Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica

Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica IE – 0502 Proyecto Eléctrico Estudio de costos de instalación de si

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Universidad de Costa Rica Facultad de Ingeniería Escuela de Ingeniería Eléctrica

IE – 0502 Proyecto Eléctrico

Estudio de costos de instalación de sistemas pico y micro hidroeléctrico (100 W a 100 kW)

Por: JUAN MIGUEL MARIN UREÑA

Ciudad Universitaria Rodrigo Facio Junio de 2007

Estudio de costos de instalación de sistemas pico y micro hidroeléctrico (100 W a 100 kW) Por: JUAN MIGUEL MARIN UREÑA

Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Costa Rica como requisito parcial para optar por el grado de: BACHILLER EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Aprobado por el Tribunal:

_________________________________ Ing. Jaime Allen Flores Profesor Guía

_________________________________ Ing. Juan Ramón Rodríguez Solera Profesor lector

_________________________________ Ing. Gustavo Valverde Mora Profesor lector

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DEDICATORIA Dedico este trabajo, a toda mi familia, en especial a mis Padres por ser los mejores y por apoyarme incondicionalmente en mis estudios, a Daniela Zamora por ser quien alegra mi vida y muy especialmente a Dios por darme la oportunidad de tenerlos a todos ellos.

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RECONOCIMIENTOS Agradezco a todas las personas que de una u otra manera colaboraron para poder llevar a cabo este trabajo. A mi Profesor Guía el Ingeniero Jaime Allen Flores por permitirme realizar este proyecto, a mis Profesores lectores por sus oportunas observaciones, a los Ingenieros Jochem Sassem y Misael Mora por toda la información brindada y a todas las empresas extranjeras y nacionales por su valiosa colaboración.

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ÍNDICE GENERAL ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................. vii ÍNDICE DE TABLAS.................................................................................. viii NOMENCLATURA........................................................................................ix RESUMEN........................................................................................................x CAPÍTULO 1: Introducción ...........................................................................1 1.1 1.1.1 1.1.2 1.2

Objetivos..................................................................................................................3 Objetivo general.......................................................................................................3 Objetivos específicos ...............................................................................................3 Metodología .............................................................................................................4

CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico ..................................................................5 2.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.3.6 2.3.7 2.4 2.4.1 2.4.2 2.5 2.6 2.6.1 2.6.2 2.7 2.7.1 2.7.2 2.8 2.8.1

Definición de pequeña central hidroeléctrica ..........................................................5 Aprovechamientos de agua fluyente (Operación a filo de agua).............................6 Centrales de pie de presa .........................................................................................7 Centrales integradas en un canal de riego................................................................8 El recurso hídrico y su potencial..............................................................................9 Estructuras hidráulicas (Obra civil) .......................................................................10 La bocatoma...........................................................................................................10 El canal de aducción (o conducción) .....................................................................11 El desarenador y la cámara de carga (o tanque de presión)...................................11 Las obras de caída..................................................................................................12 Tuberías forzadas ...................................................................................................12 La casa de máquinas (o casa de fuerza) .................................................................13 El canal de descarga...............................................................................................14 Turbinas hidráulicas...............................................................................................15 Turbinas de acción .................................................................................................15 Turbinas de reacción..............................................................................................19 Generación de electricidad.....................................................................................21 Generadores ...........................................................................................................22 Máquina asíncrona (Inducción) .............................................................................23 Generador sincrónico .............................................................................................24 Sistemas y dispositivos de control .........................................................................26 Regulación por carga .............................................................................................27 Regulación por caudal ...........................................................................................28 Sistemas de protección...........................................................................................29 Alta frecuencia.......................................................................................................29 v

2.8.2 2.8.3 2.9 2.9.1 2.9.2 2.9.3 2.9.4 2.9.5

Sobretensión...........................................................................................................29 Baja tensión............................................................................................................29 Parámetros económicos .........................................................................................31 Estimación de costos..............................................................................................31 Costos unitarios......................................................................................................32 Factor de actualización ..........................................................................................32 Costos unitarios de la generación ..........................................................................32 Costo por kW instalado..........................................................................................33

CAPITULO 3: Equipo electromecánico ......................................................34 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.3 3.1.4 3.1.5 3.2 3.3 3.3.1 3.3.2 3.4 3.4.1 3.4.2

La turbina...............................................................................................................34 Micro turbina Pelton ..............................................................................................43 Micro turbina Turgo...............................................................................................43 Turbina Michell – Banki (Turbina de Flujo Cruzado)...........................................44 Mini turbina Francis...............................................................................................44 Turbina Kaplan ......................................................................................................45 El generador...........................................................................................................47 Sistema de control..................................................................................................55 Regulador electrónico de carga (ELC). .................................................................56 Controlador de generador de inducción (IGC) ......................................................59 Protecciones ...........................................................................................................61 Protecciones primarias ...........................................................................................61 Protecciones secundarias .......................................................................................64

CAPITULO 4: Costos de pico y micro centrales hidroeléctricas..............69 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5

Estudios de costos precedentes ..............................................................................72 Costos de equipo para pico-centrales hidroeléctricas ............................................75 Costos de turbinas para micro-centrales hidroeléctricas........................................77 Costos de generadores, sistemas de control y protección para MCH....................81 Costo total del equipo electromecánico para MCH ...............................................88

CAPÍTULO 5: Conclusiones y recomendaciones .......................................92 BIBLIOGRAFÍA..........................................................................................101 APÉNDICES.................................................................................................103 ANEXOS .......................................................................................................128

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ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1 Central hidroeléctrica de montaña.....................................................................6 Figura 2.2 Central de pie de presa ......................................................................................7 Figura 2.3 Toma de agua en sifón.......................................................................................8 Figura 2.4 Aprovechamiento en un canal de riego .............................................................8 Figura 2.5 Turbina Pelton .................................................................................................16 Figura 2.6 Turbina Turgo..................................................................................................17 Figura 2.7 Turbina de flujo cruzado .................................................................................18 Figura 2.8 Turbina Francis................................................................................................20 Figura 2.9 Turbina Kaplan................................................................................................20 Figura 2.10 Esquema de un generador sincrónico monofásico ........................................25 Figura 3.1 Eficiencias de turbinas.....................................................................................36 Figura 3.2 Eficiencia de una turbina de flujo cruzado ......................................................37 Figura 3.3 Nomograma para la selección de turbinas.......................................................38 Figura 3.4 Gráfico de selección de turbinas de la empresa Wasserkraft Volk .................41 Figura 3.5 Gráfico de selección de turbinas de la empresa Savoia Generators ................42 Figura 3.6 Variación del peso del generador según la tensión y la velocidad ..................52 Figura 3.7 Diagrama de bloques para la regulación de carga ...........................................57 Figura 4.1 Gráfico de costos unitarios para MCH y plantas convencionales ...................70 Figura 4.2 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Pelton).......................73 Figura 4.3 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Francis) .....................73 Figura 4.4 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Banki) .......................74 Figura 4.5 Curvas de costo unitario para turbinas empleadas en MCH............................78 Figura 4.6 Curvas suavizadas de costo unitario para turbinas empleadas en MCH .........79 Figura 4.7 Curvas de costo unitario para generadores 1∅ y 3∅ ......................................83 Figura 4.8 Curvas de costo unitario para generadores de 1200 y 1800 rpm.....................84 Figura 4.9 Curva de costo unitario para generador típico de MCH..................................85 Figura 4.10 Curva suavizada de costo unitario para un generador típico de MCH ..........86 Figura 4.11 Curvas de costo unitario de equipo electromecánico ....................................88 Figura 4.12 Curva promedio de costo unitario de equipo electromecánico .....................89 Figura 4.13 Curva suavizada de costo unitario de equipo electromecánico .....................89

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ÍNDICE DE TABLAS Tabla 3.1 Velocidad específica de turbinas ......................................................................35 Tabla 3.2 Resumen de características de turbinas ............................................................46 Tabla 3.3 Resumen de características de generadores ......................................................48 Tabla 3.4 Protecciones mínimas para un generador aislado .............................................67 Tabla 3.5 Protecciones mínimas para un generador conectado a la red ...........................68 Tabla 4.1 Porcentajes del costo total de la obra................................................................71 Tabla 4.2 Costos de turbinas en miles de dólares americanos..........................................78 Tabla 4.3 Ecuaciones de costo unitario de turbinas..........................................................80 Tabla 4.4 Comparación de generador sincrónico y asíncrono para 10 kW ......................82 Tabla 4.5 Resumen de ecuaciones, rangos y porcentajes de costos unitarios ..................91

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NOMENCLATURA ANSI: American National Standards Institute. AVR: Regulador Automático de Tensión. BID: Banco Interamericano de Desarrollo. C.C.: Corriente Continua. C.A.: Corriente Alterna. ELC: Controlador Electrónico de Carga. f: Frecuencia. H: Caída neta. Hz: Hertz. ICE: Instituto Costarricense de Electricidad. IGC: Controlador para Generador de Inducción. kVA: Kilovoltio-amperio kW: Kilovatio. m: Metro. MCH: Micro-Central Hidroeléctrica. m3/s: metros cúbicos por segundo. L/s: litros por segundo. P: Potencia en kW. PCH: Pico-Central Hidroeléctrica. PPH: Pequeña Planta Hidroeléctrica. PVC: Cloruro de Polivinilo. Q: Caudal. r.p.m.: Revoluciones por minuto. V: Voltio. η: Eficiencia.

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RESUMEN El presente trabajo estudia el comportamiento que siguen los costos del equipo electromecánico en pico y micro-centrales hidroeléctricas, planteando rangos, porcentajes y expresiones que ayudan a calcular el costo aproximado de este tipo de equipo, a partir de datos iniciales de las condiciones del sitio donde se implementará la central y de otros factores como la tipología de los equipos y sus posibles variantes. Para ello se empleó información de costos encontrada en la bibliografía y precios actuales proporcionados por algunos fabricantes; analizando como los distintos factores que intervienen en el diseño de los equipos afectan el costo de los mismos. Los resultados obtenidos indican que los costos son muy variables y que dependen de factores incontrolables inherentes a las características propias de la planta y su diseño, así como de factores que si se pueden controlar y que deben ser tomados en cuenta a la hora en que se necesita variar los diseños para bajar los costos. Las expresiones encontradas para el cálculo aproximado de costos, son validas para un rango de potencia de 6 a 100 kW y el lector debe estar conciente de que estas tienen la finalidad de orientar sobre la tendencia que puede tener el costo de un determinado equipo, y que la única manera de conocer un costo exacto, es solicitando directamente una cotización al fabricante del equipo.

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CAPÍTULO 1: Introducción En la actualidad, salen a la vista dos grandes problemas, crisis energética y calentamiento global; ante esto, los sistemas de generación hidroeléctricos vienen a contribuir enormemente en la solución de ellos. En Costa Rica, el empleo del recurso hídrico para la producción de energía eléctrica, está ampliamente desarrollado. Por lo general, los proyectos hidroeléctricos son de mediana o gran capacidad, relegando a las Minicentrales como fuentes de energía no convencionales. Y dado el auge de factores como la crisis de petróleo y la contaminación del ambiente, que acrecientan los problemas anteriormente citados, es que se ha hecho conveniente prestar más atención a alternativas de generación a pequeña escala, tales como las que se tratarán en este trabajo. Las plantas hidroeléctricas, como su nombre lo indica, generan electricidad a partir de la energía del agua, todo en un proceso de transformación de energía, en el que en un primer momento se tiene energía potencial en un embalse o toma, luego energía cinética en las tuberías de conducción, seguidamente de energía mecánica en la turbina, que acoplada a un generador finaliza con la transformación en energía eléctrica aprovechable; todo en un proceso de generación de energía que es limpio, lo cual es muy importante. Las pequeñas plantas hidroeléctricas son las que se encuentran en un rango de potencia menor a los 1000 kW por unidad, y en estas están las mini-centrales (100 kW a 1000 kW), micro-centrales (1 kW a 100 kW) y las pico-centrales (100W a 1 kW). Una de las características principales de este tipo de plantas, es que operan “a filo de agua”, o sea,

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2 sin ninguna regulación con embalses, por lo que son muy susceptibles a las variaciones de caudal. Además de que tienen como principal objetivo, la generación de energía para el autoconsumo, o sea en el mismo lugar de la producción, funcionando de manera aislada en este caso; sin dejar por fuera la posibilidad de funcionar conectadas a la red eléctrica comercial con el fin de obtener una ganancia económica. Abonado a la ventaja de energía limpia, se pueden encontrar otras ventajas en las pequeñas plantas hidroeléctricas, tales como los bajos costos de generación y mantenimiento, la posibilidad de operación las 24 horas del día si se quisiera, impacto ambiental mínimo, además de las bajas pérdidas de energía en comparación con sistemas convencionales de generación. En contraste, se tienen desventajas, tales como la dependencia de factores geográficos y metereológicos, así como un factor vital, que son los altos costos de inversión. Por lo cual es muy importante, a la hora de realizar un estudio de factibilidad financiera de un proyecto de este tipo, conocer el aspecto de inversión inicial de una manera muy precisa, realizando un estudio de costos detallado que sea capaz de indicar junto con otros factores, que tan factible puede ser la realización de un proyecto. Sobre este tema es que se enfoca el presente trabajo, investigando así costos, proveedores y fabricantes de equipos.

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1.1 Objetivos 1.1.1 Objetivo general Diseño de un sistema de cálculo de costos para el equipo electromecánico de sistemas pico y micro hidroeléctrico.

1.1.2 Objetivos específicos •





Desarrollo de bases de datos u hojas electrónicas de: •

Costos de equipos y servicios.



Proveedores de equipos.



Fabricantes de equipos.

Incluir los siguientes elementos en el estudio: •

Turbina.



Generador y regulador.



Equipo de protección.

Datos iniciales: •

Caída y caudal.

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1.2 Metodología Para desarrollar el trabajo, inicialmente se hará una revisión bibliográfica, con el objetivo de recolectar información sobre sistemas pico y micro-hidroeléctricos, en diferentes fuentes como libros, revistas, proyectos de graduación, tesis y páginas de Internet. Esta información deberá aportar básicamente teoría de los sistemas, conceptos técnicos básicos de los equipos y criterios de diseño. Con base en la información encontrada y en los objetivos del proyecto, se define sobre que elementos específicos se concentrará el estudio de costos, entiéndase tipos de generadores, tipos de turbinas, etc.; para así proceder con una extensa búsqueda de empresas fabricantes y distribuidoras de dichos equipos, así como de representantes en el país. Una vez definidos los fabricantes de los equipos requeridos, el siguiente paso a seguir será la solicitud de información técnica y de costos, que se requiera, ya sea directamente o a través de representantes. Por otro lado también se visitarán distintas empresas involucradas con el desarrollo de pequeñas centrales hidroeléctricas, con la finalidad de obtener asesoramiento en el tema y acceso a cotizaciones de equipo realizadas por ellos. Toda la información de costos obtenida, se seleccionará y clasificará, para desarrollar un método que permita calcular los costos de inversión del equipo electromecánico para el tipo de centrales en cuestión. Además se incluirá información de los fabricantes y sus servicios.

CAPÍTULO 2: Desarrollo teórico En este capítulo se desarrollará la teoría relevante del proyecto, haciendo una descripción detallada en los temas que lo requieran.

2.1

Definición de pequeña central hidroeléctrica [10] No existe un consenso, en la definición de pequeña central hidroeléctrica. Se

consideran como pequeñas plantas hidroeléctricas (PPH) las que se encuentran en un rango de potencia menor a los 10 MW por unidad. Así en este rango se pueden ubicar las pequeñas centrales (1 MW a 10 MW), las mini-centrales (100 kW a 1 MW), las microcentrales (10 kW a 100 kW), las nano-centrales (1 kW a 10 kW) y las pico-centrales (100W a 1 kW). El objetivo de una central hidroeléctrica es convertir la energía potencial de una masa de agua situada en el punto más alto del aprovechamiento, donde se ubica el embalse, en energía eléctrica, disponible en el punto más bajo, donde está ubicada la casa de máquinas, estos puntos se muestran en la Figura 2.1. La potencia eléctrica que se obtiene en una central es proporcional al caudal utilizado y a la altura del salto (también llamado caída).

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Figura 2.1 Central hidroeléctrica de montaña [10] De acuerdo con la altura del salto las centrales hidroeléctricas pueden clasificarse en: •

De alta caída: salto de más de 150 m.



De media caída: salto entre 50 y 150 m.



De baja caída: salto entre 2 y 20 m.

Estos límites son arbitrarios y solo constituyen un criterio de clasificación. Otra clasificación en función del tipo de central es:

2.1.1



Aprovechamientos de agua fluyente.



Centrales a pie de presa con regulación propia.



Centrales en canal de riego o tubería de abastecimiento de agua.

Aprovechamientos de agua fluyente (Operación a filo de agua) Son aquellos aprovechamientos que no disponen de embalse regulador importante,

de modo que la central trabaja mientras el caudal que circula por el cauce del río es superior

7 al mínimo técnico de las turbinas instaladas, y deja de funcionar cuando desciende por debajo de ese valor. 2.1.2

Centrales de pie de presa La existencia de un embalse regulador permite independizar, dentro de ciertos

límites, la producción de electricidad del caudal natural del río que lo alimenta. Un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico es raramente compatible con un gran embalse, dado el elevado costo de la presa y sus instalaciones anexas. La central suele situarse a pie de presa, alimentada por un conducto existente en el fondo (ver Figura 2.2), o por un sifón en caso de que no existiese ninguna toma de agua prevista. En este ultimo caso, la tubería forzada pasa sobre el borde superior de la presa sin apenas afectar a su estructura. La turbina puede estar ubicada en el tramo ascendente del sifón, en la coronación de la presa o en el tramo descendente (ver Figura 2.3). El salto será equivalente en cualquier caso a la altura de la presa. El salto no suele superar los 10 m (aunque existen ejemplos de tomas de agua por sifón de hasta 30,5 m) y el caudal circulante puede oscilar entre menos de 1 m3/s y 70 m3/s.

Figura 2.2 Central de pie de presa [10]

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Figura 2.3 Toma de agua en sifón [10] 2.1.3

Centrales integradas en un canal de riego Es factible instalar una central hidroeléctrica aprovechando el caudal de agua en un

canal de irrigación, ya sea ensanchando el canal, para poder instalar en él la toma de agua, la central y el canal de fuga, o construir una toma lateral, que alimente una tubería forzada instalada a lo largo del canal.

Figura 2.4 Aprovechamiento en un canal de riego [10]

Los elementos principales de una central hidroeléctrica, son las obras civiles, la turbina, el generador, los sistemas de control y los sistemas de protección.

9

2.2

El recurso hídrico y su potencial [7, 10] Un aprovechamiento hidráulico necesita, para generar electricidad, un determinado

caudal y una caída. Se entiende por caudal como el volumen de agua que pasa, en un tiempo determinado, por una sección del cauce y se mide en m3/s o L/s (1 m3/s = 1000 L/s). Por caída, o salto bruto, se entiende que es la distancia medida en vertical que recorre el volumen de agua (diferencia de nivel entre la lámina de agua en la toma y en el punto donde se restituye al río el caudal ya turbinado). Con los datos de caudal y caída es posible conocer la cantidad de potencia que se puede disponer, con la siguiente ecuación:

P = 9.81 × H × Q

(2.2-1)

donde: P = Potencia disponible, en kW. H = Caída o Salto Bruto, en m. Q = Caudal, en m3/s.

El caudal y la caída, son además datos básicos para determinar el tipo de turbina que se debe utilizar. Para la determinación del caudal se debe recurrir a la información histórica hidrológica de la zona. Interesa calcular para efectos de diseño y cálculos el flujo promedio y mínimo de agua anual.

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2.3

Estructuras hidráulicas (Obra civil) [5, 10, 17] Dentro del proceso del planeamiento de la obra civil para las micro-centrales

hidroeléctricas (MCH) se conocen los siguientes componentes básicos que conforman el conjunto: •

La bocatoma.



El canal de aducción.



El desarenador y la cámara de carga.



Las obras de caída y tuberías forzadas.



La casa de máquinas y fundamentos de equipamiento.



El canal de descarga.

Estos seis componentes básicos para algunos casos específicos se verán complementados con obras adicionales como: de represamiento, almacenamiento y/o encauzamiento, desgravadores y/o desripiadores, aliviaderos, canales de purga, canales de demasías, túneles y puentes-canal, pozos de succión, chimeneas de equilibrio, sifones invertidos, rápidas, cascadas, etc.

2.3.1

La bocatoma

Es la estructura inicial y tal vez la más importante, mediante la cual se capta el recurso hídrico necesario para el funcionamiento de los equipos transformadores de la energía hidráulica, y cuyo emplazamiento, cálculo, diseño y construcción debe responder necesariamente a las exigencias mínimas establecidas. Esta se diseñará para las condiciones

11 de máxima avenida probable del recurso hídrico y su proceso constructivo deberá desarrollarse de preferencia en períodos de estiaje o ausencia de lluvias.

2.3.2

El canal de aducción (o conducción)

Permite conducir de manera segura y permanente el caudal requerido por las turbinas alojadas en la casa de máquinas y deberá ser diseñado para las condiciones de máxima potencia probable de tales equipos. Es normalmente suficiente que las secciones adoptadas sean las rectangulares para caudales de hasta 600 a 800 L/s, y trapezoides para caudales mayores. En MCH de hasta 50 a 80 kW, es suficiente considerar canales en tierra y/o emboquillados de piedra, dependiendo de la pendiente y posibilidades geológicas y topográficas de los terrenos que este deba atravesar.

2.3.3

El desarenador y la cámara de carga (o tanque de presión)

Son dos estructuras que normalmente se construyen adyacentes a través de las cuales se pueden eliminar por decantación la mayor proporción de material fino y en suspensión que contiene el recurso hídrico y que llega a la primera, y al mismo tiempo lograr que la tubería forzada trabaje a sección llena evitando acciones de sobrepresión o cavitación 1 a través de la segunda. Normalmente se construyen de concreto armados y

1

Cavitación: Fenómeno que se presenta cuando la presión en un líquido, desciende por debajo de la de vaporización, formándose pequeñas burbujas, que estallan al ser arrastradas a zonas de mayor presión. La formación de estas burbujas y su subsiguiente estallido, es lo que se conoce como cavitación, y puede producir daños considerables.

12 semienterrado y sus características geométricas están influenciadas por el caudal de diseño de la MCH y por la velocidad de sedimentación de las partículas en arrastre principalmente. 2.3.4

Las obras de caída

Están constituidas básicamente por estructuras de soporte y fijación o empotramiento de la tubería forzada al terreno, para las cuales el suponer un comportamiento estático de solicitaciones en el diseño es suficientemente aceptable; sin embargo, es en el proceso constructivo donde se deber tener especial cuidado en la utilización de materiales y mano de obra de la mejor calidad que aseguren la estabilidad y empotramiento adecuados de la tubería. Estas estructuras de fijación o bloques de anclaje tendrán diferentes diagramas de fuerzas si son saltantes hacia afuera o hacia adentro para el caso de cambios de dirección en el desarrollo de la tubería. 2.3.5

Tuberías forzadas

Transportan el caudal de agua desde la cámara de carga hasta la casa de máquinas. Las tuberías forzadas pueden instalarse sobre o bajo el terreno, según sea la naturaleza de éste, el material utilizado para la tubería, la temperatura ambiente y las exigencias medioambientales del entorno. “La tubería de presión para estas minicentrales puede ser construida de acero o de cloruro de polivinilo (PVC). En el caso que la tubería forzada sea de acero, lo mejor es tenderla en forma aérea, montada sobre apoyos de concreto así se le puede dar mantenimiento. En caso de usarse tubería PVC, esta debe de enterrarse.” [5]

13 En general las tuberías forzadas en acero, se conciben como una serie de tramos rectos, simplemente apoyados en unos pilares, y anclados sólidamente en cada una de sus extremidades, que en general coinciden con cambios de dirección. “La tubería forzada debe ser capaz de soportar la presión de la columna de agua más las presiones producidas por los cierres súbitos. Debe además de tener un pequeño exceso de material para reponer el material desgastado.” [5]

2.3.6

La casa de máquinas (o casa de fuerza)

Se puede considerar como el corazón de la MCH. En ella se alojará prácticamente todo el equipamiento electromecánico que conforma el proyecto y dependiendo de las características y dimensiones de los mismos se tendrán establecidas la estructuración y arquitectura de aquella. En muchos casos, también alojará la subestación transformadora o deberá prever áreas para futuras ampliaciones o instalación de equipos que en algún momento trabajarán en paralelo. Es frecuente el uso de MCH en el medio rural para el procesamiento agro-industrial. Para estos casos, la concepción de la casa de máquinas deberá prever los espacios necesarios para tales equipos en mérito a sus características físicas y de funcionamiento o accionamiento a través del sistema de transmisión desde la turbina. Complementos fundamentales de la casa de máquinas son la ubicación y concepción de los fundamentos o apoyos del equipamiento (turbina, generador, regulador, etc.) para los cuales el dimensionamiento debe ser el más exacto posible que facilite el

14 proceso de montaje de aquellos. Estos deberán ser diseñados para absorber durante su vida útil solicitaciones de vibración y de impacto que pudieran originarse por el funcionamiento deficiente del equipamiento (golpe de ariete, por ejemplo). Es práctica frecuente y recomendable que la ubicación y emplazamiento para la casa de máquinas, se determine muy cercana al lugar de descarga de las aguas turbinadas, por tanto es importante estudiar seriamente la capacidad portante del suelo de cimentación en zonas muy cercanas a quebrada o cauces de ríos que sirvan para tal fin.

2.3.7

El canal de descarga

Se constituye en el último componente de la obra civil. Su característica más importante es la de servir de desfogue o conducción de las aguas turbinadas hacia el punto de descarga, que por lo general es el mismo cauce del recurso utilizado como fuente energética para la MCH.

15

2.4

Turbinas hidráulicas [6, 10, 18] La turbina hidráulica es el principal componente de una central hidroeléctrica y

donde se produce la transformación de la energía contenida en el agua, energía de presión, principalmente, en trabajo en el eje que acciona el rotor del generador. Hay dos tipos de turbinas: turbinas de acción y turbinas de reacción.

2.4.1

Turbinas de acción

Este tipo de turbina consta de dos partes principales, el estator y el rotor. El estator es el que transforma la energía de presión del agua en energía cinética. Este componente forma parte de la estructura externa y fija de la máquina. “El estator está constituido por conductos convergentes por los que circula el agua, acelerándose a costa de disminuir su energía de presión. Los conductos están delimitados por álabes, denominados toberas, que descargan el agua sobre los álabes del rotor, que suelen tener forma de cucharón.” [18] En el rotor de la máquina, llamado más comúnmente rodete, es donde se produce la transformación de la energía cinética del agua en el trabajo en el eje de la turbina. Entre las turbinas de acción más comunes se encuentran la turbina Pelton, la turbina Turgo y las turbinas de flujo cruzado o también llamadas Michell-Banki. A continuación se detallan sus características.

16 2.4.1.1

Turbina Pelton

La turbina Pelton es de las turbinas de acción más comunes. Está formada por una rueda móvil (rodete) con álabes en forma de doble cucharón, sobre estos cucharones inciden los chorros de agua a presión atmosférica que salen de las toberas del estator (que pueden ser varias o solamente una), con una alta velocidad. El chorro de agua sale de un inyector fijo en el cual la regulación se efectúa variando la posición de una aguja que deja pasar mas o menos agua por el orificio de salida; luego el chorro incide en la arista central que separa las dos cucharas y se divide en dos partes que salen despedidas lateralmente, para caer después al canal de fuga. En la Figura 2.5 se aprecian las partes que componen a este tipo de turbina, tales como la rueda móvil de álabes, la tobera del estator y la aguja que regula el paso de agua.

Figura 2.5 Turbina Pelton [7]

17 2.4.1.2

Turbina Turgo [10]

Como la Pelton, se trata de una turbina de acción, con la distinción de que sus álabes tienen una distinta forma y disposición, tal y como se ve en la Figura 2.6. El chorro incide con un ángulo de 20º respecto al plano diametral del rodete, entrando por un lado del disco y saliendo por el otro. Y a diferencia de la Pelton, en la turbina Turgo el chorro incide simultáneamente sobre varios álabes, de forma semejante a como lo hace el fluido en una turbina de vapor. En esta turbina el rodete tiene un menor diámetro que en una turbina Pelton, lo cual la hace tener una mayor velocidad angular, y esto facilita el acoplamiento directo con el generador, con lo que al eliminar el multiplicador de velocidad (sistema de fajas, cadenas o engranes que transmiten la potencia de la turbina al generador) se reduce el precio del grupo y aumenta su fiabilidad.

Figura 2.6 Turbina Turgo [7]

18 2.4.1.3

Turbina Michell – Banki (Turbina de flujo radial o cruzado)

La Turbina Michell – Banki es una turbina de acción de flujo transversal, de admisión parcial y de doble efecto, que posee como elementos principales un inyector o tobera, que regula y orienta el flujo de agua que ingresa a la turbina; y un rodete que genera potencia al eje de la turbina al recibir el impulso del flujo de agua que circula por la misma. “El rendimiento de las turbinas de flujo cruzado es menor que el de las turbinas Pelton, pero tienen una mayor facilidad constructiva y una mejor adaptabilidad a los pequeños saltos.” [6]

Figura 2.7 Turbina de flujo cruzado [7]

19 2.4.2

Turbinas de reacción [18]

En este tipo de turbina, no toda la energía de presión del agua se transforma en energía cinética en el estator. El rotor está diseñado para que, además de producirse la transformación la energía cinética en trabajo, también se produzca la transformación de la energía de presión que aún le queda al agua en la entrada, en energía cinética. En este caso el agua sale del rotor con una presión por debajo de la atmosférica.

2.4.2.1

Turbina Francis

Suelen ser máquinas de eje vertical. La velocidad del fluido, al entrar en la turbina, está contenida en un plano perpendicular al eje y tiene las componentes, radial y circunferencial. A medida que el agua recorre la máquina, la componente radial se transforma gradualmente en componente axial y la componente circunferencial se va reduciendo de forma que a la salida del rodete, el flujo es prácticamente axial con un pequeño torbellino. La presión de salida se hace inferior a la atmosférica, y la energía cinética con la que sale el agua de la turbina se convierte en energía de presión en la tubería de salida.

20

Figura 2.8 Turbina Francis [7]

2.4.2.2

Turbina Kaplan

En este caso el rodete está formado por una hélice de eje vertical con pocos álabes y gran sección de paso entre ellos. Los álabes del distribuidor están situados a una altura relativamente menor, de forma que el flujo es prácticamente axial. Cuando se funciona a un caudal variable, es necesario inclinar los álabes del rodete, afectando al conjunto de todos ellos por igual.

Figura 2.9 Turbina Kaplan [7]

21

2.5

Generación de electricidad [12] El equipamiento de generación y su dimensionamiento está fuertemente asociado a

las características de la demanda que debe satisfacer una central hidroeléctrica. Se instalan unidades de generación de corriente continua cuando los usuarios son abastecidos mediante la carga y distribución de baterías, y unidades de generación de corriente alterna cuando los usuarios son abastecidos mediante una pequeña red de distribución. La corriente alterna, tiene como principio fundamental la actuación de un campo magnético variable que atraviesa una espira de material conductor, que da origen a la corriente alterna, esto permite tanto el diseño de máquinas generadoras y de dispositivos de transformación de tensión (transformadores de potencia) que son la razón básica del desarrollo de los sistemas de corriente alterna para el transporte y distribución de electricidad. La generación de corriente alterna puede ser monofásica o trifásica. El uso de corriente alterna trifásica comienza a ser conveniente cuando la escala de la demanda es alta y existen usos productivos que solo pueden ser resueltos con generadores trifásicos (potencias mayores a 10 kW). Teniendo como condición básica de conveniencia que se mantenga el sistema con las cargas equilibradas en las tres fases. Por ende para potencias inferiores a los 10 kW lo conveniente es utilizar corriente alterna del tipo monofásica.

22

2.6

Generadores [7, 9] El generador eléctrico es una máquina que convierte la energía mecánica entregada

por la turbina en energía eléctrica. Los principales componentes del generador son el estator y el rotor. El rotor es la parte del generador que se encuentra unida mecánicamente al rodete de la turbina por medio de un eje, a través del cual se transmite el par. Para la transferencia de la energía del sistema giratorio al estator (sistema estacionario) se utiliza la energía electromecánica, la cual resulta de magnetizar o excitar los devanados del rotor. El campo magnético del rotor genera una fuerza electromotriz en los terminales de los devanados del estator, cuya magnitud y ángulo es controlado mediante la excitatriz, esto para un generador sincrónico. La velocidad de giro del generador está determinada por las características de la turbina a que se encuentra unido, a menos que se utilicen sistemas de engranajes para variar la velocidad de salida en el eje del rodete. El anterior sistema es económicamente factible dependiendo de las características propias del proyecto. La orientación que tendrá la unidad generadora está determinada por el tipo y orientación de la turbina seleccionada.

Los dos tipos principales de máquinas para generación que se pueden emplear en minicentrales hidroeléctricas son las asíncronas (tipo inducción) que incluyen a los motores funcionando como generadores; y las sincrónicas, que incluyen a los alternadores Las principales características de estos equipos se detallan a continuación.

23 2.6.1

Máquina asíncrona (Inducción) [7]

Al ser conectada una máquina de inducción a un sistema de alimentación C.A. se establece un campo magnético rotatorio en los arrollados del estator. Este campo gira a la velocidad sincrónica de la máquina la cual está determinada por la frecuencia de la red de alimentación y el número de polos del motor. La ecuación para calcular esta velocidad es la siguiente: Ns =

120 × f N ° Polos

(2.5-1)

donde: Ns: velocidad sincrónica en r.p.m. f: frecuencia de la red de alimentación. El flujo magnético a través del entrehierro de la máquina induce una fuerza electromotriz en el rotor, el cual provocará una corriente con su campo desarrollándose una fuerza tangencial en el rotor provocando su rotación. De esta forma la máquina de inducción trabaja como motor. La ecuación para calcular la velocidad del rotor es la siguiente: Nr =

donde: Nr: velocidad del rotor en r.p.m. s: deslizamiento de la máquina.

120 × f × (1 − s ) N ° Polos

(2.5-2)

24 Si el rotor de la máquina de inducción se hace girar con la ayuda de un primotor a una velocidad superior a la sincrónica también se inducirá una fuerza electromotriz en el rotor, pero con sentido inverso que en el caso anterior de forma tal que se entrega potencia a la red. La máquina de inducción trabaja en este caso como un generador. Aunque se encuentre trabajando como generador, la máquina de inducción requiere para su funcionamiento energía reactiva, la cual es suplida típicamente por la red en la que se encuentra conectado el generador. Aunque en el caso de que el generador se encuentre aislado (sin estar conectado a una red) se deben adicionar capacitores que suplan la energía reactiva que el mismo requiere pata trabajar.

2.6.2

Generador sincrónico

El generador sincrónico ha sido el más ampliamente utilizado para la generación de electricidad. Su construcción es similar al de inducción, en el estator se encuentran se encuentran los arrollados trifásicos (o monofásicos) que se conectan a la red, su rotor es devanado y por él circula la corriente de excitación o de campo que debe ser suministrada por una fuente C.C., tal y como se esquematiza en la Figura 2.10.

25

Figura 2.10 Esquema de un generador sincrónico monofásico [12]

“Su principio de funcionamiento consiste en que unas bobinas corten las líneas de un campo magnético, induciéndose de esta forma una fuerza electromotriz en las bobinas y teniendo capacidad para suministrar corriente si se le conectan cargas.” [7] Existen actualmente dos diferentes sistemas de excitación del campo magnético: estático y rotatorio. El sistema de excitación estática consiste en rectificar una tensión C.A., por medio de tiristores de potencia, obteniéndose una tensión C.C. El sistema de excitación rotatorio consiste en colocar una máquina C.C. unida al eje del generador.

26

2.7

Sistemas y dispositivos de control [2, 13] La regulación en una central generadora de electricidad, es necesaria en un sistema

de potencia aislado para garantizar la continuidad y la calidad de los parámetros fundamentales, frecuencia y tensión, que deben mantenerse dentro de límites estrechos alrededor de valores nominales establecidos. En sistemas de pequeña potencia, frecuentemente se producen variaciones de caudal y de carga importantes, que afectan la velocidad de rotación del grupo turbina-generador, ya que esta depende del equilibrio entre la potencia hidráulica que entra a la turbina y la potencia eléctrica producida por el generador. Las variaciones de velocidad se traducen en variaciones de la frecuencia y de la tensión en la salida del generador.

Existen dos sistemas básicos para mantener los parámetros eléctricos del sistema dentro del rango admisible de calidad. El primer sistema consiste en mantener la carga constante durante todo el tiempo de operación. De este modo, si el generador ve una carga constante, no se producirá variación de tensión ni de frecuencia. Este sistema se denomina de regulación por carga. El segundo sistema, cuando la carga que ve el generador es variable, es la turbina la que debe suministrar una potencia variable durante la operación. La variación de la potencia de la turbina se obtiene variando el caudal de agua que ingresa al rotor de la misma, ya que la altura es un parámetro fijo que no se puede cambiar. Este sistema se denomina de regulación por caudal.

27 Dado que los generadores, normalmente incluyen dispositivos que ajustan su corriente de excitación de manera que se mantiene la tensión constante (reguladores automáticos de tensión - AVR) ante las variaciones de carga; los medios de regulación usados en las MCH se orientan a ajustar la frecuencia del sistema eléctrico.

2.7.1

Regulación por carga

La regulación de carga es la solución más sencilla desde el punto de vista electrónico, pues carece de elementos actuadores sobre el sistema. Su principio de funcionamiento se basa en mantener la carga del generador constante, añadiendo o quitando cargas balasto (conjunto de resistencias enfriadas por agua o aire), en función de la demanda de potencia; de esta manera cuando el generador está sometido a la máxima demanda de potencia, lo que pudiera ocurrir en las horas de máximo consumo, la carga balastro a su salida se hace cero. Por el contrario, si la demanda en algún momento llega a ser cero, lo cual sería el peor caso, entonces la carga balastro deberá consumir toda la potencia que está entregando el generador. Estos sistemas son muy estables, pero tienen la gran desventaja de que la turbina tiene que entregar en todo momento la máxima potencia, lo que significa que el gasto de agua también es el mayor, esto limita su utilización a instalaciones con suficiente agua disponible, siempre y cuando no interese o no sea significativo el exceso de consumo de agua. También hay que tener en cuenta que los bancos de resistencias de carga complementaria resultan más costosos en instalaciones de gran potencia.

28 2.7.2

Regulación por caudal

Se lleva a cabo una variación del caudal de agua admitido por la turbina en función de la carga instantánea aplicada al generador; la regulación de caudal se efectúa por medio de un servomotor eléctrico con reductor de velocidad incorporado, de muy baja inercia y por ende alta velocidad de respuesta o por un cilindro hidráulico; el servo-motor actúa directamente sobre el vástago de la válvula de aguja de las turbinas Pelton o sobre el álabe hidrodinámico de regulación de las turbinas Banki. En una turbina Francis, en la que se puede cortar el paso del agua cerrando los álabes del distribuidor, los mecanismos del servomotor tienen que ser muy robustos, para poder vencer la reacción del agua y los rozamientos mecánicos en los ejes. En una turbina Pelton el problema es más sencillo; no sólo porque el sistema de aguja permite cerrar el inyector con muy poco esfuerzo, sino porque además accionando el deflector se impide que el agua llegue a las cazoletas aún sin haberse cerrado el inyector. “El servomotor, en general es un cilindro hidráulico cuyo émbolo, según sea el tipo de turbina, está conectado mecánicamente a los álabes directrices o al inyector, es alimentado por una central hidráulica compuesta por un cárter, una bomba accionada por un motor eléctrico que suministra aceite a presión al sistema, un acumulador para el aceite a presión y la válvula de control.” [2] En el caso de un generador asíncrono conectado a una gran red de distribución, de la que toma la corriente reactiva para generar su propio magnetismo, ésta se encarga de regular su frecuencia por lo que no es necesario instalar un regulador de velocidad.

29

2.8

Sistemas de protección [2, 9, 10] Las MCH deben contar con cierto tipo de protecciones que ayuden a resguardar la

integridad de los aparatos conectados al sistema. Usualmente se cuenta con tres tipos de protecciones que son básicas:

2.8.1

Alta frecuencia

Un exceso en la frecuencia del sistema puede ser dañino para aparatos que son accionados con motores ya que éstos consumen más potencia entre mayor sea su velocidad de giro (por ejemplo los ventiladores o las bombas centrífugas). Este tipo de fallas suele ocurrir si falla la conmutación de las cargas balasto o si la turbina se desboca.

2.8.2

Sobretensión

Esta es una condición que puede dañar la mayoría de aparatos, se puede dar si falla el sistema de conmutación de cargas o también se puede deber a una falla en el AVR del generador.

2.8.3

Baja tensión

Ante una condición de baja tensión, se puede dar que los motores no arranquen o que se sobrecalienten tratando de arrancar.

30 Entre los equipos básicos de protección se encuentran los relés y supresores de sobretensiones. “Los relés examinan las relaciones de tiempo-corriente y operan cuando las características de tensión y corriente sobrepasan los limites de calibración establecidos.” [9] Las protecciones contra sobretensiones son necesarias para restringir los picos de tensión provenientes de la línea de transmisión o cualquier pico de tensión que no haya podido ser debidamente suprimido por los pararrayos de la subestación elevadora. Los supresores de sobretensión se localizan lo más cerca posible a los terminales del generador. El equipo de supresión de picos tiene como objetivo evitar perforaciones en los aislamientos internos del generador y arqueos entre los devanados del mismo. Las protecciones específicas básicas que deben estar presentes necesariamente en todas las minicentrales son: relé de baja frecuencia, relé de bajo tensión, protección contra cortocircuito y relé de enclavamiento por presencia de tensión en la línea. Aparte de protecciones eléctricas, también hay del tipo mecánico, entre las cuales conviene incluir las siguientes: empalamiento de la turbina; sobretemperatura en eje y cojinetes; nivel y circulación del circuito de refrigeración (si es que existe); nivel y circulación del aceite a presión; nivel mínimo en la cámara de carga.

31

2.9

Parámetros económicos [5, 11]

2.9.1

Estimación de costos

Al calcular el costo de un proyecto hidroeléctrico se deben considerar los siguientes rubros: costos de inversión de la obra (directos e indirectos), costos de reposiciones intermedias y costos de operación y mantenimiento. Los costos de inversión son los costos totales que se deben pagar para un proyecto totalmente construido. Los costos directos incluyen los rubros directos de construcción, terrenos y servidumbre, y los costos indirectos se refieren a los gastos legales y de administración, costos de ingeniería por diseños, supervisión de construcción, documentos de licitación, supervisión y fiscalización de la construcción de la obra y supervisión de la puesta en marcha con asesoramiento al personal encargado e imprevistos. Generalmente la estimación de los costos indirectos se hace con porcentajes del costo directo. De esta manera, para cubrir los costos indirectos, se considera necesario entre el 10 y el 15% de los costos directos de construcción, con un 5% de dichos costos asignado a gastos administrativos. Las reposiciones intermediarias se refieren a las obras y equipos que tienen una vida útil menor a la vida útil del proyecto global y que deben ser repuestos para conseguir un adecuado funcionamiento de las instalaciones. Estos valores se incluyen en un estudio de factibilidad, como un porcentaje del costo total y con una determinada vida útil.

32 Los costos de operación y mantenimiento pueden expresarse en costo unitario por año en función del tamaño de la central o como un monto anual dado en un porcentaje de la inversión total del proyecto.

2.9.2

Costos unitarios

Se relacionan con los costos, estos costos unitarios se dan en función de diferentes características tales como:

2.9.3



Costo por unidad de volumen.



Costo por unidad de peso.



Costo por unidad de área.



Costo por unidad de longitud.



Costo por unidad de potencia.

Factor de actualización

El factor de actualización es el parámetro que permite corregir y calcular valores actualizados de cualquier rubro. Igualmente permite proyecciones corregidas por la inflación.

2.9.4

Costos unitarios de la generación

Estos son los costos unitarios de instalación y los costos unitarios de la energía a lo largo de la vida del proyecto.

33 Estos parámetros son muy importantes porque sirven para comparar el costo de instalación con los costos típicos de instalación, los costos típicos de generación y la comparación entre el costo de producir la energía y su precio de venta.

2.9.5

Costo por kW instalado

Este es el costo de instalación de cada kW. Como norma general de comparación no se incluye el costo de la subestación elevadora y la línea de transmisión. En el caso de estas pequeñas plantas se incluyen el costo de la línea de transmisión para tener un costo total. El costo unitario se calcula de la siguiente manera:

Costo de la planta Potencia máxima planta

(2.8-1)

Costo de la planta + Sub + línea Potencia máxima planta

(2.8-2)

Costo kW =

Costo kW =

CAPITULO 3: Equipo electromecánico Se trata en este capítulo al equipo electromecánico, como aquel equipo que abarca desde el final de la tubería de presión hasta donde se conecta la carga. Tratándose cuatro de los principales componentes de este tipo de equipo, estos son la turbina, el generador, el sistema de control y las protecciones.

3.1

La turbina En una micro-central hidroeléctrica (MCH), el principal componente del equipo

electromecánico, es la turbina, ya que es la encargada de transmitir al generador, la energía que posee el agua. Por ende, realizar un diseño correcto de este equipo, es uno de los pasos fundamentales para lograr una planta eficiente. En la bibliografía se pueden encontrar varios métodos para seleccionar el tipo de turbina que mejor se adapta a las condiciones de un determinado proyecto. Estos métodos utilizan dos parámetros fundamentales, que son la caída y el caudal, ya que la potencia disponible en un determinado sitio, es directamente proporcional a estas variables. El primer método para cuantificar la adaptabilidad de un tipo de turbina a determinadas condiciones, se basa en velocidad específica de la turbina, la cual está dada por la siguiente relación: Ns = 1.2 × N ×

donde: Ns = Velocidad específica de la turbina. 34

P 0.5 H 1.25

(3.1-1)

35 N = Velocidad en el eje de la turbina, en r.p.m. P = Potencia disponible en el eje de la turbina, en kW. Y se calcula como sigue: (3.1-2)

P = 9 .8 × H × Q × η

Q = Caudal, en m3/s. H = Caída o Salto, en m. η = Eficiencia de la turbina.

Se ha establecido que las turbinas funcionan con las mejores eficiencias si su velocidad específica se encuentra dentro del ámbito de valores presentados en la Tabla 3.1: Tabla 3.1 Velocidad específica de turbinas [5] Tipo de turbina

Ns

Pelton de una tobera

12 - 30

Pelton de dos toberas

14 - 40

Turgo

20 – 70

Michell-Banki (Flujo Cruzado)

20 – 200

Francis Kaplan (Axial)

80 – 400 140 - 1000

Por lo tanto, lo que se hace en el método es calcular la velocidad específica con los valores de caída y caudal que se tengan, suponiendo una eficiencia entre el 65 y 90% y una velocidad en el eje de la turbina en el rango de 400 a 1800 r.p.m., que vendrían a ser las posibles velocidades sincrónicas del generador (determinadas por el número de polos y la frecuencia). Luego se ubica en la Tabla 3.1 el valor de velocidad obtenido y así queda determinado el tipo de turbina más recomendable a utilizar.

36 Es importante mencionar que la eficiencia de la turbina está determinada por el porcentaje de caudal máximo con que esté trabajando; así, suponiendo un caudal del 100%, se generaliza con valores conservadores que las turbinas de Flujo Cruzado tienen una eficiencia de 65%, la Pelton y la Turgo 80% y las turbinas de reacción, o sea la Kaplan y la Francis, un 90%. En la figura 3.1 se puede ver como la eficiencia puede bajar o mantenerse según el porcentaje de caudal máximo.

Figura 3.1 Eficiencias de turbinas [8]

Aunque para conocer exactamente la eficiencia de una determinada turbina, es necesario consultar la gráfica de eficiencia de esa turbina, proporcionada directamente por el

37 fabricante, ya que son valores que varían mucho de una empresa a otra, debido a sus innovaciones tecnológicas. Por ejemplo, en la Figura 3.2 se puede apreciar como una turbina del tipo flujo cruzado construida por la empresa Ossberger, alcanza una eficiencia de hasta 85%.

Figura 3.2 Eficiencia de una turbina de flujo cruzado

Una segunda forma de seleccionar la turbina, vendría a ser la versión gráfica del método anterior. Este método se basa en la utilización de un nomograma que relaciona la potencia en el eje de la turbina, la velocidad del eje, la caída y la velocidad específica, y toma en cuenta las mismas suposiciones respecto a la eficiencia y velocidad del eje, explicadas anteriormente. En la Figura 3.3 se muestra tal nomograma con un ejemplo.

38

Figura 3.3 Nomograma para la selección de turbinas [8]

39 El funcionamiento es el siguiente: primeramente se debe calcular la potencia en el eje de la turbina, mediante (3.1-2), suponiendo una determinada eficiencia y conociendo los datos de caída y caudal. Luego se ubica este dato en el nomograma y se traza una línea recta hasta el lado opuesto donde se encuentra el valor de caída que se tenga. Finalmente se escoge una velocidad del eje de la turbina en el rango de 400 a 1800 r.p.m. y se traza una línea que comience en ese valor y que sea perpendicular a la línea obtenida anteriormente. Esta segunda línea determinará la velocidad específica de la turbina y por ende el tipo de turbina recomendado. En la Figura 3.3 se muestra un ejemplo que ayuda a comprender mejor el funcionamiento del nomograma. En este caso se tiene que la potencia disponible el eje de la turbina es de 10 kW, la cual se logra con una caída de 70 m. (se unen estos dos datos con una línea). Se selecciona una velocidad del el eje de 1000 r.p.m. (esto por que se supone un acople directo con un generador sincrónico de 6 polos y 50 Hz.) y se traza la perpendicular, que determina la velocidad específica que se encuentra en el rango de la turbina Pelton de una tobera, por lo cual este es el tipo de turbina recomendado a utilizar. Con este método se obtienen exactamente los mismos resultados que se pueden obtener al aplicar (3.1-1) conjuntamente con la Tabla 3.1.

Es importante tener claro que si se supone un acople directo entre la turbina y el generador, la velocidad disponible en el eje de la turbina se transmitirá directamente al rotor del generador. Y que en un generador sincrónico, este valor determina la frecuencia de generación, por lo cual la velocidad del eje debe ser un valor estándar de 3600, 1800, 1200 o

40 900 r.p.m, considerando generadores de 2, 4, 6 u 8 polos respectivamente, para poder obtener una frecuencia de 60 Hz. Si el generador es una máquina asíncrona, la velocidad del eje de la turbina trasmitida al rotor del generador, debe ser mayor que la velocidad sincrónica de la máquina, quedando determinada la frecuencia según el deslizamiento que se tenga y no directamente por la velocidad del rotor, por lo cual no es tan estricto tener un valor determinado de velocidad en el eje de la turbina, ya que entran en juego otros aspectos como el equipo de regulación de frecuencia. Por lo tanto es de vital importancia a la hora de pedir una cotización a un fabricante, indicarle el tipo de generador que se piensa utilizar en la central y las características de este, abonado evidentemente a los datos de caída y caudal máximo y mínimo que se tengan. Finalmente hay un tercer método, el cual es el más común, para una selección rápida de la turbina. Este consta en ubicar el tipo de turbina, en un gráfico que relaciona la potencia, la caída y el caudal. Muchos fabricantes de turbinas proporcionan este tipo de gráficos, con pequeñas variaciones de uno a otro, basadas en los tipos de equipos que cada quien fabrica. En la Figura 3.4 se presenta un gráfico, recomendado por la empresa Wasserkraft Volk, el cual está enfocado en turbinas para potencias en el rango de 20 a 15000 kW.

41

Figura 3.4 Gráfico de selección de turbinas de la empresa Wasserkraft Volk

Para rangos de potencia menores, hay menos gráficos disponibles, ya que no es muy común el diseño de turbinas para potencias tan pequeñas. En la Figura 3.5, se muestra un tipo de gráfico para potencias pequeñas, proporcionado por la empresa Savoia Generators.

42

Figura 3.5 Gráfico de selección de turbinas de la empresa Savoia Generators

En el presente estudio, interesan las turbinas de las que se pueda obtener potencia en un rango menor a los 100 kW. De esta manera basándose en los métodos descritos anteriormente, se tiene, que en pico y micro-centrales, es posible utilizar cualquiera de los cinco tipos principales de turbinas, o sea, turbinas Pelton, Turgo, de Flujo Cruzado (MichellBanki), Francis y Kaplan; siempre y cuando las condiciones de caída y caudal así lo permitan. En el Capítulo 2 se describieron los aspectos básicos de funcionamiento y construcción de estos tipos de turbinas, a continuación se describen algunas características orientadas al aspecto de selección para proyectos.

43 3.1.1

Micro turbina Pelton

Por el número de giros relativamente bajo que posee, es adecuada para instalaciones con grandes caídas de agua y caudales reducidos, lo que la convierte en una de las turbinas más utilizadas en micro-centrales hidroeléctricas. Pueden ser de eje horizontal o vertical y tener desde uno hasta cuatro inyectores. El acoplamiento a generadores eléctricos puede ser directo o indirecto a través de poleas y correas de alto rendimiento. Es una turbina de fácil y sólida construcción, que ocupa poco espacio y de una alta disponibilidad, bajo costo de mantenimiento y su eficiencia es alta, pues ronda el 80%. Los sistemas de regulación son sencillos y la instalación de la turbina también es sencilla. Generalmente todas las principales partes mecánicas están hechas de acero inoxidable, lo que las hace más robustas y duraderas, tienen menos peligro que se dañen las cucharas y las reparaciones son más sencillas. 3.1.2

Micro turbina Turgo

Es una turbina con una acción muy parecida a la Pelton. Es apta para caídas de tamaño mediano a grande y caudales medianos. Pueden ser de eje horizontal o vertical, y las usadas en MCH pueden tener desde uno hasta cuatro inyectores. El acoplamiento a generadores eléctricos puede ser directo con el rotor acoplado en el eje del generador, o indirecto a través de poleas y correas. Los constructores aconsejan su uso, para enclaves con importantes variaciones de flujo de agua y aguas turbias.

44 3.1.3

Turbina Michell – Banki (Turbina de Flujo Cruzado)

Es una turbina utilizada exclusivamente para centrales de potencia pequeña; es apta para caídas de unos pocos metros hasta caídas medianas, y para caudales medianos. El rendimiento de las turbinas de Flujo Cruzado es menor que el de las turbinas Pelton, pero tienen una mayor facilidad constructiva, su instalación es sencilla y tienen mejor adaptabilidad a las pequeñas caídas. Además de que se puede regular el caudal y la potencia por medio de un mecanismo sencillo. El tamaño de la turbina, a diferencia de las demás, no depende del caudal, por lo cual se puede alcanzar un nivel de eficiencia aceptable con pequeñas turbinas. El rango de aplicación de esta turbina está comprendido dentro del rango de aplicación de la turbina Francis, siendo más eficiente cuando opera a cargas parciales. 3.1.4

Mini turbina Francis

La Mini Turbina Francis es una turbina de reacción utilizada en centrales de tamaño medio, con potencias que rondan los 100 kW. Su concepto constructivo es muy parecido al de las turbinas para centrales más grandes. La ventaja de esta turbina consiste en el aprovechamiento de todo el salto disponible, hasta el canal de desagüe. Así cuando las caídas son medianas, se puede obtener más potencia y el costo en la instalación inicial es menor. Para grandes caídas, se tiene que el peso de la turbina es menor, se maximiza la eficiencia, se aprovecha más la energía de caída del agua, el generador será más barato y las dimensiones de la casa de máquinas serán más reducidas.

45 Por otro lado su construcción compleja y la alta velocidad de rotación que provoca fricción y desgaste, la hacen problemática para su instalación en centrales pequeñas. 3.1.5

Turbina Kaplan

Se utiliza en saltos de gran caudal y poca altura, lo que conlleva a que su instalación se encuentre muy próxima a la toma de agua, instalándose en el interior del ducto que conduce el agua desde la toma a la descarga. Las altas velocidades de rotación sumadas a la presencia de presiones negativas a la salida del rodete (succión) pueden originar cavitación. En el aspecto constructivo, para facilitar la fabricación y la reducción de costos se efectúan los álabes en chapa de acero. No obstante la mayor complejidad de diseño y las bajas eficiencias a cargas parciales, son un fuerte contrapeso de la principal ventaja de este tipo de turbina que es su buen comportamiento de la velocidad para bajas alturas de caída. Para finalizar con el tema de turbinas, en la Tabla 3.2 se resumen los rangos de caída y caudal, recomendados para cada tipo de turbina, su velocidad específica y eficiencias aproximadas, enfocadas a la utilización en plantas con potencias menores o iguales a 100 kW.

46 Tabla 3.2 Resumen de características de turbinas Tipo de turbina

Pelton

Turgo

MichellBanki

Francis

Kaplan

En caudales de:

0.5 – 250 L/s

90 – 450 L/s

2 - 1000 L/s

110 – 1100 L/s

100 – 3000 L/s

En caídas de:

30 – 500 m

30 – 100 m

3 – 100 m

10 – 100 m

3 – 15 m

Velocidad específica

12 - 40

20 - 70

20 - 200

80 - 400

140 - 1000

Eficiencia aproximada

70 - 80%

80%

65 - 70%

90%

90%

Definidos así los tipos de turbinas posibles a utilizar y sus rangos de aplicación, se analizarán en el Capítulo 4, los costos de estas.

47

3.2

El generador Después de haber diseñado la turbina, el paso siguiente en el diseño del equipo

electromecánico, es la escogencia del generador. Si bien un buen diseño de la turbina implica buenos resultados en la eficiencia de la central, la correcta elección del generador se asocia directamente con los costos económicos, no solamente por el costo de inversión de este, sino principalmente por los costos asociados a fallas en él; ya que los repuestos para un generador son usualmente caros y a veces pueden ser difíciles de conseguir, sumado al costo de la atención de un técnico que tenga que viajar hasta zonas alejadas donde generalmente se ubican las micro-centrales hidroeléctricas. Básicamente para hacer una elección adecuada del generador, hay que tomar en cuenta dos aspectos, el requerimiento de potencia (demanda) y el uso que se le dará a esta energía. Estos definirán el tipo de generación (continua o alterna), la fase (en caso de ser alterna monofásica o trifásica) y el tipo de regulación (por carga o caudal). De esta manera si la potencia demandada es mayor a 5 kW, el esquema de generación recomendado es el de corriente alterna. De lo contrario si la potencia es menor a 5 kW, será generación de corriente continua; aunque esto no es una regla, ya que se pueden aplicar sistemas de corriente alterna para potencias muy bajas, si las aplicaciones así lo requieren. El tipo de fase queda determinado como monofásico si la potencia es menor de 10 kW y como trifásico si la potencia es mayor a 10 kW. Esto porque para potencias mayores a 10 kW, las máquinas trifásicas son más comunes que las monofásicas, además que las monofásicas tienen mayores dimensiones que sus equivalentes trifásicas. Finalmente el tipo de regulación será por carga si la potencia es menor a 100 kW y por caudal si es mayor a este valor.

48 Definidas estas variantes, queda por elegir el tipo de generador, el cual puede ser una máquina sincrónica o asíncrona (de inducción) teniendo presente que los alternadores son generadores sincrónicos y que los motores de inducción bajo ciertas condiciones pueden trabajar como generadores (del tipo asíncrono). Los rangos de potencia en los que se recomienda utilizar cada tipo de generador, así como su fase y tipo de regulación, se resumen en la Tabla 3.3. Esto para PCH y MCH. Tabla 3.3 Resumen de características de generadores Tipo de generador

Tipo generación

Rango de potencia

Tipo de regulación

Comentario

C.C. (Carga de Baterías)

100 W – 2 kW

Mediante un controlador específico para sistemas de carga de baterías.

Se refiere al alternador de un automóvil que se emplea como generador para cargar baterías.

Alternador

C.A. - 1∅

5 – 10 kW

C.A. - 3∅

10 – 100 kW

Sincrónico

Motor Inducción como Generador

C.A. - 1∅

2 – 15 kW

C.A. - 1∅

1 – 10 kW

C.A. - 3∅

10 – 100 kW

Asíncrono

Mediante controlador electrónico de carga (ELC).

Con ELC. Pero más recomendable usar controlador para generador de inducción (IGC).

Se refiere a la máquina asíncrona que tiene la finalidad de ser usada como motor pero que se emplea como generador. Se refiere a la máquina asíncrona que tiene la finalidad de ser usada específicamente como generador.

49 Estos parámetros no son una norma, pero generalmente son los que otorgan los mejores resultados para los sistemas de generación tratados. [12] Por otro lado se puede ver en la Tabla 3.3, que los rangos de potencia para cada tipo de generador, se traslapan en ciertos valores, lo que puede poner en duda que tipo de generador utilizar, y es aquí en donde entran en juego otros factores como el costo, la disponibilidad, la aplicación y los equipos extra. Por ejemplo, el generador sincrónico puede funcionar conectado a la red o desconectado de ella, pero siempre requiere de excitación, la cual en caso de no ser un generador de imanes permanentes, tiene que ser proporcionada por un circuito de excitación de corriente continua, el cual puede estar o no incorporado en el generador, de no estarlo se incurre en un gasto extra. Otro ejemplo, el generador asíncrono también puede funcionar conectado a la red o desconectado de ella. Cuando está conectado, la potencia reactiva que necesita para funcionar es suplida por la red, además de que no necesita ningún tipo de regulación, y esto evidentemente no representa costos; contrario a cuando está desconectado, ya que el reactivo tiene que ser proporcionado mediante capacitores y la regulación se debe dar mediante algún dispositivo, además también es preciso que exista algo de magnetismo remanente en el hierro del rotor para poder arrancarlo y si no lo hay, se requiere de una batería para ocasionar un flujo remanente. Desde el punto de vista de una máquina de inducción funcionando como generador, se tiene que estas tienen buenas eficiencias siempre y cuando operen cercanos a las condiciones nominales, no requieren de mucho mantenimiento ya que su construcción es simple y son fáciles de conseguir en el mercado local, teniendo un amplio rango de potencias.

50 De los alternadores se puede decir que son máquinas de bajas eficiencias, que traen incluido un regulador de tensión y que consumen mucha de la potencia generada en su propio sistema de excitación, relegando su utilización a potencias muy bajas. Un aspecto a tomar en cuenta, es que la demanda energética de la MCH puede incrementarse en el futuro, por lo que es conveniente sobredimensionar la capacidad del generador para permitir esta expansión. También es importante tener claro, que cuando la regulación de frecuencia se da por medio de regulación de carga mediante reguladores electrónicos (ELC), el generador en todo momento estará trabajando a plena carga, ya que precisamente el ELC se encarga de mantener la carga constante, ante las salidas de usuarios que estén demandando carga. Además por el modo de funcionamiento del ELC, este implica una carga extra para el generador, lo cual debe tomarse en cuenta para el sobredimensionamiento del mismo.

Una vez que se tiene elegido el tipo de generador y su capacidad, hay que definir la tensión de generación, la velocidad sincrónica y la orientación del mismo, esta última depende directamente de la orientación y tipo de turbina a utilizar, así este puede ser de montaje horizontal o vertical. La tensión se define por la naturaleza de la carga que se va a alimentar y la potencia, así hay valores estandarizados en baja tensión de 240 y 380V, y en media tensión de 6000 y 6600V. “Lo normal es generar a 380V para potencias inferiores a los 1400 kW, y a 6000V para potencias mayores”. [10]

51 El costo también es un factor que entra en juego para la elección de la tensión de generación. “Entre menor sea la tensión de generación, los aislamientos deberán tener menor rigidez dieléctrica y los conductores poseen menor diámetro, esto disminuye por lo general el costo de las máquina, su peso y su tamaño”. [9] En cuanto a los equipos de protección y transformadores de potencia (en caso de ser necesarios), su costo también disminuye conforme se reduce la tensión. La generación en media tensión compensa su mayor costo con la reducción de las pérdidas de potencia y de esta forma una mayor eficiencia total de la generación. Respecto a la velocidad sincrónica del generador, esta determinará la frecuencia a la que se desea generar (valor fijo de 50 o 60Hz) conjuntamente con el número de polos de la máquina. Es claro que la velocidad del rotor en un generador está ligada a la velocidad del eje de la turbina; así, suponiendo un acople directo entre ambos equipos, se tiene que para un generador sincrónico la velocidad sincrónica debe ser igual a la del rotor de la máquina y esta igual a la del eje de la turbina; para un generador asíncrono se tiene que la velocidad sincrónica debe ser menor que la velocidad del rotor de la máquina y esta igual a la del eje de la turbina. De esta manera para obtener la frecuencia que se desee, el parámetro que se puede variar es el número de polos de la máquina. Las velocidades más comunes en proyectos de generación a pequeña escala son 1800, 1200, 900, 720 y 600 r.p.m., que se obtienen de aplicar (2.5-1), con generadores de 4, 6, 8, 10, y 12 polos a una frecuencia de 60 Hz. Ahora, dado el caso que no se tenga la posibilidad de escoger el número de polos, habrá que variar la velocidad sincrónica, por lo cual esto se debe indicar al fabricante de la turbina, para que este diseñe la turbina con la velocidad en el eje que se requiere; de lo

52 contrario será necesario optar por la utilización de sistemas de correas o engranes que modifiquen la velocidad. Tratándose de costos, para una misma potencia del generador, entre mayor sea la velocidad sincrónica, menor será el costo, ya que se necesita menor número de polos. Esto también influye en el tamaño y peso de la máquina. Basándose en información de la Primera versión de una guía para selección de generadores y equipos de protección para pequeñas plantas hidroeléctricas [9], se muestra en la Figura 3.6 como el peso de un generador varía con el incremento de la tensión y las reducciones de la velocidad sincrónica.

Peso del Generador (Kg)

11600 10800

600 rpm

10000 9200 720 rpm

8400 7600

900 rpm

6800 1200 rpm 6000 0

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 Tensión de Generación (V)

Figura 3.6 Variación del peso del generador según la tensión y la velocidad

Se verá más adelante, que los costos unitarios (US$/kW) para MCH son muy altos, por lo cual se recomienda que las tensiones de generación sean inferiores a los 600V y que las

53 velocidades sean mayores de las 900 r.p.m., esto para reducir el tamaño y los costos del equipo. Hay un último factor a analizar en la selección del generador, y es la eficiencia. Este parámetro depende de las distintas pérdidas que se pueden presentar en un generador, como las del núcleo y las del cobre de los devanados de campo y armadura. La eficiencia de un generador es un reflejo del costo de este, y depende mucho del fabricante, por lo cual es muy difícil hacer generalizaciones; para conocerla con exactitud es necesario referirse a los manuales y a los datos que aporte el fabricante. En un diseño habrá que valorar si se quiere una buena eficiencia a un alto costo económico, o bajar los costos sacrificando en la eficiencia o hacer un balance entre ambos aspectos. A estas alturas del capítulo, ya queda en evidencia, que en el diseño del equipo electromecánico de una MCH, es muy importante la coordinación de diseño entre los distintos equipos, principalmente entre la turbina y el generador. Por eso a la hora de pedir una cotización se tienen que tener claros los distintos aspectos que entran en juego. Recapitulando se tiene que para cotizar una turbina lo mínimo que debe indicársele al fabricante es la altura neta, el caudal máximo y mínimo disponible, el tipo de acople que se desea con el generador y la velocidad del eje que se quiere, además del tipo de regulación de frecuencia que se empleará, ya sea por carga o por caudal. Para cotizar un generador se deberá indicar como mínimo la fase, la frecuencia, la tensión de operación, la velocidad sincrónica, la potencia y el tipo de montaje; y en caso de tenerse ya definido se deberá indicar también las

54 características de la turbina utilizar y el tipo de acople con esta, las condiciones ambientales como altitud, humedad y temperatura; la posibilidad de exposición a condiciones ambientales adversas, requerimientos especiales en cuanto a factor de potencia, eficiencia y temperatura; naturaleza de las cargas a alimentar y si se trata de un generador asíncrono indicar la fuente que suministrará la potencia reactiva; si se trata de un generador sincrónico se debe indicar si se desea un regulador automático de tensión (AVR) y autoexcitación. En caso de que no se tengan requerimientos especiales en cuanto a factor de potencia, eficiencia y temperatura, el fabricante deberá indicar estos valores, para incorporarlos en el diseño respectivo. A continuación se tratarán los sistemas de regulación de la frecuencia y las protecciones del generador. Equipos que igualmente deben coordinarse con las características de los equipos ya estudiados.

55

3.3

Sistema de control En una MCH, uno de los aspectos más importantes es mantener la tensión y la

frecuencia dentro de niveles aceptables. Para los fines de este tipo de centrales, la tensión se debe mantener en un rango de + 7% su valor nominal y la frecuencia puede aumentar en un 5% su valor nominal pero nunca disminuir, según lo recomendado en [8], esto para evitar daños en los artefactos eléctricos y aumentar la vida útil de las luminarias. Cuando se dan variaciones en la potencia demandada por el usuario, los parámetros de tensión y frecuencia se ven afectados, por lo que se hace necesaria la utilización de sistemas de regulación. Hay dos formas de regular estos parámetros, ya sea regulación por caudal o por carga. En la regulación por caudal lo que se hace básicamente es variar el volumen de agua que entra en la turbina en un determinado tiempo, en función de la carga instantánea aplicada al generador; por medio de un servo-motor eléctrico o por un cilindro hidráulico, variando así la potencia entregada por la turbina. La segunda forma se basa en mantener la carga constante ante las variaciones de la demanda, suponiendo un caudal constante; así el generador se encuentra permanentemente generando a su máxima capacidad. El funcionamiento se basa en la implementación de un regulador electrónico de carga (ELC) que deriva automáticamente la carga eléctrica no consumida por el usuario a un banco de resistencias lastre blindadas, enfriado por agua o por aire; de la misma forma cuando entra una carga útil el regulador electrónico procede a desconectar una carga lastre equivalente. La adopción de uno u otro método de regulación, depende de la potencia de la planta y de la abundancia o escasez del recurso hídrico. Si el recurso hídrico es escaso, es conveniente

56 regular por caudal, para hacer óptimo el aprovechamiento del mismo. En cambio si el recurso hídrico es abundante, la regulación por carga resultará más conveniente. En MCH, donde la potencia es inferior a 100 kW, la revisión bibliográfica y diversos ejemplos de plantas de este tipo en otros países, hacen indicar que lo más recomendable es utilizar la regulación por carga, principalmente por los costos del equipo y la no utilización de elementos actuadores sobre las turbinas. A continuación se explicarán algunos detalles de funcionamiento de los dos principales tipos de reguladores electrónicos de carga.

3.3.1

Regulador electrónico de carga (ELC).

El ELC se utiliza en combinación con el regulador automático de tensión (AVR) que se encarga de regular la tensión de generación, el AVR normalmente viene incorporado en el generador. Por lo tanto el ELC se enfoca en controlar la frecuencia, como ya se dijo, manteniendo al generador con una carga fija e igual a la potencia total realmente producida por la instalación (carga total). Con la estimación de la carga total, se elige un conjunto de resistencias (carga lastre), que conectadas igualen o estén cerca de la carga total estimada. La conexión parcial o total de las resistencias depende evidentemente del valor de frecuencia que tenga el generador en un momento dado, para ello constantemente se toma una muestra de la frecuencia real del generador, la que por medio de un convertidor electrónico F/V (Frecuencia/Tensión), se transforma en una señal de corriente continua proporcional a esta frecuencia, esta señal se compara con una rampa sincronizada con la señal senoidal,

57 consiguiendo un ángulo de disparo proporcional a la variación de la frecuencia, sobre un valor nominal determinado (la inclinación de la rampa da la sensibilidad del sistema); así el circuito electrónico decide entonces el estado de la conexión de las resistencias. Por ejemplo en el momento que se conecta una carga útil, se produce una disminución de la frecuencia, esto es sensado por el circuito; en ese instante el sistema electrónico procede a desconectar una carga lastre equivalente. En la Figura 3.7 se muestra un posible diagrama de bloques del conjunto turbina, generador y ELC.

Figura 3.7 Diagrama de bloques para la regulación de carga [2]

Si el sistema AVR es capaz de mantener la tensión regulada, y las cargas útiles y lastre son del tipo resistivo, se debe cumplir en un ELC (considerando que la carga es balanceada) que la sumatoria de la potencia útil y la potencia disipada en las cargas lastre debe ser igual a

58 la potencia del generador (potencia total). Además se debe cumplir también que la sumatoria de la corriente en la línea de distribución y la corriente en la línea de disipación debe ser igual a la corriente en la salida del generador. Es muy importante, asegurarse de la compatibilidad del ELC con el AVR, por eso es indispensable consultar a los fabricantes de generadores, antes de realizar una compra, acerca de la compatibilidad de los reguladores de tensión para trabajar con reguladores electrónicos de frecuencia específicos. Una desventaja que tiene el ELC, es que el generador debe estar sobredimensionado de manera que se pueda compensar el efecto que se produce cuando las cargas balasto entran en operación; este fenómeno se da debido a que cuando la carga ingresa a 90º de la onda, el generador la ve como una carga inductiva con un desfase de 90º en atraso respecto a la tensión generada. Otro aspecto a tomar en cuenta, es la adquisición de las cargas balasto; lo ideal es conseguir este equipo con el mismo fabricante del ELC, de ser posible todo en un mismo paquete, para no incurrir en errores de diseño de la capacidad del banco de resistencias, recordando que estas deben estar dimensionadas para la potencia total de generación. Los ELC se pueden diseñar para potencias específicas o se pueden adquirir para ciertos rangos según la fase; por ejemplo la empresa Chilena Cia & Cox Ingenieros (ver Apéndice B) fabrica reguladores de electrónicos de carga del tipo monofásico y trifásico, que van de rangos hasta 2 y 6 kW monofásicos, y hasta 15, 30 y 100 kW trifásicos; igualmente fabrican modelos específicos.

59 Un ELC es muy útil en MCH que posean un generador sincrónico y sobre todo cuya potencia generada se utiliza para abastecer a una localidad pequeña o usuarios específicos que no estén conectados a la red. Por otra parte para controlar un generador asíncrono, lo más recomendable es utilizar un controlador de generador de inducción (IGC), que es más útil en sistemas que utilizan motores de inducción como generadores (asíncronos) y que tampoco están conectados a la red. La principal diferencia entre un ELC y un IGC es que el IGC usa la tensión como señal de entrada al controlador mientras que el ELC, como se dijo antes, tiene la frecuencia como su señal de entrada. A continuación se detalla más de este tipo de equipo.

3.3.2

Controlador de generador de inducción (IGC)

Los generadores asíncronos cuando trabajan en forma aislada, muestran una gran variación de la tensión generada con respecto a las variaciones de la carga; asimismo esta tensión y la frecuencia de salida dependen de la velocidad sincrónica del generador. El IGC logra controlar estas dos variables haciendo uso de las características de carga, velocidad y tensión, velocidad de la turbina y del generador. El funcionamiento del IGC consiste en sensar la salida de tensión del generador, el cuál controla variando la cantidad de carga lastre que se tiene para este fin. Su funcionamiento es el siguiente: si se produce un incremento de tensión debido a una reducción en la carga, la velocidad de la turbina y la tensión del generador se incrementan, al detectar esto el IGC

60 incrementa la cantidad de carga lastre. De esta forma se incrementa la

carga total del

generador, reduciendo la velocidad, la frecuencia y la tensión a los niveles deseados. La desventaja del IGC se presenta cuando el generador tiene que alimentar cargas inductivas; ya que cuando se conectan estas cargas se produce una disminución de tensión mayor que si se tratará de cargas resistivas. El IGC ante esta situación reacciona eliminado parte de la carga lastre, tratando de que la tensión retorne al nivel deseado. Como la variación de la tensión es mayor que si se tratara de potencia real, la carga lastre (tipo resistiva) se deberá reducir más de lo necesario. Esto provoca un incremento no deseado en la velocidad del generador y de la frecuencia de salida. Al incrementarse la frecuencia, se incrementa también el requerimiento de potencia de los condensadores que se tienen conectados para suplir la corriente de magnetización requerida y mantener el factor de potencia. Por lo que para disminuir la variación de la frecuencia, la única solución es incorporar condensadores a las cargas inductivas alimentadas por el generador. Por otro lado, una ventaja de este equipo, es que desde el punto de vista de la ingeniería de control, el ICG reacciona de forma más rápida y marcada, ante variaciones en sus parámetros nominales, que un ELC.

61

3.4

Protecciones La revisión de documentos relacionados con la selección de equipo de protección para

generadores de pequeñas centrales hidroeléctricas, indica que hay un mínimo de protecciones que se recomienda utilizar. Estas se pueden dividir en dos grupos: primarias y secundarias. 3.4.1

Protecciones primarias [4, 9]

Son aquellas protecciones que serán las responsables de minimizar cualquier falla que pueda provocar daños de consideración al generador. Uno de los principales daños a detectar en el generador

son los daños en los

aislamientos de los devanados, tanto del estator como del rotor. Estos daños pueden deberse a diversos factores, como la ruptura del dieléctrico del aislamiento por sobretensiones, el calentamiento excesivo producido por sobrecorrientes y el envejecimiento del aislamiento. Los fallos en el aislamiento pueden provocar puestas a tierra de los devanados del rotor y/o estator y corto circuitos entre espiras. Por lo cual las protecciones primarias están orientadas a controlar y detectar este tipo de fallas. Entre las principales protecciones primarias, se encuentran los siguientes relés: 3.4.1.1

Relé térmico (Código ANSI: 49)

Controla y detecta las elevaciones de las temperaturas de los devanados tanto del rotor como del estator.

62 3.4.1.2

Relé de protección de puesta a tierra (Código ANSI: 64)

Detecta cualquier puesta a tierra en alguna de las espiras ya sea del rotor (ANSI 64F) o del estator (ANSI 64G). En relación a la protección por falla a tierra, se considera que la protección diferencial (ANSI 87), es la óptima, esto por cuanto es más sensible. A continuación se detalla más sobre esta. 3.4.1.3

Relé de protección diferencial (Código ANSI: 87)

Se activa al alcanzar un cambio porcentual o de fase o de corriente o cualquier otra cantidad eléctrica. Como se dijo, en relación a la protección por falla a tierra, es más sensible, además que a diferencia de los relés de falla a tierra resulta más selectiva que la anterior, pudiendo así aislar la falla más rápidamente, sacando de operación al generador. Sin embargo, si ocurriese una puesta a tierra en un punto fuera del ámbito de protección de la diferencial, la misma no sería sensada por dicha protección, pero sí por el relé de falla a tierra. 3.4.1.4

Relé de potencia inversa (Código ANSI: 32)

Esta protección actúa cuando corto circuitos entre espiras provocan disminuciones en la tensión generada (que es proporcional al número de espiras falladas). Esta disminución provoca una suma fasorial diferente de cero, tanto de las corrientes, como de las tensiones. Este desbalance es el que utiliza la protección para actuar. También puede actuar cuando una falla en la turbina, produzca una motorización del generador.

63 3.4.1.5

Relé de sobretensión (Código ANSI: 59)

Funciona cuando la tensión sobrepasa un nivel determinado. Esto puede ser provocado por una variación considerable en la carga, lo cual produce un aumento en la tensión, que ocasiona daños al aislamiento. 3.4.1.6

Relé de pérdida de excitación (Código ANSI: 40)

Es una protección que se utiliza en generadores sincrónicos. Funciona cuando se alcanza una determinada tensión o un valor muy por debajo de lo normal, debido a una falla de la corriente de excitación de la máquina, la cual produce un rápido sobrecalentamiento en el rotor. 3.4.1.7

Relé de sobreexcitación (Código ANSI: 24)

Igual que la anterior, es una protección que se utiliza en generadores sincrónicos. Actúa si la excitación supera los rangos normales de operación, lo cual produce un sobrecalentamiento en los devanados del rotor debido al aumento de la corriente que los circulará. 3.4.1.8

Relé de sobrecorriente instantáneo (Código ANSI: 50)

Se activa instantáneamente cuando se sensa un valor excesivo de la corriente o una razón de crecimiento muy alta, indicando así una falla en el generador. Es muy recomendable para detectar corto circuitos externos (de los terminales del generador hacia la red), ya que su acción es muy rápida, al depender únicamente de la magnitud de la corriente y no de otros parámetros como tiempo y tensión.

64 3.4.1.9

Relé de sobrecorriente temporizada (Código ANSI: 51)

Tiene ya sea una característica de magnitud o de tiempo inversa que activa el aparato cuando la corriente en el circuito excede un valor predeterminado. 3.4.1.10 Relé de sobrevelocidad (Código ANSI: 12)

Es una de las protecciones más importantes con la que debe contar un generador asíncrono. Como se sabe, la potencia de salida de un generador de inducción depende de la velocidad que le aplique el eje de la turbina. Sin embargo existe un punto límite de operación el cual no puede ser excedido sin exponer al generador a un daño grave. Más allá de esta velocidad, el par decrece conforme aumenta la velocidad, esto ocurre usualmente cuando el deslizamiento hace que la velocidad del rotor esté alrededor de un 5 a 10% arriba de la velocidad sincrónica. El relé de sobrevelocidad se encarga de detectar esta condición y proteger al generador en caso de presentarse.

3.4.2

Protecciones secundarias [4, 9]

Son aquellas protecciones que tienen la función de servir como respaldo a algunas de las protecciones primarias o que no cumplen una función principal. Esto no significa que sean menos importantes. Se consideran principalmente dentro de este ámbito las siguientes protecciones:

65 3.4.2.1

Relé de sobrecorriente dependiente de tensión (Código ANSI: 51V)

Esta protección opera de la misma forma que la de sobrecorriente temporizada (ANSI 51), con la diferencia de que sensa dos variables que son tensión y corriente. El dispositivo mide una corriente y la compara contra un máximo previamente programado para un tiempo definido y para una variación de tensión específica, en el caso de que la sobrecarga sea excesiva. El hecho de que la protección sea dependiente de la tensión, garantiza que una inestabilidad transitoria en los parámetros provoque el disparo de la unidad. La protección sirve como respaldo tanto a la de sobrecorriente temporizada, como a la de sobrecorriente instantánea en caso de que estas no actúen minimizando la falla. 3.4.2.2

Relé de pérdida de sincronismo (Código ANSI: 78)

La pérdida de sincronismo puede darse por efectos de prolongados tiempos en la eliminación de fallas, baja tensión del sistema, excitación insuficiente, alta impedancia entre el generador y el sistema o por operaciones de conexión y desconexión en las líneas. Estos pueden ovacionar sobrecalentamientos en los devanados del estator y pares excesivos sobre el eje de la maquina, pues se tiende a frenar el movimiento impuesto por la turbina. 3.4.2.3

Relé de baja tensión (Código ANSI: 27)

Funciona cuando el nivel de tensión sobrepasa un nivel determinado, esta condición se puede dar cuando el generador intente entregar más potencia de la que es capaz, disminuyendo la tensión en sus terminales y consecuentemente incrementando el nivel de corriente entregada. Esta situación ya se cubre con la protección por sobrecorriente temporizada, sin embargo la protección por baja tensión puede incluirse como una protección de respaldo.

66 3.4.2.4

Relé de frecuencia (Código ANSI: 81)

Funciona cuando se alcanza un valor determinado de frecuencia (ya sea inferior o superior) o una magnitud en el cambio de frecuencia. Definidas las protecciones recomendadas a utilizar, en pequeñas plantas de generación, queda por seleccionar las elementales según las condiciones que se tengan. En este aspecto no se puede decir que para una potencia dada se deben usar tales protecciones, sino más bien se debe poner en una balanza el costo que representa este tipo de equipo respecto a los demás. Ya que según la planta, los costos de estas protecciones pueden alcanzar valores muy altos, respecto al costo de la planta. Se define que para el tipo de centrales en cuestión, suponiendo una operación totalmente aislada de tales centrales; las protecciones a utilizar en un generador sincrónico son los relés de baja tensión (ANSI 27), de sobretensión (ANSI 59), de sobrecorriente (ANSI 50 o ANSI 51), de frecuencia (ANSI 81), pérdida de excitación (ANSI 40) y térmico (ANSI 49); y en un generador asíncrono exactamente las mismas menos la de pérdida de excitación (ANSI 40) y se debe agregar el relé de sobrevelocidad (ANSI 12). En la Tabla 3.4 se resumen estas protecciones.

67 Tabla 3.4 Protecciones mínimas para un generador aislado

Nombre de la protección

Relé de sobrevelocidad Relé de baja tensión Relé de pérdida de excitación Relé térmico Relé de sobrecorriente instantáneo Relé de sobrecorriente temporizada Relé de sobretensión Relé de frecuencia

Código según ANSI/IEEE

12 27 40 49 50 51 59 81

Ahora, si se considera que la planta puede ser conectada a la red de distribución, y hasta en su momento llegar a vender energía, basándose en la bibliografía y en los esquemas de protecciones para el productor privado exigidos por el Instituto Costarricense de Energía (ICE) (incluidos en el Anexo Nº 1), se indican en la Tabla 3.5, las protecciones mínimas con las que debe contar el sistema de generación, junto con su respectivo código ANSI.

68 Tabla 3.5 Protecciones mínimas para un generador conectado a la red Nombre del equipo

Relé de sobrevelocidad Relé de sobreexcitación Relé de baja tensión Relé de potencia inversa Relé de pérdida de excitación Relé térmico Relé de sobrecorriente instantáneo Relé de sobrecorriente temporizada Relé de sobrecorriente dependiente de tensión

Código según ANSI/IEEE

12 24 27 32 40 49 50 51 51V

Relé de sobretensión Relé de protección puesta a tierra Relé de pérdida de sincronismo Relé de frecuencia Relé de protección diferencial

59 64 78 81 87

Relé de enclavamiento por presencia de tensión en la línea

C

Un aspecto importante a la hora de diseñar o adquirir las protecciones, es que estas dependen del nivel de tensión y corriente del generador, por lo cual estos son parámetros que se le deben indicar al fabricante. En el Capítulo 4 se analizarán los costos de estas protecciones, así como del resto del equipo electromecánico ya estudiado.

CAPITULO 4: Costos de pico y micro centrales hidroeléctricas Este capítulo tiene la finalidad de analizar el comportamiento de los costos de inversión en equipo electromecánico en pico y micro-centrales hidroeléctricas, tomando en cuenta las distintas variables que hacen que estos costos se vean modificados. Mediante consultas, se coincide en que los costos de este tipo de centrales son muy variables. Estos dependen de factores que no se pueden controlar, como la altura o la potencia demandada; y de factores que si se pueden controlar como la cantidad, calidad y características de los equipos. Estos últimos a su vez quedan definidos por el motivo por el cual se decide construir la central. Entre los motivos que llevan a la construcción de una pequeña central de generación, están la necesidad de energía eléctrica en un determinado lugar (generalmente aislado), la necesidad privada, la comercialización de la energía u otros. Así, generalmente los costos unitarios son muy altos en los casos que se refieren a plantas en lugares aislados, y alcanzan valores bajos principalmente cuando el motivo de la instalación de la planta es comercialización de energía o de necesidad privada, esto porque entran en juego la factibilidad económica y la financiación del proyecto. A grosso modo el costo unitario total de inversión de una MCH, se encuentra comprendido actualmente (a julio del 2007) en un rango de 1200 a 2000 US$/kW (incluyendo los costos indirectos), según lo indicado por distintos consultores y suplidores de equipo para MCH en Costa Rica (ver Apéndice C); siendo el costo menor mientras mayor es la potencia instalada, pudiendo variar el rango un tanto hacía arriba o hacia debajo de acuerdo a factores, como se dijo antes, que se pueden controlar, como la calidad y marca de los equipos. Este 69

70 rango de costos es valido para MCH que son diseñadas manteniendo un criterio económico de por medio, ya que en plantas en las que el factor económico no es tan importante, el costo unitario total se puede elevar incluso hasta 3000 US$/kW. En la Figura 4.1 se puede apreciar como efectivamente el costo unitario de una planta disminuye conforme aumenta la capacidad instalada de esta. Se muestra también el rango aproximado en que se encuentran los costos unitarios de MCH, además de la comparación con plantas de generación hidroeléctrica convencionales, asiéndose notar que para potencias pequeñas el costo unitario total de una planta convencional es muy elevado, por lo cual se hace necesaria la implementación de micro-centrales.

Figura 4.1 Gráfico de costos unitarios para MCH y plantas convencionales [8]

Es importante tomar en cuenta que, el costo de operación y mantenimiento de una MCH, es mucho menor en comparación con otro tipo de centrales de generación, volviéndose

71 un detalle muy ventajoso. En general para PCH y MCH, el costo de operación es casi nulo, ya que casi todas se diseñan para funcionar automáticamente, sin atención permanente, pues los equipos se proyectan para minimizar este costo. En la Tabla 4.1, se desglosan los distintos rangos de porcentaje que representan las obras civiles, el equipo electromecánico, la infraestructura y los costos indirectos, en el costo total de la obra. Tabla 4.1 Porcentajes del costo total de la obra [11] Rubro

Porcentaje

Obras civiles

15 – 40%

Equipo electromecánico Infraestructura

40 – 55 %

Costos indirectos

10 – 15 %

10 – 15 %

Como se puede apreciar la mayor disparidad de costos se encuentra, en las obras civiles, lo que convierte principalmente al porcentaje de equipo electromecánico, muy dependiente de este rubro. Los costos indirectos y de infraestructura (terrenos y servidumbres) siempre se mantienen en los rangos indicados. Para el equipo electromecánico se debe considerar que este aumenta su porcentaje conforme se reduce la potencia instalada, y que como se aprecia en la Tabla 4.1, generalmente su porcentaje ronda el 50% del costo total de la obra, aunque es posible que ascienda hasta un 70% en algunos casos. Esto hace indicar la conveniencia de vigilar muy bien este aspecto, ya sea investigando en el mercado extranjero los precios más favorables o bien aprovechando en lo posible la tecnología nacional en este campo, dando al mismo tiempo la oportunidad de su desarrollo.

72

4.1

Estudios de costos precedentes Con la promulgación de la Ley Nº 7200 y la puesta en marcha del Programa de

Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, en Costa Rica; el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) acordó dar a Costa Rica un crédito no reembolsable para financiar un Programa de cooperación técnica. Unos de los campos de aplicación de este programa fue el de asistencia técnica para la preparación de estudios de factibilidad de los proyectos de generación. Con tal fin, el BID integró un grupo de trabajo que se encargó de realizar una Guía para estudios y costos de minicentrales hidroeléctricas [5], en la cual se detallan los costos unitarios de cada una de las partes que conforman una minicentral. A continuación se presenta la información de costos unitarios del grupo turbinagenerador, contenida en dicha referencia, con el objetivo de realizar un preámbulo que muestre el comportamiento que siguen los costos de este tipo de equipo, ante el cambio de las variables potencia y altura. En la referencia [5], se plantean relaciones de costos unitarios como función de la altura y la potencia, en forma de ecuaciones, para diferentes tipos de turbinas, basados en información de cotizaciones y observaciones de costos de turbinas mayores. Las estimaciones de costos son para equipo que no paga impuestos y se da puesto en Costa Rica. De esta manera analizando las ecuaciones respectivas para cada tipo de turbina y graficándolas para los rangos de altura y potencia especificados, se obtienen los siguientes resultados:

73 800

Costo unitario ($/KW)

700 600

100 KW

500

400 KW

400

600 KW 1 MW

300

1,5 MW 2 MW

200 100 0 0

200

400

600

Altura neta (m)

Figura 4.2 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Pelton)

1600

Costo unitario ($/KW)

1400 1200 100 KW 1000

400 KW

800

700 KW 1 MW

600

1,5 MW

400

2 MW

200 0 0

20

40

60

80

100

120

Altura neta (m)

Figura 4.3 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Francis)

74 800

Costo unitario ($/KW)

700 600 100 KW

500

400 KW 400

700 KW

300

1 MW 1,5 MW

200 100 0 0

20

40

60

80

100

120

Altura neta (m)

Figura 4.4 Costo unitario para grupo turbina-generador (Turbina Banki)

De estas gráficas se puede apreciar como el costo unitario del grupo turbina-generador, en general, se reduce conforme aumenta la potencia instalada, como también lo hace cuando se aumenta la altura neta. Hay que tener en cuenta que estas gráficas tienen únicamente la finalidad de ilustrar el comportamiento de los costos unitarios, y no son validas para calcular precios de la actualidad, ya que están basadas en datos del año 1991. Aunque sería valido, pero no lo más recomendable, utilizar factores de actualización que ayuden a dar una idea de más o menos como puede estar el costo actual.

75

4.2

Costos de equipo para pico-centrales hidroeléctricas Se definió en el Capítulo 2, que una pico-central hidroeléctrica es aquella cuya

potencia generada es menor a 1 kW; por lo cual, dada su baja capacidad, el equipo electromecánico para una central de este tipo, se adquiere generalmente en un solo paquete. Estos equipos están diseñados para cargar baterías en corriente continua a 12, 24 o 48V. Posteriormente la energía acumulada en las baterías se puede transformar en corriente alterna, usando un inversor; con la ventaja que cuando no hay demanda de energía, el equipo sigue generando y acumulando la energía en las baterías, teniendo presente que se debe utilizar un regulador de carga que actué cuando las baterías están completamente cargadas. Los distintos modelos comerciales disponibles, constan básicamente de una turbina muy pequeña del tipo Turgo o Pelton, un alternador de imanes permanentes sin escobillas y de boquillas universales que son adaptables a distintas medidas, además de que el equipo puede tener de 1 a 4 inyectores. Están diseñados para funcionar en rangos variados de alturas y de caudales, pudiéndose obtener en un mismo modelo distintas potencias para distintas combinaciones de estos parámetros. Así por ejemplo un equipo de 250 W nominales, puede trabajar con una caída de 30 metros y un caudal de 0.18 L/s y obtener 25 W, y trabajar con un caudal de 1.5 L/s a la misma caída y obtener la potencia nominal de 250 W. Respecto al costo de este tipo de equipos, es muy variable y depende principalmente del fabricante y de la calidad de los materiales, además de las características específicas como por ejemplo la cantidad de inyectores o la potencia nominal. Los costos unitarios varían en un amplio rango que va de 600 a 2500 US$/kW, teniendo en cuenta el pequeño ámbito de

76 potencias en el que se encuentran. Así por ejemplo dos equipos de características similares de distintos fabricantes pueden tener una diferencia de precio de hasta US$ 2000. En general, los equipos para PCH tienen ventajas como su fácil instalación y que requieren muy poco mantenimiento, y desventajas como su baja eficiencia.

77

4.3

Costos de turbinas para micro-centrales hidroeléctricas Uno de los costos más difíciles de estimar es el del equipo electromecánico y en

general el de las turbinas. Las turbinas son construidas a la medida de un sitio, y son muy pocas las de fabricación en serie. En el caso de turbinas grandes se puede obtener un costo unitario, pero con turbinas pequeñas esto es más complicado. El costo de una turbina depende directamente de factores, como la altura neta y el caudal para la que se diseña, la tipología, la potencia disponible en el eje, la eficiencia y los materiales, estos dos últimos muy ligados al fabricante. Hay una ecuación generalizada, que se toma de la referencia [8], que permite calcular el costo unitario de una turbina, que relaciona el tipo turbina, la potencia y la caída neta. La ecuación es la siguiente:

C kW =

K Pα ⋅ H β

(4.3-1)

donde: CkW = Costo por kW disponible en el eje de la turbina (Costo unitario). H = Caída neta en metros. P = Potencia disponible en el eje de la turbina, en kW. K, α y β, son constantes que se deben definir. En esta referencia, se definen valores para las constantes K, α y β, según información recopilada sobre costos de distintas micro-centrales hidroeléctricas en el Mundo, que van de potencias de los 2 kW a los 150 kW; y donde la constante K varía entre 3500 y 4500 dependiendo del tipo de turbina y del fabricante. La ecuación propuesta es la siguiente:

CkW =

3500 ~ 4500 P 0.3 ⋅ H 0.15

(4.3-2)

78 En la misma referencia, también se brinda una tabla con rangos de valores de costos para turbinas, obtenidos mediante la aplicación de (4.3-2) para distintas tipologías y potencias. En la Tabla 4.2 se muestran estos datos. Tabla 4.2 Costos de turbinas en miles de dólares americanos [8] Potencia disponible en el eje (kW)

Flujo Cruzado

Francis

Pelton de una Tobera

Pelton de varias toberas

Turgo

2

1-2

4-6

1-4

1-3

2-4

5

2-6

8 - 10

2-8

2-6

5-8

10

2 - 10

15 - 20

2 - 15

2 - 10

8 - 14

20

3 - 14

20 - 30

3 - 20

3 - 15

12 - 20

50

5 - 30

25 - 70

5 - 50

5 - 30

35 - 50

100

30 - 50

40 - 100

40 - 80

15 - 60

55 - 80

150

50 - 80

60 - 120

60 - 100

30 - 80

80 - 100

Tomando el promedio de estos valores y calculando el costo unitario para potencias inferiores a 100 kW, se obtienen las siguientes curvas: 3 Flujo cruzado Pelton una tobera

Costo Unitario (U$1000/kW)

2,5

Francis Turgo

2 1,5 1 0,5 0 0

20

40

60

80

100

Potencia disponible en el eje de la turbina (kW)

Figura 4.5 Curvas de costo unitario para turbinas empleadas en MCH

79 Al suavizar las curvas de la figura 4.5, se obtiene lo siguiente:

Figura 4.6 Curvas suavizadas de costo unitario para turbinas empleadas en MCH

Las respectivas ecuaciones de las curvas de la Figura 4.7, se presentan en la Tabla 4.3. Estas pueden ser empleadas para calcular el costo unitario (US$/kW) aproximado de una turbina en función de su potencia en kW. La potencia disponible en el eje de la turbina se calcula con (3.1-2), suponiendo una eficiencia para la turbina según la Tabla 3.2.

80 Tabla 4.3 Ecuaciones de costo unitario de turbinas Tipo de turbina

Ecuación para el costo unitario en US$/kW

Francis

C kW =

3080.9 P 0.3119

Turgo

C kW =

1794.3 P 0.233

Pelton

C kW =

1427.2 P 0.2406

Flujo Cruzado

C kW =

1069.7 P 0.2522

Se debe tener presente, que los resultados obtenidos al aplicar las ecuaciones de la Tabla 4.3, pretenden únicamente guiar sobre la tendencia del costo de una turbina, recordando que la mejor manera de estimar el costo exacto de una turbina y del equipo electromecánico en general, es la de solicitar los precios para cada proyecto específico, directamente a los fabricantes; por lo cual, también es importante tener en cuenta que una cotización puede variar notablemente de un fabricante a otro, por distintas razones; ya sean de índole técnico como la calidad y características del equipo, o por razones de política de la empresa, como por ejemplo la cantidad de pedidos que tenga dicha empresa o plazos de entrega. Lo cual deja en evidencia que los costos reales del equipo son difíciles de conocer, ya que estos se ven influenciados por diversos factores que no se pueden controlar.

81

4.4

Costos de generadores, sistemas de control y protección para MCH Como se hizo constar en el Capítulo 3, el costo de un generador es susceptible a

diversos factores, como la capacidad, la eficiencia o la orientación del mismo, entre muchos otros. En esta sección se presenta información útil para estimar el costo aproximado de un generador ante variaciones de ciertos parámetros, así como el costo del sistema de control y las protecciones, que son aspectos dependientes del tipo de generador. Un primer factor a analizar, es el tipo de generador que se utilizará. Como se dijo antes, la selección del tipo de generador depende principalmente de la potencia que se debe suplir, habiendo rangos de potencia en los que se da la posibilidad de elegir la tipología del generador. Por ejemplo, según la Tabla 3.3, para una potencia de 5 kW, se tiene la posibilidad de elegir entre un generador sincrónico, uno asíncrono o un motor de inducción trabajando como generador. De esta manera si se condiciona la elección del generador a factores económicos, no queda más que comparar los precios de dichos generadores para la potencia especificada, además de analizar los costos de los equipos necesarios para su correcto funcionamiento. Por lo encontrado en la bibliografía consultada, se estima que los generadores de inducción son más baratos que los sincrónicos, aunque no los más utilizados. A muy grosso modo, para el generador asíncrono, se estima que el costo unitario es un 85% del costo del generador sincrónico.

82 A modo de ilustración se presenta en la Tabla 4.5, un ejemplo tomado de la referencia [8], que muestra como para una potencia de 10 kW, se pueden tener distintas opciones de generadores y controladores de estos, y como pueden variar los precios según la configuración que se escoja. Tabla 4.4 Comparación de generador sincrónico y asíncrono para 10 kW [8] Tipo de Generador

Sincrónico con AVR y autoexcitación

Sincrónico con AVR y autoexcitación

Asíncrono + Capacitores

Asíncrono + Capacitores

Costo en US$

Generador

1530

Gobernador mecánico

3570

Total

5100

Generador

1530

ELC

1190

Total

2720

Generador

510

ELC

1190

Regulador de tensión

1020

Total

2720

Generador

510

IGC

510

Total

1020

Según los datos de este ejemplo, la opción más cara es la de un generador sincrónico con gobernador mecánico y la más barata es la de generador de inducción con regulación de frecuencia mediante IGC. Si se decide utilizar regulación de frecuencia por regulación de carga mediante ELC, da igual el uso de un generador sincrónico o de uno asíncrono.

83 Un segundo factor a analizar en el costo de los generadores, es la fase. Según la Tabla 3.3, se recomienda utilizar generadores trifásicos para potencias mayores a 10 kW, esto principalmente por motivos económicos, ya que para potencias superiores a 10 kW, los generadores monofásicos son de mayor tamaño que sus equivalentes trifásicos, lo que los convierte más caros. Esto se muestra gráficamente en la Figura 4.7, donde se puede apreciar como, a partir de aproximadamente 10 kW, las curvas de costos unitarios para generadores monofásicos y trifásicos comienzan a separarse, quedando siempre el costo unitario del monofásico más arriba que el del trifásico.

600,00 monofásico Costo Unitario (US$/kW)

500,00

trifásico

400,00 300,00 200,00 100,00 0,00 0

15

30

45

60

75

90

105

120

Potencia (kW)

Figura 4.7 Curvas de costo unitario para generadores 1∅ y 3∅

84 Otros aspectos que influyen en el costo de los generadores son la variación de la potencia y la velocidad sincrónica. En general se tiene que para un generador, independientemente del tipo que sea, el costo se incrementa cuando se aumenta la potencia y cuando se disminuye la velocidad sincrónica. A su vez el costo unitario disminuye cuando se aumenta la potencia, y aumenta cuando baja la velocidad sincrónica, tal y como se aprecia en la Figura 4.8:

350,00 trifásico 1800 rpm Costo Unitario (US$/kW)

300,00

trifásico 1200 rpm

250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 0

15

30

45

60

75

90

105

120

Potencia (kW)

Figura 4.8 Curvas de costo unitario para generadores de 1200 y 1800 rpm

El generador de 1200 rpm, tiene aproximadamente el doble de costo que el de 1800 rpm, debido a que tiene mayor número de polos, y esto evidentemente hace que se requiera más material y que suba el precio.

85 Analizando precios de generadores sincrónicos trifásicos a 1800 rpm, de bajo voltaje, autoexcitados, autorregulados (AVR) y sin escobillas, de tres marcas distintas (incluidos en el Apéndice A), se ha obtenido una curva de costo unitario promedio para este tipo de generadores, los cuales son los más utilizados en MCH, esta se muestra en la Figura 4.9: 350,00

Costo Unitario (US$/kW)

300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

Potencia (kW)

Figura 4.9 Curva de costo unitario para generador típico de MCH

Al suavizar esta curva, se obtiene una ecuación que permite calcular el costo unitario (US$/kW) aproximado de un generador con las características citadas arriba, en función de su potencia en kW. La ecuación es la siguiente:

C kW =

782 .89 P 0.5804

(4.4-1)

86 En la Figura 4.10 se muestra la curva suavizada para el costo unitario del generador. 350,00

Costo Unitario (US$/kW)

300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100 110

Potencia (kW)

Figura 4.10 Curva suavizada de costo unitario para un generador típico de MCH

Es importante tener presente que existen otros factores, además de los analizados, que influyen en el costo de un generador, como los son la tensión de generación, la orientación del generador, si es de uno o dos cojinetes, la eficiencia, el tipo de excitación y si esta última está incluida o no. A grosso modo, el costo del generador puede subir un 5% si se específica de montaje vertical. En lo que respecta a los sistemas de control, tal y como se explicó en el Capítulo 3, lo que se utiliza es regulación electrónica de carga (ELC). Los costos de estos equipos crecen linealmente con forme aumenta la potencia. Así en el rango de potencia de MCH (1 a 100 kW)

87 los costos van de US$1000 a US$6000, teniendo presente que un modelo específico puede trabajar en cierto rango de potencia. Estos precios incluyen las cargas balasto, que pueden ser enfriadas por aire o por agua. Por el lado de las protecciones, se tienen equipos que traen incluidos distintos relés de protección para el generador, o también se pueden adquirir relés individuales para cada función de protección. Económicamente, son más convenientes los equipos multifuncionales que los relés individuales, ya que para cumplir con las protecciones mínimas recomendadas en la Tabla 3.4, se deberían adquirir ocho relés, los cuales fácilmente pueden duplicar el precio de un equipo multifuncional que incluya las mismas protecciones. El precio de un relé oscila por US$200, aunque puede subir según el fabricante. El precio de un equipo multifuncional de protección está en el rango de US$1000 a US$3500 aproximadamente, siendo más costoso según la cantidad de protecciones y funciones que incluya. Comercialmente se encuentran equipos, que traen incluido en un solo modelo, las funciones de regulación y de protección, además de funciones de sincronización, para el caso en que se desee interconectar el generador con la red.

88

4.5

Costo total del equipo electromecánico para MCH Analizados ya, los costos de cada una de las partes del equipo electromecánico

(turbina, generador, sistemas de control y protecciones) en secciones anteriores, se presenta en este apartado, el comportamiento del costo total de este tipo de equipo. Para ello se han analizado los precios de tres empresas distintas, que ofrecen equipos de características muy similares. En la Figura 4.11 se presentan las curvas del costo unitario de sus productos.

2000 Empresa 1

1800

Empresa 2

Costo Unitario (US$/kW)

1600

Empresa 3

1400 1200 1000 800 600 400 200 0 0

20

40

60

80

100

Potencia (kW)

Figura 4.11 Curvas de costo unitario de equipo electromecánico

El equipo electromecánico en estos casos, está compuesto por turbina tipo Pelton o Michell Banki, generador sincrónico trifásico a 1800 rpm (4 polos), de bajo voltaje, autoexcitado, autorregulado (con AVR) y sin escobillas; regulador electrónico de carga (ELC) con sus respectivas cargas balasto, protecciones y accesorios para acople de la tubería.

89 Sacando un promedio de los costos de las tres empresas, se encuentra una curva promedio y una suavizada que ilustran la variación del costo unitario respecto a la potencia. Estas se muestran en las Figuras 4.12 y 4.13. 1600

Costo Unitario (US$/kW)

1400 1200 1000 800 600 400 200 0 0

20

40

60

80

100

Potencia (kW)

Figura 4.12 Curva promedio de costo unitario de equipo electromecánico 1600

Costo Unitario (US$/kW)

1400 1200 1000 800 600 400 200 0 0

20

40

60

80

100

Potencia (kW)

Figura 4.13 Curva suavizada de costo unitario de equipo electromecánico

90 De la curva de la Figura 4.13, se encuentra una ecuación que permite calcular el costo unitario (US$/kW) aproximado de todo el equipo electromecánico de características citadas anteriormente, en función de su potencia en kW, en un rango de 6 a 100 kW. La ecuación es la siguiente:

C kW =

2383 .6 P 0.3333

(4.4-2)

De la Figura 4.13 y de la aplicación de (4.4-2), se tiene que el costo unitario del equipo electromecánico se encuentra en un rango aproximado de 500 a 1300 US$/kW. En donde la turbina representa un 55% del costo, el generador 20%, los sistemas de control y protección 20% y el sistema de acople de la turbina con el generador (transmisión) 5%. Es importante hacer notar, que en (4.4-2), el costo depende únicamente de la potencia generada, dejando de lado la altura. Esto debido a que las turbinas fabricadas por las empresas estudiadas siguen estrategias de producción y mercadeo en las que un mismo modelo es usado para un rango de potencias, y termina costando lo mismo si opera bajo 5, 100 o 200 m; lo que si sucede es que la turbina gira más rápido si la altura es de 200 m, variando entonces el costo del sistema de transmisión hacia el generador con respecto a otra que opere bajo 50 m y gire más despacio. Igualmente estas empresas también han estandarizado los precios con base en la potencia, considerando variaciones en el tipo de turbina. En la Tabla 4.5 se resumen las ecuaciones, los rangos y los porcentajes, de los costos unitarios del equipo electromecánico para un rango de 6 a 100 kW, teniendo presente que los

91 resultados son aproximados y para equipos típicos; recordando que la única manera de conocer el costo real de un determinado equipo, es solicitando una cotización a un fabricante. Tabla 4.5 Resumen de ecuaciones, rangos y porcentajes de costos unitarios

Equipo

Ecuación de costo unitario en US$/kW

Rango en US$/kW

Porcentaje aproximado

100%

Total

C kW =

2383 .6 P 0.3333

500 ~ 1300

Turbina tipo Flujo Cruzado

C kW =

1069.7 P 0.2522

300 ~ 700 55%

Turbina tipo Pelton

C kW =

1427.2 P 0.2406

450 ~ 900

Generador sincrónico de 1800 rpm, 3∅

C kW =

782 .89 P 0.5804

60 ~ 275

20%

Sistema de control (ELC) y protecciones mínimas

-----------------

75 ~ 350

20%

Sistema de acople (Transmisión)

-----------------

25 ~ 65

5%

Complementario a esto se tiene que el costo aproximado de un generador asincrónico es el 85% de su equivalente sincrónico, el costo un generador de 1200 rpm (6 polos) es aproximadamente el 200% de uno de 1800 rpm (4 polos) y a los precios de las turbinas se les puede considerar un 20% de sobrecargo por transporte.

CAPÍTULO 5: Conclusiones y recomendaciones •

En un estudio de costos para una central hidroeléctrica, se definen tres rubros, los costos

de inversión, los costos de reposiciones (repuestos) y los costos de operación y mantenimiento. Los costos de inversión se subdividen en los costos de obra civil, equipo electromecánico, infraestructura y costos indirectos, y a su vez cada uno de estos apartados se divide en sus distintos componentes. •

El equipo electromecánico en pico y micro-centrales hidroeléctricas, se considera

compuesto por la turbina, el generador, los sistemas de control y las protecciones; siendo los costos de estos equipos muy variables y dependientes de distintos factores. •

Sobre la turbina recae mucho, la eficiencia de la planta de generación, por lo cual es muy

importante su correcta elección y diseño. Partiendo de que en un inicio, únicamente se conocen los parámetros de caída y caudal de un determinado sitio, la elección del tipo de turbina y la potencia disponible en el eje de la misma, dependen de la relación de estos datos. •

Hay varios métodos que indican el tipo de turbina que debe utilizarse según las

condiciones de caída y caudal que se tengan. Estos métodos se basan en el cálculo de la velocidad específica, definiendo rangos en los que las turbinas son más eficientes. De esta manera para el tipo de centrales en estudio, se tiene que se pueden utilizar turbinas del tipo Pelton, Turgo, Flujo Cruzado, Francis y Kaplan.

92

93 •

Las turbinas tipo Pelton son las más utilizadas en pequeñas plantas debido a sus fácil

construcción y alta disponibilidad, son adecuadas para condiciones de grandes caídas de agua y caudales reducidos. •

Las turbinas tipo Turgo son muy similares a las Pelton pero se utilizan para caídas de

tamaño mediano a grande y caudales medianos, son turbinas que se adaptan muy bien a los cambios de caudal, por lo que igual que las Pelton, tienen una eficiencia alta trabajando a caudales parciales. •

La turbina de Flujo Cruzado o Michell Banki, es una turbina cuyo rango de aplicación

está comprendido dentro del rango de aplicación de la turbina Francis, con la diferencia que su rendimiento es menor, aunque tienen una mayor facilidad constructiva y mejor adaptabilidad a las pequeñas caídas; igual que la turbina Turgo es muy eficiente cuando opera a cargas parciales. •

Las turbinas de reacción tipo Francis y Kaplan, se utilizan en condiciones de gran caudal

y poca altura, y son de alta eficiencia cuando trabajan con su caudal máximo. •

Para obtener un diseño óptimo de la turbina, es muy importante indicarle al fabricante

los datos exactos de caída neta, caudal máximo y mínimo, tipo de regulación que se empleará, tipo de generador y sistema de acople con la turbina. Al mismo tiempo se le debe pedir al fabricante que indique la eficiencia, la potencia disponible y la velocidad del eje de la turbina, para su incorporación en el diseño del generador.

94 •

La elección del tipo de generador, depende de la potencia demandada y la utilidad que se

le dé a esta, teniendo la posibilidad de generar corriente continua o alterna, y monofásica y trifásica en el caso de ser alterna; por lo cual se definen rangos en los que es más recomendable uno u otro sistema de generación, tomando en cuenta tanto criterios técnicos como económicos. •

La elección entre una máquina sincrónica o asíncrona, no depende de la potencia, ya que

para el rango de potencias de una MCH, se puede emplear cualquiera de los dos tipos de máquina; la elección por consiguiente se define más bien por factores como la disponibilidad, el costo o la posibilidad de interconexión con la red. •

Cuando se utilizan de reguladores de carga, estos por su naturaleza hacen que el

generador funcione constantemente a plena carga e implican una carga extra que se debe considerar en el dimensionamiento. •

La velocidad sincrónica del generador debe coordinarse con la velocidad del eje de la

turbina, para un acople directo entre estos, o para el diseño de un sistema de transmisión; teniendo en cuenta que la velocidad sincrónica de un generador afecta de gran manera el costo de este. •

Cuando se pide una cotización de un generador, se debe indicar como mínimo la fase, la

frecuencia, la tensión de operación, la velocidad sincrónica, la potencia y el tipo de montaje; e idealmente indicar también condiciones ambientales como altitud, humedad y temperatura en las que trabajará el generador; la posibilidad de exposición a condiciones ambientales

95 adversas, requerimientos especiales en cuanto a factor de potencia, eficiencia y temperatura, y naturaleza de las cargas a alimentar. •

En el diseño del equipo electromecánico de una MCH, es muy importante la

coordinación de diseño entre los distintos equipos, principalmente entre la turbina y el generador. Por eso a la hora de pedir una cotización se tienen que tener bien claros los distintos aspectos que entran en juego. •

Por razones de costos del equipo y por la no utilización de elementos actuadores sobre

las turbinas, en MCH lo que se utiliza es regulación electrónica de carga (ELC) y no regulación por caudal. •

El ELC se encarga de regular la frecuencia, y se debe complementar su uso con un

regulador automático de tensión (AVR), que por lo general viene incluido con el generador, asegurándose de la compatibilidad de estos dos equipos, consultando al fabricante del generador, antes de realizar la compra ya sea del ELC o del generador. •

Para controlar la frecuencia en un generador asíncrono que opera de manera aislada, se

puede utilizar un ELC, pero lo más recomendable es utilizar un controlador de generador de inducción (IGC), ya que este reacciona de forma más rápida ante variaciones en los parámetros nominales, que un ELC. •

Las protecciones del generador se clasifican como primarias y secundarias; las primarias

se encargan de minimizar cualquier falla que pueda provocar daños de consideración al

96 generador y las secundarias tienen la función de servir como respaldo a algunas de las protecciones primarias. •

En micro-centrales, es poco factible económicamente utilizar todas las protecciones

posibles, por lo que en el diseño se deben incorporar únicamente las esenciales; por otro lado si la planta tiene la posibilidad de conectarse a la red, se debe considerar un número mayor de protecciones. •

El costo del equipo electromecánico representa aproximadamente el 50% del costo total

de inversión, donde el costo unitario se encuentra en un rango de 500 a 1300 US$/kW, dependiendo de distintos factores. •

Algunos de estos factores que influyen en el costo, no se pueden controlar, ya que son

inherentes a las características del sitio donde se instalará la central, como la caída neta, el caudal máximo y mínimo, o la tipología de la turbina que queda definida por estas últimas; la turbina a su vez define otras variables como la orientación del generador o la potencia disponible, que influyen en el costo y no se pueden controlar. •

Hay variables que influyen en el costo, que si son controlables como la cantidad, calidad

y características de los equipos utilizados; en una turbina se puede variar el material con el se construye y bajar los costos o subirlos, en un generador que se pueden variar factores como la fase, el tipo, ya sea sincrónico o asíncrono, la tensión o la velocidad sincrónica.

97 •

Teóricamente se encontró que el costo de una turbina depende directamente de factores,

como la caída neta y el caudal para la que se diseña, la tipología, la potencia disponible en el eje, la eficiencia y los materiales, estos dos últimos muy ligados al fabricante. •

Mediante una expresión que relaciona la potencia disponible y la altura, se puede

encontrar el costo unitario de la turbina,

comprobando que el costo unitario se reduce

conforme aumenta la potencia y la altura, además de que las turbinas tipo Francis son más caras que las turbinas de acción, de las cuales las de Flujo Cruzado son las más baratas, seguidas por las tipo Pelton y luego las Turgo. •

Dado que los únicos parámetros que influyen en el costo de la turbina que son variables

son la calidad de los materiales, la eficiencia y la tipología (en ciertos casos), si se tienen condiciones de caída y caudal que permitan la implementación de turbinas de distintos tipos (se puede dar la posibilidad), entonces se podrá hacer una selección según los requerimientos económicos que se tengan, teniendo en cuenta que la eficiencia se puede ver afectada. •

El costo del generador depende directamente de si es sincrónico o asíncrono, de la

potencia, la velocidad sincrónica, la fase, la orientación, la tensión de generación, los dispositivos que tenga o no incluidos como el AVR y la excitación, y finalmente de la eficiencia, que depende del fabricante. •

En un diseño, para ajustar los costos, se pueden variar algunos factores, teniendo en

cuenta las implicaciones que estos conllevan; de esta manera, se puede variar la tipología considerando que un generador asíncrono necesita de capacitores que suministren la potencia

98 reactiva en caso de operación aislada y que un generador sincrónico necesita un circuito de excitación. •

Para ajustar los costos de un generador, se puede variar la velocidad sincrónica, tomando

en cuenta que el sistema de acople con la turbina puede encarecerse. •

Teóricamente se encontró que un generador asíncrono es más barato que uno sincrónico,

aunque esto no se pudo comprobar mediante la investigación de precios actuales realizada. •

Los generadores monofásicos son más caros que sus equivalentes trifásicos, por lo cual

esta es una de las razones que limitan el uso de generación monofásica a potencias no mayores de 10 kW. También el costo unitario del generador disminuye cuando se aumenta la potencia, y aumenta cuando baja la velocidad sincrónica. •

Los costos de los reguladores electrónicos de carga (ELC), crecen linealmente con forme

aumenta la potencia, con la ventaja de que un modelo específico puede trabajar en cierto rango de potencia. Teóricamente se encontró que un controlador de generador de inducción (IGC), es más barato que un ELC. •

Los costos de las protecciones del generador son muy variables, y dependen de la

cantidad de protecciones y del fabricante. La mejor opción es la implementación de equipos que integran distintas funciones de protección en un solo modelo, teniendo el cuidado de que su costo no suba mucho respecto al costo total; un porcentaje aceptable para el costo de las protecciones es un 10% del costo total del equipo electromecánico.

99 •

Es muy importante, que se de una correcta elección de las protecciones del generador,

ya que más allá del costo de inversión de estas, están los costos asociados a las fallas en el generador; recordando que los repuestos para un generador son usualmente caros y a veces pueden ser difíciles de conseguir, sumado al costo de la atención de un técnico que tenga que viajar hasta zonas alejadas donde generalmente se ubican las micro-centrales hidroeléctricas. •

Se obtuvo una expresión general para calcular aproximadamente el costo unitario total

del equipo electromecánico (equipos típicos y económicos) de una MCH, en la que la turbina representa un 55% del costo, el generador 20%, los sistemas de control y protección 20% y el sistema de acople entre turbina y generador (transmisión) 5%. La ecuación es la siguiente:

C kW =



2383 .6 P 0.3333

La expresión encontrada depende únicamente de la potencia instalada, y de ella se infiere

que el costo unitario disminuye conforme se aumenta la potencia. •

No fue posible obtener una expresión que relacionara también la altura con el costo, ya

que la respuesta no fue muy favorable, por parte de los fabricantes a los que se les solicitó cotizaciones de turbinas; además de que las turbinas de las empresas que si brindaron información, presentan características de construcción que les permite ser usadas en un rango de alturas determinado, por lo que su precio no se ve afectado por este aspecto. •

Los costos de pico-centrales hidroeléctricas son muy variables y dependen de la calidad

de los materiales según los fabricantes; siendo equipos que se adquieren en un solo paquete y

100 que presentan la posibilidad de trabajar en ciertos rangos de altura y caudal, permitiendo obtener distintas potencias para un mismo modelo. Las eficiencias son bajas, la instalación sencilla y son de poco mantenimiento. •

A pesar de que se obtuvieron rangos, porcentajes y ecuaciones de costos, en función de

algunas variables, pretendiendo orientar sobre la tendencia que puede tener el costo de un determinado equipo o el conjunto de varios, la única manera de conocer el costo real de las cosas es solicitando una cotización directamente al fabricante o distribuidor del equipo. •

Se debe considerar también que actualmente hay una variación constante en el costo de

los equipos, debido al aumento del precio del cobre, por lo cual se recomienda investigar en el mercado extranjero los precios más favorables o bien aprovechar en lo posible la tecnología nacional, dando al mismo tiempo la oportunidad de su desarrollo. •

Queda abierta la posibilidad de complementar el presente estudio, con la investigación

más detallada, de la influencia que tiene la eficiencia en el costo de los equipos; ya que sobre este tema, lo único que se pudo concluir, es que teóricamente el costo aumenta conforme aumenta la eficiencia, la cual depende mucho del fabricante del equipo.

BIBLIOGRAFÍA 1. Aragón, M. Programa de computadora para Micro-Centrales Hidroeléctricas: Cálculos Básicos de diseño y Estimación de Costos de Inversión. Universidad de Costa Rica, Ingeniería Mecánica, Tesis de Licenciatura, 1981. 2. Batista, R. y Fonseca J. Generadores y Sistemas de Control en Micro y Mini Centrales Hidroeléctricas de 1 kW a 1 MW. Universidad de Costa Rica, Ingeniería Eléctrica, Proyecto Eléctrico, 2006. 3. BEL Ingeniería. Programa de Generación Eléctrica Autónoma o Paralela: Proceso de Planificación y Costos de Construcción de Proyectos Hidroeléctricos. Cooperación Técnica ATN/SF. BID. No.3437. Costa Rica. 1991. 4. Chavarría, J. y Muñoz, O. Sistemas Integrados de Protección para Generadores Sincrónicos de Plantas Pequeñas. Universidad de Costa Rica, Ingeniería Eléctrica, Proyecto Final, 1996. 5. Dewey, G. y Murillo, M. Programa de Generación Eléctrica Autónoma o Paralela: Guía para Estudios y Costos de Minicentrales Hidroeléctricas. Cooperación Técnica ATN/SF. BID. No.3437. Costa Rica. 1991. 6. Energía Mini-Hidráulica [en línea]: RES & RUE D.[Consulta: 14 de Marzo 2007] http://www.cecu.es/campanas/medio%20ambiente/res&rue/htm/guia/minidraulica.htm 7. Gonzáles, V. Generación Autónoma o Paralela en Costa Rica. Universidad de Costa Rica, Ingeniería Eléctrica, 1994. 8. Harley, A. Micro-Hydro Design Manual: A Guide to Small-Scale Water Power Schemes. Intermediate technology Publications. London, UK, 2000. 9. Lara, E. Primera Versión de una Guía Para la Selección de Generadores y Equipos de Protección en Pequeñas Plantas Hidroeléctricas. Universidad de Costa Rica, Ingeniería Eléctrica, Proyecto de Graduación, 1993. 10. Manual de Pequeña Hidráulica [en línea]: European Small Hydropower Association. [Consulta: 10 de Abril 2007] http://ec.europa.eu/energy/library/hydro/manual2.pdf 11. Manuales sobre Energía Renovable: Hidráulica a Pequeña Escala. 1era ed. Biomass Users Network (BUN-CA), San José, Costa Rica, 2002.

101

102 12. Muguerza, D. Micro-Centrales Hidroeléctricas [en línea]: [Consulta: 10 de Abril 2007] http://exa.unne.edu.ar/depar/areas/fisica/maestria/modulo2/microturbinas/apuntemch.pdf 13. Peña, L. et al. Regulación de frecuencia en una minihidroléctrica por carga lastre mediante un PC embebido [en línea]: AEDIE [Consulta: 30 de Marzo 2007] http://www.aedie.org/9CHLIE-paper-send/291-PE%D1A.pdf 14. Quesada, G. Programa para Diseño de Minicentrales en Computadora. Universidad de Costa Rica, Ingeniería Mecánica, Tesis de Licenciatura, 1989. 15. Rodríguez, D. Programa por Computadora para Análisis de Prefactibilidad de Minicentrales Hidroeléctricas dirigidas a la Generación Paralela. Universidad de Costa Rica, Ingeniería Mecánica, Tesis de Licenciatura, 1991. 16. Sancho, S. Introducción al Estudio de una Central Hidroeléctrica de Baja Caída. Universidad de Costa Rica, Ingeniería Eléctrica, 1994. 17. Suárez, C. Cálculos y Diseños Hidráulico-Estructurales en Minicentrales HidroEnergéticas [en línea]: UNESCO [Consulta: 30 de Marzo 2007] http://unesco.org.uy/phi/libros/microcentrales/csuarez.html 18. Turbinas Hidráulicas [en línea]: Universidad de Navarra [Consulta: 30 de Marzo 2007] http://www1.ceit.es/Asignaturas/Ecologia/NotTecnicas/ENERHIDROEL/th.htm 19. Valverde, J. Minicentrales Hidroeléctricas: Costarricense de Electricidad, Costa Rica, 1981.

Evaluación

preliminar.

Instituto

APÉNDICES

103

104

APÉNDICE A: Características de distintos equipos. PRODUCTOS Y PRECIOS DE 3HC - PERÚ

Los modelos ofrecidos incluyen: turbina hidráulica tipo Michell Banki, generador eléctrico, tablero de control y regulador automático de velocidad. MODELO: R125: Utiliza generador asíncrono 3600 rpm, 60 Hz, 220V. Potencia: 0.5 a 5 kW. Altura: 10 a 35 m. Caudal: 5 a 20 litros/seg. MODELO: R125 Potencia

Costo US$

1 kW

2100

2 kW

2500

3 kW

3300

5 kW

5400

MODELO: R189: Utiliza generador sincrónico 1800 rpm, 60 Hz, 220V. Potencia: 6 a 20 kW. Altura: 10 a 80 m. Caudal: 5 a 350 litros/seg. Potencia

Costo US$

6 kW

9000

10 kW

11800

15 kW

13600

20 kW

16600

MODELO: R313: Utiliza generador sincrónico 1800 rpm, 60 Hz, 220V. Potencia: 20 a 100 kW. Altura: 20 a 220 m. Caudal: 20 a 700 litros/seg. Potencia

Costo US$

30 kW

23500

40 kW

28600

50 kW

33200

60 kW

39000

80 kW

43500

100 kW

51200

105 PRODUCTOS Y PRECIOS DE APROTEC – COLOMBIA

Potencia

Precio en moneda colombiana

2-5 kW 5-10 kW 10-15 kW 15-20 kW 20-30 kW 30-40 kW 40-50 kW 50-60 kW

$ 13.290.000 $ 21.480.000 $ 25.210.000 $ 30.110.000 $ 41.110.000 $ 48.300.000 $ 57.080.000 $ 63.210.000

Donde 1U$ = $2000

Los equipos están compuestos por Turbina (Pelton o Michell Banki by Aprotec), Generador Sincrónico Stamford, Regulador Electrónico de Carga Ingetronix-Aprotec, Balastro de Carga secundaria y accesorios para acople a tubería de carga. Los reguladores son electrónicos que siguen el diseño de disipación de carga secundaria vía un conjunto de resistencia (kantal o ferroniquel) que disipan al aire. Su sensibilidad permite asumir variaciones de carga del 100% en 2 segundos. Para variaciones entre el 50 y el 90% en 1 segundo, y entre el 5 y el 50% en 1/2 segundo.

106 PRODUCTOS Y PRECIOS DE POWEPAL - CANADÁ Modelos MHG-200LH, MHG-500LH y MHG-1000LH: los modelos incluyen microturbina, alternador y regulador de frecuencia. La tensión es 120V o 240V. MHG-200LH

MHG-500LH

Altura

MHG-1000LH

1.5 m

Caudal

35 l/s

70 l/s

130 l/s

Potencia

200W

500W

1000W

Precio US$

$180

$350

$590

Modelos MHG-200HH y MHG-500HH: los modelos incluyen turbina tipo Turgo, alternador y regulador electrónico de carga (ELC). La tensión es 120V o 240V. MHG-200HH

MHG-500HH

Altura

5m

6m

7m

9m

11m

Caudal

6.3 l/sec

6.4 l/sec

7.4 l/sec

8.4 l/sec

9.1 l/sec

Potencia

160W

200W

275W

390W

520W

Precio US$

$195

$370

Modelo MHG-T2: incluye turbina tipo Turgo de una tobera, generador sincrónico de montaje vertical y regulador electrónico de carga (ELC). La tensión es 240V. MHG-T2 Altura (m)

14 - 20

16 - 20

24 - 40

24 - 40

24 - 40

Caudal (l/s)

13 - 18.5

18 - 23

8 - 13

13 - 22

18 - 30

Potencia

1.5 kW

2 kW

2 kW

3 kW

4 kW

Precio US$

$1520

$1635

$1685

$1910

$2465

107 Modelo MHG-T5: incluye turbina tipo Turgo de dos toberas, generador sincrónico de montaje horizontal y regulador electrónico de carga (ELC). La tensión es 240V. MHG-T5 Altura (m)

11 - 20

14 - 20

16 - 20

Caudal (l/s)

15 - 28

26 - 37

37 - 46

Potencia

2 kW

3 kW

4 kW

Precio US$

$1805

$2025

$2590

Modelos MHG-T8 y MHG-T16: los modelos incluyen turbina tipo Turgo de una o dos toberas, generador sincrónico y regulador electrónico de carga (ELC). La tensión es 240V. MHG-T8 Altura (m)

24

26

28

30

32

34

Caudal (l/s)

33.3

34.6

36

37.2

38.4

39.6

Salida Turbina (kW)

5.9

6.6

7.4

8.2

9.0

10.0

Salida Generador (kW)

4.7

5.3

5.9

6.6

7.2

8.0

MHG-T16 Altura (m)

24

26

28

30

32

34

Caudal (l/s)

66.6

69.2

72.0

74.4

76.8

79.2

Salida Turbina (kW)

11.8

13.2

14.8

16.4

18.0

20.0

Salida Generador (kW)

9.4

10.6

11.8

13.1

14.4

16.0

Los precios de estos modelos únicamente se obtienen solicitando una cotización para un determinado proyecto.

108 PRODUCTOS Y PRECIOS DE SAVOIA GENERATORS ARGENTINA

Sus modelos incluyen turbina de impulso, alternador sincrónico de imán permanente a 240V o 120V, y regulador de tensión automático para 50 o 60hz.

Modelo

Caída (m)

Caudal 3 (m /s)

Potencia (kW)

Precio US$

XJ14-0.2DCT4-Z

10 - 14

0.003-0.004

0,2

384

XJ14-0.3DCT4-Z

12 - 14

0.003-0.005

0,3

445

XJ18-0.5DCT4-Z

12 - 18

0.005-0.007

0,5

640

XJ18-0.75DCT4-Z

14 - 18

0.005-0.008

0,75

855

XJ22-1.1DCT4-Z

16 - 22

0.008-0.010

1,1

1.245

XJ15-1.1DCT4-Z

15

0.010-0.015

1,1

1.425

XJ25-1.5DCT4-Z

18 - 25

0.008-0.011

1,5

1.638

XJ15-1.5DCT4-Z

15

0.015-0.018

1,5

1.815

XJ25-3.0DCT4-Z

20 - 30

0.015-0.019

3

2.565

XJ20-3.0DCT4-Z

18-20

0.018-0.030

3

2.670

XJ30-6.0DCT4-Z

28 - 35

0.030-0.038

6

4.800

XJ28-6.0DCT6-Z

18 - 20

0.038-0.050

6

5.700

XJ30-10DCT4-Z

30 - 38

0.040-0.050

10

8.730

XJ25-10DCT4-Z

25 - 30

0.050-0.068

10

9.750

XJ30-15SCT4/6-Z

30 - 40

0.060-0.070

15

11.040

XJ30-20STC4/6-Z

30 - 45

0.060-0.080

20

14.250

XJ30-25STC4/6-Z

30 - 45

0.070-0.100

25

18.075

XJ38-30SCT4/6-Z

30 - 45

0.090-0.120

30

21.675

109 PRODUCTOS Y PRECIOS DE ENERGY SYSTEMS & DESING - CANADÁ Modelo Stream Engine: emplea una microturbina tipo turgo y un alternador de imanes permanentes con capacidad de 1 kW, boquillas universales que se pueden adaptar de 3 mm a 25 mm y un multímetro digital. Trabaja para caídas de 2 metros a más de 100 metros. Stream Engine (SE) 1 Boquilla

$2345

2 Boquillas

$2495

4 Boquillas

$2795

Modelo LH 1000: usa el mismo alternador que el modelo Stream Engine, sin embargo la turbina es una hélice para bajas caídas. Trabaja para caídas de 0.5 metros a 3 metros, y su potencia es de 1 kW. Low Head Propeller Turbine (LH1000) LH1000 con la tubería

$2625

Opción Alto Voltaje

$275 extra

Opción Alta Corriente

$275 extra

Modelo Water Baby: emplea una microturbina tipo turgo y un alternador de imanes permanentes con capacidad de 250 W. Trabaja para caídas de 30 metros y caudales muy pequeños de 0.18 l/s a 1.5 l/s. Water Baby Baby Generador, 1 Boquilla (12/24V)

$1945

Boquillas Extra

$150 c/u

Opción Alto Voltaje 120V

$150 extra

110 PRODUCTOS Y PRECIOS DE RAINBOW POWER COMPANY Modelo HYD-060 Stream Engine: emplea una microturbina tipo Turgo y un alternador de imanes permanentes con capacidad de 1900 W. Precio: US$ 3300. Modelo HYD-200 Micro Hydro Pelton: emplea una microturbina tipo Pelton y un alternador de imanes permanentes con capacidad de 300 W. Genera corriente directa a 12V o 24V Precio: US$ 3300. Modelo HYD-T01 Tamar Turgo Hydro: emplea una microturbina tipo Turgo y un alternador de imanes permanentes con capacidad de 400 W. Genera corriente directa a 24V Precio: US$ 3500.

PRODUCTOS DE IREM (ECOWATT) - ITALIA

Modelo AC 2: Turbina Pelton con distribuidor de 6 inyectores, Generador Sincrónico monofásico autoexcitado, sin escobillas, 2 polos, 230V, 50 Hz. Regulador electrónico de cargas, protecciones y tablero de control. Potencias de 0.5 a 3 kW.

Modelo AC 4-38: Turbina Pelton con distribuidor de 6 inyectores y 3 válvulas de regulación, Generador Sincrónico trifásico autoexcitado, sin escobillas, 4 polos, 400/230V, 50/60 Hz. Regulador electrónico de cargas, protecciones y tablero de control. Potencias de 1 a 15 kW.

111

Modelo AC 4-75: Turbina Pelton con distribuidor de 6 inyectores y 4 válvulas de regulación, Generador Sincrónico trifásico autoexcitado, sin escobillas, 4 polos, 400/230V, 50/60 Hz. Regulador electrónico de cargas, protecciones y tablero de control. Potencias de 2 a 80 kW.

Modelo AS 4: Turbina Pelton o Michell-Banki con control de caudal, Generador Asíncrono trifásico, 4 polos, 400/230V, 50/60 Hz. Regulador electrónico de cargas, protecciones y tablero de control. Posibilidad de conexión a la red.

Modelo AC 4-FI: Turbina Michell-Banki, Generador Sincrónico trifásico autoexcitado, sin escobillas, 4 polos, 400/230V, 50/60 Hz. Regulador electrónico de cargas, protecciones y tablero de control. Potencias de 1 a 80 kW.

112 PRODUCTOS DE THEE – FRANCIA

Turbinas Kaplan de 4 palas: incluye turbina, valvula de cierre, regulación de las palas a la parada y generador sincrónico. Saltos de 2 a 18 metros y caudales de 0.4 a 1.1 m3/s. Potencias de 5 a 30 kW.

Turbinas Francis: concepción semi-estándar que permite la adaptación a las características específicas de cada instalación. Eje vertical u horizontal. Características: rodete en cobre-aluminio, cierre de directrices por contrapeso, funcionamiento mediante grupo hidráulico. Incluye generador sincrónico. Saltos de 15 a 80 metros y caudales de 0.2 a 2 m3/s. Potencias de 20 a 400 kW.

Turbinas Pelton: concepción semi-estándar que permite la adaptación a las características específicas de cada instalación. Eje vertical u horizontal. Características: de 1 a 4 inyectores, rodete en cobre-aluminio, cierre de inyectores por resortes, funcionamiento mediante grupo hidráulico. Incluye generador asíncrono. Saltos de 80 a 350 metros y caudales de 0.05 a 0.5 m3/s. Potencias de 50 a 400 kW.

113 PRODUCTOS DE HYDRO ENGINEERING - RUMANIA Microturbina Banki: diámetro de la tubería 250 mm, alturas de 4 a 40 metros, caudales de 0.075 a 0.24 m3/s. Potencias de 1.9 a 50 kW. Incluye generador sincrónico 220/380V a 50 Hz acoplando a través de fajas.

Microturbina Pelton: diámetro de la tubería 350, 400, 475 o 550 mm, 1 o 2 inyectores, alturas de 35 a 125 metros, caudales de 0.01 a 0.12 m3/s. Potencias de 10 a 100 kW.

Microturbina Francis: montaje horizontal o vertical, alturas de 7 a 45 metros, caudales de 0.1 a 0.4 m3/s. Potencias de 10 a 100 kW.

114 MODELOS Y PRECIOS DE GENERADORES MARATHON

Sincrónico Monofásico, 120/240V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido, Factor de potencia 0.8, 4 terminales de conexión, autoexcitado.

kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise Modelo

281PSL1511 281PSL1512 281PSL1513 282.PSL1514 282CSL1515 283PSL1516 284CSL1517 284CSL1518 361PSL1611 361PSL1612 361PSL1613 362PSL1615 363PSL1617 431PSL6222 431PSL6224 431PSL6226 432PSL6228 331RSA/B3002 332RSA/B3004 333RSA/B3006 333RSA/B3008 334RSA/B3010 335RSA/B3012 335RSA/B3014 336RSA/B3016 331CSA/B3018 332CSA/B3020 332CSA/B3024 334CSA/B3027 334CSA/B3028

Peso (lbs)

200 206 216 236 250 279 349 398 513 578 626 779 929 1070 1280 1600 1720 120 130 180 190 210 225 280 320 125 143 192 214 214

Continuous

Stand-By

NEMA B

NEMA F

NEMA H

NEMA F

NEMA H

80C R/R

105C R/R 125C R/R

130C R/R

150C R/R

4.2 5.1 7 8.5 12 14 21 18 30 36 47 60 66 73 100 110 155 6 7 9.5 10 13.5 17 20 24 5 7 10 13 14.5

4.4 5.3 7.5 9 13 15 22 20 32 40 50 65 70 78 110 115 170 0 0 0 0 14 0 0 0 0 0 0 0 0

3.6 4.2 6 7 10 11 16.5 14 22 28 38 48 50 60 80 85 125 5 6 8 9 12 15.5 16.5 21 4 6 9 10 11.5

4 4.8 6.6 7.7 11 12.5 19 16 26 33 43 54 58 68 90 100 145 5.5 6.5 9 10 13 16.5 19 23 4.5 6.5 10 11.5 13

4.2 5.1 7 8.4 12 14 21 18 29 36 47 59 66 73 100 110 155 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Precio US$

$1,805 $1,920 $2,070 $2,175 $2,225 $2,500 $2,805 $3,025 $3,610 $3,875 $4,220 $4,485 $5,205 $6,095 $6,760 $7,480 $7,975 $2,365 $2,570 $2,700 $2,760 $2,925 $2,990 $3,320 $3,570 $1,890 $2,050 $2,215 $2,450 $2,500

115

Sincrónico Monofásico, 120/240V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido, Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.

kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise Modelo

281PSL1500 281PSL1501 281PSL1502 282.PSL1503 282CSL1504 282CSL1505 283CSL1506 283CSL1507 284CSL1508 284CSL1542 361PSL1600 361PSL1601 361PSL1602 362PSL1604 362PSL1606 363PSL1607 431PSL6202 431PSL6204 431PSL6206 431PSL6208 432PSL6210 432PSL6212 433PSL6216 433PSL6220 431RSL4005 431RSL4007 432RSL4009 432RSL4011 432RSL4013 432RSL4015

Peso (lbs)

205 210 220 240 250 275 310 350 405 420 518 569 620 706 796 943 1220 1310 1415 1455 1685 1760 2235 2245 1280 1370 1550 1570 1600 1810

Continuous

Stand-By

NEMA B

NEMA F

NEMA H

NEMA F

NEMA H

80C R/R

105C R/R

125C R/R

130C R/R

150C R/R

3.2 4 5.2 7 8.7 11 13.5 15.5 20 20 25 30 35 41 49 60 77 85 105 105 125 125 150 150 72 82 103 106 98 115

3.6 4.5 6 7.8 9.5 12 15 17 22 23 28 33 40 47 55 66 90 100 120 120 147 147 175 175 82 97 122 122 116 138

3.8 4.8 6.2 8.1 10 13 16 18 24 24 30 35 42 50 59 72 95 106 130 130 158 158 190 190 87 103 129 127 123 143

3.8 4.8 6.3 8.2 10 13 16 18 25 24 30 35 42 51 60 73 96 107 132 132 161 161 193 193 88 103 129 127 123 147

4 5 6.6 8.5 11 14 17 20 26 27 32 37 45 54 64 78 100 110 135 136 165 165 200 200 91 109 136 138 129 150

Precio US$

$1,880 $1,965 $2,050 $2,160 $2,270 $2,440 $2,715 $2,935 $3,210 $3,325 $3,375 $3,655 $4,155 $4,485 $5,150 $5,540 $6,260 $6,870 $7,590 $8,030 $8,475 $9,580 $10,745 $11,410 $7,195 $7,530 $7,975 $8,365 $8,585 $9,195

116

Sincrónico Trifásico, 240/480V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido, Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado. kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise Modelo

281PSL1500 281PSL1501 281PSL1502 282.PSL1503 282CSL1504 282CSL1505 283CSL1506 283CSL1507 284CSL1508 284CSL1542 285PSL1700 286PSL1701 287PSL1702 361PSL1600 361PSL1601 361PSL1602 362PSL1604 362PSL1606 363PSL1607

Peso (lbs)

205 210 220 240 250 275 310 350 405 420 480 600 670 518 569 620 706 796 943

Continuous NEMA B 80C R/R 5.4 6.7 9.5 11.5 15 20 22 27 30 34 38 44 50 40 49 58 75 80 110

NEMA F 105C R/R 6 7.5 10.5 13.5 17.5 22 26 31 36 40 43 52 58 45 55 65 84 96 125

Stand-By NEMA H 125C R/R 6.5 8.1 11 14.5 18 24 28 33 40 43 45 58 62 48 60 70 90 105 135

NEMA F 130C R/R 6.6 8.2 11 15 18 24 28 33 40 43 45 58 62 48 60 70 90 105 135

NEMA H 150C R/R 7 8.7 12 15.5 19 25 30 35 42 46 50 62 67 50 65 76 95 113 150

Precio US$

$1,880 $1,965 $2,050 $2,160 $2,270 $2,440 $2,715 $2,935 $3,210 $3,325 $3,375 $3,655 $4,155 $3,375 $3,655 $4,155 $4,485 $5,150 $5,540

117 Sincrónico Trifásico, 208/416V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido, Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.

Modelo

Peso (lbs)

281PSL1500 281PSL1501 281PSL1502 282.PSL1503 282CSL1504 282CSL1505 283CSL1506 283CSL1507 284CSL1508 361PSL1600 361PSL1601 361PSL1602 362PSL1604 362PSL1606 363PSL1607

205 210 220 240 250 275 310 350 405 518 569 620 706 796 943

kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise Continuous Stand-By NEMA B NEMA F NEMA H NEMA F NEMA H 80C R/R 105C R/R 125C R/R 130C R/R 150C R/R 5.8 6.4 6.9 7 7.4 7.2 8 8.6 8.7 9.2 9 10 10.5 10.5 11 11 12.5 13 13.5 14 13.5 16 17 17 17.5 19 21 22 22 23 20 24 26 26 27 24 27 30 30 32 30 35 38 38 40 35 40 42 42 45 45 50 55 55 58 53 60 65 65 68 65 72 80 80 85 80 90 100 100 105 100 110 125 125 135

Precio US$ $1,880 $1,965 $2,050 $2,160 $2,270 $2,440 $2,715 $2,935 $3,210 $3,375 $3,655 $4,155 $4,485 $5,150 $5,540

Sincrónico Trifásico, 220/440V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido, Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.

Modelo

Peso (lbs)

281PSL1500 281PSL1501 281PSL1502 282.PSL1503 282CSL1504 282CSL1505 283CSL1506 283CSL1507 284CSL1508 361PSL1600 361PSL1601 361PSL1602 362PSL1604 362PSL1606 363PSL1607

205 210 220 240 250 275 310 350 405 518 569 620 706 796 943

kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise Continuous Stand-By NEMA B NEMA F NEMA H NEMA F NEMA H 80C R/R 105C R/R 125C R/R 130C R/R 150C R/R 5.8 6.4 6.9 7 7.4 7.2 8 8.6 8.7 9.2 9.2 10 11 11 11.5 11.5 13.5 14.5 15 15 14 16.5 17.5 17.5 18.5 19 21 23 23 24 21 25 27 27 28 25 28 31 31 33 30 35 39 39 41 37 42 45 45 47 48 53 58 58 61 56 63 68 68 71 68 76 84 84 89 82 92 102 102 107 105 115 130 130 140

Precio US$ $1,880 $1,965 $2,050 $2,160 $2,270 $2,440 $2,715 $2,935 $3,210 $3,375 $3,655 $4,155 $4,485 $5,150 $5,540

118

Sincrónico Trifásico, 190/380V, 4 polos, 1800 rpm, 60 Hz, AVR incluido, Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.

Modelo

Peso (lbs)

281PSL1500 281PSL1501 281PSL1502 282.PSL1503 282CSL1504 282CSL1505 283CSL1506 283CSL1507 284CSL1508 284CSL1542 361PSL1600 361PSL1601 361PSL1602 362PSL1604 362PSL1606 363PSL1607

205 210 220 240 250 275 310 350 405 420 518 569 620 706 796 943

kW @ .8 PF @ Designated NEMA Rise Continuous Stand-By NEMA B NEMA F NEMA H NEMA F NEMA H 80C R/R 105C R/R 125C R/R 130C R/R 150C R/R 5.8 6.4 6.9 7 7.4 7.2 8 8.6 8.7 9.2 8 9 9.6 10 10 10 11.5 12.5 12.5 13 12 14.5 15.5 15.5 16 17.5 19 20 20 21 18 22 23 23 24 22 25 27 27 29 27 32 35 35 36 29 33 36 36 38 32 36 38 38 41 41 45 50 50 52 48 55 60 60 62 60 65 72 72 77 72 81 90 90 95 90 100 115 115 125

Precio US$ $1,880 $1,965 $2,050 $2,160 $2,270 $2,440 $2,715 $2,935 $3,210 $3,325 $3,375 $3,655 $4,155 $4,485 $5,150 $5,540

Sincrónico Monofásico, 240/120V, 6 polos, 1200 rpm, 60 Hz, AVR incluido, 12 terminales de conexión, autoexcitado.

kW Modelo

Peso (lbs)

0.8 PF NEMA B

1.0 PF

NEMA F

NEMA B

NEMA B

Precio US$

Continuous Continuous Continuous Continuous 80C R/R

105C R/R

80C R/R

105C R/R

361SSL0105

580

12

13

15

16

$5,305

361SSL0107

605

16

17

20

22

$5,650

361SSL0108

685

22

23

27

29

$6,615

441SSL0109

885

30

34

38

43

$6,850

441SSL0110 441SSL0111

970 1035

36 42

40 45

45 53

50 56

$7,645 $8,445

441SSL0112

1185

50

52

62

65

$9,705

119

Sincrónico Trifásico, 240/480V, 6 polos, 1200 rpm, 60 Hz, AVR incluido, Factor de potencia 0.8, 12 terminales de conexión, autoexcitado.

kW Modelo

361SSL0105 361SSL0107 361SSL0108 441SSL0109 441SSL0110 441SSL0111 441SSL0112

Peso (lbs)

580 605 685 885 970 1035 1185

0.8 PF NEMA B NEMA F Continuous Continuous 80C R/R 105C R/R 21 32 42 55 67 75 103

23 35 45 61 75 81 112

Precio US$

$5,305 $5,650 $6,615 $6,850 $7,645 $8,445 $9,705

120 MODELOS Y PRECIOS GENERADORES DISTRIBUIDOS POR MACFARLANE LEROY SOMER ALTERNATORS: bajo voltaje, 4 polos, doble cojinete, autoexcitado, aislamiento clase H. 13 kVA 15 kVA 20 kVA 25 kVA 30 kVA 38 kVA 50 kVA 63 kVA 80 kVA 94 kVA 113 kVA

LSG21 LSG22 LSG23 LSG24 LSG25 LSG26 LSG27 LSG28 LSG31 LSG32 LSG33

10KW 12KW 16KW 20KW 24KW 30KW 40KW 50KW 64KW 75KW 90KW

$1,980.00 $2,070.00 $2,580.00 $2,700.00 $2,930.00 $3,480.00 $3,680.00 $4,130.00 $4,730.00 $5,180.00 $5,430.00

STAMFORD ALTERNATORS: sin escobillas, 4 polos, trifásico, doble cojinetes. 8 kVA 11 kVA 14 kVA 16 kVA 23 kVA 28 kVA 31 kVA 38 kVA 40 kVA 43 kVA 50 kVA 60 kVA 73 kVA 85 kVA 100 kVA 15 kVA 20 kVA 23 kVA 35 kVA 40 kVA 48 kVA 58 kVA 65 kVA 78 kVA 88 kVA 113 kVA

BCI164A BCI164B BCI164C BCI164D BCI184E BCI184F BCI184G BCI184H BCI184J UCI224C UCI224D UCI224E UCI224F UCI224G UCI274C BCM184E BCM184F BCM184G UCM224C UCM224D UCM224E UCM224F UCM224G UCM274C UCM274D UCM274E

SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 6, INDUSTRIAL SERIES 4, INDUSTRIAL SERIES 4, INDUSTRIAL SERIES 4, INDUSTRIAL SERIES 4, INDUSTRIAL SERIES 4, INDUSTRIAL SERIES 4, INDUSTRIAL CURRENT FORCING, MARINE CURRENT FORCING, MARINE CURRENT FORCING, MARINE SERIES 3, MARINE SERIES 3, MARINE SERIES 3, MARINE SERIES 3, MARINE SERIES 3, MARINE SERIES 3, MARINE SERIES 3, MARINE SERIES 3, MARINE

$2,087.00 $2,229.00 $2,340.00 $2,496.00 $2,809.00 $3,250.00 $3,539.00 $3,267.00 $3,726.00 $4,454.00 $4,664.00 $4,829.00 $5,237.00 $5,928.00 $6,474.00 $2,841.00 $3,280.00 $3,568.00 $5,337.00 $5,547.00 $5,712.00 $6,120.00 $6,811.00 $7,357.00 $7,485.00 $8,440.00

121

MARKON ALTERNATORS: sin escobillas, 2 polos, monofásico, doble cojinetes. 3 kVA 4 kVA 4 kVA 5 kVA 5 kVA 6 kVA 7 kVA

SL105A SL105B SL105C SL105D SL105E SL105F SL105G

3/4" Taper, 2.7kW, 5hp, 18.5kg 7/8" Taper, 3.5kW, 6.7hp, 20kg 7/8" Taper, 4kW, 7.1hp, 21.5kg 7/8" Taper, 4.5kW, 7.9hp, 24kg 7/8" Taper, 5kW, 8.6hp, 25kg 7/8" Taper, 6kW, 9.9hp, 27kg 7/8" Taper, 7kW, 11.6hp, 29kg

$470.00 $495.00 $520.00 $535.00 $555.00 $610.00 $670.00

122

APÉNDICE B: Fabricantes y distribuidores internacionales. Turbinas para micro centrales hidroeléctricas:



Canadian Hydro Components (Fabricante Canadá) http://www.canadianhydro.com Tipo de Equipo: Turbinas Kaplan y Francis de 50 kW a 15 MW.



Canyon Hydro (Fabricante en Estados Unidos) http://www.canyonhydro.com Tipo de Equipo: Turbinas y Generadores para MCH.



Dependable Turbines (Fabricante en Canadá) http://www.dtlhydro.com Tipo de Equipo: Turbinas para Micro y Mini Centrales Hidroeléctricas.



Gugler Water Turbines (Fabricante en Austria) http://www.gugler.com Tipo de Equipo: Turbinas para Micro-Centrales de 5 a 50 KW.



Hydro Engineering (Fabricante en Rumania) http://www.hydrorom.com Tipo de Equipo: Turbinas Banki de 2 a 50 kW, Pelton y Francis de 10 a 100 kW.



Jyoti (Fabricante en India) http://www.jyoti.com Tipo de Equipo: Turbinas y Generadores.



Koessler (Fabricante en Alemania) http://www.koessler.com Tipo de Equipo: Turbinas.



Mackellar Engineering (Fabricante en Escocia) http://www.mackellars.co.uk Tipo de Equipo: Turbinas.



Ossberger (Fabricante en Alemania) http://www.ossberger.de Tipo de Equipo: Turbinas.



THEE (Fabricante en Francia) http://thee.free.fr Tipo de Equipo: Turbinas de 5 a 400 kW de tipo Kaplan, Francis y Pelton



Toshiba (Fabricante en Japón) http://www.toshiba.co Tipo de Equipo: Turbinas, Generadores y Sistemas de control.



UCM Resita S.A. (Fabricante en Rumania) http://www.ucmr.com/ Tipo de Equipo: Turbinas.



Wasserkraft Volk AG – WKV AG (Alemania) http://www.wkv-ag.com Tipo de Equipo: Turbinas.

123 Generadores para micro centrales hidroeléctricas:



Ideal Electric (Fabricante en Estados Unidos) http://www.idealelectricco.com Tipo de Equipo: Generadores de altas potencias.



Inertialess Drive - Nomad http://www.inertialessdrive.co.nz/nomad.htm Tipo de Equipo: Generadores de 125 a 2200 W.



Newage AVK SEG Group http://www.newage-avkseg.com Tipo de Equipo: Distribuidor en Estados Unidos de generadores de las marcas Markon, Stamford y AVK.



Macfarlane Generators http://www.macgen.com Tipo de Equipo: Distribuidor en Estados Unidos de generadores sincrónicos de las marcas Leroy Somer, Markon y Stamford.



Marelli Motori (Fabricante en Italia) http://www.marellimotori.com Tipo de Equipo: Generadores asíncronos de potencias de 55 kW a 1 MW, de 4 a 14 polos, en bajo voltaje. Y sincrónicos de potencias de 300 kW a 3.7 MW, de 4 a 18 polos.



Marathon (Fabricante en Estados Unidos) http://www.marathonelectric.com Tipo de Equipo: Generadores sincrónicos desde 5 kW hasta 4 MW, monofásicos y trifásicos de bajo y medio voltaje.



Markon (Fabricante en Estados Unidos) Tipo de Equipo: Generadores sincrónicos monofásicos pequeños desde 0.6 kVA hasta 10 kVA, de bajo voltaje de 2 polos.



Siemens http://www.siemens.com Tipo de Equipo: Generadores y Protecciones.



Stamford (Fabricante en Estados Unidos) Tipo de Equipo: Generadores sincrónicos desde 5 kVA hasta 2000 kVA, monofásicos y trifásicos de bajo y medio voltaje, de 2, 4 y 6 polos.



TES (Fabricante en República Checa) http://www.tes.cz Tipo de Equipo: Generadores asíncronos y sincrónicos de potencias que van desde los 8 kW a los 5 MW, de 4 a 16 polos.



WEG (Fabricante en Brasil) http://www.weg.com.br Tipo de Equipo: Generadores sincrónicos, además de motores, protecciones y transformadores.

124 Protecciones para generadores:



Basler Electric (Fabricante en Canadá) http://www.basler.com Tipo de Equipo: Sistemas completos de protección para Generadores Pequeños que incorporan simultáneamente en una misma unidad un gran número de funciones de protección. Pero además fabrican también relés de protección individuales.



Beckwith Electric (Fabricante en Estados Unidos) http://www.beckwithelectric.com Tipo de Equipo: Sistemas completos de protección para Generadores Pequeños que incorporan simultáneamente en una misma unidad un gran número de funciones de protección.



RFL Electronics Inc. (Fabricante en Estados Unidos) http://www.rflelect.com



Schweitzer Engineering Laboratories http://www.selinc.com



Team Arteche (Fabricante en España) http://www.teamarteche.com Tipo de Equipo: Sistemas completos de protección para Generadores Pequeños que incorporan simultáneamente en una misma unidad un gran número de funciones de protección.

Sistema de control para generadores:



Arga Controls (Fabricante en Estados Unidos) http://www.argacontrols.com Tipo de Equipo: Sistemas de Control y Protecciones para Generadores.



Cox y Cia Ltda. Ingenieros (Fabricante en Chile) Tipo de Equipo: Sistemas de regulación de frecuencia mediante ELC para generadores monofásicos y trifásicos de potencias menores a los 100 kW.



Governor Control Systems Inc http://www.govconsys.com Tipo de Equipo: Distribuidor en Estados Unidos de Sistemas de Control y Protecciones.



Retrace Electronics http://www.retraceelectronics.com Tipo de Equipo: Sistemas de control.



Thomson and Howe Energy Systems – T.H.E.S. (Fabricante Canadá) http://www.smallhydropower.com/thes.html Tipo de Equipo: Sistemas de Control ELC.



Woodward https://www.woodward.com Tipo de Equipo: Sistemas de Control y Protecciones.

125 Equipo electromecánico completo para una micro central hidroeléctrica:



3HC (Fabricante en Perú) http://www.turbinas3hc.com Características del Equipo: incluye turbina tipo Michell-Banki, Generador, tablero de control y regulador automático de velocidad. Las potencias van desde 1 a 150 kW.



Aprotec (Fabricante en Colombia) http://www.aprotec.com.co Características del Equipo: incluye turbina tipo Pelton o Michell-Banki, generador sincrónico de la marca Stamford, regulador electrónico de carga marca Ingetronix-Aprotec, balastro de carga secundaria y accesorios para acople a tubería de carga. Las potencias van desde 2 kW hasta 60 kW.



Bharat Heavy Electricals Limited (India) http://www.bhel.com Características del Equipo: equipo electromecánico para Mini Centrales Hidroeléctricas de 100 kW a 2 MW.



Energy Systems & Desing (Canadá) http://www.microhydropower.com Características del Equipo: modelos de capacidades muy bajas de 25W a 1000 W, incluyen turbina, alternador de imanes permanentes, regulador y convertidor a CA.



Garbitek (Fabricante en España) http://www.garbitek.com Características del Equipo: Microturbinas del tipo Pelton y Turgo, para potencias menores a 1.5 kW con generador de corriente continua incluido a 12 o 24V, destinados para cargar baterías.



GCZ Ingenieros SAC (Fabricante en Perú) http:// www.gczingenieros.com Características del Equipo: diseños específicos para proyectos, incluye turbina, generador, sistemas de control y protecciones.



Grupo Ingeteam (Fabricante en España) http://www.ingeteam.com Características del Equipo: equipo hidromecánico, turbinas y generadores sincrónicos para centrales hidroeléctricas. También Micro Centrales completas bajo la modalidad de llave en mano.



IREM – Ecowatt (Fabricante en Italia) http://www.irem.it Características del Equipo: los modelos incluyen turbina tipo Pelton o Michell-Banki, generador sincrónico o asíncrono con posibilidad de conexión a la red, regulador electrónico de cargas, protecciones y tablero de control. Con potencias de 0.5 a 80 kW.



Máquinas de Termofluidos Ltda - MTF (Fabricante en Chile) http://www.mtf.cl Características del Equipo: Dispone de varios modelos de turbinas Michell-Banki (rango 3 a 100 kW) y picoturbinas (rango 200 W a 5 kW), turbinas axiales y turbinas Pelton de alto

126 rendimiento. Además, de reguladores electrónicos de fabricación nacional e importada, generadores, tableros eléctricos y accesorios para armar unidades completas. •

PowerPal (Fabricante en Canadá) http://www.powerpal.com Características del Equipo: incluyen turbinas tipo Turgo, generadores sincrónicos o alternadores, reguladores electrónicos de carga y tubería (para bajas potencias). Las potencias van desde 200 W hasta 30 kW.



Rainbow Power Company http://www.rpc.com.au Características del Equipo: modelos de capacidades muy bajas de 300W y 400W corriente directa y 1900 W corriente alterna, incluyen microturbina y alternador de imanes permanentes. Suplen repuestos para sus modelos.



Saltos del Pirineo (Distribuidor en España) http://www.saltosdelpirineo.com Características del Equipo: distribuidor de equipos de las marcas IREM y THEE.



Savoia Generators (Distribuidor en Argentina) http://www.savoiapower.com Características del Equipo: distribuye equipo para picocentrales, así como para minicentrales de hasta 1 MW, incluyendo turbina, generador sincrónico sin escobillas o asincrónico, regulación electrónica por adaptación de caudal, por disipación de energía y/o volante de inercia y tablero de control.



Water Motor (Distribuidor en Bolivia) http://www.watermotor.net Características del Equipo: Microturbinas tipo Turgo de cuatro boquillas, de muy bajo costo.

Otros fabricantes:



ABB (Fabricante Mundial) http://www.abb.com Tipo de Equipo: Generadores, Sistemas de Control y Protecciones.



Baldor (Fabricante en Estados Unidos) http://www.baldor.com Tipo de Equipo: Todo tipo de Motores.



General Electric (Fabricante Mundial) http://www.geindustrial.com Tipo de Equipo: Generadores, Sistemas de Control y Protecciones.



Reliance Electric (Fabricante en Estados Unidos) http://www.reliance.com Tipo de Equipo: Motores.

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APÉNDICE C: Consultores y suplidores de equipo para MCH en Costa Rica. •

Arconsult S.A. (San Antonio de Escazú). Teléfono: 288-0945, Fax: 228-9890. E-mail: [email protected] Servicio: Asesoría y desarrollo de proyectos del tipo MCH. Suplidores de equipo de las casas alemanas Koessler y Ossberger, entre otras.



Centro de Transmisiones S.A. - CETRANSA (Uruca). Teléfono: 296-4343, Fax: 296-4545 Servicio: Distribuidor exclusivo de motores y generadores de la marca brasileña WEG.



ELMEC S.A. (Zapote). Teléfono: 253-0400. E-mail: [email protected] Servicio: Representante y distribuidor de equipos de las marcas ABB y Siemens.



Energías Renovales de Costa Rica (ENERCOS). Teléfono: 386-6559, Fax: 260-3641. E-mail: [email protected] Servicio: Asesoría y desarrollo de proyectos del tipo MCH.



Interdinámica (San Isidro de Coronado). http://www.interdinamic.com Servicio: Diseña, desarrolla y ejecuta proyectos de generación eléctrica del tipo doméstico e industrial mediante MCH.



Inti Tech Solar (Puerto Jiménez). http://www.intitechsolar.com Servicio: Diseño completo de sistemas solares e hidroeléctricos, venta de componentes, instalación, servicios, y mantenimiento.



Soluciones Industriales Electromecánicas S.A. – SIESA (Santana). http://www.siesacr.com Servicio: Venta de relés de protección individuales así como sistemas multifuncionales de protección que incluyen varias funciones. Dan soporte local y mantienen repuestos en bodegas. Distribuyen equipos de la marca Siemens.



Sistemas de Potencia de Centroamérica (San Francisco de Dos Ríos). Teléfono: 286-1010 Servicio: Asesoría y desarrollo de todo tipo de proyectos. Suplidores de equipo de distintas marcas como Basler, Beckwith Electric, General Electric, RFL Electronics, Seves y Team Arteche, entre otras.

ANEXOS

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ANEXO 1: Esquemas de protecciones exigidos por el ICE, para el productor privado.

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