Estudio técnico preliminar para la ubicación de una central hidroeléctrica en la red de irrigación del municipio de Lens, en Suiza

Curso: 2023-2024 Directora: Serras Malillos, Paula Estudiante: Landin Solaun, Miguel María ESTUDIO TÉCNICO PRELIMINAR PARA LA UBICACIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA EN LA RED DE IRRIGACIÓN DEL MUNICIPIO DE LENS, EN SUIZA GRADO EN INGENIERÍA EN TECNOLOGÍA INDUSTRIAL TRABAJO FIN DE GRADO Fecha: 26/07/2024 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 2 | P á g i n a Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 3 | P á g i n a Resumen (Castellano): En este trabajo fin de grado se presenta el estudio preliminar para la instalación de una central hidráulica en la red de irrigación del municipio de Lens, en Suiza, que fue desarrollado durante los meses de julio a octubre de 2022 en la “Haute École Spécialisée de Suisse occidentale, Valais/Walis”. En este proyecto se analiza un conducto cerrado desde el Grand Bisse de Lens hasta un embalse de agua para la irrigación. Entre el Grand Bisse de Lens y el embalse hay un desnivel de 96 metros, con un caudal aproximado de 70 l/s. Después del estudio del terreno y la comprensión del mismo, se analizan dos escenarios posibles. El primer escenario consiste en colocar una central hidráulica antes de liberar el agua al embalse. De cara al desarrollo hidráulico no tiene mucha complejidad, pero a la hora de querer conectar la central hidroeléctrica a la red surge la problemática de las distancias a las posibles salas de conexión, dado que este embalse se encuentra aislado. Por lo que surge un segundo escenario en el que se decide prolongar el conducto cerrado hasta la próxima población llamada Flanthey. Con esto se llegaría a un desnivel de 290 metros pero hidráulicamente surgiría la problemática de la alimentación del embalse y con ello no saber exactamente el caudal de agua que se podría llegar a turbinar. En ambos escenarios se opta por el uso de una turbina Pelton de 2 inyectores. Una vez dimensionados y presupuestados los diferentes escenarios, el precio medio está entre 463.000 Francos Suizos (CHF) y 870.000 CHF para los escenarios 1 y 2, respectivamente. Para lograr una tasa de retorno interno (TRI) del 4,5% a 25 años, se considera que el precio óptimo de la energía para que la ejecución de alguna de las propuestas sea económicamente viable, debería ser de entre 28 céntimos de CHF por cada kWh y 88 céntimos de CHF por kWh, respectivamente. Palabras clave: Central Hidroeléctrica en Suiza, Sistema de irrigación, Pequeñas centrales hidroeléctricas. Laburpena (Euskara): Gradu-amaierako lan honetan, Suitzako Lens udalerriko ureztatze-sarean zentral hidrauliko bat instalatzeko aurretiazko azterketa aurkezten da. Azterlan hori 2022ko uztailetik urrira bitartean garatu zen, "Haute École Spécialisée de Suisse occidentale, Valais/Walis" delakoan. Proiektu honetan, Grand Bisse de Lensetik ureztatzeko ur-urtegi baterainoko hodi itxi bat aztertzen da. Grand Bisse de Lens eta urtegiaren artean 96 metroko desnibela dago, 70 l/s-ko emariarekin gutxi gorabehera. Lurra aztertu ondoren, bi egoera posible aurkezten dira. Lehenengo egoera da zentral hidrauliko bat jartzea ura urtegira iritsi aurretik. Garapen hidraulikoari begira, ez du konplexutasun handirik, baina zentral hidroelektrikoa sarera konektatzeko orduan, arazoak sortzen dira balizko konexio-geletarako distantzietan, urtegi hori isolatuta baitago. Hori dela eta, bigarren egoera azalarazten da, zeinen Flanthey izeneko herriraino hodi itxia luzatzea erabakitzen den. Horrekin 290 metroko desnibelera iritsiko litzateke, baina hidraulikoki urtegiaren elikaduraren arazoa sortuko litzateke, eta horrekin batera, turbinara irits litekeen ur-emaria zehatz-mehatz ez jakitea. Bi egoeretan, 2 injektoreko Pelton turbina bat erabiltzea erabaki da. Bi egoera hauek dimentsionatu eta aurrekontuetan sartu ondoren, batez besteko prezioa 463000 franko suitzarren (CHF) eta 870000 CHF artean dago, 1. eta 2. kasuetarako, hurrenez hurren. 25 urterako % 4,5eko barneitzulerako tasa (TRI) lortzeko, proposamenetako bat ekonomikoki bideragarria izateko energiaren prezio optimoa kWh bakoitzeko 28 CHF zentimo eta kWh bakoitzeko 88 CHF zentimo artekoa izan beharko litzateke, hurrenez hurren. Hitz gakoak: Suitzako zentral hidroelektrikoa, irrigazio-sistema, zentral hidroelektriko txikiak. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 4 | P á g i n a Abstract (English): This final degree project presents the preliminary study for the installation of a hydroelectric power plant in the irrigation network of the municipality of Lens, Switzerland, which was carried out from July to October 2022 at the ‘Haute École Spécialisée de Suisse occidentale, Valais/Walis’. In this project, a closed conduit from the Grand Bisse de Lens to a water reservoir for irrigation is analysed. Between the Grand Bisse de Lens and the reservoir there is a difference in height of 96 metres, with a flow rate of approximately 70 l/s. After studying the terrain and understanding it, two possible scenarios are analysed. The first scenario consists of installing a hydropower plant before releasing the water into the reservoir. In terms of hydraulic development, this is not very complex, but when it comes to connecting the hydroelectric power plant to the grid, the problem of the distances to the possible connection rooms arises, given that this reservoir is isolated. Therefore, a second scenario arises in which it is decided to extend the closed conduit to the next town called Flanthey. This would reach a height difference of 290 metres, but hydraulically there would be the problem of feeding the reservoir and therefore not knowing the exact flow of water that could be turbined. In both scenarios, a Pelton turbine with 2 injectors is chosen. After sizing and budgeting the different scenarios, the average price is between 463.000 Swiss Francs (CHF) and 870.000 CHF for scenarios 1 and 2, respectively. To achieve an internal rate of return (IRR) of 4.5% over 25 years, it is considered that the optimal energy price for the implementation of any of the proposals to be economically viable should be between 28 CHF cents per kWh and 88 CHF cents per kWh, respectively. Keywords: Swiss hydropower plant, Irrigation system, Small hydropower plants. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 5 | P á g i n a Contenido 1 INTRODUCCIÓN 11 1.1 Contexto 11 1.2 Organización territorial de Suiza y aclaraciones sobre la región 13 1.3 Objetivos 13 1.4 Metodología y plan de trabajo 14 2 ESTADO DEL ARTE 15 2.1 Centrales hidroeléctricas 15 2.2 Tipos de aguas turbinables y caudal disponible 20 2.2.1 Tipos de aguas turbinables 20 2.2.2 Caudales disponibles 21 2.2.2.1 Caudales a lo largo del año, curva de caudales clasificados 21 2.2.2.2 Flujo de agua: caudal predominante y caudal residual 22 2.3 Presa y boca de agua 22 2.4 Conductos 23 2.5 Válvulas, turbina y generador 23 2.5.1 Válvulas 23 2.5.2 Turbina 24 2.5.2.1 Introducción a las máquinas de fluidos 24 2.5.2.2 Clasificación de las máquinas de fluidos 24 2.5.2.2.1 Según el sentido de la transmisión de la energía 24 2.5.2.2.2 Según la compresibilidad del fluido 24 2.5.2.2.3 Según el principio de funcionamiento de la máquina 25 2.5.2.3 Tipos de turbomáquinas hidráulicas 25 2.5.2.3.1 Clasificación de las turbomáquinas según la dirección del flujo 25 2.5.2.3.2 Tipos y denominaciones características de turbinas hidráulicas 25 2.5.2.4 Descripción de las Turbinas más conocidas 26 2.5.2.4.1 Turbina Pelton 26 2.5.2.4.2 Turbina Francis 27 2.5.2.4.3 Turbina Kaplan 28 2.5.2.4.4 Bomba inversa 28 2.5.3 Generador 30 2.5.3.1 Introducción a las máquinas eléctricas rotativas 30 2.5.3.2 Clasificación de máquinas eléctrica rotativas 30 2.5.3.3 Potencia eléctrica del generador 31 2.6 Transformador / Inyección a la red eléctrica 32 2.7 Ejemplos de centrales hidroeléctricas en sistemas de irrigación existentes 33 2.7.1 A nivel internacional: el río Mekong 33 2.7.2 En España: Canal de irrigación de Murcia 33 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 6 | P á g i n a 2.7.3 En Suiza: Central sobre aguas de irrigación de Mund (Valais) 34 3 DIMENSIONAMIENTO DE LA FUTURA CENTRAL HIDROELÉCTRICA 36 3.1 Elección del caudal de equipamiento 36 3.2 Dimensionamiento del conducto 36 3.3 Dimensionamiento de la turbina 37 3.4 Transformador / Inyección a la red eléctrica 41 4 INVERSIONES ECONÓMICAS 43 4.1 Obras sobre el terreno 43 4.2 Conducto forzado 43 4.3 Boca de agua 44 4.4 Válvula de mantenimiento 44 4.5 Válvula de protección 45 4.6 Local de la turbina 45 4.7 Grupo electromecánico 45 4.8 Conexión a red 46 4.9 Varios 47 5 ENERGÍA TOTAL PRODUCIDA POR AÑO 48 6 RENTABILIDAD 49 7 PROBLEMÁTICA 50 8 SUBVENCIONES 51 9 POTENCIAL DE LA ZONA DE LENS 52 9.1 Contexto 52 9.2 Estado actual de la red de irrigación de Lens y sus alrededores 52 9.3 Descripción de la infraestructura actual 53 9.4 Caudales del sistema de irrigación 58 9.5 Hipótesis y escenarios 60 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 7 | P á g i n a 10 PREDIMENSIONAMIENTO DE LA CENTRAL 61 10.1 Escenario 1 61 10.1.1 Contexto 61 10.1.2 Dimensionamiento y estudio del potencial hidroeléctrico 62 10.1.2.1 Dimensionamiento del conducto 62 10.1.2.2 Elección de la turbina 66 10.1.2.3 Dimensionamiento de la turbina Pelton y el generador 66 10.1.2.4 Dimensionamiento de la conexión a la red eléctrica 71 10.1.3 Inversiones económicas 73 10.1.4 Posibles ahorros 75 10.1.5 Análisis de la producción energética anual 77 10.1.6 Análisis de rentabilidad económica 78 10.2 Escenario 2 81 10.2.1 Contexto 81 10.2.2 Dimensionamiento y estudio del potencial hidroeléctrico 82 10.2.2.1 Dimensionamiento del conducto 82 10.2.2.2 Elección de la turbina 86 10.2.2.3 Dimensionamiento de la turbina Pelton y el generador 87 10.2.2.4 Dimensionamiento de la conexión a la red eléctrica 92 10.2.3 Inversiones económicas 93 10.2.4 Posibles ahorros 94 10.2.5 Análisis de la producción energética anual 95 10.2.6 Análisis de rentabilidad económica 96 11 CONCLUSIONES 99 12 DIAGRAMA DE GANTT 101 13 BIBLIOGRAFÍA 102 14 ANEXOS 105 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 8 | P á g i n a Lista de ilustraciones: ILUSTRACIÓN 1: CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA PRIMARIA 11 ILUSTRACIÓN 2: LA ELECTRICIDAD GENERADA EN SUIZA 12 ILUSTRACIÓN 3: UBICACIÓN DEL CANTON DU VALAIS 13 ILUSTRACIÓN 4: DIAGRAMA DE LA ESTRUCTURA DE UN ESTUDIO DE POTENCIAL HIDROELÉCTRICO 14 ILUSTRACIÓN 5: ESQUEMA DE UNA CENTRAL HIDRÁULICA 15 ILUSTRACIÓN 6: SECCIÓN HÚMEDA COLOREADA EN AZUL 17 ILUSTRACIÓN 7: ESQUEMA DE LOS DISPOSITIVOS NECESARIOS PARA UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA 19 ILUSTRACIÓN 8: CONDUCTOS DE IRRIGACIÓN DE LENS Y CRANS-MONTANA RESALTADOS EN COLOR ROJO 20 ILUSTRACIÓN 9: EJEMPLO DE CURVA DE CAUDALES CLASIFICADOS 21 ILUSTRACIÓN 10: PRESA DE "LA GRAN DIXANCE" (GRAVEDAD), VALAIS, SUIZA Y PRESA DE "HONGRIN" (ARCO), VAUD, SUIZA 22 ILUSTRACIÓN 11: ESQUEMA DE LA TURBINA PELTON 27 ILUSTRACIÓN 12: ESQUEMA DE LA TURBINA FRANCIS 27 ILUSTRACIÓN 13: ESQUEMA DE LA TURBINA KAPLAN 28 ILUSTRACIÓN 14: BOMBA EN MODO BOMBA Y TURBINA 28 ILUSTRACIÓN 15: ESQUEMA DE UNA MAQUINA ELÉCTRICA 30 ILUSTRACIÓN 16: RELACIÓN TRIGONOMÉTRICA ENTRE LAS POTENCIAS 32 ILUSTRACIÓN 17: CABLES AISLADOS 32 ILUSTRACIÓN 18: CABLES AISLADOS TRIFÁSICOS 32 ILUSTRACIÓN 19: LOCALIZACIÓN DE MEKONG RIVER 33 ILUSTRACIÓN 20: MAPA ESQUEMÁTICO DE LA CENTRAL DE MUND 35 ILUSTRACION 21: GRAND BISSE DE LENS 52 ILUSTRACIÓN 22: LOCALIZACIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO 53 ILUSTRACIÓN 23: ZOOM DE LA ZONA DE ESTUDIO 54 ILUSTRACIÓN 24: 1. PRIMERA BOCA DE AGUA 54 ILUSTRACIÓN 25: 2. DOS CONDUCTOS VIERTEN AGUA AL TORRENTE 55 ILUSTRACIÓN 26: 3. PASO DEL TORRENTE POR LA CARRETERA 55 ILUSTRACIÓN 27: 4. CRUCE DEL TORRENTE Y EL GRAND BISSE DE LENS 56 ILUSTRACIÓN 28: 5. VÁLVULA REDUCTORA 57 ILUSTRACIÓN 29: 6. DESARENADOR 57 ILUSTRACIÓN 30: 7. DEPÓSITO DE AGUA 58 ILUSTRACIÓN 31: LONGITUD DEL CONDUCTO MARCADA EN ROJO 61 ILUSTRACIÓN 32: ESQUEMA DEL ESCENARIO 1 61 ILUSTRACIÓN 33: S1, S2 Y S3 REPRESENTAN LAS TRES SALAS DE TRANSFORMACIÓN 71 ILUSTRACIÓN 34: DISTANCIA A LA SALA DE TRANSFORMACIÓN S1 72 ILUSTRACIÓN 35: DISTANCIA A LA SALA DE TRANSFORMACIÓN S2 73 ILUSTRACIÓN 36: DISTANCIA A LA SALA DE TRANSFORMACIÓN S3 73 ILUSTRACIÓN 37: CONDUCTO FORZADO DESDE EL GRAND BISSE DE LENS HASTA LA POBLACIÓN DE FLANTHEY (LÍNEA ROJA CON PUNTOS) 81 ILUSTRACIÓN 38: ESQUEMA DEL ESCENARIO 2 81 ILUSTRACIÓN 39: SALA DE TRANSFORMACIÓN DE FLANTHEY, ESCENARIO 2 92 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 9 | P á g i n a Lista de tablas: TABLA 1: TIPOS DE TURBINAS Y SUS RANGOS DE TRABAJO 29 TABLA 2: PARÁMETROS UTILIZADOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE UNA PELTON 40 TABLA 3: VALORES DEFINITIVOS DE LOS PARÁMETRO DE LA TURBINA PELTON Y EL GENERADOR DEL ESCENARIO 1 70 TABLA 4: COSTES DE LAS TRES INSTALACIONES CON LAS INYECCIONES A LAS DIFERENTES SALAS S1, S2 Y S3 74 TABLA 5: PRESUPUESTOS PARA LAS DIFERENTES SITUACIONES S1, S2 Y S3 77 TABLA 6: RENTABILIDAD ECONÓMICA DE LA PRIMERA SALA DE TRANSFORMACIÓN S1 78 TABLA 7: RENTABILIDAD ECONÓMICA DE LA SEGUNDA SALA DE TRANSFORMACIÓN S2 79 TABLA 8: RENTABILIDAD ECONÓMICA DE LA TERCERA SALA DE TRANSFORMACIÓN S3 79 TABLA 9: ELECCIÓN DEFINITIVA DE LA TURBINA PELTON Y EL GENERADOR DEL ESCENARIO 2 91 TABLA 10: COSTES DE LA INSTALACIÓN DEL ESCENARIO 2 93 TABLA 11: RENTABILIDAD ECONÓMICA DE LA HIPÓTESIS 1, 15 L/S 96 TABLA 12: RENTABILIDAD ECONÓMICA DE LA HIPÓTESIS 2, 50 L/S 97 TABLA 13: RENTABILIDAD ECONÓMICA DE LA HIPÓTESIS 3, 30 L/S 97 TABLA 14: COSTES DE LAS TRES INSTALACIONES CON LAS INYECCIONES A LAS DIFERENTES SALAS S1, S2 Y S3 110 TABLA 15: COSTE DEL EMPLAZAMIENTO ESCENARIO 1 110 TABLA 16: COSTES DE TUBERÍAS ESCENARIO 1 110 TABLA 17: PRECIO DE LA BOCA DE AGUA, DESARENADOR, REJILLA Y CÁMARA DE CARGA ESCENARIO 1 111 TABLA 18: COSTE DE LA VÁLVULA DE MANTENIMIENTO. ESCENARIO 1 111 TABLA 19: COSTE DE LAS VÁLVULAS DE PROTECCIÓN ESCENARIO 1 111 TABLA 20: COSTE DEL LOCAL DE TURBINADO. ESCENARIO 1 112 TABLA 21: COSTE DE LA TURBINA PELTON. ESCENARIO 1 112 TABLA 22: COSTE DEL GENERADOR. ESCENARIO 1 112 TABLA 23: COSTE DEL TURBOGENERADOR (TENIENDO EN CUENTA ELEMENTOS DE CONTROL, SISTEMAS DE SEGURIDAD, ETC.). ESCENARIO 1 112 TABLA 24: PRECIO FINAL DEL GRUPO TURBOGENERADOR. ESCENARIO 1 113 TABLA 25: COSTE DE LA CONEXIÓN A RED. ESCENARIO 1 113 TABLA 26: COSTES DE LAS TRES INSTALACIÓN CON LAS DIFERENTES INYECCIONES A LA RED ELÉCTRICA, DESPUÉS DE HABER CONSIDERADO EL AHORRO 114 TABLA 27: COSTES DESGLOSADOS DE LA INSTALACIÓN. ESCENARIO 2 115 TABLA 28: COSTE DEL EMPLAZAMIENTO. ESCENARIO 2 115 TABLA 29: COSTE DEL CONDUCTO FORZADO. ESCENARIO 2 115 TABLA 30: COSTE DE LA BOCA DE AGUA, DESARENADOR, REJILLA Y LA CÁMARA DE CARGA. ESCENARIO 2 116 TABLA 31: COSTE DE LA VÁLVULA DE MANTENIMIENTO. ESCENARIO 2 116 TABLA 32: COSTE DE LA VÁLVULA DE PROTECCIÓN. ESCENARIO 2 116 TABLA 33: COSTE DEL LOCAL DE TURBINADO. ESCENARIO 2 117 TABLA 34: COSTE DE LA TURBINA PELTON. ESCENARIO 2 117 TABLA 35: COSTE DEL GENERADOR. ESCENARIO 2 117 TABLA 36: COSTE DEL GRUPO TURBOGENERADOR (TENIENDO EN CUENTA ELEMENTOS DE CONTROL, SEGURIDAD, ETC.).ESCENARIO 2 117 TABLA 37: COSTE DEL GRUPO TURBOGENERADOR. ESCENARIO 2 118 TABLA 38: COSTE DE LA CONEXIÓN A RED. ESCENARIO 2 118 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 16 | P á g i n a Despejando 𝐻𝑛 de la ecuación, sabiendo que P1 y P5 son iguales ya que son presiones atmosféricas, U1 y U5 son nulas porque el agua se encuentra en dos embalses de grandes dimensiones y por lo tanto, se puede considerar que el agua esta inmóvil y z1-z5=𝐻𝑏, se obtendría: 𝑃1 𝜌𝑔+𝑧1+𝑈12 2𝑔=𝑃5 𝜌𝑔+𝑧5+𝑈52 2𝑔+𝐻𝑛+ℎ𝐿 𝐻𝑛=(𝑧1−𝑧5)−ℎ𝐿 Como se puede observar hay otro término introducido que hace referencia a las pérdidas de energía (ℎ𝐿). Éstas se clasifican son la suma de dos tipos de pérdidas: las continuas o primarias (ℎ𝑓) y las localizadas o secundarias (ℎ𝑠). Las pérdidas secundarias se suelen despreciar ya que hacen referencia a los cambios de sección o giros, los cuales a la hora del diseño se suelen evitar o reducir, para tener unas pérdidas localizadas despreciables. Por otro lado, las pérdidas primarias están caracterizadas por la densidad (𝜌), la viscosidad (𝜇) y la velocidad del fluido (𝑈) pero también por el diámetro (𝐷), longitud (𝐿) y rugosidad (𝜀) de la tubería. Para el cálculo de estas pérdidas primarias, se pueden usar diferentes expresiones, como la de Darcy-Weisbach, que es la expresión más empleada: 𝒉𝒇=𝒇𝑳 𝑫𝑼𝟐 𝟐𝒈; ℎ𝑓:𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑎𝑠 [𝑚]; 𝑓:𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 [−]; 𝐿:𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 [𝑚]; 𝐷:𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 [𝑚]; 𝑔:𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 [𝑚 𝑠2]; 𝑈:𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑢𝑖𝑑𝑜 [𝑚 𝑠]; La velocidad del fluido (𝑈) se calcularía sabiendo tanto la sección de la tubería como el caudal que circula por la misma: 𝑼=𝑸 𝑨𝒉 𝑈:𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 [𝑚 𝑠]; 𝑄:𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 [𝑚3 𝑠]; 𝐴ℎ:𝑆𝑒𝑐𝑐𝑖ó𝑛 ℎ𝑢𝑚𝑒𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 [𝑚2]; Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 17 | P á g i n a La sección húmeda hace referencia al área que el fluido ocupa dentro de la tubería, dado que la tubería no tendría por qué estar llena y entonces la sección húmeda no coincidiría con la sección del tubo. (ver ejemplo en Ilustración 6) Ilustración 6: Sección húmeda coloreada en azul [7] La velocidad del fluido también podría calcularse como la velocidad media del fluido regida por el teorema de Torricelli, que es la aplicación directa de la ecuación de Bernoulli para un recipiente con un pequeño orificio en un caso ideal. La ecuación sería la siguiente: 𝑼=√𝟐𝒈(𝒛𝟏−𝒛𝟓) 𝑈:𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 [𝑚 𝑠]; 𝑔:𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 [𝑚 𝑠2]; (𝑧1−𝑧5):𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎𝑠 𝑎𝑟𝑟𝑖𝑏𝑎 𝑦 𝑎𝑔𝑢𝑎𝑠 𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜= 𝑆𝑎𝑙𝑡𝑜 𝐵𝑟𝑢𝑡𝑜 (𝐻𝑏) [𝑚] Por otro lado, el factor de fricción (𝑓), se puede calcular de diferentes maneras. Si se utilizan fórmulas analíticas para ello, lo primero que hay que hacer es determinar el tipo de régimen en el que se está trabajando, para lo cual es necesario, a su vez, calcular el número de Reynolds (𝑅𝑒), de la siguiente manera: 𝑹𝒆=𝝆𝑫𝑼 𝝁 [−] 𝜌:𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 [𝑘𝑔 𝑚3]; 𝜇:𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑎[𝑘𝑔 𝑚 𝑠]; 𝐷: 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑐𝑎𝑟𝑎𝑐𝑡𝑒𝑟í𝑠𝑡𝑖𝑐𝑎 [𝑚];𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑠 𝑐𝑒𝑟𝑟𝑎𝑑𝑜𝑠,𝑠𝑒𝑟í𝑎 𝑒𝑙 𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜. 𝑈:𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 [𝑚 𝑠]; Especificando que se trabaja con conductos cerrados: • Si Re < 2000, el régimen es laminar, por lo que el factor de fricción se calcularía haciendo uso de la ecuación de Poiseuille: 𝒇=𝟔𝟒 𝑹𝒆 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 18 | P á g i n a • Si Re > 4000, el régimen es turbulento, y para su cálculo existen muchas fórmulas, pero una de las más reconocidas es la expresión de White-Colebrook: 𝟏 √𝒇=−𝟐 𝒍𝒐𝒈 (𝟐,𝟓𝟏 𝑹𝒆 √𝒇+𝟎,𝟐𝟕𝜺 𝑫) 𝜀:𝑟𝑢𝑔𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 [𝑚]; 𝐷:𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 [𝑚]; 𝑅𝑒:𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑦𝑛𝑜𝑙𝑑𝑠 [−]; Muchas veces resulta más útil o sencillo trabajar con el caudal en vez de velocidad del fluido, por lo que, sabiendo que el caudal es la velocidad media en el conducto del fluido multiplicado por la sección del tubo, la ecuación para las pérdidas de la energía primarias, para una tubería circular, quedaría de la siguiente forma: 𝒉𝒇=𝒇𝟖 𝑳 𝑸𝟐 𝒈 𝝅𝟐 𝑫𝟓; ℎ𝑓:𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑟𝑖𝑚𝑎𝑟𝑖𝑎𝑠 [𝑚]; 𝑓:𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 [−]; 𝐿:𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 [𝑚]; 𝐷:𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 [𝑚]; 𝑔:𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 [𝑚 𝑠2]; 𝑄:𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑢𝑖𝑑𝑜 [𝑚3 𝑠]; Por último, otro de los parámetros importantes a la hora de trabajar con centrales hidroeléctricas es la denominada potencia hidráulica (𝑃ℎ) que es la potencia que trae el fluido y que está asociada al salto neto (𝐻𝑛) mencionado anteriormente. La potencia hidráulica, por tanto, viene dada por la siguiente expresión: 𝑷𝒉= 𝛒𝐠𝐐𝐇𝐧; 𝜌:𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 [𝑘𝑔 𝑚3]; 𝑔:𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 [𝑚 𝑠2]; 𝑄:𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑢𝑖𝑑𝑜 [𝑚3 𝑠]; 𝐻𝑛:𝑠𝑎𝑙𝑡𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 [𝑚]; Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 19 | P á g i n a En base a la potencia hidráulica las centrales hidroeléctricas en Suiza se clasifican en dos tipos: las de más de 10 MW de potencia, consideradas grandes centrales hidráulicas, y las de menos de 10 MW, consideradas pequeñas centrales hidráulicas. Para el caso de las pequeñas centrales hidráulicas es muy importante tener en cuenta el coste de los diferentes componentes de la misma [8], ya que la explotación energética no va a generar unos retornos muy elevados. Algunos de esos componentes son los que se muestran en la Ilustración 7: Ilustración 7: Esquema de los dispositivos necesarios para una central hidroeléctrica A continuación, se irán describiendo todos los elementos visualizados en la Ilustración 7, como son: - Tipo de agua turbinada - Presa y boca de agua - Conductos - Válvulas, turbina y generador - Transformador/inyección a la red eléctrica Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 20 | P á g i n a 2.2 Tipos de aguas turbinables y caudal disponible 2.2.1 Tipos de aguas turbinables Las pequeñas centrales hidráulicas pueden turbinar diferentes aguas: • Flujo de agua (ríos). • Aguas potables. • Aguas de irrigación. • Agua utilizada para la creación de nieve artificial. • Aguas de dotación. • Aguas usadas en procesos industriales. Para cada tipo de agua habría que hacer un estudio distinto dado que no se pueden usar las misma tuberías o turbinas. Este proyecto está centrado en las aguas de irrigación. Este agua es utilizada para regar los cultivos del pueblo de Lens. La red de irrigación objeto de estudio es de tipo gravitatorio, con canales y conductos a presión. Considerando que esta presión será disipada por válvulas reductoras de presión o por liberación sobre superficies libres, es ahí donde sería interesante recuperar esa presión sobrante colocando una central hidráulica. Sin embargo, en este tipo de redes, solo circula el agua durante los periodos de irrigación que pueden variar según las localidades y la cantidad de agua disponible. En la próxima Ilustración 8 se observa el sistema hidráulico de las localidades de Lens y Crans-Montana, en el que se aprecia la complejidad de la red de irrigación (resaltada en color rojo). Ilustración 8: Conductos de irrigación de Lens y Crans-Montana resaltados en color rojo Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 21 | P á g i n a 2.2.2 Caudales disponibles 2.2.2.1 Caudales a lo largo del año, curva de caudales clasificados La cantidad de agua disponible para turbinar tiene una influencia directa sobre la cantidad de potencia o energía producida. Por ello, es importante obtener medidas de caudal lo más precisas posibles a lo largo de los diferentes periodos del año. Además, hay que tener en cuenta las condiciones climáticas, ya que la cantidad de agua va a variar en función de las precipitaciones que alimentan el flujo de agua, de la temperatura, la cual favorece el deshielo o la congelación, o de la necesidad de las/los usuarias/os. Los caudales medios mensuales serían suficientes para calcular una primera estimación de la energía que se puede producir en un año [8]. La forma ideal de obtener los caudales medios es instalando un caudalímetro que tome medidas cada 15 o 60 minutos para poder tener mayor precisión a la hora de predecir el caudal a futuro, o, en su defecto, un sensor que registre el volumen que circula al día. Estas medidas deberían obtenerse durante 5 años consecutivos. De los datos obtenidos se deduciría la curva de los caudales clasificados, que relaciona los caudales disponibles a lo largo del tiempo. En la curva se representan los 365 caudales de un año hidrológico concreto, o los datos diarios de una serie de años [9]. Esa curva suele tener una tendencia concreta como se puede observar en la Ilustración 9: Ilustración 9: Ejemplo de curva de caudales clasificados [10] En este ejemplo, se observa un caudal como mínimo de Qe durante 183 días al año. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 22 | P á g i n a Por otro lado, cuando se cuenta únicamente con los valores máximos y mínimos de los caudales (𝑄𝑚𝑎𝑥 y 𝑄𝑚𝑖𝑛) y no se dispone del tiempo necesario para realizar el estudio, habría que encontrar una fuente, un flujo o un embalse similar para poder extrapolar sus caudales mensuales medios. De no encontrar una fuente de agua similar, la mejor alternativa sería calcular un valor anual medio ponderado (𝑄𝑚) definido de la siguiente forma: 𝑸𝒎=𝟒𝑸𝒎𝒂𝒙+𝟖𝑸𝒎𝒊𝒏 𝟏𝟐 2.2.2.2 Flujo de agua: caudal predominante y caudal residual Cuando unas aguas están destinadas a ser turbinadas y provienen de “un flujo de agua con un caudal permanente”, es decir que el caudal no es nulo al menos 347 días al año, la ley federal sobre protecciones de aguas (LEaux art 76, al 2. Et 3. titulo2, capitulo2.) impone la obtención de una autorización de captación y prohíbe el desvío de cantidades de agua que comprometa la biodiversidad u otros usos de esas aguas (como otros flujos de agua o depósitos). 2.3 Presa y boca de agua La presa de agua es un mecanismo o una estructura construida sobre un río o un embalse para retener y controlar el flujo del agua. Su principal función es almacenar agua, que puede ser utilizada para diversos fines como la generación de energía, riego, suministro de agua potable y/o control de inundaciones. Las más conocidas son de dos tipos: en forma de pirámide o bóveda, técnicamente llamadas de gravedad o de arco, respectivamente; como se observan en la Ilustración 10: Ilustración 10: Presa de "La gran Dixance" (gravedad), Valais, Suiza [11] y Presa de "Hongrin" (arco), Vaud, Suiza[12] En ambos casos se trata de estructuras de gran tamaño. En el caso las pequeñas centrales hidráulicas, son mucho más pequeñas o incluso no se observan a simple vista. Una vez que el agua está estancada y con los sedimentos posados en el fondo del embalse, se le da salida por las bocas de aguas. Este objeto canaliza el agua hacia el conducto forzado. Estas bocas suelen tener una rejilla para que no puedan pasar peces u objetos de dimensiones considerables que podrían estropear la turbina. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 23 | P á g i n a 2.4 Conductos El conducto forzado normalmente utilizado en las pequeñas centrales está constituido por conductos de dimensiones estándar de polietileno, policloruro de vinilo (PVC), acero o fundición. Cada material tiene sus ventajas y sus inconvenientes. Por ejemplo, los materiales plásticos como el polietileno o el PVC, son resistentes a la corrosión, pero son vulnerables a los rayos solares, especialmente a los rayos ultravioletas. También son lo suficientemente flexibles en las largas distancias, lo que permite dejar un margen de error a la hora de hacer el trazado del conducto. Por su parte, las tuberías metálicas, como las de fundición o de acero, son rígidas pero soportan muy bien las altas presiones y los golpes. Así mismo, la rugosidad en las tuberías plásticas suele ser menor que en las metálicas y, además en las metálicas, poco a poco el valor de dicha rugosidad va aumentando debido a la aparición de óxidos metálicos. 2.5 Válvulas, turbina y generador Los elementos más importantes de una central hidráulica son las válvulas, la turbina y el generador. 2.5.1 Válvulas Existen dos válvulas indispensables, la de protección y la de mantenimiento. A su vez, hay una tercera válvula, de regulación o bypass, cuya necesidad dependerá del tipo de central en el que se trabaje. • Válvula de protección La válvula de protección está situada ante la entrada de agua de la turbina para asegurar su protección. Esta automatizada y corta el flujo de agua que entra en la turbina en caso de paro urgente de la central o durante su mantenimiento. • Válvula de mantenimiento Esta válvula se sitúa a la salida de agua de la turbina. Una vez que la válvula de protección está cerrada, es cuando se podría cerrar la válvula de mantenimiento, teniendo así la turbina completamente aislada del sistema hidráulico. Una vez asegurados los cierres hidráulicos, se podría comenzar con el mantenimiento o las revisiones convenientes. • Válvula de regulación – Bypass Esta válvula se encuentra en un circuito en paralelo a las dos válvulas anteriores y la turbina, permitiendo que el agua fluya por el conducto forzado aunque la turbina esté en mantenimiento. Así se asegura el abastecimiento aguas abajo. También permite la regulación constante del caudal que pasa por la turbina, de forma que esta última trabaje de manera óptima durante el máximo tiempo posible. Por otro lado, si hubiese un fallo eléctrico y la máquina eléctrica o generador se desconectará de la red, la turbina pasaría al estado de embalamiento. Este estado de embalamiento implica que la turbina se encuentra en descarga y se acelera de entre 1,8 y 2,2 veces la velocidad de funcionamiento [13]. En ese caso, las válvulas deben cerrarse rápidamente, respetando los tiempos necesarios para evitar problemas de presión y golpe de ariete en el conducto. Por norma general, las instalaciones cuentan con una batería de emergencia para garantizar la alimentación del sistema en caso de corte de luz. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 24 | P á g i n a 2.5.2 Turbina 2.5.2.1 Introducción a las máquinas de fluidos Para entender las turbinas, es necesario comenzar a hablar de las máquinas de fluidos. Estas máquinas son sistemas mecánicos que intercambian energía mecánica con el fluido que contienen o que circula a través de ellos. Históricamente, estas máquinas han sido utilizadas desde tiempos antiguos, con ejemplos como la noria y el tornillo de Arquímedes. En el Renacimiento, Leonardo da Vinci inventó la primera bomba centrífuga. El estudio científico de las turbomáquinas comenzó en el siglo XVIII con Leonhard Euler, quien desarrolló ecuaciones fundamentales. Durante la Revolución Industrial, ingenieros como Pelton y Kaplan hicieron contribuciones clave.[14] 2.5.2.2 Clasificación de las máquinas de fluidos Las máquinas de fluidos se pueden clasificar según varios criterios. Los tres más comúnmente utilizados son: el sentido de la transmisión de energía entre el fluido y la máquina, la compresibilidad del fluido de trabajo, y el principio de funcionamiento [14]. 2.5.2.2.1 Según el sentido de la transmisión de la energía Se distinguen los siguientes tipos de máquinas [14]: • Máquinas generadoras: entendiendo como máquina generadora, aquella que genera energía mecánica en el fluido, como ocurre en bombas, compresores, ventiladores y hélices. La energía mecánica que consume una máquina generadora debe ser suministrada por un motor. • Máquinas motoras: máquinas que extraen la energía mecánica del fluido para hacer girar un eje, como las turbinas hidráulicas, de vapor, de gas o las aeroturbinas. • Máquinas reversibles: máquinas que trabajan tanto como generadoras como motoras. El ejemplo típico podría ser la turbina-bomba de las centrales de acumulación por bombeo. • Máquinas transmisoras: en este caso se transmite la energía entre dos sistemas mecánicos o dos fluidos combinando una máquina motora y otra generadora. Este trabajo se va a centrar en las máquinas motoras, y concretamente en las turbinas hidráulicas. 2.5.2.2.2 Según la compresibilidad del fluido Esta clasificación se basa en la modificación de la densidad del fluido al atravesar la máquina. Si el fluido es un líquido sin cambio de fase o un gas con diferencias de presión y efectos térmicos despreciables, se denomina máquina hidráulica. Si el líquido cambia de fase o el gas experimenta cambios significativos de presión o temperatura que alteran su densidad, se denomina máquina térmica. Esta clasificación puede parecer contradictoria ya que mezcla líquidos y gases; por ejemplo, una turbina de vapor sería una máquina térmica, mientras que una aeroturbina sería una máquina hidráulica. La distinción entre flujo compresible e incompresible no es clara, pero puede considerarse que a velocidades de trabajo por debajo del 30% de la velocidad del sonido, los efectos de compresibilidad son despreciables. Este trabajo se va a centrar en fluidos incompresibles, y concretamente en el uso de agua. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 25 | P á g i n a 2.5.2.2.3 Según el principio de funcionamiento de la máquina Se distinguen los siguientes tipos de máquinas [14]: • Máquinas rotodinámicas o turbomáquinas: estas máquinas facilitan el intercambio de cantidad de movimiento con el fluido mediante un rotor giratorio, conocido como rodete o rotor. El fluido circula constantemente entre los álabes del rotor, generando fuerzas tangenciales que alteran su momento cinético y transmiten energía mecánica y par. • Máquinas de desplazamiento positivo o volumétricas: estas máquinas intercambian energía principalmente mediante cambios de presión mientras el fluido pasa por una cámara de trabajo, en un proceso donde la entrada y salida del fluido son alternativas. Un elemento desplazador actúa como el componente de trabajo, sin una conexión simultánea entre la entrada y salida del fluido, lo que facilita el intercambio de energía mediante fuerzas entre el fluido y componentes móviles. Estas máquinas se clasifican en alternativas, que utilizan válvulas para la admisión y expulsión del fluido, y rotativas, que están diseñadas sin válvulas en las cámaras de trabajo. • Máquinas gravimétricas: máquinas cuyo principal método de intercambio energético se basa en el potencial gravitatorio, como los elevadores de cangilones, las ruedas hidráulicas y el tornillo de Arquímedes, aunque tienen menos relevancia en la actualidad. Este trabajo se va a centrar en las turbomáquinas, y concretamente en las turbinas hidráulicas. 2.5.2.3 Tipos de turbomáquinas hidráulicas Hay dos tipos de criterios de clasificación: el primero será el tipo de dirección del flujo y el segundo haría referencia a las características de las turbinas dentro de las turbomáquinas hidráulicas [14]. 2.5.2.3.1 Clasificación de las turbomáquinas según la dirección del flujo La clasificación de una turbomáquina se determina según la dirección del flujo a través de su componente principal, el rodete, abarcando así toda la unidad: • Máquinas radiales: tienen trayectorias de fluido en planos perpendiculares al eje principal, como bombas centrífugas y turbinas centrípetas. • Máquinas axiales: presentan líneas de flujo contenidas en superficies cilíndricas paralelas al eje central. • Máquinas mixtas: tienen trayectorias fluidas en superficies no cilíndricas que se aproximan o alejan del eje central, con una componente significativa paralela al mismo. También se conocen como helicocentrífugas en bombas o helicocentrípetas en turbinas. 2.5.2.3.2 Tipos y denominaciones características de turbinas hidráulicas Además de los criterios anteriores, cuando dentro de las turbomáquinas hidráulicas nos centramos en las turbinas hidráulicas, éstas se clasifican como de acción o impulso por un lado, y de reacción por otro, y son nombradas según sus primeros diseñadores para formar tipos específicos [14]. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 32 | P á g i n a Ilustración 16: Relación trigonométrica entre las potencias Como se observa en la Ilustración 16, las diferentes potencias se relacionan entre ellas. La potencia activa se relaciona con la potencia aparente mediante el coseno de la fase de la potencia aparente. Este coseno representa un concepto relevante de las máquinas eléctricas llamado factor de potencia (fdp). Siempre se tiende a maximizar este factor de potencia ya que cuanto mayor sea, mayor será la potencia real producida para un mismo trabajo consumido. El valor común del factor de potencia para las máquinas eléctricas suele ser de 0,9 [28]. 2.6 Transformador / Inyección a la red eléctrica Con el fin de inyectar electricidad en la red, haría falta tener en cuenta los diferentes factores para minimizar las pérdidas eléctricas y costes suplementarios. Las pequeñas centrales hidroeléctricas generan electricidad a baja tensión (400V) y dicha electricidad se suele inyectar a la red a baja tensión o a media tensión (16.000V). Eso dependerá de la potencia eléctrica generada y la distancia a la conexión con la red eléctrica. En el caso en el que su conexión a la red fuese a media tensión, haría falta tener un transformador que eleve la baja tensión a media tensión dentro de la propia central. Para que los cables no se quemen o creen cortocircuitos con la tierra u otro cable, se tienden a sobredimensionar. En este estudio, se utilizarán cables enterrados, conocidos también como cables aislados. Estos cables están compuestos por un conductor con diferentes capas de aislantes eléctricos y electromagnéticos alrededor. Ver la Ilustración 17. Ilustración 17: Cables aislados [29] El cable de la Ilustración 17 solo tiene una fase pero existen cables con 3 fases como el que se ve en la Ilustración 18. Ilustración 18: Cables aislados trifásicos [29] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 33 | P á g i n a 2.7 Ejemplos de centrales hidroeléctricas en sistemas de irrigación existentes El propósito de este apartado es visualizar que existen proyectos similares al que se pretende desarrollar. 2.7.1 A nivel internacional: el río Mekong El río Mekong es un río que atraviesa 5 países diferentes: China, Laos, Tailandia, Camboya y Vietnam [30]. Este río se utiliza para la irrigación y para la producción de energía eléctrica. Ilustración 19: Localización de Mekong River [30] La red de centrales a lo largo del río es bastante compleja y tiene capacidad de convertirse en la batería energética de Asia [31], lo que da una idea de las dimensiones de la red. Entre las múltiples centrales, hay algunas que son pequeñas, como la de Ubol Ratana Dam, que antiguamente tenía 8,4 MW de potencia instalados (pequeña hidráulica) y hoy en día tiene 25,2 MW instalados (gran hidráulica) [32] [33]. Únicamente en Laos, en febrero de 2019, había 61 centrales hidroeléctricas con una potencia instalada total de 7207 MW. Para finales del año 2020, se construyeron otras 36 centrales añadiendo 4184 MW [34]. 2.7.2 En España: Canal de irrigación de Murcia En el sureste de España, se ubica la comunidad autónoma de Murcia, la cual tiene un canal de irrigación que dota de agua a los agricultores de la región [28]. En dicho canal había una antigua central que regulaba el caudal de irrigación de los campos dotando a la agricultura entre 1.000 y 6.500 l/s, según los periodos del año. En esta central había dos turbinas Francis de salto bajo (13,3 m) y un caudal de equipamiento de 30 a 800 l/s. Las turbinas tenían una potencia de 1 MW y de 2,6 MW, respectivamente. Tras una reforma, han ganado 9 m de salto, por lo que ahora la central cuenta con 22,3 m de salto bruto y 19 m de salto neto. Actualmente se ha instalado una turbina CrossFloss, que es una turbina de acción. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 34 | P á g i n a 2.7.3 En Suiza: Central sobre aguas de irrigación de Mund (Valais) Desde hace unos siglos, el agua de Munbach (una fuente de la zona de alrededor de Mund) era captada y transportada por los Bisses hacia los campos para la irrigación y abastecimiento de los abrevaderos de ganado. El sistema aquí descrito se compone de 8 Bisses. Teniendo en cuenta las instalaciones preexistentes, se instalaron 3 centrales hidráulicas, revalorizando así el agua del canal. Al mismo tiempo, el suministro de agua para los agricultores está asegurado. La boca de agua está instalada a 1540 m de altitud y capta 545 l/s. Las tres centrales hidráulicas son: • La central Nielbodu (punto 11 en la Ilustración 20): Está a 1340 m de altitud con un salto bruto de 195 m, un salto neto de 188 m y una capacidad de 135 l/s. Produce 260 kW gracias a una turbina de tipo Pelton de eje horizontal y dos inyectores. El alternador es una máquina síncrona de 400 V y 1000 rpm. • La central Zer Niwu Schirr (punto 15 en la Ilustración 20): Está situada a 1100 m de altitud con un salto bruto de 432 m, un salto neto de 386 m y una capacidad de 410 l/s. Esta central produce 1420 kW gracias a una turbina Pelton, pero esta vez con el eje vertical y 4 inyectores. El alternador es una máquina síncrona de 690 V y 1000 rpm. • La central Badhalte (punto 18 en la Ilustración 20): Se encuentra a 610 m de altitud, con un salto bruto de 438 m, un salto neto de 390 m y una capacidad de 410 l/s. Produce 1420 kW con una turbina Pelton de eje vertical y 4 inyectores. El alternador es una máquina síncrona de 690 V y 1000 rpm. Estos proyectos fueron construidos entre 2014 y 2015. La potencia hidráulica teórica es de 1200 kW y una producción anual de 8 GWh, de la cual el 23 % está producida en invierno (1,8 GWh) y el 77% en verano (6,2 GWh). Para construir esta central, invirtieron 12,5 millones de CHF de los cuales el 80% provino de fondos extranjeros y un 20% de fondos propios. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 35 | P á g i n a Ilustración 20: Mapa esquemático de la central de Mund [35] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 36 | P á g i n a 3 Dimensionamiento de la futura central hidroeléctrica 3.1 Elección del caudal de equipamiento El análisis del flujo permite fijar el caudal de equipamiento, que corresponde al caudal que alimentará la turbina, también denominado caudal nominal de la turbina. Para rentabilizar la inversión y utilizar estos elementos de forma eficiente, es necesario operar la instalación al máximo de su capacidad óptima durante el mayor tiempo posible. En la red de irrigación en esta zona de Suiza, se define el caudal nominal como el caudal disponible durante 90 o 120 días al año (equivalente a 3-4 meses), dado que durante el resto del año, el agua no fluye por los conductos de irrigación. 3.2 Dimensionamiento del conducto Para la aplicación actual, se utilizarán unos conductos de fundición con una rugosidad de 0,35 mm. Conocida la rugosidad del material, habría que dimensionar el conducto, tanto la longitud como el diámetro. Para poder ver cuál es la mejor opción, se evaluará el rendimiento del conducto y coste energético en función del diámetro y el caudal. El rendimiento del conducto es el cociente de salto neto entre el salto bruto porque hace referencia a esas pérdidas de carga que se ocasionan por la rugosidad del conducto. De forma matemática estaría expresado de la siguiente forma [22]: 𝜼=𝑯𝒏 𝑯𝒃∙𝟏𝟎𝟎=(𝟏−𝒉𝑳 𝑯𝒃)∙𝟏𝟎𝟎 𝐻𝑛:𝑆𝑎𝑙𝑡𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 𝑒𝑛 [𝑚] 𝐻𝑏:𝑆𝑎𝑙𝑡𝑜 𝑏𝑟𝑢𝑡𝑜 𝑒𝑛 [𝑚] ℎ𝐿:𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 [𝑚] Por otro lado, el coste energético (𝐶𝑒𝑥𝑝) representa el coste asociado a las pérdidas de carga del conducto. Se definen de la siguiente forma [22]: 𝑪𝒆𝒙𝒑= 𝑪𝒊𝒏𝒗+𝑪𝒎+𝑪𝒃 𝐶𝑒𝑥𝑝:𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑜 𝑒𝑛 [𝐶𝐻𝐹 𝑚] 𝐶𝑖𝑛𝑣:𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑒𝑛 [𝐶𝐻𝐹 𝑚] 𝐶𝑚:𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑚𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑒𝑛 [𝐶𝐻𝐹 𝑚] 𝐶𝑏:𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 𝑒𝑛 [𝐶𝐻𝐹 𝑚] Donde, a su vez: 𝐶𝑖𝑛𝑣=𝐶𝑐𝑜𝑛𝑠∙𝑖∙(𝑖+1)𝑛 (𝑖+1)𝑛−1 𝐶𝑚=0.5% ∙ 𝐶𝑐𝑜𝑛𝑠 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 37 | P á g i n a 𝐶𝑏=𝑔∙𝜌∙ 𝑄 1000∙𝜂∙( 𝑄∙45 3 𝐾𝑠∙𝜋∙𝐷8 3)2∙𝑡∙𝑐𝐸∙365 𝐶𝑐𝑜𝑛𝑠: 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛 [𝐶𝐻𝐹 𝑚] 𝑖:𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑒𝑠𝑒𝑠; 𝑛:𝑎ñ𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑎𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑔:𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑= 9,81 𝑚/𝑠2 𝜌:𝑑𝑒𝑛𝑑𝑖𝑠𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑒𝑛 [𝑘𝑔 𝑚3] 𝑄:𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑒𝑛 [𝑚/𝑠] 𝐷:𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜 𝑒𝑛 [𝑚𝑚] 𝐾𝑠:𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑆𝑡𝑟𝑖𝑐𝑘𝑙𝑒𝑟 𝑡:ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑢𝑛𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑐𝐸:𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑒𝑛 [𝐶𝐻𝐹/𝑘𝑊ℎ] 𝐶𝑐𝑜𝑛𝑠=0.0012∙𝐷2∙+0.2897∙𝐷+13.604 𝐷:𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜 𝑒𝑛 [𝑚𝑚] Una vez calculados los costes energéticos y el rendimiento del conducto en un rango de posibles caudales, evaluados en diámetros estándar, se verifica que el rendimiento sea superior al 98%. Luego, se selecciona el diámetro óptimo encontrando un equilibrio entre el diámetro, el coste energético y el rendimiento del conducto para el rango de posibles caudales [22]. 3.3 Dimensionamiento de la turbina Como se ha observado en el Gráfico 1 y el desarrollo del apartado 2.5.2.4, las 4 turbinas más utilizadas son la turbina Pelton, la turbina Francis, la turbina Kaplan y la bomba inversa. Todas estas turbinas se diseñan para un caudal específico. A su vez, la variación del caudal afecta al rendimiento de formas muy diversas. Considerando que para este proyecto se cuenta con un salto de 90 metros y un caudal aproximado de 50 l/s como se comenta en el apartado 1.3, las turbinas más adecuadas serían las turbinas Pelton o las bombas inversas. El siguiente Gráfico 2, muestra las diferentes curvas de rendimiento relativo respecto al caudal relativo, para las turbinas Pelton, Francis y Kaplan, así como para la bomba inversa. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 38 | P á g i n a Gráfico 2: Rendimientos relativos de las turbinas en función del caudal relativo [36] Como se muestra en el Gráfico 2, la curva del rendimiento de la turbina Pelton (línea 1) se mantiene en valores elevados (por encima del 98%) salvo a caudales relativos pequeños (por debajo del 40%) donde el rendimiento disminuye drásticamente. Para caudales relativos del 30% por ejemplo, el rendimiento es del 95% mientras que para caudales relativos del 5% el rendimiento pasa a ser nulo. La curva de rendimiento relativo de la bomba inversa (línea 4) sin embargo es más progresiva y disminuye bastante rápido aun teniendo caudales relativos elevados. El Gráfico 2 muestra la gran flexibilidad de la turbina Pelton que ofrece un buen rendimiento en un intervalo de caudales amplio, contrariamente a la bomba inversa, que está limitada a un caudal constante para su buen funcionamiento. Por lo que, sabiendo que el caudal de irrigación es irregular, se descartaría la opción de utilizar una bomba inversa para este estudio preliminar, optándose por utilizar una turbina Pelton. Por otro lado, también es posible clasificar los diferentes tipos de turbinas en función del salto (normalmente neto) y la velocidad específica, como se muestra en el Gráfico 3. La velocidad específica es un parámetro adimensional o cuasiadimensional que se puede calcular haciendo uso de diferentes ecuaciones. Una de ella es la velocidad específica científica en la que se pone en relación la frecuencia de rotación de la máquina eléctrica o generador, el caudal y el salto neto. En este caso se representa como: 𝝂= 𝝎 √𝑸 √𝝅 (𝟐𝑬)𝟎,𝟕𝟓 𝜈:𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑎 𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡í𝑓𝑖𝑐𝑎 [−] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 39 | P á g i n a 𝜔=2𝜋𝑓;𝑓:𝑙𝑎 𝑓𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 [𝐻𝑧] 𝑄:𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑒𝑛 [𝑚3 𝑠] 𝐸=𝑔 𝐻𝑛:𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 ℎ𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎 𝑚á𝑠𝑖𝑐𝑎 𝑔:𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 [𝑚 𝑠2] 𝐻𝑛=𝑠𝑎𝑙𝑡𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 [𝑚] Una vez calculados los datos del salto neto y de la velocidad específica científica en este caso, se utiliza el Gráfico 3 para la elección de la turbina más adecuada. En este Gráfico 3, se podría incluso deducir el número de inyectores más adecuado para una turbina Pelton. Gráfico 3:Áreas de funcionamiento de las diferentes turbinas en función del salto y de la velocidad especifica [36] Para el generador, los parámetros clave son la velocidad de rotación (N) y la potencia recuperada. En el sistema eléctrico europeo, la frecuencia de la red (f) es de 50 Hz y la velocidad de rotación de la máquina viene dada por la siguiente ecuación: 𝑵=𝟔𝟎∙𝒇 𝒛𝒑 Donde: 𝑁:𝑙𝑎 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝑒𝑛 [𝑟𝑝𝑚] 𝑓:𝑓𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑒𝑛 [𝐻𝑧] 𝑧𝑝:𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑟𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙𝑜𝑠 Hoy en día, gracias al desarrollo de nuevas tecnologías, sería posible trabajar con variadores de frecuencia que permiten tener una velocidad variable de la máquina eléctrica, pero son tecnologías costosas, por lo que se descartarían para este proyecto. Salto [m] Velocidad especifica científica [-] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 40 | P á g i n a • Dimensionamiento de la turbina Pelton Sabiendo que el sistema de irrigación que se analiza en este proyecto tendrá unos caudales muy variables, la mejor opción para no afectar el rendimiento de la central según el Gráfico 2 es usar una turbina Pelton, por lo que se va a explicar únicamente el dimensionamiento de tal turbina. Para el dimensionamiento de una turbina Pelton, hay muchos parámetros a definir. Los podemos ver a continuación [37]: Tabla 2: Parámetros utilizados para el dimensionamiento de una Pelton Parámetro Símbolo Ecuación Unidades Salto neto 𝐻𝑛 Valor definido por el proyecto (m) Caudal nominal 𝑄 Valor definido por el proyecto (m3/s) Energía hidráulica másica 𝐸 𝐸=𝑔∙𝐻 (J/kg) Potencia hidráulica 𝑃ℎ 𝑃ℎ=𝜌 𝑔 𝐻 𝑄 (kW) Velocidad del chorro 𝐶𝑜 𝐶𝑜=√2 𝑔 𝐻 (m/s) Frecuencia 𝑓 La de la red, normalmente 50 Hz (Hz) Número de pares de polos 𝑧𝑝 Es un valor que se irá variando hasta encontrar el más coherente. (-) Velocidad de rotación 𝑛 𝑛=𝑓 𝑍𝑝 (rph) Velocidad de rotación 𝑁 𝑁=𝑓∙60 𝑍𝑝 (rpm) Velocidad de rotación 𝜔 𝜔=2𝜋∙𝑁 60 (rad/s) Velocidad de impacto contra las palas 𝑈1 𝑈1=0,45∙𝐶𝑜 (rad/s) Radio de la turbina 𝑅1 𝑅1=𝑈1 𝜔 (m) Diámetro de la turbina 𝐷1 𝐷1=2𝑅1 (m) Velocidad específica científica 𝜈 𝜈= 𝜔 √𝑄 √𝜋 (2𝐸)0,75 (-) Velocidad especifica científica mín. 𝜈 min 𝜈𝑚𝑖𝑛=0,005 (-) Velocidad especifica científica máx. 𝜈 max 𝜈𝑚𝑎𝑥=0,025 (-) Caudal por chorro o inyector 𝑄0 𝑄0=𝑄 𝑧𝑝 (m3/s) Radio del chorro R2 𝑅2=𝜈 𝑅1 0,445 √𝑧𝑝 (m) Cociente entre radios R2/R1 𝑅2/𝑅1 (-) Velocidad especifica científica (en función del número de inyectores) 𝜈0 𝜈0=0.445 √𝑧𝑝𝑅2 𝑅1 (-) Número de cucharas 𝑧𝑏 𝑧𝑏=0,5 𝑅1 𝑅2+15 Velocidad especifica científica (en función del número de inyectores) mín. 𝜈0 min 𝜈0𝑚𝑖𝑛=2,11∙0,005 √𝑧𝑝 (-) Velocidad especifica científica (en función del número de inyectores) máx. 𝜈0 max 𝜈0𝑚𝑎𝑥=2,11∙0,025 √𝑧𝑝 (-) Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 41 | P á g i n a El desarrollo a seguir es simple. Una vez estén definidos el salto neto (𝐻𝑛), el caudal nominal (𝑄) y la frecuencia (𝑓), se podrá deducir la energía hidráulica másica (𝐸), la potencia hidráulica (𝑃ℎ) y la velocidad de salida del inyector (𝐶𝑜) mediante la ecuación de Torricelli. A continuación, se determinan las velocidades de rotación de la turbina Pelton y de máquina eléctrica, y la velocidad de impacto del inyector sobre las palas y se obtiene el radio y el diámetro de la turbina. Por último, se define la velocidad específica (𝜈). Llegados a este punto, habría que observar si el valor de dicha velocidad específica está comprendido entre los valores mínimos y máximos, establecidos como 0,025 y 0,125, respectivamente [22]. En caso de que dicha condición se cumpla, el número de pares de polos propuesto se considerará válido. Si por el contrario, el valor de la velocidad específica se encuentra fuera de esos valores, el rendimiento de la turbina se reduciría. Después, por cada par de polos, se calcula el número de inyectores óptimo. Para esto, se establece una columna para cada número de inyector (de 1 a 4) y se deducen los valores de caudal por inyector (𝑄0), el radio del chorro (R2), las velocidades específicas por chorro (𝜈0) y el número de cucharas (𝑧𝑏). Para que estos valores sean aceptables, el valor de 𝜈0 tiene que estar entre 𝜈0min y 𝜈0max (cuyos valores se puede calcular según las ecuaciones proporcionadas en la Tabla 2) ya que de lo contrario, el rendimiento de la instalación podría verse comprometido. Habrá diversos resultados posibles, pero se compararán con lo que el mercado ofrece para poder obtener un precio razonable. En este estudio de potencial se va a trabajar con caudales variables. Pero en ciertos puntos, la utilización de diferentes caudales para los cálculos genera muchas variantes que no aportan información adicional. Por último, la turbina Pelton puede trabajar desde un caudal relativo del 20 % hasta el 110%, sin afectar al rendimiento de forma drástica y se considerará que el caudal de equipamiento es el valor de caudal relativo del 100%. 3.4 Transformador / Inyección a la red eléctrica Para los cálculos de potencia eléctrica, se supondrán los siguientes rendimientos: 85% para la turbina [38] y 95% para el alternador. También hay que tener en cuenta que se trabaja con corriente alterna, por lo que la multiplicación de la potencia hidráulica, por los dos rendimientos, solo va a dar la potencia eléctrica aparente (en VA). Como es necesario saber la potencia activa (en W), se aplicará un factor de potencia (fdp) de 0,9: 𝑷𝒆𝒍é𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂= 𝜼𝒕𝒖𝒓𝒃𝒊𝒏𝒂∙𝜼𝑨𝒍𝒕𝒆𝒓𝒏𝒂𝒅𝒐𝒓∙𝒇𝒅𝒑∙𝑷𝒉 𝑷𝒆𝒍é𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂=𝟎,𝟖𝟓∙𝟎,𝟗𝟓∙𝟎,𝟗∙𝑷𝒉 𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎:𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 [𝑊] 𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎:𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝜂𝐴𝑙𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎𝑑𝑜𝑟:𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑙𝑡𝑒𝑟𝑛𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑓𝑑𝑝:𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑃ℎ:𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐻𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎 [𝑊] => 𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎=0,73∙𝑃ℎ Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 48 | P á g i n a 5 Energía total producida por año Cuando el salto neto y el caudal de trabajo son conocidos, es posible calcular la energía eléctrica que puede ser producida por la instalación o central hidroeléctrica. Primero se define la potencia hidráulica, es decir, la potencia que contiene el agua y que está a disposición de la turbina para ser transformada en potencia mecánica. El salto neto Hn representa la energía total contenida en un kilogramo-peso de agua. Multiplicando este valor por el número de kilogramos-peso pasando por segundo, se obtiene la potencia hidráulica. 𝑷𝒉=𝝆 𝑸 𝒈 𝑯𝒏 [𝑾] 𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒 𝜌=1000𝑘𝑔 𝑚3 ;𝑔=9,81𝑚 𝑠2 ;𝑄 :𝐸𝑙 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑒𝑛 [𝑚3/𝑠] 𝑦 𝐻𝑛 :𝑆𝑎𝑙𝑡𝑜 𝑛𝑒𝑡𝑜 𝑒𝑛 [𝑚] Para conocer la potencia eléctrica producida (𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎), habría que saber el rendimiento de la turbina y de la máquina eléctrica o generador. De esta manera se obtiene: 𝑷𝒆𝒍é𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂=𝜼𝒈 𝑷𝒉 [𝑾] La energía eléctrica obtenida es la potencia multiplicada por el tiempo, por lo que la energía eléctrica obtenida en un año (𝐸𝑎) será la integral de la potencia en función del tiempo de uso durante un año. 𝑬𝒂= ∫ 𝑷(𝒕) 𝒅𝒕 𝒕𝒇 𝒕𝟎[𝑾.𝒉] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 49 | P á g i n a 6 Rentabilidad La rentabilidad es una medida que indica la capacidad de una inversión o negocio para generar ganancias en relación con los recursos invertidos. Se expresa generalmente como un porcentaje y refleja la eficiencia con la que se utilizan los recursos para producir beneficios. Para el cálculo de la rentabilidad, se tienen en cuenta los siguientes parámetros: la potencia eléctrica, la inversión total, las subvenciones, los gastos anuales globales, el número de días de funcionamiento, el tiempo de amortización del proyecto, los intereses bancarios, el precio de venta de la energía y la Tasa de Rentabilidad Interna (TRI). Para cada uno de estos parámetros hay un valor ideal. En el caso de los gastos anuales, un documento emitido en 2016 por l’ISKB (hoy en día Swiss Small Hydro), muestra los resultados de las encuestas realizadas a las centrales hidroeléctrica sobre los costes de explotación y de mantenimiento de estas. Se deduce que cuanto más pequeña es la central, más elevados son estos costes, como se puede observar en el siguiente Gráfico 4 [39]. Gráfico 4: Gastos de explotación y mantenimiento de diferentes centrales hidroeléctricas [39] En el caso en el que la potencia instalada sea de entre 50 kW y 300 kW, el valor de los costes estaría en torno a los 210 CHF/kW, valor que será empleado para realizar los cálculos de rentabilidad de este trabajo. Por último, habría que hablar del TRI, que está en relación directa con el precio de venta de la electricidad. La empresa Oiken, que es quien ha encargado este estudio, exige que el precio de venta de la energía sea tal que se alcance un TRI de 4,5% a 25 años. Este precio de venta será el que determine la viabilidad de este proyecto, ya que será el precio que se tendrá en cuenta para comparar las diferentes soluciones planteadas. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 50 | P á g i n a 7 Problemática La mayor desventaja en este tipo de centrales hidroeléctricas ubicadas en redes de irrigación es que el caudal es muy variable. Las causas son de diferente naturaleza: una de ellas es que el agua proviene de ríos, fuentes naturales o estanques, otra que el caudal que se puede aprovechar es solo de unos meses al año, y finalmente que hay veces que las precipitaciones no son suficientes. También es importante tener en cuenta la posibilidad de que haya sedimentos en las aguas de montaña, y entren en las redes de agua causando problemas. Estos sedimentos pueden acelerar el desgaste de la turbina, reduciendo su vida útil y eficiencia, ya que las partículas desgastan las superficies en contacto con el flujo de agua. Además, los sedimentos pueden obstruir los conductos, lo que puede llevar a interrupciones en el flujo de agua, causando tiempos de inactividad y una reducción en la capacidad de generación de energía. Para mitigar estos efectos negativos, el diseño de la turbina y de los conductos debe considerar la abrasividad de los sedimentos. Es fundamental utilizar materiales más resistentes, como aleaciones especiales y recubrimientos protectores en las partes más expuestas al desgaste. Estas medidas ayudan a asegurar la longevidad y eficiencia del equipo, minimizando el impacto de los sedimentos y garantizando un funcionamiento continuo y eficiente de la planta hidroeléctrica. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 51 | P á g i n a 8 Subvenciones Una parte esencial para saber si el proyecto será viable o no, son las diferentes subvenciones a las que podría optar el proyecto, ya que ayudan a que el coste de desembolso sea menor: Para empezar, estaría el “Financement des Frais Supplémentaire” (Financiamiento de Costes Suplementarios). Es uno de los programas pioneros para incentivar las energías renovables en Suiza. Sin embargo, actualmente solo está disponible para las instalaciones existentes. Por esta razón, una nueva central no podría acogerse a esta subvención. Según el artículo 7 de la ley correspondiente, los distribuidores están obligados a comprar la corriente eléctrica generada por los productores de energías renovables a un precio medio de 15-16 cts CHF/kWh, pero si el precio está por encima, Pronovo [40] paga la diferencia a las distribuidoras [41]. Después estaría la “Rétribution à Prix Courant” (Retribución al Precio de la Corriente). Se trata de un mecanismo federal para incentivar la producción de electricidad procedente de energías renovables. Las energías renovables que pueden beneficiarse son la hidráulica, la fotovoltaica, la eólica, la geotérmica y la procedente de la biomasa y de sus desechos. Esta subvención ha finalizado en 2022 [42]. El “Système de Rétribution de l’Injection" (Sistema de Retribución de Inyección) es una ayuda para desarrollar la producción eléctrica procedente de energías renovables en Suiza. Hasta 2022, los productores de electricidad mediante energías renovables podían pedir la subvención en este marco del Sistema de Retribución de Inyección. Pero, en este momento, no hay ningún nuevo acuerdo con una ley similar [43]. Por último, los productores de energías renovables cuentan con la "Contribution à l’investissement" (Contribución a la inversión) donde la Confederación Helvética contribuye con entre el 40% y 60% de los costes. Según el artículo 19, al. 5 de la "Loi sur l’energie" (ley de la energía) [44], las centrales instaladas en el sistema de irrigación pueden acogerse a esta subvención. Con esta subvención, se espera lograr que la financiación pública llegue al 50%. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 52 | P á g i n a 9 Potencial de la zona de Lens 9.1 Contexto En el municipio de Lens, hay un sistema de irrigación que se sitúa en una pendiente con un relieve muy marcado. En esta pendiente se encuentra un gran depósito de agua con una capacidad de 4.000.000 L, alimentado por un conducto forzado que capta agua del Grand Bisse de Lens y de un torrente que nace más arriba, pero siguen el mismo trazado por la montaña. Esta boca de agua se encuentra a 80-90 metros por encima del depósito. El responsable de las aguas del municipio afirma que el caudal de agua en esta zona es de entre 80 y 100 l/s. El caudal de agua que pasa por el conducto está regulado por una válvula reductora. Esta válvula reductora tiene un comando analógico con la medida de altura del depósito. 9.2 Estado actual de la red de irrigación de Lens y sus alrededores La red de irrigación actual de la zona de estudio y alrededores es muy compleja. Lens es un municipio que está aguas abajo del municipio de Crans-Montana y más o menos a la misma altura que el de Icogne. Además, también suministra agua a los municipios de Flanthey y Chermignon d’en-Bas. Para el proyecto, la zona de mayor interés para la posible ubicación de la central hidroeléctrica se sitúa en el Grand Bisse de Lens (ver Ilustración 21). Ilustración 21: Grand Bisse de Lens [45] El Grand Bisse de Lens (marcado en azul en la Ilustración 21), que parece que nace del río de la Lienne, un tanto más al oeste, en realidad nace gracias al río Ertense (una fuente natural de agua que se encuentra más al norte del mapa presentado). No se conoce con exactitud la cantidad de agua que procede del río Ertense y en un principio, se presupone que una gran parte viene de esta fuente, pero después de haber tenido diferentes discusiones con los responsables de aguas de los alrededores del Grand Bisse, se extrajeron las siguientes conclusiones: Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 53 | P á g i n a - El Grand Bisse de Lens tiene un derecho de agua de 300 l/s. Este caudal provenía del río Ertense, pero hoy en día el caudal que llega desde Ertense es casi despreciable, porque hay una captación de agua que lleva este agua al municipio de Crans-Montana como suministro de agua potable en todos los municipios que estén aguas abajo, ya que antiguamente tenían que bombear agua desde Lens o Icogne para suministrar a Crans-Montana de agua potable. Por tanto, para alimentar el Grand Bisse de Lens, hay una bomba de agua en el lago de Croix (ver Ilustración 21). Este lago está explotado por la Sociedad Lienne S.A. [46], encargada del pago del bombeo del agua para la alimentación del Grand Bisse. La Sociedad Lienne S.A. es la propietaria de una central hidroeléctrica que está situada al borde del rio Rhône y se dedica a gestionar el agua del río de la Lienne. - El Grand Bisse de Lens rara vez necesita 300 l/s. Está pensado para trasvasar 300 l/s pero en intervalos cortos de tiempo (horas, pero no varios días o semanas). Cada año, hacen pruebas para controlar que, por condiciones meteorológicas extremas, el Grand Bisse contenga el agua y no haya riesgo de desbordamiento. - El Grand Bisse solo necesita 120 l/s para un buen funcionamiento, aunque de vez en cuando, necesita picos de 180 l/s. Cada semana, los responsables del Grand Bisse, deciden el caudal que se va a necesitar la semana siguiente, por lo que el caudal puede variar semanalmente. - El excedente de agua no utilizado, se vende a la Sociedad Lienne S.A. y se turbina en su central hidroeléctrica. Esto les da un ingreso de 18.000 CHF/año. - Energéticamente hablando, no tiene sentido bombear un excedente de agua en el Grand Bisse de Lens para turbinarlo en la central del proyecto, porque ya la procesa la Sociedad Lienne S.A. Además, se generarían pérdidas e ineficiencias por el bombeo y por el canal a superficie libre. - Por otro lado, en 2037 está prevista una nueva negociación de las concesiones de agua que definirán la continuación y la concesión de los derechos de agua al Grand Bisse de Lens. - Con respecto al proyecto, se sabe que del agua que pasa por la zona solo un tercio puede pasar por el conducto ya que los otros 2 tercios pertenecen al municipio de Crans-Montana. CransMontana los utiliza para alimentar otro embalse, un depósito para la irrigación y otro Bisse. 9.3 Descripción de la infraestructura actual La zona de estudio se encuentra entre las poblaciones de Lens y Flanthey. En la Ilustración 22, se observa la ubicación de ambas poblaciones, y en el recuadro, se aprecia la zona de estudio. El agua fluye de izquierda a derecha. Ilustración 22: Localización de la zona de estudio Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 54 | P á g i n a En la Ilustración 23 se observa un zoom de la zona de estudio para visualizarla de forma más clara, se observan tanto el torrente como el Grand Bisse de Lens. Los diferentes números representan los elementos que se detallan a continuación. Ilustración 23: Zoom de la zona de estudio En primer lugar se observa el torrente, el cual pasa por debajo de la población de Lens y se encuentra descubierto a partir del tramo indicado con una flecha. Este tipo de flujo de aguas permite el desalojo de aguas de lluvias fuertes o provenientes del deshielo. En el número 1 de la Ilustración 23, se encuentra una primera boca de agua (ver Ilustración 24). Ilustración 24: 1. Primera boca de agua Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 55 | P á g i n a El agua procedente de un lago del pueblo pasa por el conducto rojo de la Ilustración 24 y a su vez, agua que proviene del torrente que atraviesa el pueblo entra por la rejilla superior. La tubería de salida tiene una entrada con forma cilíndrica y con orificios, comportándose como un filtro (tubo negro). Esta tubería comunica directamente con el punto 4 de la Ilustración 23, el cual representa la segunda boca. El trazado que sigue este conducto es similar al del torrente. Aguas más abajo, se encuentran dos tubos negros, marcados como punto 2 de la Ilustración 23. (ver Ilustración 25) Ilustración 25: 2. Dos conductos vierten agua al torrente Se concluyó que se trata de dos tubos de drenaje procedentes de los campos de alrededor. En el momento del estudio no vertían mucha agua dado que era julio. Siguiendo el recorrido del torrente, en el punto 3 éste se encuentra con la carretera. (ver Ilustración 26) Ilustración 26: 3. Paso del torrente por la carretera Tanto el torrente como el conducto pasan por debajo de la carretera, sin ningún tipo de obstáculo. Estos continúan hasta el punto 4, donde se cruzan con el Grand Bisse de Lens (ver Ilustración 27). Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 56 | P á g i n a Ilustración 27: 4. Cruce del torrente y el Grand Bisse de Lens En la Ilustración 27 se distinguen varios elementos, empezando por la habitación, en la que convergen todos los conductos. Por un lado, llega el conducto directo desde el punto 1. Por otro lado, llega agua de los filtros colocados en el Grand Bisse de Lens y por último, como el torrente pasa por encima del Grand Bisse, también se había diseñado una rejilla para que el agua se filtrara en la habitación, pero hoy en día esta rejilla se encuentra sellada con una plancha metálica. No se consiguió descubrir el porqué, pero una de las posibles razones es que el agua ya había sido captada más arriba. Para finalizar, todo el agua que se capta en esta habitación converge en una tubería que conecta con los puntos restantes. En el punto número 5, se observa otra habitación de hormigón en la que se encuentra una válvula reductora que regula la cantidad de agua que pasa al depósito de forma analógica (ver Ilustración 28). Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 57 | P á g i n a Ilustración 28: 5. Válvula reductora A la salida de la válvula reductora el conducto transporta el agua hasta el punto 6, el cual es un desarenador (ver Ilustración 29). Ilustración 29: 6. Desarenador Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 64 | P á g i n a A continuación, se muestra el Gráfico 10 donde se representan los costes energéticos: Gráfico 10: Costes energéticos en función del caudal y los diámetros estandarizados entre 150 y 350 mm. Escenario 1 Entre la variante con un diámetro de 250 mm y el de 300 mm, hay una diferencia de 1 CHF por metro de conducto. Esta diferencia es despreciable frente al aumento de rendimiento que aporta. Por otro lado, al comparar un diámetro de 300 mm y 350 mm, la diferencia del rendimiento no es tan elevada, pero la diferencia del coste económico es aproximadamente 1,5 CHF por metro de conducto, el cual no está justificado en términos de rendimiento. Confirmando que el conducto con diámetro de 300 mm es la mejor opción (ver Anexo [2]). Después de haber escogido el conducto de 300 mm de diámetro, habría que observar el comportamiento del conducto en función de los caudales de estudio. Para ello, se ha trabajado con una herramienta de cálculo para poder proyectar los siguientes valores respecto a los caudales: pérdidas de carga regulares o primarias, comparación del salto neto con el bruto y la potencia hidráulica. • Pérdidas de carga regulares o primarias: A continuación, se representarán las pérdidas de carga primarias en función del caudal. Éstas han sido calculadas haciendo uso de las ecuaciones mostradas en el apartado 2.1. Gráfico 11: Pérdidas de carga primarias en función del caudal. Escenario 1 40,00 45,00 50,00 55,00 60,00 65,00 70,00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 150 200 250 300 350 Precio [CHF/m] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 65 | P á g i n a Observando el Gráfico 11, cuando el caudal aumenta, las pérdidas de carga primarias también aumentan. En el rango de caudales objeto de estudio, se observa que estas pérdidas aumentan 0,64 m, que frente a los 96,6 m de salto bruto, representan el 0,66%, lo cual no supone mucha variación. • Salto neto y salto bruto: En el Gráfico 12, se pretende comparar el salto bruto frente al salto neto para observar el efecto de las pérdidas de carga primarias. Gráfico 12: Comparación del salto bruto y el neto en función del caudal. Escenario 1 Viendo el Gráfico 12, se concluye que el salto neto disminuye según el caudal aumenta. Es el comportamiento esperado dado que en el Gráfico 11, las pérdidas aumentaban mientras que el caudal también ascendía. Una de las principales variables que afecta de forma negativa al salto neto son las pérdidas de carga primarias. • Potencia hidráulica: Por último, se quiere analizar cómo estas pérdidas de carga primarias afectan a la potencia hidráulica , por lo que se decide calcular la potencia hidráulica como en el apartado 2.1, en función del caudal (ver Gráfico 13). Gráfico 13: Potencia hidráulica en función del caudal. Escenario 1 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 66 | P á g i n a Cuanto más aumenta el caudal, más aumenta la potencia hidráulica. Se observa una diferencia considerable entre la potencia hidráulica máxima (65206,9W) y la mínima (37533,4W), para el rango de caudales objeto de estudio. Esta diferencia es de 27671,47 W, la cual representa un 47% de la potencia máxima posible de producir. Se trabajará, por tanto, entre el 53% y el 100%, sabiendo que el máximo es de 65206,87 W → 65 kW. 10.1.2.2 Elección de la turbina Como ya se ha deducido anteriormente, haciendo uso del Gráfico 1, las opciones más adecuadas para las condiciones de trabajo de las que se dispone, eran el uso de una turbina Pelton o de una bomba inversa. Además, en vista de los rendimientos de trabajo presentados en el Gráfico 2 del apartado 3.3 se concluía la mayor idoneidad de la turbina Pelton. Para confirmar dicha elección se ha utilizado, el siguiente Gráfico 14 que relaciona el salto neto y la velocidad específica científica de la turbina como ya se adelantaba en el Gráfico 3 del apartado 3.3. Gráfico 14: Puntos de funcionamientos con diferentes caudales y velocidades de giro. Escenario 1 En dicho Gráfico 14, se observan tres nubes de puntos. Cada nube representa una velocidad de giro del generador (que a su vez coincide con la velocidad de giro de la turbina). Todos los puntos se encuentran justo debajo de la zona de la turbina Pelton. Según lo que marca el gráfico, la velocidad de giro ideal para el generador sería de 1500 rpm, trabajando con una turbina Pelton de dos inyectores. Dicha conclusión habría que verificarla minuciosamente con los resultados obtenidos en el dimensionamiento de la turbina Pelton, que se muestran a continuación. 10.1.2.3 Dimensionamiento de la turbina Pelton y el generador Para llevar a cabo el dimensionamiento de la turbina Pelton, se utilizará la información ya presentada en el apartado 3.3, así como las ecuaciones mostradas en la Tabla 2: Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 67 | P á g i n a Una vez estén definidos el salto neto (𝐻𝑛), el caudal nominal (𝑄) y la frecuencia (𝑓), se podrá deducir la energía hidráulica másica (𝐸), la potencia hidráulica (𝑃ℎ) y la velocidad de salida del inyector (𝐶𝑜) mediante la ecuación de Torricelli. Después se determinan las velocidades de giro de la turbina y la velocidad de impacto del chorro sobre las palas y se obtienen tanto el radio como el diámetro de la turbina. Por último, se define la velocidad especifica científica (ν). Llegados a este punto, habría que observar si el valor ν está comprendido entre los valores mínimos y máximos, establecidos como 0,025 y 0,125, respectivamente [22]. En ese caso, el número de pares de polos determinado se consideraría válido. En caso contrario, el rendimiento de la turbina disminuiría. Una vez establecido el número de pares de polos del alternador, se calcula el número de inyectores óptimo. Para ello, se establece una columna por cada número de inyectores (de 1 a 4) y se deducen los valores de caudal por chorro (𝑄0), el radio del chorro (R2), la velocidad específica científica por cada inyector (ν0) y el número de cucharas (𝑧𝑏). Para que estos valores sean aceptables, los valores de la velocidad especifica científica por cada inyector (ν0) tienen que estar entre ν0min y ν0max (ver Tabla 2) de lo contrario, el rendimiento de la instalación podría verse comprometido. Así en el Gráfico 15 se comienza con la proyección de la velocidad específica en función del número de pares de polos considerando un único inyector de agua. Gráfico 15: Como definir el número de pares de polos. Escenario 1 Las líneas discontinuas rojas indican los límites de la velocidad específica científica ν (entre 0,025 y 0,125). El resto de las curvas representan un caudal distinto. Estas curvas muestran la evolución de la velocidad específica científica en función del número de pares de polos. Se observa que, con un par de polos, la mayor parte de los caudales se quedarían fuera de la zona aceptable, mientras que, entre 2 y 4 pares de polos, dichos caudales sí que estarían entre los límites establecidos para ν. 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 54321 Velocidad especifica (ν) [-] Número de pares de polos 0,04 0,045 0,05 0,055 0,06 0,065 0,07 Caudales [m3/s]: Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 68 | P á g i n a A continuación, se va a abordar la elección del número de inyectores. Según lo concluido del Gráfico 15, el número de inyectores se analizará para 2, 3 y 4 pares de polos del alternador. Gráfico 16: Elección del número de inyectores para 2 pares de polos. Escenario 1 En el caso de 2 pares de polos (Gráfico 16), lo mejor sería tener entre 2 y 4 inyectores porque con 1, todos los caudales se salen de la zona aceptable. Gráfico 17: Elección del número de inyectores para 3 pares de polos. Escenario 1 Como se observa en el Gráfico 17, con 3 pares de polos, harían falta 2 o 3 inyectores. Como antes, con 1 y 4 inyectores, para ciertos caudales, se estaría trabajando fuera de la zona óptima, lo que provocaría una disminución del rendimiento de la turbina. 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 1 2 3 4 Velocidad especifica (ν) [-] Numero de inyectores 0,04 0,045 0,05 0,055 0,06 0,065 0,07 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 1 2 3 4 Velocidad especifica (ν) [-] Número de inyectores 0,04 0,045 0,05 0,055 0,06 0,065 0,07 Caudales [m3/s]: Caudales [m3/s]: Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 69 | P á g i n a Gráfico 18: Elección del número de inyectores para 4 pares de polos. Escenario 1 Con 4 pares de polos (ver Gráfico 19), se observa que las curvas se juntan cada vez más, por lo que se podría trabajar solo con 1 o 2 inyectores. Teniendo en cuenta estas tres opciones, se observa que para tener 1 o 2 inyectores, se podría trabajar con 2, 3 o 4 pares de polos en el alternador. Sabiendo que, en el mercado, es más barato un alternador con menos pares de polos, se concluirá que una turbina Pelton con 2 inyectores y una máquina eléctrica de 2 pares de polos parece ser la mejor opción. Para tener la turbina completamente dimensionada, se fijará un caudal nominal. El caudal de equipamiento será fijado por el criterio mencionado al final del apartado 3.3. donde se comenta que la turbina Pelton puede trabajar con un caudal un 10% superior al caudal de equipamiento, por lo que se supondrá que el 110% corresponde a un caudal de 70 l/s y, por otro lado, el 100% corresponde a un caudal de 63,63 l/s. 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 1 2 3 4 Velocidad especifica (ν) [-] Número de inyectores 0,04 0,045 0,05 0,055 0,06 0,065 0,07 Caudales [m3/s]: Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 70 | P á g i n a Con las ecuaciones vistas en la Tabla 2, se obtendrán los siguientes valores mostrados en la Tabla 3. Tabla 3: Valores definitivos de los parámetro de la turbina Pelton y el generador del escenario 1 Parámetro Símbolo Valor Unidades Salto neto Hn 96 (m) Caudal nominal Q 0,06363 (m3/s) Energía hidráulica másica E 941,76 (J/kg) Potencia hidráulica (nominal) Ph 59,92 (kW) Velocidad del chorro Co 43,39 (m/s) Frecuencia f 50 (Hz) Número de pares de polos Zp 2 (-) Velocidad de rotación n 25 (rph) Velocidad de rotación N 1500 (rpm) Velocidad de rotación w 157,08 (rad/s) Velocidad de impacto U1 19,53 (rad/s) Radio de la turbina R1 0,124 (m) Diámetro de la turbina D1 0,248 (m) Perímetro p1 0,781 (m) Velocidad específica científica ν 0,078 (-) Número de chorros z0 2 (-) Caudal por chorro o inyector Q0 0,032 (m3/s) Radio del chorro R2 0,015 (m) Cociente de los radios R2/R1 0,124 (-) Velocidad específica científica (en función del número de inyectores) ν0 0,055 (-) Número de cucharas zb 20 En la Tabla 3 por tanto, se muestran los parámetros y características necesarias para el diseño y la fabricación de la turbina Pelton así como para el generador que van a ser utilizados en este primer escenario. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 71 | P á g i n a 10.1.2.4 Dimensionamiento de la conexión a la red eléctrica Una vez dimensionado el sistema hidráulico y el sistema de generación eléctrica, el siguiente paso sería hacer llegar esa energía eléctrica a la red eléctrica. Para este primer escenario, existe la posibilidad de inyectar la energía eléctrica en tres salas de transformación, denominadas S1, S2 y S3 en el mapa de la Ilustración 33 y que aparecen marcadas como equidistantes al punto X. Ilustración 33: S1, S2 y S3 representan las tres salas de transformación La primera sala, S1, se sitúa en la población de Flanthey, y las otras dos (S2 y S3) en la población de Lens. Observando las distancias a las salas de transformación y la potencia que hay que transportar, habría que verificar si fuera necesaria la instalación de un transformador de baja tensión a tensión media en la central hidroeléctrica. Por lo tanto, dicha verificación se hará para cada uno de los casos teniendo en cuenta una potencia hidráulica de 66 kW dado que sería la máxima potencia hidráulica que la turbina podría tratar, la cual viene asociada al caudal máximo de 70 l/s. Para la ecuación del cálculo de pérdidas en la red eléctrica, se necesitaría saber la potencia eléctrica activa, siendo 0,73 el producto del rendimiento del grupo turbina-generador y del factor de potencia de la máquina eléctrica, como ya se ha mencionado en el apartado 3.4, por lo que: 𝑃𝑎𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎=0,73∙𝑃ℎ=0,73∙66=48,18 𝑘𝑊 Para saber si se podría usar una línea en baja tensión (400 V) o una línea en media tensión (16 kV) se hace uso de la ecuación del cálculo de pérdidas en la red eléctrica, presentada en el apartado 3.4, suponiendo que está en baja tensión. Para completar esta ecuación, faltaría saber la resistencia del conductor en [Ω/km] (𝐾𝑄). Dicho valor se corresponde con 𝐾𝑄=0,868Ω 𝑘𝑚 según la hoja de datos de la referencia [47]. Así, faltaría por determinar cuál sería la longitud máxima del cable para obtener unas pérdidas menores del 5% y no necesitar un transformador para inyectar la energía eléctrica a la red: Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 72 | P á g i n a 𝒑𝒑𝒆𝒓𝒅𝒊𝒅𝒂𝒔 𝒅𝒆 𝒑𝒐𝒕𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂=𝜟𝟏𝟐 𝑼𝟐=𝑷𝑩 𝒍 𝑳 𝑲𝑸 𝑼𝟐 𝟐 → 𝒑𝒑𝒆𝒓𝒅𝒊𝒅𝒂𝒔 𝒅𝒆 𝒑𝒐𝒕𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂<𝟎,𝟎𝟓 𝑃𝐵=48180 𝑊; 𝑙 𝐿=?; 𝐾𝑄=0,868Ω 𝑘𝑚[47] ;𝑈2=400 𝑉 𝑃𝐵 𝑙 𝐿 𝐾𝑄 𝑈22=48180 𝑙 𝐿 0,868 4002 <0,05 𝒍 𝑳 <𝟎,𝟏𝟗𝟏 𝒌𝒎 La resolución de dicha ecuación indica que la longitud máxima del cable que haría que no se necesitara un transformador para la inyección de la electricidad en la red, sería de 191 metros. Si la distancia a las salas S1, S2 y S3 es más elevada de 191 m, entonces, haría falta el uso de un transformador. A continuación, por tanto, hará falta verificar las distancias a las diferentes salas de transformación S1, S2 y S3, para valorar la necesidad de colocar un transformador. La primera sala de transformación S1, la cual se encuentra en Flanthey (ver Ilustración 34), se encuentra a 422 m de distancia de la central en línea recta, pero serían necesarios alrededor de 660 m de cable (el cual sería representado por la línea amarilla con puntos en la Ilustración 34). En este caso, debido a que dicha distancia supera la longitud límite de 191 m, sería necesario instalar un transformador en la central hidroeléctrica para pasar de baja tensión a tensión media. Ilustración 34: Distancia a la sala de transformación S1 La segunda sala de transformación S2, sería la que se encuentra más al oeste de las dos que hay en la población de Lens (ver Ilustración 35). Se encuentra a 576 m de distancia de la central en línea recta y serían necesarios alrededor de 732 m de cable (representado por la línea azul con puntos en la Ilustración 35). En este caso también, debido a que dicha distancia supera la longitud límite de 191 m, sería necesario instalar un transformador en la central hidroeléctrica para pasar de baja tensión a tensión media. S1 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 73 | P á g i n a Ilustración 35: Distancia a la sala de transformación S2 Por último, la tercera sala de transformación S3, la cual también se encuentra en la población de Lens (ver Ilustración 36), se encuentra a 550 m en línea recta, pero los cables necesitarían atravesar 1070 m de distancia (la cual está representada por la línea amarilla con puntos en la Ilustración 36). Al igual que en los casos anteriores, aquí también haría falta colocar un transformador en la central hidroeléctrica. Ilustración 36: Distancia a la sala de transformación S3 Por lo tanto, se concluye que en cualquiera de los tres casos habría que instalar un transformador en la central hidroeléctrica que eleve la tensión desde baja tensión a media tensión, ya que las distancias son considerablemente mayores que la distancia máxima de 191 m considerada. 10.1.3 Inversiones económicas Una vez se han establecido todos los elementos necesarios para la construcción de una central hidroeléctrica en este primer escenario, se puede proceder a calcular los presupuestos que se obtendrían teniendo en cuenta la inyección de la electricidad a las diferentes salas S1, S2 y S3 y teniendo en cuenta que en los 3 casos se va a necesitar el uso de un transformador de tensión (ver Tabla 4). S2 S3 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 80 | P á g i n a Para concluir, se observa que todos los precios de venta de electricidad son bastante altos respecto a los 20 cts CHF/kWh que suelen pagar en el cantón del Valais, lo cual no favorece la consecución del proyecto. Sin embargo, la gran variabilidad del precio de la electricidad hace que la instalación de la central hidroeléctrica en este primer escenario (y teniendo en cuenta las diferentes opciones de inyección a red) pueda llegar a ser posible en unos años. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 81 | P á g i n a 10.2 Escenario 2 10.2.1 Contexto En este segundo escenario la situación de partida es la siguiente: el conducto forzado seguirá siendo el existente hasta la válvula reductora, a partir de ahí, se colocará otro conducto forzado que canalice el agua hasta la población de Flanthey. Esto permitirá tener un salto bruto de 290 m y además, de esta manera, la central se ubicaría más cerca de una sala de transformación donde poder llevar a cabo la conexión a la red eléctrica. La Ilustración 37 muestra una línea con puntos que representa el trazado del conducto forzado desde el Grand Bisse de Lens hasta la población de Flanthey con una longitud total de 794 m. Así mismo, el punto rojo representa la sala de transformación que se podría usar para la inyección a la red eléctrica. Ilustración 37: Conducto forzado desde el Grand Bisse de Lens hasta la población de Flanthey (línea roja con puntos) Cabe comentar que el caudal del que se va a disponer, es una de las grandes incógnitas de este segundo escenario, por lo que se considerará que el caudal turbinable será la resta entre los 70 l/s planteados en el caso anterior y el caudal necesario para la irrigación. Conociendo los datos y la información aportada en el apartado 9.3, se proponen las siguientes modificaciones para poder instalar la nueva central hidráulica (ver Ilustración 38). Ilustración 38: Esquema del escenario 2 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 82 | P á g i n a En la Ilustración 38 se puede observar que las bocas de agua 1 y 2, la habitación 3, que hace la puesta en carga en el conducto forzado, y el conducto forzado hasta la antigua válvula reductora (excluyendo esta última), son los dispositivos que se mantienen del sistema original. La válvula 5 es una válvula reguladora que determina cuánta agua val al depósito y cuánta a la central hidroeléctrica. Después de esta válvula reguladora, se encontrará la válvula de protección de la central hidroeléctrica, el grupo turbina-generador y la válvula de mantenimiento. Del grupo turbina-generador, salen los cables eléctricos para realizar la conexión en la sala de transformación de Flanthey. El desarenador y el depósito de irrigación serían los que ya estaban en el sistema original. 10.2.2 Dimensionamiento y estudio del potencial hidroeléctrico Para esta situación se supondrá un caudal de entre 10 l/s y 70 l/s, un salto bruto de 290 m y una longitud de tubería de fundición de 794 m. El conducto con el que se trabaja cuenta con un diámetro de 300 mm y una rugosidad de 0,35 mm. 10.2.2.1 Dimensionamiento del conducto Aunque el conducto con el que se va a trabajar cuenta con un diámetro de 300 mm, se va a verificar si ese diámetro es suficiente o sería conveniente modificarlo. Se abordarán los rendimientos hidráulicos del conducto y el coste energético de los distintos diámetros económicos. Ambos se calcularán a partir de las ecuaciones mostradas en el apartado 3.2. Para comenzar, se evaluará el rendimiento hidráulico del conducto en función del caudal y los diámetros estandarizados posibles. Los caudales variarán entre 10 l/s y 70 l/s y los diámetros entre 80 mm y 1200 mm (ver Gráfico 26). Gráfico 26: Rendimiento hidráulico del conducto en función del caudal y el diámetro estandarizado. Escenario 2 Según el Gráfico 26, cuanto mayor es el diámetro estandarizado, se obtiene un mejor rendimiento dado que las pérdidas por fricción son menores. También, hay que decir que, de 80 mm a 125 mm, el rendimiento sufre una caída brusca, descendiendo el rendimiento por debajo del 40%. También se deben valorar los costes energéticos, que es otro valor que va a ayudar a seleccionar la tubería. Dicho valor será evaluado en función de los mismos parámetros que para el caso del rendimiento (ver Gráfico 27). 10,00 30,00 50,00 70,00 0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00 80 125 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 Rendimiento [%] Diámetro [mm] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 83 | P á g i n a Gráfico 27: Costes energéticos en función del caudal y el diámetro estandarizado. Escenario 2 En el Gráfico 27 se observa un valle de menor coste para los diámetros entre 100 mm y 350 mm. En vista de la información obtenida en los Gráfico 26 y 27, sería interesante centrarse en los diámetros de 150 mm y 350 mm para poder extraer unas conclusiones más nítidas de cara a la elección del conducto. Gráfico 28: Rendimiento hidráulico del conducto en función del caudal y los diámetros estandarizados entre 150 y 350 mm. Escenario 2 Se considera un buen conducto, aquel que obtiene un rendimiento superior al 99%. En el Gráfico 28, el rendimiento comienza en 98,5%, lo que indica que ya es un rendimiento elevado. Por otro lado, se observa un mejor rendimiento y más estabilidad con un diámetro de 300 mm que con el de 250 mm. Además, el conducto de 300 mm tiene solo un caudal por debajo del 99% mientras que el de 250 mm tiene un rendimiento inferior al 98,5%. Por esta razón, se opta por un conducto de 300 mm de diámetro, o superior. 10,00 30,00 50,00 70,00 0 10 20 30 40 50 60 80 125 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 Precio [CHF/m] Diámetro [mm] 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 98,5 98,6 98,7 98,8 98,9 99,0 99,1 99,2 99,3 99,4 99,5 99,6 99,7 99,8 99,9 100,0 150 200 250 300 350 Rendiminento [%] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 84 | P á g i n a A continuación, se muestra el Gráfico 29 donde se representan los costes energéticos. Gráfico 29: Costes energéticos en función del caudal y los diámetros estandarizados entre 150 y 350 mm. Escenario 2 Entre la variante con un diámetro de 250 mm y el de 300 mm, hay una diferencia de 1,8 CHF por metro de conducto. Esta diferencia es despreciable frente a la perdida de rendimiento del conducto. Por otro lado, al comparar un diámetro de 300 mm y 350 mm, la diferencia del rendimiento no es tan elevada, pero la diferencia del coste económico es aproximadamente 3 CHF por metro de conducto. Confirmando que el conducto con diámetro de 300 mm es la mejor opción (ver Anexo [3]). Después de haber escogido el conducto de 300 mm de diámetro, habría que observar el comportamiento del conducto en función de los caudales de estudio. Para ello, se ha trabajado con una herramienta de cálculo para poder proyectar los siguientes valores respecto a los caudales: pérdidas de carga regulares o primarias, comparación del salto neto con el bruto y la potencia hidráulica. • Pérdidas de carga regulares o primarias: A continuación, se representan las pérdidas de carga primarias en función del caudal. Éstas han sido calculadas haciendo uso de las ecuaciones mostradas en el apartado 2.1. Gráfico 30: Pérdidas de carga primarias en función del caudal. Escenario 2 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 150,00 200,00 250,00 300,00 350,00 Precio [CHF/m] Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 85 | P á g i n a Observando el Gráfico 30, cuando el caudal aumenta, las pérdidas de carga primarias también aumentan. Estas pérdidas aumentan de 0,06 m hasta 2,77 m, lo que supone una diferencia de 2,71 m, que frente a los 290 m de salto bruto, representan el 0,93%, lo cual no supone mucha variación. • Salto neto y salto bruto: En el Gráfico 31, se pretende comparar el salto bruto frente al salto neto para observar el efecto de las pérdidas de carga primarias. Gráfico 31: Comparación del salto bruto y el neto en función del caudal. Escenario 2 Según el Gráfico 31, se puede concluir que el salto neto disminuye a medida que el caudal aumenta. Este comportamiento es el esperado dado que en el Gráfico 30 las pérdidas aumentaban a medida que el caudal también se elevaba. Una de las principales variables que afecta de forma negativa al salto neto son las pérdidas de carga primarias. • Potencia hidráulica: Por último, se quiere analizar cómo estas pérdidas de carga primarias afectan a la potencia hidráulica, por lo que se decide calcular la potencia hidráulica como en el apartado 2.1, en función del caudal (ver Gráfico 32). Gráfico 32: Potencia hidráulica en función del caudal. Escenario 2 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 86 | P á g i n a Cuando más aumenta el caudal, más aumenta la potencia hidráulica. Se observa una diferencia considerable entre la potencia hidráulica máxima (197237,70 W) y la mínima (28442,53 W) para el rango de caudales objeto de estudio. Esta diferencia es de 168.795,18W, la cual representa un 86% de la potencia máxima posible de producir. Se trabajará por tanto, entre el 14% y 100%, sabiendo que el máximo es de 197.237,70 W → 197 kW. 10.2.2.2 Elección de la turbina Como ya se ha deducido anteriormente, haciendo uso del Gráfico 1, las opciones más adecuadas para las condiciones de trabajo de las que se dispone, eran el uso de una turbina Pelton o de una bomba inversa. Además, en vista de los rendimientos de trabajo presentados en el Gráfico 2 del apartado 3.3 se concluía la mayor idoneidad de la turbina Pelton. Para confirmar dicha elección se ha utilizado, el siguiente Gráfico 33 que relaciona el salto neto y la velocidad específica científica de la turbina como ya se adelantaba en el Gráfico 3 del apartado 3.3. Gráfico 33: Puntos de funcionamientos con diferentes caudales y velocidades de giro. Escenario 2 En dicho Gráfico 33, se observan tres nubes de puntos. Cada nube representa una velocidad de giro del generador (que a su vez, coincide con la velocidad de giro de la turbina). Para una velocidad de giro de 1000 rpm, todos los puntos se encuentran fuera de la zona de trabajo de la turbina Pelton. Para una velocidad de giro de 1500 rpm, los caudales altos podrían entrar dentro de la zona de trabajo de una turbina Pelton, pero casi todos los puntos estarían fuera de esta zona. Finalmente, si la velocidad de giro fuese de 3000 rpm, la nube de puntos estaría principalmente en la zona de funcionamiento de la turbina Pelton (ver Gráfico 34 para mayor detalle), concluyéndose así que la situación ideal sería trabajar con una turbina Pelton de 1 o 2 inyectores y una máquina eléctrica con una velocidad de giro de 3000 rpm, es decir, con un solo par de polos. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 87 | P á g i n a Gráfico 34: Puntos de funcionamiento con diferentes caudales en m3/s y velocidad de giro de 3000 rpm 10.2.2.3 Dimensionamiento de la turbina Pelton y el generador Para llevar a cabo el dimensionamiento de la turbina Pelton, se utilizará la información ya presentada en el apartado 3.3, así como las ecuaciones mostradas en la Tabla 2: Una vez estén definidos el salto neto (𝐻𝑛), el caudal nominal (𝑄) y la frecuencia (𝑓), se podrá deducir la energía hidráulica másica (𝐸), la potencia hidráulica (𝑃ℎ) y la velocidad de salida del inyector (𝐶𝑜) mediante la ecuación de Torricelli. Después se determinan las velocidades de giro de la turbina y la velocidad de impacto del chorro sobre las palas y se obtienen tanto el radio como el diámetro de la turbina. Por último, se define la velocidad específica científica (ν). Llegados a este punto, habría que observar si el valor ν está comprendido entre los valores mínimos y máximos, establecidos como 0,025 y 0,125, respectivamente [22]. En ese caso, el número de pares de polos determinado se consideraría válido. En caso contrario, el rendimiento de la turbina disminuiría. Una vez establecido el número de pares de polos del alternador, se calcula el número de inyectores óptimo. Para ello, se establece una columna por cada número de inyectores (de 1 a 4) y se deducen los valores de caudal por chorro (𝑄0), el radio del chorro (R2), la velocidad específica científica por cada inyector (ν0) y el número de cucharas (𝑧𝑏). Para que estos valores sean aceptables, los valores de la velocidad específica científica por cada inyector (ν0) tienen que estar entre ν0min y ν0max (ver Tabla 2) de lo contrario, el rendimiento de la instalación podría verse comprometido. Así, en el Gráfico 35 se comienza con la proyección de la velocidad específica en función del número de pares de polos considerando un único inyector de agua. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 88 | P á g i n a Gráfico 35: Como definir el número de pares de polos. Escenario 2 Las líneas discontinuas rojas indican los límites de la velocidad específica científica ν (entre 0,025 y 0,125). El resto de las curvas representan un caudal distinto. Estas curvas muestran la evolución de la velocidad específica científica en función del número de pares de polos. Se observa que, con un par de polos, los caudales se encuentran dentro del área aceptable. En el caso de considerar 2 pares de polos, algunos de los puntos también se encontrarían dentro de la zona de funcionamiento aceptable, mientras que, entre 3 y 5 pares de polos, todos los puntos estarían fuera de la zona aceptable. A continuación, se va a abordar la elección del número de inyectores. Según lo concluido del Gráfico 35, el número de inyectores se analizará para 1, 2 y 3 pares de polos del alternador, aun sabiendo que para 3 pares de polos los puntos estarían fuera de la zona de trabajo aceptable. Gráfico 36: Elección del número de inyectores para 1 par de polos. Escenario 2 En el caso de 1 par de polos (Gráfico 36), la mejor opción sería tener 2 inyectores de agua porque para el resto de las opciones, los caudales se encuentran fuera de la zona aceptable. 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 54321 Velocidad especifica (ν) [-] Número de pares de polos 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 Caudales [m3/s]: 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 1 2 3 4 Velocidad especifica (ν) [-] Número de inyectores 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 Caudales [m3/s]: Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 89 | P á g i n a Gráfico 37: Elección del número de inyectores para 2 pares de polos. Escenario 2 Como se observa en el Gráfico 37, con 2 pares de polos, haría falta 1 solo inyector. Como anteriormente, con el resto de número de inyectores, para ciertos caudales, estaríamos fuera de la zona óptima, lo que provocaría una disminución del rendimiento de la turbina. Gráfico 38: Elección del número de inyectores para 3 pares de polos. Escenario 2 Por último, con 3 pares de polos (Gráfico 38), se observa que las curvas se juntan cada vez más y que en ningún caso los caudales estarían dentro de la zona óptima de funcionamiento. Llegados a este punto, habría que decidir entre usar una máquina de 1 par de polos con 2 inyectores o una máquina de 2 pares de polos y 2 inyectores (suponiendo que uno de los inyectores podría cerrarse al 100%). El principal inconveniente de tener una máquina eléctrica de 1 par de polos es que en el momento en el que la máquina pasa al estado de embalamiento, por algún problema técnico, pasa de girar de 3000 rpm a 6000 rpm, mientras que una de 2 pares de polos, pasa de 1500 rpm a 3000 rpm. Este estado de embalamiento hace que los rodamientos o el eje de la turbina sea sometido a tensiones muy elevadas pudiendo acortar así la vida útil de cualquiera de los elementos y aumentando su deterioro. 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 1 2 3 4 Velocidad especifica (ν) [-] Número de inyectores 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 Caudales [m3/s]: 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 1 2 3 4 Velocidad especifica (ν) [-] Número de inyectores 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06 0,07 Caudales [m3/s]: Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 96 | P á g i n a 10.2.6 Análisis de rentabilidad económica Después de calcular la producción anual de energía eléctrica, habría que analizar la rentabilidad de las 3 hipótesis planteadas. Dicho análisis se llevará a cabo comparando cada parte con y sin ahorro. El valor clave a tener en cuenta será el precio de venta por kWh de energía eléctrica. Este precio se va a fijar cuando la tasa de rentabilidad interna o TRI sea del 4,5% a 25 años (dato exigido por la empresa demandante del proyecto, Oiken). Existen algunos elementos comunes para todos los casos: • Las subvenciones serán de aproximadamente el 50%, según lo expuesto en el estado del arte. • El tiempo de explotación es de 140 días. • La tasa de producción es del 100 % porque el mantenimiento se hará durante el invierno. • La duración de la amortización será de 25 años. Este valor ha sido escogido porque la mayor parte de los proyectos son rentables en estos periodos de tiempo. • La tasa de interés bancario será del 4%. Este valor ha sido aportado por Oiken. El objetivo de este apartado por tanto es conseguir que el valor del TRI sea del 4,5% a 25 años teniendo en cuenta los datos obtenidos hasta el momento, iterando para ello el precio de venta de la electricidad. • Hipótesis 1: 15 l/s En esta primera hipótesis se observa que el precio de venta sin ahorro es de 88,39 cts CHF/kWh mientras que aplicando los posibles ahorros el precio sería de 76,88 cts CHF/kWh (ver Tabla 11). Estos precios son excesivamente elevados, ya que están muy por encima de lo 20c cts CHF/kWh, y no serían económicamente viables. Tabla 11: Rentabilidad económica de la hipótesis 1, 15 l/s Cálculos económicos 15 l/s Original 15 l/s Con ahorro Potencia eléctrica kW 31,15 kW 31,15 Inversión total CHF 879.820,00 CHF 756.507,81 Subvención 50% 50% Gastos anuales CHF/año 6.541,71 CHF/año 6.541,71 Número de días de funcionamiento días 140,00 días 140,00 Horas de funcionamiento h 3.360,00 h 3.360,00 Tasa de producción % 100,00% % 100,00% Producción anual kWh/año 104.667,36 kWh/año 104.667,36 Precio de venta cts/kWh 88,39 cts/kWh 76,88 Ganancias anuales brutas CHF/año 92.515,48 CHF/año 80.468,27 Tiempo de amortización años 25,00 años 25,00 Tasa de interés % 4,00% % 4,00% Anualidad constante % 6,40% % 6,40% Amortización de la deuda CHF 56.318,97 CHF 48.425,52 Cargos anuales CHF/año 62.860,68 CHF/año 54.967,23 Beneficio anuales CHF/año 29.654,80 CHF/año 25.501,04 Precio de reventa cts/kWh 60,06 cts/kWh 52,52 TRI (15 años) 0,14% 0,14% TRI (25 años) 4,50% 4,50% Periodo de regresos 28,00 28,00 VAN (15 años) -105.958,16 -91.080,27 VAN (25 años) 22.461,15 19.351,31 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 97 | P á g i n a • Hipótesis 2: 50 l/s En la segunda hipótesis, se observa un precio de venta de la electricidad más asequible: 30,90 cts CHF/kWh sin ahorro y 27,44 cts CHF/kWh con ahorro. Aunque el precio de venta teniendo en cuenta los posibles ahorros es más asequible, sigue siendo elevado (ver Tabla 12). Tabla 12: Rentabilidad económica de la hipótesis 2, 50 l/s • Hipótesis 3: 30 l/s En esta última hipótesis, la más realista, se observan precios de 47,32 cts CHF/kWh y 41,51 cts CHF/kWh, sin ahorro y con ahorro, respectivamente (ver Tabla 13). Tabla 13: Rentabilidad económica de la hipótesis 3, 30 l/s Cálculos económicos 50 l/s Original 50 l/s Con ahorro Potencia eléctrica kW 103,84 kW 103,84 Inversión total CHF 879.820,00 CHF 756.507,81 Subvención 50% 50% Gastos anuales CHF/año 21.806,40 CHF/año 21.806,40 Número de días de funcionamiento días 140,00 días 140,00 Horas de funcionamiento h 3.360,00 h 3.360,00 Tasa de producción % 100,00% % 100,00% Producción anual kWh/año 348.902,40 kWh/año 348.902,40 Precio de venta cts/kWh 30,90 cts/kWh 27,44 Ganancias anuales brutas CHF/año 107.810,84 CHF/año 95.738,82 Tiempo de amortización años 25,00 años 25,00 Tasa de interés % 4,00% % 4,00% Anualidad constante % 6,40% % 6,40% Amortización de la deuda CHF 56.318,97 CHF 48.425,52 Cargos anuales CHF/año 78.125,37 CHF/año 70.231,92 Beneficio anuales CHF/año 29.685,47 CHF/año 25.506,90 Precio de reventa cts/kWh 22,39 cts/kWh 20,13 TRI (15 años) 0,15% 0,14% TRI (25 años) 4,51% 4,50% Periodo de regresos 28,00 28,00 VAN (15 años) -105.630,25 -91.017,60 VAN (25 años) 22.921,89 19.439,36 Cálculos económicos 30 l/s Original 30 l/s Con ahorro Potencia eléctrica kW 62,30 kW 62,30 Inversión total CHF 879.820,00 CHF 756.507,81 Subvención 50% 50% Gastos anuales CHF/año 13.083,00 CHF/año 13.083,00 Número de días de funcionamiento días 140,00 días 140,00 Horas de funcionamiento h 3.360,00 h 3.360,00 Tasa de producción % 100,00% % 100,00% Producción anual kWh/año 209.328,00 kWh/año 209.328,00 Precio de venta cts/kWh 47,32 cts/kWh 41,57 Ganancias anuales brutas CHF/año 99.054,01 CHF/año 87.017,65 Tiempo de amortización años 25,00 años 25,00 Tasa de interés % 4,00% % 4,00% Anualidad constante % 6,40% % 6,40% Amortización de la deuda CHF 56.318,97 CHF 48.425,52 Cargos anuales CHF/año 69.401,97 CHF/año 61.508,52 Beneficio anuales CHF/año 29.652,04 CHF/año 25.509,13 Precio de reventa cts/kWh 33,15 cts/kWh 29,38 TRI (15 años) 0,14% 0,14% TRI (25 años) 4,50% 4,50% Periodo de regresos 28,00 28,00 VAN (15 años) -105.987,66 -90.993,74 VAN (25 años) 22.419,70 19.472,88 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 98 | P á g i n a En vista de que todos los precios de venta de electricidad para las tres hipótesis son bastante superiores a los 20 cts CHF/kWh. La viabilidad de la instalación de una central hidroeléctrica según este segundo escenario resulta dudosa también. Sin embargo, la gran variabilidad del precio de la electricidad hace que dicha instalación pueda llegar a ser posible en unos años. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 99 | P á g i n a 11 Conclusiones El objetivo de este trabajo fin de grado era evaluar el potencial hidroeléctrico de la red de riego del municipio de Lens con el fin de instalar una central hidroeléctrica en algún punto de la misma. Para ello, se hizo una visita a la zona, con el fin de obtener toda la información posible sobre el potencial emplazamiento de la supuesta central hidroeléctrica. También se elaboró un gran diagrama de la instalación actual para mejorar la comprensión. A pesar de los esfuerzos empleados, no se pudieron averiguar los caudales exactos disponibles. Afortunadamente, gracias a los datos de caudal facilitados por la empresa promotora de este trabajo, Oiken, se pudo establecer que los caudales disponibles oscilarían entre los 40 y los 70 l/s. Después se visualizó y desarrolló un primer escenario. Todo seguiría como estaba y el único cambio sería que, en vez de tener una válvula reductora, se instalaría una turbina en ese mismo emplazamiento. Este cambio implicaba algunas obras de ingeniería civil, pero en términos generales, el concepto era el mismo. Primero se comprobó si la tubería era óptima, luego se dimensionó la unidad turbina-generador para un caudal de equipamiento de 63,63 l/s y un salto de 96 m. Se concluyó la necesidad de usar una turbina Pelton de 2 inyectores y una máquina eléctrica de 2 pares de polos. Sin embargo, en este primer escenario el problema vino asociado a las diferentes opciones para la inyección de la electricidad a la red eléctrica. Se contemplaron 3 salas de transformación diferentes, S1, S2 y S3, en las proximidades de la zona. Una en Flanthey, a una distancia de 660 m, y las otras dos cerca de Lens, a 732 m y 1070 m, respectivamente. Estas distancias resultaron ser mayores que la distancia límite establecida para que la instalación de un transformador fuese necesaria, por lo que hubo que incluir un transformador en cada uno de los presupuestos. Los presupuestos obtenidos para las 3 situaciones fueron de 487.070,00 CHF, 500.210,00 CHF y 562.680,00 CHF respectivamente, para las diferentes salas S1, S2 y S3. Al tratarse de un proyecto de renovación, existirían ciertos ahorros. En el primer caso, se llega a considerar un ahorro del 32,78%, obteniendo un presupuesto final de 327.410,00 CHF. En el segundo caso, el ahorro pasa a ser del 56,29% por lo que el precio final desciende hasta los 212.880,00 CHF. Finalmente, el ahorro que se consigue en la tercera situación es del 28,28% quedando un presupuesto final de 349.330,00 CHF. Así mismo, se ha estimado la producción eléctrica anual para un caudal de 63,63 l/s, durante 140 días al año, obteniéndose una producción de 95,22 MWh al año. Por último, se estudió la rentabilidad de las diferentes situaciones. Para lograr un TRI del 4,5% a 25 años el cálculo de los precios de venta de la electricidad sin ningún tipo de ahorro resultó ser de 56,24 cts CHF/kWh, 57,59 cts CHF/kWh y 64,00 cts CHF/kWh, para las situaciones S1, S2 y S3, respectivamente, mientras que una vez aplicados los posibles ahorros, dichos precios de venta pasaron a ser de 39,86 cts CHF/kWh, 28,10 cts CHF/kWh y 42,10 cts CHF/kWh para S1, S2 y S3, respectivamente. Como en el primer escenario hubo problemas con la conexión a la red eléctrica, en el segundo escenario se buscaba una conexión menos problemática. Así, si la central se desplazaba cerca de la sala de transformación de Flanthey, esta sala se encontraría a 128 m de la central hidroeléctrica y se obtendría un salto de 290 m, evitando así el uso de un transformador. Para este segundo escenario, el caudal disponible se consideró de, como máximo, 70 l/s menos el caudal utilizado para la irrigación. Para este escenario se dedujo que la turbina tendría que ser de tipo Pelton de 2 inyectores también, con una máquina eléctrica de un par de polos. El presupuesto estimado para este segundo escenario ha sido de 879.820,00 CHF, pasando a ser de 756.507,00 CHF con los posibles ahorros. Para la producción anual de energía eléctrica ahora se contemplan tres hipótesis debido a que se desconocen los caudales disponibles para ser turbinados. La primera de ellas, considera un caudal de 15 l/s, con una producción eléctrica de 31,15 MWh/año, la segunda considera un caudal de 50 l/s, con una producción eléctrica de 103,84 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 100 | P á g i n a MWh/año y en la tercera se considera una situación intermedia donde se considera un caudal de 30 l/s y una producción eléctrica de 62,30 MWh/año. Los precios de venta de la energía eléctrica en este escenario no son más favorables que en el primero, siendo de 88,39 cts CHF/kWh, 30,90 cts CHF/kWh y 47,32 cts CHF/kWh para las hipótesis 1, 2 y 3, respectivamente. Dicho precio de venta disminuye a 76,88 cts CHF/kWh, 27,44 cts CHF/kWh y 41,57 cts CHF/kWh para las hipótesis 1, 2 y 3, respectivamente, cuando se tienen en cuenta los posibles ahorros. Considerando todas las opciones posibles, lo interesante sería quedarse con la segunda hipótesis, que se mantiene en una posición muy optimista. Sin embargo, este trabajo es un estudio preliminar que no llega a dar con una solución definitiva, aunque se concluye que podría ser de utilidad en el desarrollo de otros proyectos similares. Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 101 | P á g i n a 12 Diagrama de Gantt Este trabajo fue originalmente realizado en la “Haute École Spécialisée de Suisse occidenteale, Valais/Walis” durante los meses de julio a octubre del año 2022. Octubre Puntos a seguir Inicio Nº semanas Fin Entender el proyecto 4.07.2022 1 8.07.2022 Estado del arte 11.07.2022 3 29.07.2022 Recopilación de información para la futura central 25.07.2022 5 26.08.2022 Potencial Hidráulico: análisis de datos y cálculos 15.08.2022 2 26.08.2022 Pedimensionamiento de la central 29.08.2022 2 9.09.2022 Estimación de costes 12.09.2022 2 23.09.2022 Estimación de la producción y de la rentabilidad de la obra 26.09.2022 2 7.09.2022 Julio Agosto Septiembre Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 102 | P á g i n a 13 Bibliografía [1] «2022 - Statistical Review of World Energy 2022.pdf». Accedido: 15 de julio de 2024. [En línea]. Disponible en: https://www.bp.com/content/dam/bp/businesssites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2022-fullreport.pdf [2] O. fédéral de l’énergie OFEN, «Force hydraulique». Accedido: 8 de julio de 2022. [En línea]. 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Disponible en: https://www.nexans.ch/.rest/catalog/v1/product/pdf/10152857 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 105 | P á g i n a 14 Anexos ANEXO [1]: CABLES DE MEDIA TENSIÓN ENTERRADOS CERCA DE LA ZONA DE TRABAJO .......................................... 106 ANEXO [2]: GRÁFICOS 3D DEL ESCENARIO 1 ............................................................................................................... 107 ANEXO [3]: GRÁFICOS 3D DEL ESCENARIO 2 ............................................................................................................... 108 ANEXO [4]: DETALLES DE LOS COSTES ECONÓMICOS DEL ESCENARIO 1 .................................................................... 110 ANEXO [5]: TABLA DE COSTES DE LAS TRES INSTALACIÓN CON LAS DIFERENTES INYECCIONES A LA RED ELÉCTRICA, DESPUÉS DE HABER CONSIDERADO EL AHORRO ................................................................................................ 114 ANEXO [6]: DETALLES DE LOS COSTES DEL ESCENARIO 2 ............................................................................................ 115 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 112 | P á g i n a Tabla 20: Coste del local de turbinado. Escenario 1 • Electromecánica La turbina Pelton con 2 inyectores tendrá un coste de 58.855,60 CHF. Tabla 21: Coste de la turbina Pelton. Escenario 1 El generador de 2 pares de polos costará 17.213,00 CHF. Este es un precio medio para los distintos tipos de generador. Tabla 22: Coste del generador. Escenario 1 Por otro lado, el sistema del turbogenerador, tiene en cuenta el sistema de control, el sistema de seguridad, las alarmas, etc. El presupuesto para este conjunto será de 104.999,34 CHF. Tabla 23: Coste del turbogenerador (teniendo en cuenta elementos de control, sistemas de seguridad, etc.). Escenario 1 Como todos estos valores son aproximados y medios, sumaremos los precios de la turbina, el generador y los elementos de control y seguridad del sistema turbogenerador, y dividiremos por dos. Esto nos dará el precio de la unidad turbogeneradora. Local de turbinado Altura del edificio (m) 4,00 Volumen del edificio SIA (m3) 64,00 Precio total de las instalaciones de bombeo y turbinado en CHF 49.447,50 Arbaz (2015) Turbina NOK (2010)/kW 5.539,60 CHF (2015)/kW 784,41 Precio de la turbina Pelton (CHF 2015) 55.655,41 Precio de una turbina Ex-Work en CHF 55.655,41 Costes de instalación y puesta en marcha (CHF) 1.113,11 Precio del transporte (CHF) 1.669,66 Precio de la turbina en CHF 58.855,60 Pelton NVE < 10MW Generador / Motor-Generador para turbina o grupo ternario Potencia de dimensionamiento Potencia eléctrica redondeada (kW) 48,10 Potencia activa redondeada (kVA) 53,40 NOK (2010) 71.857,69 Precio del generador CHF (2015) 10.175,05 Masa (kg) 7.087,16 USD (1998) 200.708,28 Precio del generador CHF (2015) 278.502,81 Masa (kg) 819,64 USD (1998) 23.212,25 Precio del generador CHF (2015) 32.213,97 Coste Coeff de conocido 2,61 Precio del generador CHF (2015) 16.154,59 Factor de escala 1,75 Precio Material generador 3.504,29 Precio medio CHF (2015) 13.164,82 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF) 263,30 Precio del transporte (CHF) 394,94 Generador / Motor-Generador en CHF 17.213,00 Número de generadores 1,00 Precio de todos los Generadores / Motogeneradores en CHF 17.213,00 Turbine Duo Turbo <50 kW NVE <10MW ELETROBRAS P<5MW ELETROBRAS P>5MW et n>200 rpm Leyland Method (pequeña hidraulica) Grupo turbogenerador (turbina, generador, tbl de control, sistema de seguridad y alarma) TURBO Precio del grupo turbogenerador (incluye instalación, pruebas y puesta en marcha) 104.999,34 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 113 | P á g i n a Tabla 24: Precio final del grupo turbogenerador. Escenario 1 El precio final para el grupo será de 90.533,97 CHF. • Conexión a la red eléctrica Las diferencias principales se encuentran en el precio del cable, la excavación y el tubo. El coste de la conexión hasta la primera sala de transformación, S1, será de 116.789,36 CHF, hasta la segunda sala, S2, de 128.018,72 CHF y hasta la tercera sala, S3, de 181.405,52 CHF. Tabla 25: Coste de la conexión a red. Escenario 1 Precio del grupo turbogenerador (incluida la instalación, las pruebas y la puesta en servicio) 90.533,97 Conexión a la red Conexión hasta el transformador (cable+GC+conector) Precio proveedor §§ 1,93 1,93 1,93 Precio del cable (GKN Cu 3x.../... 0,6/1kV) (CHF) 1.946,60 2.158,95 3.155,85 Excavación + tubería (CHF) 102.300,00 113.460,00 165.850,00 Precio Conexión eléctrica (CHF) 104.246,60 115.618,95 169.005,85 Precio medio CHF 104.246,60 115.618,95 169.005,85 Transformador Potencia considerada (KVA) 53,40 53,40 53,40 Potencia aparente del transformador (KVA) 100,00 100,00 100,00 Modelo de proveedor Precio del transformador (CHF) 3.645,84 3.645,84 3.645,84 VSE 2007 Precio del transformador (CHF) 10.653,70 10.653,70 10.653,70 Precio medio CHF 7.149,77 7.149,77 7.149,77 Precio de instalación y puesta en servicio (CHF) 143,00 0,00 0,00 Coste de la conexión (incluida la aparamenta y la protección) Modelo de proveedor Precio de la conexión (CHF) 5.000,00 5.000,00 5.000,00 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF) 100,00 100,00 100,00 Precio del transporte (CHF) 150,00 150,00 150,00 Coste de la sala eléctrica Modelo del proveedor Coste de la sala eléctrica prefabricada 0,00 0,00 0,00 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF) 0,00 0,00 0,00 Coste del transporte (CHF) 0,00 0,00 0,00 Precio de la conexión a la red en CHF 116.789,36 128.018,72 181.405,62 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 114 | P á g i n a Anexo [5]: Tabla de costes de las tres instalación con las diferentes inyecciones a la red eléctrica, después de haber considerado el ahorro Tabla 26: Costes de las tres instalación con las diferentes inyecciones a la red eléctrica, después de haber considerado el ahorro Inversión S1 S2 S3 Instalación de la central CHF 5.000,00 5.000,00 5.000,00 Conducto forzado CHF 0,00 0,00 0,00 Boca de agua, desarenador, rejilla, habitación de puesta bajo presión CHF 0,00 0,00 0,00 Válvula(s) de mantenimiento CHF 3.890,00 3.890,00 3.890,00 Válvula de protección CHF 14.170,00 14.170,00 14.170,00 Local de turbinado CHF 49.450,00 49.450,00 49.450,00 Grupo electromecánico CHF 90.530,00 90.530,00 90.530,00 Inyección electrica a la red CHF 116.790,00 18.900,00 135.530,00 Total (Fuera ingenieros, honorarios e imprevistos) CHF 279.830,00 181.940,00 298.570,00 Varios (7%) CHF 19.590,00 12.740,00 20.900,00 Ingenería y honorarios (10%) CHF 27.990,00 18.200,00 29.860,00 Total general CHF 327.410,00 212.880,00 349.330,00 Margen de incertidumbre (± 15%) CHF 49.111,50 31.932,00 52.399,50 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 115 | P á g i n a Anexo [6]: Detalles de los costes del escenario 2 COSTES ECONÓMICOS DESGLOSADOS - ESCENARIO 2 En el segundo escenario, hay un único presupuesto. Se mostrarán los precios de los distintos elementos de manera desglosada. Tabla 27: Costes desglosados de la instalación. Escenario 2 • Instalación del emplazamiento. En primer lugar, este coste refleja el valor de la dificultad del trabajo necesario a realizar. Esta vez es más caro porque en este segundo escenario, la instalación tendrá que ser construida desde cero, lo que implicaría un precio de partida de unos 10.000 CHF. Tabla 28: Coste del emplazamiento. Escenario 2 • Conducto forzado La tubería en este caso va a ser mucho más cara que en el primer escenario porque es mucho más larga (734 m). Hay casi 500 m más de tubería. El coste será de 336.461,81 CHF. Tabla 29: Coste del conducto forzado. Escenario 2 • Boca de agua, desarenador, rejilla y cámara de carga La toma de agua sigue siendo la misma que la actual sobre el terreno, y la turbina también tendrá que ser resistente a los sedimentos, porque ya tenemos un desarenador justo antes del Inversión Instalación de la central CHF 10.000,00 Conducto forzado CHF 336.460,00 Boca de agua, desarenador, rejilla, habitación de puesta bajo presión CHF 13.150,00 Válvula(s) de mantenimiento CHF 1.980,00 Válvula de protección CHF 74.680,00 Local de turbinado CHF 49.450,00 Grupo electromecanico CHF 232.940,00 Inyección eléctrica a la red CHF 33.320,00 Total (Fuera ingenieros, honorarios e imprevistos) CHF 751.980,00 Varios (7%) CHF 52.640,00 Ingenería y honorarios (10%) CHF 75.200,00 Total general CHF 879.820,00 Margen de incertitud (± 15%) CHF 131.973,00 Instalación del emplazamiento en CHF 10.000,00 Tubo de turbina (grupo electrógeno ternario o reversible) Anchura de la zanja (m) 0,98 Profundidad de excavación (m) 1,75 Coste de excavación, compactación y relleno (CHF/m.l.) 67,82 Coste de la tubería (CHF/m.l.) 335,00 Gastos de transporte (CHF/m.l.) 10,05 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF/m.l.) 6,70 Precio de la conducción en CHF 336.461,81 Modelo de tubo según el material Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 116 | P á g i n a depósito (en la tabla se contempla la boca de agua con desarenador y sin desarenador, pero previamente se ha escogido si quiere con o sin desarenador, y se crea una fórmula condicional para tener en cuenta un precio o el otro). El presupuesto para esta parte será de 13.148,76 CHF. Tabla 30: Coste de la boca de agua, desarenador, rejilla y la cámara de carga. Escenario 2 • Válvula de mantenimiento En este caso, sólo habrá una válvula de mantenimiento. En realidad, no sería del todo necesaria, porque si hay agua en la tubería de abajo es porque el agua pasa normalmente por la turbina. Este elemento añadirá 1.978,34 CHF al presupuesto final. Tabla 31: Coste de la válvula de mantenimiento. Escenario 2 • Válvula de protección Para la turbina de este escenario, la válvula de protección va a ser especialmente cara porque, para aislar la máquina, la válvula va a tener que aguantar una presión de 290 m.c.a (metros de columna de agua). Al ser una presión considerable se ha decidido optar por una válvula de bola. Su precio será de 74.675,70 CHF. Tabla 32: Coste de la válvula de protección. Escenario 2 • Local de turbinado Esta habitación se construirá desde cero. Las dimensiones se han escogido de forma orientativa (4mx4mx4m), como para el escenario 1. Dichas dimensiones sirven para calcular la cantidad de hormigón necesario. El presupuesto será de 49.447,50 CHF. Boca de agua, desarenador, rejilla, cámara de carga Con desarenador Boca de entrada de agua, desarenador, rejilla, cámara de carga 32.909,67 Sin desarenador Boca de entrada de agua, rejilla 12.522,63 Precio medio de entrada de agua 12.522,63 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF/m.l.) 250,45 Precio del transporte (CHF) 375,68 Precio de la boca de entrada de agua, el desarenador, la rejilla y la cámara de carga en CHF 13.148,76 Válvula de mantenimiento (grupo electrógeno ternario o reversible) Válvula de pared / ataguía Precio de la Valvula ataguía (CHF) 1.706,35 Válvula de guillotina Precio de la válvula de guillotina (CHF) 2.037,07 Precio medio vanne mantenimiento (CHF) 1.871,71 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF) 37,43 Precio del transporte (CHF) 56,15 Precios de las válvulas de mantenimiento en CHF 1.979,34 Válvula de protección (turbina) Diámetro de la válvula (mm) 270,00 Válvula de mariposa PN16 Precio de la válvula de mariposa (CHF) 6.818,94 Válvula esferica electrobras (PN40) Precio de la válvula esférica (CHF) 108.158,45 PN100 Precio de la válvula esférica (CHF) 33.072,18 Precio medio en CHF 70.615,31 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF) 1.412,31 Precio del transporte (CHF) 2.118,46 Número de válvulas 1,00 Precio de todas las válvulas de protección Turbina en CHF 74.675,70 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 117 | P á g i n a Tabla 33: Coste del local de turbinado. Escenario 2 • Electromecánica La turbina Pelton de este escenario tiene que girar el doble de rápido que la turbina del escenario 1. Es más, tiene que aguantar una fuerza mayor que la primera porque podría generar mucha más potencia, razón por la cual el precio es casi 3 veces mayor. El precio para esta turbina Pelton será de 161.337,02 CHF. Tabla 34: Coste de la turbina Pelton. Escenario 2 Esta vez, el generador no sólo es el doble de potente que su predecesor, sino que además genera más del doble de energía que el otro. Su precio alcanzará los 33.398,53 CHF. Este es el coste medio de los generadores que aparecen en la Tabla 35. Tabla 35: Coste del generador. Escenario 2 Para completar el grupo, se consideran los elementos de control, de alarma y de seguridad. Esto asciende a 271.138,92 CHF. Tabla 36: Coste del grupo turbogenerador (teniendo en cuenta elementos de control, seguridad, etc.).Escenario 2 Local de turbinado Altura del edificio (m) 4,00 Volumen del edificio SIA (m3) 64,00 Precio total de las instalaciones de bombeo y turbinado en CHF 49.447,50 Arbaz (2015) Turbina NOK (2010)/kW 5.020,37 CHF (2015)/kW 710,88 Precio de la turbina Pelton (CHF 2015) 152.564,56 Precio de una turbina Ex-Work en CHF 152.564,56 Costes de instalación y puesta en marcha (CHF) 3.051,29 Precio del transporte (CHF) 4.576,94 Precio de la turbina en CHF 161.337,02 Pelton NVE < 10MW Generador / Motor-Generador para turbina o grupo ternario Potencia de dimensionamiento Potencia eléctrica redondeada (kW) 145,30 Potencia activa redondeada (kVA) 161,40 NOK (2010) 186.972,41 Precio del generador CHF (2015) 26.475,29 Masa (kg) 7.132,62 USD (1998) 201.995,86 Precio del generador CHF (2015) 280.289,46 Masa (kg) 1.437,84 USD (1998) 40.719,67 Precio del generador CHF (2015) 56.510,76 Coste Coeff de conocido 3,97 Precio del generador CHF (2015) 24.612,33 Factor de escala -7,09 Precio Material generador -14.173,91 Precio medio CHF (2015) 25.543,81 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF) 510,88 Precio del transporte (CHF) 766,31 Generador / Motor-Generador en CHF 33.398,53 Número de generadores 1,00 Precio de todos los Generadores / Motogeneradores en CHF 33.398,53 NVE <10MW ELETROBRAS P<5MW ELETROBRAS P>5MW et n>200 rpm Leyland Method (pequeña hidraulica) Turbine Duo Turbo <50 kW Grupo turbogenerador (turbina, generador, tbl de control, sistema de seguridad y alarma) TURBO Precio del grupo turbogenerador (incluye instalación, pruebas y puesta en marcha) 271.138,92 Landin Solaun, Miguel María – Trabajo Fin de Grado 118 | P á g i n a Como todos estos valores son aproximados y medios, tomaremos la suma de la turbina, el generador y el grupo turbogenerador, y la dividiremos por dos. Esto nos da el precio de la unidad turbogeneradora. Tabla 37: Coste del grupo turbogenerador. Escenario 2 Así pues, para concluir con el grupo, estimamos un presupuesto final de 232.937,24 CHF. • Conexión a la red eléctrica Por último, la conexión a la red eléctrica para este segundo escenario es mucho más barata que para el primero, porque se sigue utilizando baja tensión, y la distancia del cable también es mucho menor. Esta parte representaría 33.317,18 CHF del presupuesto. Tabla 38: Coste de la conexión a red. Escenario 2 Precio del grupo turbogenerador (incluida la instalación, las pruebas y la puesta en servicio) 232.937,24 Conexión a la red Conexión hasta el transformador (cable+GC+conector) Precio proveedor §§ 233,02 Precio del cable (GKN Cu 3x.../... 0,6/1kV) (CHF) 8.227,18 Excavación + tubería (CHF) 19.840,00 Precio Conexión eléctrica (CHF) 28.067,18 Precio medio CHF 28.067,18 Transformador Potencia considerada (KVA) 161,40 Potencia aparente del transformador (KVA) 250,00 Modelo de proveedor Precio del transformador (CHF) 0,00 VSE 2007 Precio del transformador (CHF) 0,00 Precio medio CHF 0,00 Precio de instalación y puesta en servicio (CHF) 0,00 Coste de la conexión (incluida la aparamenta y la protección) Modelo de proveedor Precio de la conexión (CHF) 5.000,00 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF) 100,00 Precio del transporte (CHF) 150,00 Coste de la sala eléctrica Modelo del proveedor Coste de la sala eléctrica prefabricada 0,00 Precio de instalación y puesta en marcha (CHF) 0,00 Coste del transporte (CHF) 0,00 Precio de la conexión a la red en CHF 33.317,18