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Estudio de factibilidad de una peque�a central hidroel�ctrica en un afluente del R�o Guayas - Ecuador

 

Feasibility study of a small hydroelectric plant on a tributary of the Guayas River - Ecuador

 

Estudo de viabilidade de uma pequena central hidrel�trica em um afluente do rio Guayas - Equador

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Correspondencia: jimmy.hurtadop@ug.edu.ec

 

 

Ciencias T�cnica y Aplicadas ���

Art�culo de Investigaci�n

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* Recibido: 23 de octubre de 2023 *Aceptado: 22 de noviembre de 2023 * Publicado: �14 de diciembre de 2023

 

1. Facultad de Ingenier�a industrial, Universidad de Guayaquil, Ecuador.
2. Facultad de Ingenier�a industrial, Universidad de Guayaquil, Ecuador.

Resumen

El estudio determina la viabilidad del aprovechamiento hidroel�ctrico de un afluente del R�o Guayas � Ecuador, a trav�s de una peque�a central hidroel�ctrica (PCH); Con base en la informaci�n hist�rica de las cuencas, se definieron el caudal t�cnico m�nimo y el caudal de mayor generaci�n el�ctrica, comparando dos tipos de turbinas: Francis y Turgo. En consecuencia, utilizando par�metros financieros se determin� el flujo de generaci�n �ptimo, que implica el mayor rendimiento econ�mico, por lo que se opt� por una turbina Francis con un flujo �ptimo de equipo de 5,2 m3/s; Bajo estas condiciones se realizaron an�lisis de p�rdidas de proceso, sensibilidad del proyecto, caracter�sticas de los elementos e impacto ambiental.

Palabras Clave: Hidroel�ctrica; Caudal �ptimo; Factibilidad t�cnica; Energ�a Renovable.

 

Abstract

The study determines the viability of the hydroelectric use of a tributary of the Guayas River - Ecuador, through a small hydroelectric power plant (PCH); Based on the historical information of the basins, the minimum technical flow and the flow of greatest electrical generation were defined, comparing two types of turbines: Francis and Turgo. Consequently, using financial parameters, the optimal generation flow was determined, which implies the highest economic performance, so a Francis turbine was chosen with an optimal equipment flow of 5.2 m3/s; Under these conditions, analyzes of process losses, project sensitivity, characteristics of the elements and environmental impact were carried out.

Keywords: Hydroelectric; Optimal flow rate; Technical feasibility; Renewable energy.

 

Resumo

O estudo determina a viabilidade do aproveitamento hidrel�trico de um afluente do Rio Guayas � Equador, por meio de uma Pequena Central Hidrel�trica (PCH); Com base nas informa��es hist�ricas das bacias, foram definidas a vaz�o t�cnica m�nima e a vaz�o de maior gera��o el�trica, comparando dois tipos de turbinas: Francis e Turgo. Consequentemente, utilizando par�metros financeiros, foi determinada a vaz�o �tima de gera��o, o que implica no maior desempenho econ�mico, portanto foi escolhida uma turbina Francis com vaz�o �tima do equipamento de 5,2 m3/s; Nessas condi��es foram realizadas an�lises de perdas de processo, sensibilidade do projeto, caracter�sticas dos elementos e impacto ambiental.

Palavras-chave: Hidrel�trica; Taxa de fluxo ideal; Viabilidade t�cnica; Energia renov�vel.

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Introducci�n

El ministerio de Ambiente y Transici�n Ecol�gica ha desarrollado varios estudios para realizar proyectos de aprovechamiento hidroel�ctrico con centrales hidroel�ctricas peque�as de la cuenca hidrogr�fica del r�o Guayas para mejorar la productividad en determinadas zonas [1]. Para las condiciones ecuatorianas se han analizado y propuesto alternativas en el contexto de la problem�tica energ�tica [2]�[4]

El objetivo del art�culo es determinar la viabilidad de utilizar energ�a de un tramo espec�fico, a trav�s de una cogeneraci�n, para suministrar energ�a el�ctrica a sectores cercanos. Analizar los aspectos t�cnicos y econ�micos de la implementaci�n del proyecto, limitando los resultados a una referencia de factibilidad y no a un ingeniero de detalle o estrategias de implementaci�n.

 

Materiales y m�todos

Empleando como referencia datos oficiales y estudios previos sobre el uso de la cuenca, se tiene un caudal promedio anual de 4,6 m3/s, cifra relacionada con estudios hist�ricos de los caudales de la cuenca [5]; de tal forma que este valor ser� el caudal de referencia del equipo (Q_eq), que permitir� posteriormente obtener el caudal m�nimo t�cnico (Q_mt), el cual depende de los tipos de turbina. Posteriormente, con base en las curvas de desempe�o de las turbinas para las caracter�sticas de la cuenca, se determina el caudal m�ximo de generaci�n el�ctrica (Q_eq-max); adem�s, se analizan conjuntamente las curvas de flujo de energ�a generada y de los equipos para determinar los equipos y dem�s infraestructura requeridos, utilizando manuales de instalaci�n de PCH [6] e informes especializados [7].

Con base en el flujo m�ximo de generaci�n el�ctrica se determina la factibilidad econ�mica, definiendo curvas de costos, precios de referencia, informaci�n de estudios similares [8]�[10]. Por otro lado, los gastos se refieren a la venta de energ�a el�ctrica al sistema [11]; de tal forma que el resultado sea el flujo con mayor rentabilidad econ�mica, definido como el flujo �ptimo del equipo (Q_eq-�tima).

Para el an�lisis econ�mico� se empelan los principales par�metros financieros: Taza de retorno � TIR, Valor Presente Neto � VAN e indicadores de prospectiva energ�tica [12]�[14];� El caudal �ptimo de equipamiento (Q_eq-�tima) determina el dimensionamiento de elementos de la Hidroel�ctrica y las p�rdidas t�cnicas, confirme� a las metodolog�as de estimaci�n disponibles e impactos ambientales [15].

 

Resultados y discusi�n

Salto bruto, salto �til y salto neto

Las referencias de salto bruto (H_b) son las elevaciones existentes em el reservorio �San Vicente�, implicando un salto bruto de 140 m. Para mantener m�rgenes de seguridad del embalse son descartados 20m, de forma que el salto �til (H_u) ser� de 120 m. No obstante, es definida una perdida m�xima de salto (h_p) de 4%, por lo tanto, el salto libre (H_n) ser� de 115,20 m.

Selecci�n de Turbinas y Curva de rendimiento

Las coordenadas de referencia em la Figura 1 son Hn =115,20 m e Qe = 4,6 m³/s; de forma que existen dos tipos de turbinas apropiadas: Francis e Turgo. En t�rminos estrictos, solamente la turbina Turgo cumplir�a las condiciones, pero la turbina Francis est� dentro de los l�mites para factibilidad [7], Por tanto el an�lisis comparativo considerar� estos� dos tipos de turbinas.

 

Gr�fico 1

Selecci�n de los tipos de turbina

 

Fuente. Adaptado do IDEA (2006)

 

 

El caudal m�nimo t�cnico (Q_mt) es proporcional al caudal de equipamiento (Q_eq), mediante el fator de proporcionalidad (k), de suerte que los caudales m�nimos t�cnicos son definidos para cada tipo de turbina [6].

 

Tabla 1

Caudales m�nimos t�cnicos

Los caudales m�nimos t�cnicos ser�n empleadas como referencia de l�mite inferior para la potencia instalada, es decir que la hidroel�ctrica no puede operar con caudales inferiores a los valores de la Tabla 1.

 

Curvas de rendimiento de turbinas

Las curvas polin�micas de rendimiento fueron definidas de forma que se pueda estimar la cantidad de total de energ�a generada para cada turbina. El criterio de aceptaci�n de las curvas es la ra�z cuadr�tica del error medio normalizado - NRMSE. El polinomio de grado cuatro para la aproximaci�n del rendimiento se expresa como:

���������� Eq. ( 1 )

Para el caso de la turbina Francis o NRMSE es 0,0038 unidades mientras que la turbina Turgo es 0,00124 unidades. Por lo tanto las curvas estimadas de rendimiento (Figura 2) son v�lidas para los c�lculos posteriores.

 

 

 

 

 

Figura 2

Curvas de rendimiento estimadas

 

 

Para cargas inferiores al 70%, las turbinas tienen diferente eficiencia, aunque entre el 70% y el 80% de carga muestran un comportamiento similar. Para cargas superiores al 90%, la eficiencia de las dos turbinas disminuye.

 

Curva de energ�a vs. Caudal de equipamiento

Considerando los rendimientos de cada turbina (η_Turb), y un rendimiento de equipo (ηeq) constante (generador, multiplicador, transformador), as� como el caudal de equipamiento (Q_eq) es definida a potencia instalada (P_inst) y energ�a anual generada em funci�n de caudal diario disponible E(Q_ei).�

 

������� Eq. ( 2 )

 

���� Eq.( 3 )

Donde

 

; ��� Eq.( 4 )

 

Los par�metros γ y un peso espec�fico del agua; dado que la hidroel�ctrica no debe operar con caudales (Q_i) inferiores al caudal m�nimo t�cnico (Q_mt) es definido el valor de q_i = 0 para esta condici�n, opuestamente para caudales superiores al caudal de equipamiento de (Q_eq) es definido por el valor de q_i = 1. De tal forma que son definidas las ecuaciones polin�micas que estiman el comportamiento de la curva E(Q_e) para las turbinas tipo Francis e Turgo.

 

Figura 3

Curva de energ�a generada vs Q_e

 

 

La Figura 3 muestra que para caudales inferiores a 4,6 m³/s las turbinas presentan producciones muy pr�ximas, sin embargo, para caudales superiores tienen comportamientos diferentes. De hecho, la turbina Francis tienen reducciones significativas em la generaci�n de energ�a para caudales superiores a 6 m³/s, por otro lado, las turbina Turgo tienen reducciones paulatinas en la generaci�n de energ�a el�ctrica con el aumento de caudal.

 

Tabla 2

Caudales de equipamiento m�ximo, energ�a generada y potencia instalada.

Conforme a la Tabla 2, la turbina m�s apropiada para las condiciones presentadas es la turbina Francis, implicando una generaci�n de 37,6 GWh por a�o; No obstante, tendr�a una menor potencia instalada que la turbina Turgo. De tal forma que no es descartada ninguna opci�n hasta los resultados �ptimos.

Selecci�n del caudal �ptimo

Existen dos alternativas de consumo de la energ�a el�ctrica generada: abastecimiento para localidades pr�ximas o abastecimiento al Sistema Nacional Interconectado, para ambos casos la tarifa de venda es 0,08 US$/kWh [16]. Para definir el caudal de equipamiento �ptimo para ambas turbinas, son empleado los costes relacionados a la ejecuci�n del proyecto, los costes de la instalaci�n e infraestructura, empleando metodolog�as de estimaciones de costos para Centrales hidroel�ctricas peque�as [6]� [17]. De tal forma, que para los dos tipos de turbina fueron estructuradas funciones objetivo Eq.(5), que permitan la mayor rentabilidad posible del proyecto; as� como, su relaci�n con una restricci�n t�cnica� Eq.(6), donde el caudal objetivo debe ser mayor que el caudal m�nimo t�cnico y menor que el caudal de equipamiento, obteniendo los valores de VAN e TIR.

 

���� ��� Eq.( 5 )

S.A.

 

����������������������������������� ��� Eq.( 6 )

 

Los par�metros financieros tienen las mismas tendencias para los dos tipos de turbinas (Figura 4), porque los ingresos y los costes de instalaci�n no distan significativamente entre estos.

 

Figura 4

Curvas TIR-VAN vs. Qe

No obstante, conforme a la Figura 4 despu�s de 6 m³/s a turbina Francis tiene mayores p�rdidas econ�micas em comparaci�n a la turbina Turgo. Adem�s de eso, existen dos condiciones �ptimas con diferentes: par�metros econ�micos, caudales de equipamiento y tipos de turbina. Un �ptimo se obtiene a un caudal de 5,2 m³/s para la turbina Francis implicando una VAN de 7,70 millones de US$, otro �ptimo es 4,7 m³/s para la turbina Turgo implicando una TIR de 29,9%. Para determinar la mejor opci�n fue realizado un an�lisis incremental, en el caso da turbina Francis la inversi�n adicional ser�a de US$ 519 millones, mientras que para la turbina Turgo es de US$ 504 millones, asumiendo una taza de descuento de 10%. Por lo tanto el caudal �ptimo (Q_eq-op) es 5,2 m³/s con una turbina Francis, es de resaltar que existir�a un mismo valor TIR para ambas turbinas, adem�s de un mayor VAN (Figura 4). Em los costes totales del proyecto existe una diferencia de US$ 230 millones entre los dos tipos de turbinas, la diferencia es m�s acentuada en los costes de implementaci�n, no obstante, la turbina seleccionada fue tipo Francis porque a pesar de tener un mayor nivel de inversi�n tiene una mayor rentabilidad.

 

An�lisis de p�rdidas y golpe de ariete

Considerando o salto libre (H_n) existir�a una disponibilidad 51.476 kWh por a�o, de tal forma que considerando las p�rfidas de largo plazo en el proceso de transformaci�n, implicar�a una eficiencia del 72%. La Figura 5 muestra que la principal perdida existe em el rendimiento de la turbina con 13% de la p�rdida en el proceso.

 

Figura 5

Balance de energ�a de la instalaci�n

 

 

Los rendimientos el�ctricos del transformador, generador y dem�s elementos fueron considerados como todo un sistema, con una eficiencia de 90%, implicando una p�rdida de 4.494 kWh por a�o. Mediante las estimaciones de p�rdidas de elementos geom�tricamente longitudinales, aplicando la ecuaci�n de Manning [17] e incluyendo los segmentos curvos existentes, implica una p�rdida de altura equivalente (h_pi) de 1,47m. Donde 94,55% es responsabilidad del conducto forzado debido a la fricci�n, de tal forma, que incluyendo el tramo curvo e dem�s elementos implica una p�rdida de 3.397 kWh por a�o.

 

Figura 6

Cierre lento de Micheaud en per�odo de 6 segundos

 

 

Con las caracter�sticas de equipamiento, em caso de existir un cierre r�pido implicar�a una presi�n de 252 t/m² durante 1,05 segundos (Figura 6), de forma que es apropiada la instalaci�n de una v�lvula de alivio.

 

An�lisis de sensibilidad

Fueron consideradas las variables que tienen impactos significativos em la factibilidad del proyecto; de tal forma que seg�n la Figura 7, los costes del proyecto tienen casi la mesma importancia que la tarifa el�ctrica para la venta de electricidad. Adem�s, los costes del proyectos son de mayor importancia que los impuestos del gobierno.

 

 

Figura 7

Sensibilidad del proyecto conforme a la TIR

 

 

Asumiendo una taza de descuento del 10%, el proyecto estar�a en los l�mites de factibilidad con una tarifa de $0,04/kWh, es decir que, asumiendo un precio de venda a la mitad de la tarifa actual, existir�a una factibilidad econ�mica. Del mismo modo, doblando los costes del proyecto existir�a una rentabilidad m�nima. Mientras que un incremento de los impuestos em 128% implicar�a los l�mites de la factibilidad.

 

An�lisis del impacto ambiental

Los impactos ambientales de las Centrales hidroel�ctrica peque�as son inferiores em comparaci�n a la gran hidroel�ctrica. No obstante, los impactos est�n relacionados con su entorno durante la ejecuci�n de la obra y posterior operaci�n [17]. De suerte que es predecible la erosi�n del suelo e impacto en los caudales naturales de r�os, como medida preventiva se propone la exploraci�n de un caudal ecol�gico; el proyecto est� localizado en un sector �rido, definido como bosque seco, sim duda existir�a impacto en la fauna y flora local, de tal forma que es recomendable la instalaci�n de escalera de pesces, cr�a de zonas alternativa para p�jaros y animales.

Las emisiones de CO₂ son m�nimas, de tal forma que es predecible una emisi�n de 170 Ton. de CO₂ por a�o, es decir 0,01 libras de CO₂ por kWh. Adicionalmente, considerando un an�lisis de ciclo de vida (LCA), implicar�a una emisi�n de 0,5 libras de CO₂ por kWh� [18] Las estimaciones son inferiores a 3 libras de CO₂ por kWh, tomando como referencia centrales el�ctricas a carb�n [19].�

Conclusiones

La propuesta de una peque�a central hidroel�ctrica em lar ibera del R�o Guayas, tiene factibilidad t�cnica y econ�mica, conforme a las condiciones presentadas, inicialmente la turbina tipo Francis estaba em los l�mites de idoneidad del proyecto. No obstante, conforme a los c�lculos la mejor opci�n es una turbina tipo Turgo.

Se estima una inversi�n de US$ 10 millones, as� como ingresos anuales de US$ 1.5 millones, implicando una TIR de 29,21% y una VAN de US$ 7.7 millones, relacionado a un retorno sobre la inversi�n de 8.5 a�os.

Seg�n el an�lisis de sensibilidad, el proyecto tendr�a una alta robustez, porque ser�a m�nimamente rentable ante una reducci�n significativamente de la tarifa el�ctrica, as� mismo, como ante un aumento significativo de los cotes do proyecto. Es recomendable realizar estudios de ingenier�a em detalle para obtener valores m�s exactos de los costes de instalaci�n, porque ambos casos de tipo de turbina se presentan valores �ptimos muy pr�ximos.

 

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� 2023 por los autores. Este art�culo es de acceso abierto y distribuido seg�n los t�rminos y condiciones de la licencia Creative Commons Atribuci�n-NoComercial-CompartirIgual 4.0 Internacional (CC BY-NC-SA 4.0)

(https://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/4.0/).