programa SAGAGIS con una distancia hasta la ubicación de la tubería forzada de aproximadamente 679 m.

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Tubería Forzada

Figura 7: Localización de la tubería forzada

Al final de la canaleta de conducción, se localiza la obra de toma, en ese mismo punto se construye la tubería forzada para conducir el fluido hacia la casa de máquinas donde se encuentran las turbinas generadoras. Presentada con isolineas de nivel para cada 3 m de altura, el inicio de la tubería forzada se da a una altura de 425 m hasta una altura de 380 m.

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DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS

Pérdidas por altura en canal de conducción que debe llevar una pendiente de 0.1% que permite el flujo del agua es de 0.679 m, dando como resultado una altura útil de: =

= 45 − 0.001(679)

− . (

)

= .

Para el diseño de la tubería forzada, se estudió por medio de las líneas de isonivel separadas 3 m entre sí, genera un aproximado del perfil de la montaña y una aproximación de la longitud dela tubería:

Perfil de la montaña

425 422 419 416 413

Altura de la montaña

410 407 404 401 398

Perfil de la montaña

395 392 389 386 383 380 377

0

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 Distancia x del perfil de la montaña

Gráfico 2: Perfil de la montaña y esquema de la tubería forzada.

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Localizando dos puntos de cambio de dirección, con codos a 45° que permiten el ingreso y salida de la tubería de presión de forma horizontal hacia la casa de máquinas.

Accesorios

Coeficiente de pérdidas

Codo 45°

0.45

Codo 45°

0.45

Entrada a tubería

0.5

Valvula

0.1

Total accesorios

Kt=1.5

Tabla 5: Detalle de accesorios para pérdidas secundarias

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En la siguiente tabla, se muestra el cálculo de las pérdidas primarias en función del factor de fricción dado por el tipo de material de la tubería, Reynolds que depende de las variables del flujo estacionario que pasa por la tubería y utilizando el diámetro óptimo, que como se verá en el próximo capítulo, el diámetro más conveniente es de D=1.15 m. Caudal (m3/s) Diámetro (m) Rugosidad relativa 0.25 0.5 0.75 1 1.25 1.5 1.75 2 2.25 2.5 2.75 3 3.25 3.5 3.75 4

1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15

2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04 2.26E-04

Re

Hu (m)

3.11E+05 6.21E+05 9.32E+05 1.24E+06 1.55E+06 1.86E+06 2.17E+06 2.49E+06 2.80E+06 3.11E+06 3.42E+06 3.73E+06 4.04E+06 4.35E+06 4.66E+06 4.97E+06

44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32

Factor fricción 0.0162 0.0153 0.0149 0.0147 0.0146 0.0145 0.0145 0.0144 0.0144 0.0144 0.0144 0.0143 0.0143 0.0143 0.0143 0.0143

Hp (m)

Hn (m)

Pérdidas

Velocidad

0.01 0.03 0.06 0.11 0.17 0.24 0.33 0.43 0.55 0.68 0.82 0.97 1.14 1.32 1.52 1.72

44.313 44.292 44.258 44.211 44.150 44.076 43.988 43.887 43.773 43.645 43.503 43.348 43.180 42.999 42.804 42.595

0.02% 0.06% 0.14% 0.25% 0.38% 0.55% 0.75% 0.98% 1.24% 1.52% 1.84% 2.19% 2.57% 2.98% 3.42% 3.89%

0.24 0.48 0.72 0.96 1.20 1.44 1.68 1.93 2.17 2.41 2.65 2.89 3.13 3.37 3.61 3.85

Tabla 6: Pérdidas primarias y secundarias (Hp), debido a la resistencia en la conducción del fluido a través de las tuberías.

Datos obtenidos de distintos valores de caudales para determinar la energía que entregan las turbinas en función de su eficiencia mecánica y para un mismo diámetro en la tubería forzada.

24

ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS Alternativa 1

Figura 8: Cuenca para aprovechamiento del rio grande de Chalatenango, y su punto de interés (rojo).

Datos de la cuenca en alternativa 1. Variable Área (km2) Caudal medio (m3/s) Caudal óptimo Altura Bruta Tipo de Turbina Energía anual generada (MWh) Ingreso anual*

Valor 31.70 0.7736 1 m3/s 105 m Pelton 3661.38 $329,524.13

Tabla 7. Datos obtenidos de la alternativa 1, *Considerando un valor de $90/MWh.

25

Figura 9: Longitud del dique

La alternativa 1, muestra valores de ingreso anual un poco mayores que la alternativa 2. Sin embargo, es necesaria la construcción de un dique de al menos 105 m de altura, Lo cual tendría un costo muy alto, y que sería recuperable en un tiempo mucho mayor al tiempo proyectado para las centrales hidroeléctricas.

Alternativa 2

Figura 10: Cuenca para aprovechamiento del rio grande de Chalatenango, utilizando otro punto de interés y otra área de cuenca.

26

ESTIMACIÓN DE CAUDAL ÓPTIMO Y ENERGÍA A PRODUCIR

Evaluando las distintas opciones disponibles que se tienen de la curva de caudales clasificados, en la siguiente tabla se evalúa el caudal turbinado más óptimo en función del factor de planta y tomando la consideración del caudal mínimo técnico necesario para mantener el ecosistema y el ingreso de $90/MWh. Qturb(m3/s) 1 2 3 4 5

Pot/H (kW/m) 57.87 106.92 142.24 163.39 183.01

E/H (MWh/m) 42.38 78.40 104.48 119.98 134.34

Capacidad Instalada/H 9.81 19.62 29.43 39.24 49.05

FP 49.31% 45.61% 40.52% 34.90% 31.27%

Ingreso/H $3,813.77 $7,055.78 $9,402.79 $10,797.99 $12,090.55

Tabla 8: Caudal óptimo para el aprovechamiento de la central.

Seleccionamos el caudal de 2 m3/s, ya que este es un análisis preliminar en función del salto, no se toma en consideración la eficiencia mecánica, por esa razón tomamos este caudal como el más óptimo.

DISEÑO DE OBRAS PRINCIPALES

OBRAS DE CAPTACIÓN • Obra de toma Se selecciona una obra de toma convencional, la toma convencional se caracteriza por tener una pequeña presa, que no tiene capacidad de almacenar agua, por tal motivo deberá poseer regulación. La presa obliga que parte del caudal Qa fluya a través de la toma de agua y el excedente Qu se vierta por el aliviadero de la presa.

27

Figura 11: Bocatoma convencional

Un dique cierra el cauce del rio, obligando al agua que se encuentra debajo de la cota de su cresta (cota de 425 m) pase a la conducción. Cuando se tienen crecidas, el exceso de agua pasa por encima del dique (1), como en un vertedero, a este se le llama Azud (2), y un zampeado para evitar la erosión en el lugar de la bocatoma (3), una compuerta de purga (4) con el fin de eliminar el material sólido depositado, y la toma de agua (5) es una ventana con una reja, que impide ingreso de material sólido flotante grueso, la separación entre barrotes es de aproximadamente 20 cm. El agua es captada por la toma de agua, la cual se encuentra ubicada aguas arriba del azud, El umbral de la ventana debe estar a una altura no inferior a 0.6 - 0.8 metros del fondo.

OBRAS DE CONDUCCIÓN • Canal de conducción En la obra de conducción, el caudal tiene un flujo uniforme, es decir que tiene un área y velocidad igual a lo largo del tramo. Adicionalmente la rugosidad del cauce, se mantiene invariante en el trayecto de la corriente. Usualmente la pendiente de los canales es menor que 6°, se recomienda que la velocidad oscile entre 0.7 m/s y 2.0 m/s, para evitar sedimentación 28

en el caudal y erosión, por tal motivo el área mojada es función de la velocidad. 2 1

= ( )3( )2

Dónde: Q: Caudal constante S: Área mojada K: Coeficiente de rozamiento RH: Radio Hidráulico J: Pendiente del canal Podemos observar que, de la ecuación anterior, el canal depende del radio hidráulico y de la superficie mojada, por tal motivo se recomienda la superficie trapezoidal. La forma de conducción abierta debe tener una superficie mojada, tal que permita una mayor conducción de caudal; esto es posible en cuanto sea mayor el radio hidráulico RH. Frente a otras secciones la sección semicircular es la que mejor cumple esta condición, sin embargo, es de difícil construcción y poco estable, por tal motivo se recomienda la sección trapezoidal. Con ayuda del programa Canal Hydraulic Channel, se facilitó el cálculo de la canaleta asignando los valores a las variables requeridas.

Figura 12: Datos para calcular dimensiones del canal de derivación.

29

Figura 13: Dimensión y variables para el canal de derivación

• Desarenador Es una obra hidráulica, que sirve para sedimentar partículas, de material sólido suspendidas en el agua de la conducción, éstas están suspendidas en la conducción por la velocidad del agua, para que ellas se decanten se disminuye su velocidad, por tal motivo el desarenador para cumplir con su propósito dispone de una mayor área (sección) y debe cumplir con la ecuación de continuidad: =

∗

=

∗

Dónde: Q:

Caudal constante

Ac: Área del canal Vc: Velocidad del canal Ad: Área del desarenador V d: Velocidad del desarenador

30

El proceso de decantación se ilustra en la siguiente imagen, y consiste en disminuir la velocidad de la partícula para que ella se sedimente en la longitud del desarenador.

Figura 14: Proceso de sedimentación. Dónde: Vd es la velocidad horizontal de la corriente en la cámara de sedimentación, Vs es la velocidad vertical de sedimentación, W es el empuje ascensorial dinámico debido a turbulencias, H es la altura de la cámara, L es la longitud de la cámara, ts es el tiempo de sedimentación y td es el tiempo de desplazamiento.

La velocidad horizontal de la corriente en la cámara de sedimentación no debe ser superior a 0.5 m/s, dado que con velocidades superiores las partículas no se pueden detener en superficies lisas como en el fondo del desarenador. Dubuat propone las velocidades límites por debajo de las cuales el agua cesa de arrastrar diversas materias, éstas son: Material Arcilla Arena fina Arena gruesa

Velocidad de decantación (m/s) 0.081 0.16 0.216

Tabla 9: Se considerará para el diseño del desarenador, arena gruesa.

La velocidad de sedimentación Vs, representa la velocidad con que cae la partícula por influencia de la fuerza de gravedad. Según Arkhangalski la velocidad de sedimentación para diferentes diámetros de partículas están dados en la tabla:

31

Tabla 10: Velocidades de sedimentación de las partículas sólidas en suspensión de acuerdo a su tamaño dadas por Arkhanelski (1935).

Para PCH el diámetro máximo de partícula admito según caída, es de: ℎ < 10 ,

Dlim=(0.2-0.5 mm)

ℎ < 100 ,

Dlim=(0.1-0.2 mm)

ℎ ≥ 100 ,

Dlim=(0.01-0.05 mm) Tomando para el diseño del desarenador un tamaño de partícula de 0.2 mm correspondiente aun h de media caída y una velocidad de sedimentación de 21.6 mm/s. El fondo de la cámara se cubre de sedimentos, generando una superficie rugosa, la cual origina turbulencias, es decir, corrientes transversales, que causan un empuje ascensorial dinámico. El empuje ascensorial dinámico W, según Sokolov, equivale a: = 0.152 = 0.152 (21.6) = . /

El buen funcionamiento del desarenador se relaciona con los tiempos de sedimentación ts y el tiempo de decantación td de la partícula donde se requiere que como mínimo se cumpla que: ≥

32

Es fundamental asegurar la distribución uniforme de velocidades en las distintas secciones transversales y longitudes dentro de la cámara de sedimentación, como lo muestra la siguiente figura:

Figura 15: Depósito de materiales en dos desarenadores diferentes.

Dimensiones para el desarenador son las siguientes:

Figura 16: Dimensiones del desarenador

Continuidad: =

∗

=

∗

33

Área de la canaleta: =

= 2 3⁄ 1.265 ⁄ = .

Área del desarenador:

∗

=

∗

∗

= 1.58(1.265) =

(0.216)

= .

El área del desarenador será de 9.5 m2. Relación = 12. =

=

2 =√

= √9.5

2

≈ 3.08

≈ . = .

=

La pendiente de entrada al desarenador tendrá una longitud L1 de: 1

=5

1 = 5(3)

=

La pendiente de salida será de: 2

=2

34

=

2 = 2(3)

La longitud del desarenador está en función de la velocidad de sedimentación de la partícula (21.6 mm/s), su velocidad ascensorial producida por remolinos en el fondo del desarenador. La partícula más alejada del suelo tendrá que bajar una altura de 1.5 m. Por lo tanto, el tiempo de decantación: =

− (1.5)((1000))

= (21.6 − 3.2832) = .

La longitud necesaria para permitir la sedimentación se da a continuación: = ( ) = 0.216(81.89)

≈ 17.69 =

• Tubería forzada Es la conducción a presión que debe ser, de preferencia, un tramo recto, aunque es difícil de obtener debido a las condiciones del terreno. Lo que obliga a ajustarse al perfil topográfico de su trazado, con el apoyo de estructuras de concreto que ayudan a sostenerse (apoyos) y a variar de pendiente (anclajes).

El diámetro de la tubería forzada se determina con base a la selección óptima entre el mínimo de pérdidas y el costo mínimo.

Datos de tubería Longitud de tubería

L

63

m

Rugosidad absoluta

ε

0.00026

m

35

0.26

mm

Accesorios 0.45

Codo 45°

0.45

Codo 45° K Entrada a tubería

0.1

Valvula Total accesorios

0.5

Kt

1.5

Tabla 11: Datos técnicos de la tubería forzada

Altura Util Caudal Viscosidad

Datos Técnicos Hu 44.32 Qe 2 μ 0.000891

m m3/s Pa s

Tabla 12: Variables a considerar para el diseño de la tubería forzada.

En la siguiente tabla, se muestra la selección del diámetro óptimo que se requiere para la tubería forzada, tomando como consideración la disponibilidad del material con el que se hará, se sabe que es acero laminado en frío y cuya disponibilidad es en pliegos 1.2 x2.4 m. Debido a ello, el diámetro óptimo se elige un diámetro de 1.15 m, formado por un perímetro de tres pliegos de lámina de acero laminado en frio.

36

Re

Hu (m)

0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 0.70 0.75 0.77 0.765 0.85 0.90 0.95 1.00 1.05 1.10

Rugosidad relativa 5.78E-04 5.20E-04 4.73E-04 4.33E-04 4.00E-04 3.71E-04 3.47E-04 3.40E-04 3.40E-04 3.06E-04 2.89E-04 2.74E-04 2.60E-04 2.48E-04 2.36E-04

6.35E+06 5.72E+06 5.20E+06 4.76E+06 4.40E+06 4.08E+06 3.81E+06 3.74E+06 3.74E+06 3.36E+06 3.18E+06 3.01E+06 2.86E+06 2.72E+06 2.60E+06

44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32

Factor fricción 0.0174 0.0170 0.0166 0.0163 0.0160 0.0158 0.0156 0.0155 0.0155 0.0152 0.0151 0.0149 0.0148 0.0147 0.0145

1.15 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50

2.26E-04 2.17E-04 2.08E-04 2.00E-04 1.93E-04 1.86E-04 1.79E-04 1.73E-04

2.49E+06 2.38E+06 2.29E+06 2.20E+06 2.12E+06 2.04E+06 1.97E+06 1.91E+06

44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32 44.32

0.0144 0.0143 0.0142 0.0142 0.0141 0.0140 0.0139 0.0139

Diámetro (m)

Hp (m)

Hn (m)

Pérdidas

Velocidad

31.67 19.23 12.29 8.19 5.66 4.02 2.94 2.68 2.68 1.66 1.29 1.01 0.80 0.65 0.53

12.65 25.09 32.03 36.13 38.66 40.30 41.38 41.64 41.64 42.66 43.03 43.31 43.52 43.67 43.79

27.7% 18.5% 12.8% 9.1% 6.6% 6.1% 6.1% 3.8% 2.9% 2.3% 1.8% 1.5% 1.2%

12.6 10.2 8.4 7.1 6.0 5.2 4.5 4.4 4.4 3.5 3.1 2.8 2.5 2.3 2.1

0.43 0.36 0.30 0.25 0.21 0.18 0.16 0.14

43.89 43.96 44.02 44.07 44.11 44.14 44.16 44.18

1.0% 0.8% 0.7% 0.6% 0.5% 0.4% 0.4% 0.3%

1.9 1.8 1.6 1.5 1.4 1.3 1.2 1.1

Tabla 13: Diámetro óptimo de tubería de conducción, con sus respectivas pérdidas en función de su material.

37

Hn y Velocidad en función del diámetro 50.00 45.00

Altura neta y velocidad

40.00 35.00 30.00 Hn y velocidad en función del diámetro velocidad

25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00 0.40

0.60

0.80 1.00 Diámetro para tubería

1.20

1.40

1.60

Gráfico 3: Curva de Alturas netas y velocidad en función del diámetro de tubería.

En la tabla 5, se muestran las pérdidas totales obtenidas en la tubería forzada y en la gráfica 2, se tiene el perfil de la montaña donde se ubicará la tubería forzada y un esquema de la misma.

• Espesor de tubería El espesor de tubería se determina con base en el golpe de ariete. El esfuerzo del acero laminado en frío, es de: =

Calculo de presiones: ➢ Presión Hidrostática: ℎ

=

ℎ = (9.81)(44.32)

= .

➢ Presión en operación: Bernoulli desde la obra de toma hasta entrada casa de máquina (0 – 1).

38

Figura 17: Bernoulli para determinar presión por golpe de ariete. 0 + 02 +

0=

1 + 12 +

1 + ℎ 0−1

2

2

=

0 + 0+

1 + 12 +

+

0

Dónde Hu=z0 - z1, entonces:

2

−

1

( + 12)

= 1

2

Utilizando la velocidad en función del caudal: 1=

( +

2 4

82

)

8(2)2 = (9.81) (43.89 +

)

1

2

(9.81) (1.15) 4

➢ Presión por golpe de ariete: Entre las consideraciones, tenemos la velocidad que de la tabla 11, para un D=1.15 m, la velocidad es de 1.9 m/s, y asumiendo un tiempo de operación en vacío por parte de la turbina de 0.35 s. 2 ..

=

= 2(63)(1.9)(9.81)

..

(9.81)(0.35)

. .

=

39

Detalle: Tipo Presión Hidrostática Presión de operación Presión por golpe de ariete Total

Presión (kPa) 434.78 432.41 684 1551.19

Tabla 14: Presiones presentes en tubería forzada.

Presión de diseño

=

Esfuerzo en tubería forzada, para determinar su espesor: =

=

Consideración: n, factor de seguridad de 1.5. =2 = (1552)(1.15)(1.5) 2(420 103)

= .

Espesor obtenido por corrosión: Consideración: Tiempo de proyecto de 30 años, espesor deteriorado por corrosión por año es: ó =

ñ

= 0.09 ñ (30 ñ ) = .

Espesor mínimo: = 2.7 + 3.5

≈

=

+

= .

40

• Costo preliminar de tubería forzada: Consideraciones: Densidad del acero es 7870 kg/m3 costo por kg de hacer en lámina. $2.30

$2.3 =

= = ()= ( )

1 (7870 ) ( (1.15)(63) (4 (1000)))

=$

25.4

.

• Bloques de apoyo Son utilizados para sostener adecuadamente la tubería de presión, deben ser dimensionados de tal forma que sean de bajo costo y fácil construcción.

Figura 18: Apoyos

El apoyo sostiene la tubería de presión y facilita su deslizamiento por dilatación o contracción debidas a variaciones de temperatura.

41

Figura 19: Dimensiones de un apoyo

El apoyo debe tener las siguientes características:

•

Altura mínima para escurrimiento de aguas lluvias: = 0.25

= 0.25(1.15) = .

•

Sección de la base C y B deben ser: = = 1.5

= = 1.5(1.15) = ≅ .

•

Dimensión A, dependiendo del tipo del suelo, puede ser: = 1.2 = 1.2(1.15) = .

42

Los esfuerzos que actúan en el apoyo son:

Figura 20: Tensiones de un apoyo

•

Fuerzas por el peso de tubería y peso del agua: Peso del agua (Ga) 2

=

=

(4)( )

(4) ( ( + ))( )

Peso del tubo (Gt)

•

Fuerzas por el peso del apoyo (Gs): =

Dónde: Vs, es el volumen del apoyo m3. , es el peso específico del material del bloque, para concreto es de 23.54 kN/m3. En nuestro caso, el volumen del apoyo es: =

∗

( + +√

∗

( −

)( ∗

−1

(

))

∗ )+

3

4∗

180

43

Fuerza debida a la fricción entre tubería y apoyo:

•

´

= ( +

)

1

Donde es el coeficiente de fricción entre la tubería y el apoyo, se recbre la superficie en contacto con una chapa de metal de igual material a la tubería, con ello = 0.25.

Resistencia al deslizamiento Fa: = 1.1

Fuerza debida a la fricción entre el apoyo y el suelo:

• = ( ∗

´

∗

+

∗ sin 1)

Dónde , es un coeficiente de fricción entre el apoyo y el terreno, = 0.35.

• Anclajes Son bloques de hormigón que impiden el movimiento de la tubería, ajustan la tubería al perfil topográfico del terreno y permiten variar la pendiente en forma horizontal y/o vertical.

Figura 21: Anclajes para variar pendiente horizontal y vertical.

Se requieren dos anclajes, para la entrada de la tubería forzada en la parte alta del perfil, con ángulo de 45° y en la parte baja para la entrada a la casa de máquinas, también a un ángulo de 45°.

44

Figura 22: Fuerzas sobre el anclaje

SELECCIÓN DE TURBINA Criterios para la selección: Caída neta: Hn=43.89 m Caudal: Q=2 m3/s

Gráfico 4: Selección de turbina

De la gráfica 4 se puede apreciar que las variables de operación coinciden para una turbina Francis, quedando sólo en el rango de su operación.

Velocidad específica 45

A partir de la ecuación experimental para turbinas radiales y axiales, como la turbina Francis, la velocidad específica para saltos menores a 200 m, es: =

2600 0.5 2600

= (43.89)0.5 = .

Tabla 15: Parámetros de velocidad específica y caída para diferentes tipos de turbinas.

De la tabla anterior, podemos deducir que la turbina Francis a utilizar debe ser de tipo rápida.

EVALUACIÓN DE ALTERNATIVA MÁS ÓPTIMA

Por medio del estudio antes realizado, para la alternativa 2, se preparó un análisis que presentaba la energía anual para una turbina Francis con un caudal de equipamiento de 2 m3/s y para dos turbinas Francis con un caudal de equipamiento de 1 m3/s, teniendo la consideración que no deben operar con un caudal menor al 0.5 el caudal de equipamiento para evitar cavitación en el rodete.

46

Meses

Días del mes

Septiembre Octubre Agosto Julio Junio Noviembre Mayo Febrero Diciembre Abril Marzo Enero

30 31 31 31 30 30 31 28 31 30 31 31

Q dis (m3/s) 6.091 5.338 3.156 2.755 2.744 0.899 0.377 0.109 0.002 0.000 0.000 0.000

Qturbinado (m3/s) 2 2 2 2 2 0 0 0 0 0 0 0

Efic de Q (%)

Efic Meca (%)

Salto (m)

Energia (MWh)

100% 100% 100% 100% 100% 0% 0% 0 0 0 0 0

89.05% 89.05% 89.05% 89.05% 89.05% -

41.63 41.63 41.63 41.63 41.63 E anual

471.363631 487.075752 487.075752 487.075752 471.363631 0 0 0 0 0 0 0 2403.95

Tabla 16: Energía anual entregada por una turbina Francis, para el salto y caudal identificados en el proyecto.

Considerando una eficiencia eléctrica del 90%, un precio de $90/MWh. El ingreso anual por energía para una turbina sería de $216,355.5. Obtenemos un factor de planta de 31.56%.

El ingreso por energía anual, para dos turbinas de 1 m3/s cada una, sería: Mes Septiembre Octubre Agosto Julio Junio Noviembre

Días 30 31 31 31 30 30

Q dis Q T1 Q T2 Q Turbinado 6.091 1 1 2 5.338 1 1 2 3.156 1 1 2 2.755 1 1 2 2.744 1 1 2 0.899 0.899 0.000 0.899

Efic Q1 100% 100% 100% 100% 100% 90%

Efic Q2 100% 100% 100% 100% 100% 0%

Efic Meca 1 89.05% 89.05% 89.05% 89.05% 89.05% 91.97%

Efic Meca 2 89.05% 89.05% 89.05% 89.05% 89.05% 0%

salto 41.63 41.63 41.63 41.63 41.63 43.80

Energía MWh 471.32 487.03 487.03 487.03 471.32 230.33

47

Mayo Febrero Diciembre Abril Marzo Enero

31 28 31 30 31 31

0.377 0.109 0.002 0.000 0.000 0.000

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0

0% 0% 0 0 0 0

0% 0 0 0 0 0

-

-

E anual

2634.052208

Tabla 17: Energía anual entregada por dos Turbinas Francis, para el salto y el caudal identificados en el proyecto.

Al igual que el análisis para una turbina, considerando una eficiencia eléctrica del 90%, un precio de $90/MWh. El ingreso anual por energía para dos turbinas sería de $237,064.5. Obtenemos un factor de planta de 34.58%.

Por lo tanto, la mejor alternativa sería instalar dos turbinas Francis de 1 m 3/s, aunque se tendrían más consideraciones para su montaje, tendríamos un factor de planta mayor y una mayor rentabilidad.

48

CAPITULO 5: GESTIONES PARA EL DESARROLLO DEL PROYECTO

LEGISLACIONES VIGENTES

Las legislaciones son necesarias para administrar la operación segura del proyecto en nuestro caso para nuestra central hidroeléctrica, así como para ejecutar de forma adecuada las etapas del proyecto. Para ello empezaremos describiendo los antecedentes históricos de las legislaciones en el que interviene el uso del Agua. En El Salvador, la legislación sobre las aguas comenzó a regularse por el código civil, promulgado el 20 de noviembre de 1860, en donde se declaró bienes nacionales de uso público los ríos y todas las aguas que corren por cauces naturales. Posteriormente a principios del siglo XX, la Ley Agraria de 1907 con reforma 1948, legislo sobre la política y administración para el uso de aguas con fines de riego, justa distribución de las aguas, construcción e inspección de boca-tomas, obligaciones y derechos del usuario. La constitución política de 1950, también vino a declarar que el subsuelo pertenece al estado, siendo su explotación sujeta a concesión por parte de este. Sin embargo, los derechos de las aguas subterráneas que no fueran con fines potables, seguirán considerándose por los dueños de sus tierras como de su pertenencia privada. Esta errónea interpretación vino a quedar claramente definida con la promulgación de la Ley de Riego y Abonamiento de diciembre de 1970, en la que se claro: "los recursos hidráulicos son bienes nacionales" pues como Ley especial priva sobre la general. Además, definió como recursos hidráulicos " ...las aguas superficiales y subterráneas ya sean corrientes o detenidas, incluyendo los álveos o causes correspondientes", exceptuando únicamente del dominio nacional las aguas lluvias captadas en embalses artificiales, construidas por los particulares por heredades. Con la entrada en vigencia de “Ley General de Electricidad de 1996” y con reforma en el 2008 dicta que la explotación de recursos hidráulicos y 49

geotérmicos, requerirán de concesión aprobada por la Asamblea Legislativa, y serán otorgadas por un plazo máximo de 30 años, que se determinará con base en el flujo e indicadores financieros sometidos en el estudio de factibilidad. La “Ley General de Electricidad”, puntualmente en los artículos 2, 3, 4, 5, 8 y 12, los cuales establecen que la Superintendencia de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), será la responsable del cumplimiento de las disposiciones de dicha normativa. En el 2013 se creó la “Ley Reguladora para el Otorgamiento de Concesiones de Proyectos de Generación Eléctrica en Pequeña Escala” que tiene por objeto establecer un mecanismo para el otorgamiento de concesiones a personas naturales o jurídicas que operen plantas generadoras de energía eléctrica de pequeña escala, con capacidad nominal igual o menor a cinco megavatios. Para esta Ley las concesiones serán aprobadas por la Asamblea Legislativa mediante decreto; estableciendo las condiciones para la utilización del recurso, y un plazo que no podrá exceder de cincuenta años. La Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones, será la entidad competente para tramitar el procedimiento respectivo hasta la etapa previa a su aprobación. Algunas leyes o códigos que actualmente contiene artículos relacionados con la construcción, concesión, generación eléctrica, multas de carácter económico, etc. Se resumen a continuación.

1. Constitución Nacional del 15 de diciembre de 1983, actualmente en vigencia con las reformas aprobadas a partir de 1991 2. Código Civil de 1860 3. Código Penal de 1974, Reforma 2005 4. Código de Comercio de 1970, Reforma 2008 5. Ley de Minería 1995, Reforma 2001 6. Código de Salud de 1988 7. Ley Agraria de 1941, Reforma de 1997 8. Código Municipal de 1986 50

9. Reglamento de Marina 10. Ley de Expropiación y Ocupación de Bienes por el Estado de 1939, con Reformas en 1947 y 1998. 11. Reglamento sobre la Calidad del Agua, el Control de Vertidos y las Zonas de protección de 1981 12. Ley de Carreteras y Caminos vecinales de 1969, con Reforma en 1992 13. Ley de Administración Nacional de Acueductos y Alcantarillas (ANDA) 14. Ley de Protección Civil, Prevención y Mitigación de Desastres de 2005

15. Ley de Riego y Avenamiento de 1970 16. Ley Forestal de 1973, con Reforma de 1986 17. Ley de Creación del Banco de Fomento Agropecuario de 1973, con Reformas 1973, 1975 y 1980 18. Ley Reguladora para el Otorgamiento de Concesiones de Proyectos de Generación Eléctrica en Pequeña Escala de 2013 19. Ley General de Electricidad de 1996, con Reforma 2008 20. Ley de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Rio Lempa 21. Código de Trabajo 22. Ley de Incentivos Fiscales Como consecuencia de las leyes anteriores una persona natural o jurídica que desee hacer uso de aguas superficiales o subterráneas, con rines de producción de energía eléctrica debe de obtener previamente un permiso o concesión de la autoridad competente. También debe obtenerse permiso para la construcción de cualquier obra de modifique sustancialmente los causes o álveos de los ríos.

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PERMISOS

Según la Ley Reguladora para el Otorgamiento de Concesiones de Proyectos de Generación Eléctrica en Pequeña Escala. ART 7. La persona natural o jurídica interesada en obtener una concesión, deberá presentar el formulario debidamente cumplimentado y los anexos siguientes. a) Declaración ante notario de la ejecución de un programa de responsabilidad social empresarial, que se desarrollará en el sitio en que se instale la central, para contribuir al desarrollo económico social; b) Estudio de factibilidad con resultado positivo del proyecto, que incluya memoria descriptiva de cálculos, con los diseños y planos correspondientes;

c) En el caso de proyectos hidroeléctricos, permiso ambiental de construcción para fines de generación eléctrica, extendido por el Ministerio de Medio Ambiente y Recursos Naturales, del río o cauce, con su localización específica, mostrada en cuadricula geográfica de escala apropiada, detallando las técnicas a emplear y el alcance geográfico de los mismos; d) Estudio de impacto ambiental, aprobado por las autoridades competentes, cuando sea obligatorio según la escala del proyecto; e) Datos del proyecto que permitan la evaluación sistemática y continua de los efectos del mismo y de sus obras anexas, en sus etapas de construcción, operación y abandono; así como la comparación de las distintas opciones existentes, la toma de medidas preventivas, y el detalle de las principales obras y acciones que tomará para mitigar los efectos adversos en su entorno, tanto al medio ambiente como a la población, y la forma en que garantizará el buen estado y la funcionalidad de las obras; y, f) Cualquier otro dato que, según la naturaleza, se exija por el ordenamiento jurídico aplicable a la materia.

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Según la Ley General de Electricidad ART 5. La generación de energía eléctrica a partir de recursos hidráulicos y geotérmicos, requerirán de concesión otorgada por la SIGET de conformidad con las disposiciones de la presente Ley, sin embargo, la concesión para plantas generadoras con capacidad nominal total, igual o menor de cinco megavatios se tramitará mediante un procedimiento abreviado, según la metodología que por acuerdo emita la SIGET. Art. 13.- El interesado en obtener concesión para la explotación de recursos hidráulicos o geotérmicos, deberá presentar solicitud por escrito a la SIGET, acompañada de lo siguiente: a) Los datos del solicitante, relativos a su existencia y capacidad legal; b) El estudio de factibilidad del proyecto, que incluirá memoria descriptiva y los planos correspondientes; c) El estudio de impacto ambiental, previamente aprobado por las autoridades competentes en la materia, que deberá permitir la evaluación de manera sistemática de los efectos del proyecto y de sus obras anexas, en sus etapas de construcción, operación y abandono; la comparación de las distintas opciones existentes; la toma de medidas preventivas, y el diseño de las acciones para mitigar los efectos adversos; y, d) Cualquier otro dato que se requiera en la presente Ley o en su Reglamento. Art. 24.- La SIGET, a solicitud de cualquier interesado, podrá otorgarle por una sola vez, permiso temporal para el estudio de proyectos de generación de energía eléctrica usando recursos hidráulicos o geotérmicos.

Art. 25.- El otorgamiento de dicho permiso en ningún momento considerará exclusividad, y facultará al interesado para efectuar los estudios, sondeos y mensuras que sean necesarios en bienes del Estado. Cuando se trate de bienes fiscales, el interesado deberá obtener el permiso de la autoridad que administra los bienes de que se trate. Art. 26.- El plazo máximo del permiso temporal será de dos años, pudiendo renovarse por una sola vez a solicitud del interesado. La solicitud de permiso, así como la de su renovación, se formulará con los requisitos que establezca la SIGET. 53

Según la Ley de Medio Ambiente Art. 20.- El Permiso Ambiental obligará al titular de la actividad, obra o proyecto, a realizar todas las acciones de prevención, atenuación o compensación, establecidos en el Programa de Manejo Ambiental, como parte del Estudio de Impacto Ambiental, el cual será aprobado como condición para el otorgamiento del Permiso Ambiental. Art. 21.- Toda persona natural o jurídica deberá presentar el correspondiente Estudio de Impacto Ambiental para ejecutar las siguientes actividades, obras o proyectos: f) Centrales de generación eléctrica a partir de energía nuclear, térmica, geométrica e hidráulica, eólica y mareomotriz; Art. 23.- El Estudio de Impacto Ambiental se realizará por cuenta del titular, por medio de un equipo técnico multidisciplinario. Las empresas o personas, que se dediquen a preparar estudios de impacto ambiental, deberán estar registradas en el Ministerio, para fines estadísticos y de información, quien establecerá el procedimiento de certificación para prestadores de servicios de Estudios de Impacto Ambiental, de Diagnósticos y Auditorías de evaluación ambiental.

ASPECTOS FISCALES

Todos los proyectos deben de presentar el monto global de las inversiones y forma de financiamiento; capacidad de empleo durante la construcción y la operación. Esto en un documento técnico económico del proyecto. Certificación de Proyectos con Ley de Incentivos Fiscales Tiene por objeto promover la realización de inversiones en proyectos a partir del uso de fuentes renovables de energía, mediante el aprovechamiento de recursos tales como el hidráulico, geotérmico, eólico, solar, marino, biogás y la biomasa; así como cualquier otra fuente que a futuro sea identificada como renovable para la generación de energía eléctrica. 54

La cual presenta los siguientes incentivos para el desarrollo de este tipo de proyectos: Art. 3.- Las personas naturales o jurídicas que a partir de la vigencia de la presente ley sean titulares de nuevas inversiones en proyectos de instalación de centrales para la generación de energía eléctrica o en proyectos de ampliación de centrales de generación ya existentes, utilizando para ello fuentes renovables de energía, según lo dispuesto en el art. 1 de esta ley, gozarán de los siguientes beneficios e incentivos fiscales exclusivamente con relación a los costos y gastos de la inversión correspondientes a dichos proyectos: a) durante los diez primeros años gozarán de exención total del pago de los derechos arancelarios de importación de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para labores de preinversión y de inversión en la construcción y ampliación de las obras de las centrales para la generación de energía eléctrica, incluyendo la construcción o ampliación de la subestación, la línea de transmisión o subtransmisión, necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta las redes de transmisión y/o distribución eléctrica. La exención del pago de los derechos arancelarios de importación, deberá ser solicitada al ministerio de hacienda, al menos quince días antes de la importación de la maquinaria, equipos, materiales e insumos necesarios y destinados exclusivamente a desarrollar los proyectos de energías renovables, de conformidad con la documentación del proyecto avalada en la certificación emitida por la superintendencia general de electricidad y telecomunicaciones, que en el texto de esta ley podrá denominarse SIGET.

Se exceptúa del beneficio contenido en el presente literal, la adquisición de los bienes siguientes: muebles y enseres del hogar, así como vehículos para transporte de personas de forma individual o colectiva; b) Los ingresos derivados directamente de la generación de energía con base en fuente renovable, gozarán de exención total del pago del impuesto sobre la renta por un período de cinco años en el caso de los proyectos superiores a 10 megavatios (MW); y de diez años en el caso de los proyectos de 10 o menos megavatios (MW); en ambos casos, contados a partir del ejercicio fiscal en que obtenga ingresos derivados de la generación de energía con base en fuente renovable; y, 55

c) Exención total del pago de todo tipo de impuestos sobre los ingresos provenientes directamente de la venta de los “certificados de emisiones reducidas”, en lo sucesivo cer, en el marco del mecanismo para un desarrollo limpio (mdl) del protocolo de Kyoto, o mercados de carbono similares, obtenidos por los proyectos calificados y beneficiados conforme a la presente ley. La certificación de proyectos se realiza en las instalaciones de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) de El Salvador.

ASPECTOS AMBIENTALES Y SOCIALES Para el desarrollo de proyectos de energías renovables en El Salvador se deben tomar en cuenta las leyes y los reglamentos relacionados a la protección del medio ambiente. Bajo norma constitucional, la Ley de Medio Ambiente establece el marco legal, como: políticas, procedimientos e instituciones encargadas de su regulación. Por ende cada entidad a ejecutar un proyecto debe de evaluar los impactos ambientales que este generara, mediante conjunto de acciones desarrolladas por el Ministerio de Medio Ambiente cuyos procedimientos que aseguran que las actividades, obras o proyectos que tengan un impacto ambiental negativo en el ambiente o en la calidad de vida de la población, se sometan desde la fase de preinversión a los procedimientos que identifiquen y cuantifiquen dichos impactos y recomienden las medidas que los prevengan, atenúen, compensen o potencien, según sea el caso, seleccionando la alternativa que mejor garantice la protección del medio ambiente. Todo proyecto debe ejecutar un programa de responsabilidad social empresarial, que se desarrollará en el sitio en que se instale la central, para contribuir al desarrollo económico social del lugar.

56

CAPITULO 6: ESTUDIO ECONÓMICO-FINANCIERO

EVOLUCION HISTÓRICA DEL PRECIO DE LA ENERGÍA

Los primeros proyectos de electrificación registrados en El Salvador se dieron en el año de 1945 con la creación de la Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL) a través del Decreto Ejecutivo publicado en el Diario Oficial No. 139 en octubre del mismo año. CEL solicitó al Gobierno gestionar la visita de expertos en los ramos de Hidráulica, Geología y Electricidad, con el propósito de ubicar geográficamente donde deberían ser desarrollados los primeros proyectos hidroeléctricos. En junio de 1951 se inició la construcción de la primera Presa Hidroeléctrica del Río Lempa, la cual fue finalizada en el año de 1954, con capacidad para generar 82,000 kilovatios.

Durante los primeros 25 años de operación, CEL incorporó al patrimonio nacional, además, la Central Hidroeléctrica de Guajoyo, con capacidad instalada para 15,000 kilovatios, las centrales térmicas en el municipio de Acajutla (departamento de Sonsonate) con capacidad de 70,000 kilovatios, los sistemas de transmisión que interconectan todas las centrales generadoras y todos los centros de consumo en El Salvador, sistemas de subtransmisión que llevan el fluido eléctrico a ciudades y centros agrícolas importantes, así como la creación de sistemas de distribución rural. En 1975 se iniciaron las operaciones con la primera unidad generadora de energía geotérmica “Planta Geotérmica de Ahuachapán”, en base a los estudios que se habían iniciado en 1971, colocando a El Salvador como el segundo país en América Latina y octavo en el mundo que utilizaba los vapores subterráneos para la generación de energía eléctrica. Asimismo, se inició el montaje de los equipos para la construcción de la Central Hidroeléctrica de Cerrón Grande, obra que fue finalizada en 1977. Entre los años de 1978 a 1986 se dio la inauguración de la Central Hidroeléctrica “15 de septiembre”, con 180.000 kilovatios de capacidad instalada, la Central de Turbina a Gas de San Miguel, con potencia base de 22,000 kilovatios, así como la suscripción de contratos para la interconexión eléctrica entre El Salvador y Guatemala. En agosto de 1984 en la sede del Banco Centroamericano de Integración Económica (Tegucigalpa, 57

Honduras) se reanudaron las gestiones para interconectar sistemas eléctricos de El Salvador y Honduras. En 2007, la Asamblea Legislativa aprobó la Ley de Creación del Consejo Nacional de Energía (CNE), como la autoridad superior, rectora y normativa en materia de Política Energética y ente coordinador de los distintos sectores energéticos. En 2009, el Consejo Nacional de Energía (CNE) inició operaciones con el objetivo de desarrollar la Política Energética Nacional, con una visión integradora del tema en el país; elaborando un sistema de información energética para la toma de decisiones y el impulso de leyes y reglamentos del sector.

ESTIMACIONES DE COSTOS DE OBRAS

La inversión inicial del proyecto incluye principalmente dos estimaciones: ✓ Estimar costos de obra civil ✓ Estimar costos de equipo electromecánico Los costos de construcción civil siguen la tendencia de los precios del país donde el proyecto se va a desarrollar. En el caso de los países con economías en transición, los costos de construcción civil son generalmente más bajos que en los países desarrollados, debido a la utilización de mano de obra materiales de construcción locales. Los costos de construcción civil dependen siempre del sitio específico, debido principalmente a las características propias de la topografía, las condiciones geológicas y el diseño de la construcción del proyecto. Esto podría conducir a costes de inversión diferentes incluso para los proyectos de la misma capacidad. En proyectos de energía hidroeléctrica, donde la capacidad instalada es inferior a 5 MW, los costos de los equipos electromecánicos, tienden a dominar. A medida que aumenta la capacidad, los costos son cada vez más influenciada por el costo de las estructuras civiles. Los componentes del proyecto de construcción que afectan los costos de construcción civil, la 58

mayoría son presas, tomas de agua, conductos de presión hidráulica (túneles y compuertas) y las centrales eléctricas, por lo tanto, estos elementos tienen que ser optimizados cuidadosamente durante la etapa de diseño de ingeniería. La misma capacidad de generación global se puede lograr con unas pocas unidades generadoras de grandes o varias pequeñas. Las plantas que utilizan unidades generadoras más pequeñas tienen mayores costos por kW que las plantas que las con grandes unidades. Los altos costos por kW de capacidad instalada asociados con un alto número de unidades de generación se justifican por una mayor eficiencia y flexibilidad de la integración de las centrales hidroeléctricas en la red eléctrica. Los costos específicos de inversión (por kW instalado) tienden a reducirse a una mayor capacidad instalada del proyecto. Con mayor cota, el proyecto hidroeléctrico se puede configurar para utilizar menos volumen de flujo, y por lo tanto más pequeños conductos hidráulicos o pasajes. Para calcular costos en un proyecto se debe conocer de manera precisa que se comprará, a donde y cuanto dinero costaría su envío, cuanto material se requerirá para la obra civil, cuantos trabajadores se necesitarían y cuanto costaría la mano de obra, cuantos serían los costos administrativos en los que se incurriría, por ello resulta imposible en una etapa de prefactibilidad conocer con exactitud los costos, sin embargo, basándonos en datos estadísticos recopilados por entes externos, se realizará una estimación de costos de iniciales de toda la planta basándonos en los MW instalados para el proyecto, con ese dato se calculará los costos estimados según datos de otras centrales.

Gráfico 5: Capacidad instalada vs costo unitario

59

El grafico anterior se creó al analizar los costos de 250 proyectos en todo el mundo, este fue compilado en el estudio VLEEM-2003. De este grafico se observa un costo unitario de aproximadamente 750 $/kW. Considerando que se tienen 4.7 MW instalados, se puede saber que el costo inicial del proyecto sería de 3.5 millones de dolares

INGRESOS ANUALES DEL PROYECTO

Los ingresos anuales ya fueron calculados con anterioridad en la evaluación de alternativas, en dicha sección se concluyo que la opción más factible y considerando un precio de la energía de 90 $/MWh, era el tener dos turbinas Francis de 1 m3/s; dicha configuración brindaría teóricamente $237,064.5 de entrada de efectivo por año.

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Una vez construidas y puestas en funcionamiento, las centrales hidroeléctricas por lo general requieren muy poco mantenimiento y los costos de operación se puede mantener bajos, ya que las plantas hidroeléctricas no tienen los costos recurrentes en cuanto a combustibles. Los costos de operación y mantenimiento se dan generalmente como un porcentaje del costo de inversión por kW. El estudio del Consejo Europeo de Energías Renovables junto con Greenpeace, utiliza un 4% para los costos, lo que puede ser apropiado para la energía hidroeléctrica a pequeña escala, pero es demasiado alto para las centrales hidroeléctricas de gran escala. El WEO, estudio hecho por la Agencia Internacional de Energía (IEA), utiliza un 2,5% (IEA, 2008a), el 2,2% para la energía hidroeléctrica de gran escala de 3% para proyectos más pequeños. Para este caso se elige una cifra del 1.5% al año contando solamente el mantenimiento, y debido a que le central es relativamente pequeña se pronostica que no se incurrirá en gastos más allá del pago a poco personal y equipo de mantenimiento.

60

= 750 $ ∗ 4700

∗ 0.015 =

$⁄

ñ

ANALISIS DE RENTABILIDAD

Para analizar la rentabilidad de la planta, debe definirse primero que es lo siguiente: Ciclo de vida: El mayor costo de la energía hidroeléctrica, en particular proyectos de gran escala, son los costos de construcción de las estructuras civiles con ciclos de vida útil muy largos como presas, túneles, canales, centrales eléctricas, etc. Los equipos eléctricos y mecánicos, con tiempo de vida mucho más corto, por lo general contribuyen menos al costo. Por consiguiente, es común utilizar una vida útil más larga para la energía hidráulica que para otras fuentes de generación de electricidad. Krewitt et al. (2009) utiliza 30 años , IEA WEO 2008 (IEA, 2008a) y Teske et al. (2010) utiliza 40 años y de la IEA (2010b) utiliza 80 años de vida útil para proyectos hidroeléctricos. Para el caso de nuestra central por motivos legales se escoge un período de vida de 50 años Tasa de descuento o interés: Los inversores privados suelen optar por las tasas de descuento de acuerdo a las características de riesgo-rendimiento de sus alternativas de inversión. Una alta tasa de descuento será benéfica para las tecnologías con baja inversión inicial y los altos costes de funcionamiento. Una baja tasa de descuento, generalmente a favor de las fuentes de energía renovable, ya que muchos de ellas, incluida la energía hidroeléctrica, tienen un costo inicial de inversión relativamente altos y bajos costes recurrentes. Este efecto será aún más pronunciado para las tecnologías con una larga vida útil como la hidroeléctrica. Como se tiene un proyecto donde la inversión inicial es grande, se elije una tasa de 2.5%.

61

TIEMPO DE RECUPERACION DE LA INVERSION Para saber en cuanto tiempo se recupera la inversión se utilizará la siguiente formula: 3.5 106

=

=

237064 − 52500

= 19 ñ

VALOR ACTUAL NETO Se procederá a evaluar el proyecto dentro del período de vida útil del proyecto, teniéndose 50 años como período y una tasa del 2.5%.

=−

+∑(

) (1 + )

=1

237064 − 52500

50

= −3.5 106 + ∑ (

)

(1 + 0.025)

=1

=

Como la VAN es mayor que 0 el proyecto pronostica ganancias al final.

TASA INTERNA DE RETORNO La TIR se define como la tasa que vuelve 0 el valor presente, es decir la tasa mínima que contempla el proyecto en condición crítica. Esto es:

0=−

+ ∑(

)

(1 + ) =1

3.5 10 = ∑ (

6

50

237064 − 52500 (1 + )

)

=1

Con prueba y error se tiene que:

= . %

62

CAPITULO 7: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El estudio de la evaluación de la prefactibilidad del aprovechamiento hidroeléctrico en el río grande de Chalatenango se realizó tomando como base dos alternativas seleccionadas, la primera alternativa tiene variables que pueden ser muy bien aprovechadas como la cota de altura muy alta al estar rodeada de montañas, sin embargo, el inconveniente que tiene es en la captación y conducción del agua, sin mencionar que el área de la cuenca es muy pequeña. La alternativa dos fue la seleccionada por el grupo, debido a que si bien el análisis económico con sus respectivas consideraciones y con relación a la energía generada, era más factible la alternativa uno, la inversión inicial requería de gastos mucho más mayores, que difícilmente son recuperables a corto plazo para una pequeña central. A raíz de eso, para la segunda alternativa, se diseñaron obras civiles y mecánicas que tienen menores costos y producen la menor cantidad de pérdidas con relación a la alternativa anterior. Una vez seleccionada la alternativa dos, como la más óptima, se procedió al diseño de los principales elementos que debe obtener una pequeña central optimizando los recursos para obtener costos bajos de inversión. Seleccionando para el equipo mecánico por medio de cartas técnicas que la turbina más eficiente para el caso del proyecto es la turbina tipo Francis, se evaluó la factibilidad en instalación de una o dos turbinas. El ingreso anual por energía para una turbina con caudal de 2 m3/s es de $216,355.5 y obtenemos un factor de planta de 31.56%, el ingreso anual por energía para dos turbinas sería de $237,064.5, Obteniendo un factor de planta de 34.58% aún mayor que la opción anterior. Por lo tanto, la mejor alternativa sería instalar dos turbinas Francis de 1 m3/s, aunque se tendrían más consideraciones para su montaje, tendríamos un factor de planta mayor y una mayor rentabilidad. Las implicaciones ambientales y legales son muy importantes, el gobierno dispone de ciertas condiciones que deben asegurarse si se quiere tener el permiso para implementar el proyecto; en el caso de una PCH, siempre se tiene que dejar un porcentaje del agua en el río, de manera que no afecte 63

a la fauna y flora natural del río, además de permitir el desarrollo de las localidades que utilicen el río; se conoce también que en la actualidad el gobierno ofrece incentivos fiscales para los proyectos de energías renovables, teniendo para proyectos menores a 10 MW 10 años de excepción al pago de los impuestos sobre la renta, situación que resulta atractiva para un inversionista ya que le permitirá recuperar su inversión. Finalmente con la evaluación económica, se pudo determinar que el proyecto es económicamente factible, ya que al final de su vida útil el proyecto pronostica ganancias de un poco más de 1.7 millones de dólares.

BIBLIOGRAFÍA Chile, U. C. (s.f.). Evolucion de costos ERNC. Obtenido de http://hrudnick.sitios.ing.uc.cl/alumno12/costosernc/C._Hidro.html CNE. (2016). Sector Eléctrico de El Salvador. San Salvador. CNE. (s.f.). CNE. Obtenido de http://www.cne.gob.sv/?page_id=597 IPCC. (2012). Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. Potess, E. S. (s.f.). Centrales Electricas. Madrid: Gustavo Gili. Ratings, Z. (2017). Informe del Sector Eléctrico de El Salvador. San Salvador.

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