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Equation Chapter 1 Section 1
Proyecto Fin de Grado
Grado en Ingeniería de la Energía
Evaluación de algunas instalaciones hidráulicas
andaluzas con la herramienta RETScreen
Autor: Francisco Javier Martín Pérez
Tutor: José María López-Herrera Sánchez
Dep. Ingeniería Aeroespacial y Mecánica de Fluidos
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2017
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
Proyecto Fin de Grado
Grado en Ingeniería de la Energía
Evaluación de algunas instalaciones hidráulicas
andaluzas con la herramienta RETScreen
Autor:
Francisco Javier Martín Pérez
Tutor:
José María López-Herrera Sánchez
Profesor titular
Dep. Ingeniería Aeroespacial y Mecánica de Fluidos
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2017
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
Proyecto Fin de Grado: Evaluación de algunas instalaciones hidráulicas andaluzas con la herramienta
RETScreen
Autor: Francisco Javier Martín Pérez
Tutor: José María López-Herrera Sánchez
El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:
Presidente:
Vocales:
Secretario:
Acuerdan otorgarle la calificación de:
Sevilla, 2017
El Secretario del Tribunal
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
A mi familia y amigos que me
han acompañado en el camino
Agradecimientos
En primer lugar, querría agradecer a mi familia todo el apoyo que me ha brincado durante todos estos años de
mi vida.
A mi tutor Don José María López-Herrera Sánchez, por otorgarme la oportunidad de realizar este proyecto y
aprender de él, ofreciéndome su ayuda y apoyo desde el principio, y a Don Ramón Abella Monserrat, que me
ha ayudado muchísimo en la recopilación y verificación de datos hidráulicos.
A mis compañeros de clase, que me han acompañado durante esta etapa de mi vida. En especial a Carlos
Pastor, Antón López, Raúl Noel, José Manuel Bucarat y Álvaro Machuca por darme su ayuda durante todos
estos años de estudios en la Escuela.
A mis amigos, por todos esos momentos que hemos pasado juntos y han estado a mi lado en los buenos y
malos momentos.
A todos los profesores que me han enseñando y animado a continuar aprendiendo y a darme cuenta de lo que
soy capaz de hacer para dar lo mejor de mí durante esta etapa universitaria.
Finalmente, a todas aquellas personas que me han hecho ser la persona que soy hoy.
Gracias.
Francisco Javier Martín Pérez
Sevilla, 2017
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
Resumen
El objetivo de este trabajo es el estudio de tres centrales hidroeléctricas andaluzas ya existentes: Presa de
Cantillana (Sevilla), Presa de Tranco de Beas (Jaén) y Presa de Villafranca (Córdoba), utilizando un programa
desarrollado por el gobierno canadiense: RETScreen Expert.
Dicho programa te permite recrear multitud de instalaciones de potencia (renovables como convencionales) y
así, poder elaborar un diseño de viabilidad. Dentro de las centrales de potencia nos centraremos en las
centrales hidroeléctricas que partiendo de una serie de datos iniciales (ubicación, potencia, caudales…) y con
la ayuda de este software realizaremos un análisis de costes y financiación para determinar, entre más cosas, el
precio de generación de energía eléctrica óptimo o el número de años de amortización.
Con todos estos análisis lo que se pretende es determinar cual sería el tipo de turbina más adecuado para cada
una de las instalaciones anteriormente mencionadas y verificar, con este programa, si el resultado obtenido se
ajusta a la realidad.
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
Abstract
The objective of this work is the study of three existing Andalusian hydroelectric plants: Cantillana Dam
(Seville), Beas Tranco Dam (Jaén) and Villafranca Dam (Córdoba), using a program developed by the
Canadian government: RETScreen Expert.
This program allows you to recreate a multitude of power plants (renewable as conventional) and thus, to be
able to elaborate a feasibility design. Within the power plants we will focus on the hydroelectric power plants
that based on a series of initial data (location, power, flows ...) and with the help of this software we will
perform a cost analysis and financing to determine, among other things, the Price of optimal electric power
generation or the number of years of amortization.
With all these analyzes, what is intended is to determine which type of turbine would be most suitable for each
of the aforementioned facilities and verify, with this program, if the result obtained is adjusted to the reality.
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
Índice
Agradecimientos viii
Resumen x
Abstract xii
Índice xiv
Índice de Tablas xvi
Índice de Figuras xviii
Notación xxiii
1 Intoducción 1
1.1 Situación en la Unión Europea 1
1.2 Situación en España 2
1.3 Situación en Andalucía 3
2 Objetivo del proyecto 6
3 Metodología 8
3.1 Datos de partida 8
3.2 Método de cálculo 9
3.3 La herramienta: RETScreen Expert 10
3.3.1 Menú principal 10
3.3.2 Ubicación 11
3.3.3 Instalación 13
3.3.4 Energía 14
3.3.5 Costo 20
3.3.6 Emisión 22
3.3.7 Finanzas 23
3.3.8 Riesgo 25
3.3.9 Informe 27
3.4 Normativa 28
4 Aplicación de la metedologia 31
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
4.1 Presa de Cantillana 31
4.1.1 Características y ubicación 31
4.1.2 Análisis enegético 32
4.1.3 Costes 36
4.1.4 Emisiones 37
4.1.5 Financiación y análisis de riesgos 38
4.1.6 Comparativa con otras tipologías de turbinas 41
4.1.7 Velocidad específica 44
4.2 Presa de Tranco de Beas 45
4.2.1 Características y ubicación 45
4.2.2 Análisis energético 46
4.2.3 Costes 50
4.1.4 Emisiones 52
4.2.5 Financiación y análisis de riesgos 52
4.2.6 Comparativa con otras tipologías de turbinas 56
4.2.7 Velocidad específica 56
4.3 Presa de Villafranca 57
4.3.1 Características y ubicación 57
4.3.2 Análisis energético 57
4.3.3 Costes 61
4.1.4 Emisiones 62
4.3.5 Financiación y análisis de riesgos 63
4.3.6 Comparativa con otras tipologías de turbinas 66
5 Limitaciones 70
5.1 Tarifa de energía 70
5.2 Características técnicas de la turbina 70
5.3 Altura de cavitación 71
5.4 Tipos de turbinas y otras limitaciones 72
6 Conclusiones 74
7 Anexos 76
8 Referencias 83
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1-1. Potencia instalada y número de centrales por provincias andaluzas
Tabla 3-1. Caudales medios ordenados de mayor a menor
Tabla 3-2. Coeficientes de diseño para las turbinas
Tabla 3-3. Costes de generacíon y operación y mantenimiento para turbinas de 1MW y 10 MW
Tabla 3-4. Precio de venta de electricidad para los grupos b.4 y b.5 en función de la tarifa
Tabla 3-5. Periodos de punta y valle para invierno y verano, aplicable a la tarifa reguada
Tabla 4-1. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Cantillana
Tabla 4-2. Tablas variando el número de turbinas de cada tipología en Cantillana
Tabla 4-3. Tabla velocidades específicas
Tabla 4-4. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Tranco
Tabla 4-5. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Villafranca
Tabla 4-6. Tablas variando el número de turbinas de cada tipología en Villafranca
Tabla 7-1. Caudales clasificados Cantillana desde 1987-2008
Tabla 7-2. Caudales clasificados Tranco desde 2000-2016
Tabla 7-3. Caudales clasificados Villafranca desde 2000-2016
Tabla 7-4. Tablas de caudales clasificados ordenados de mayor a menor para Cantillana, Tranco y Villafranca
Tabla 7-5. Tablas de caudales clasificados en porcentaje de tiempo para Cantillana, Tranco y Villafranca
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1-1. Porcentaje de generación de energías renovables en Europa
Figura 1-2. Potencia instalada de pequeña hidráulica en Europa
Figura 1-3. Potencia instalada de gran hidráulica en Europa
Figura 1-4. Potencia instalada por tecnologías en España
Figura 1-5. Cuota de generación eléctrica
Figura 1-6. Potencia hidráulica instalada por comunidades autónomas
Figura 1-7. Distribución de instalaciones hidrográficas por Andalucía
Figura 3-1. Ejemplo de curva de caudales clasificados
Figura 3-2. Pantalla de inicio de RETScreen
Figura 3-3. Opciones de la pestaña abrir
Figura 3-4. Ejemplo de estudios de casos y plantillas
Figura 3-5. Ubicación de la instalación
Figura 3-6. Datos climatológicos de la ubicación
Figura 3-7. Resumen de la instalación
Figura 3-8. Benchmark de todas las tecnologías
Figura 3-9. Paso 1 del análisis energético
Figura 3-10. Paso 2 del análisis energético: evaluación de recursos y turbina hidráulica
Figura 3-11. Evaluación de recursos para una central a filo de agua
Figura 3-12. Curva de caudales clasificados elaborada con los datos climatológicos de RETScreen
Figura 3-13. Paso 2 del análisis energético: datos de duración de flujo y curva de eficiencia de la turbina
Figura 3-14. Paso 2 del análisis energético: pérdidas y resumen
Figura 3-15. Curva de duración de flujo y potencia
Figura 3-16. Paso 3 del análisis energético: resumen de resultados
Figura 3-17. Análisis de costos iniciales totales detallados
Figura 3-18. Costos anuales de operación y mantenimiento
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
Figura 3-19. Análisis de emisiones
Figura 3-20. Análisis financiero
Figura 3-21. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados
Figura 3-22. Análisis de sensibilidad sobre el payback del capital propio
Figura 3-23. Análisis de riesgo del TIR del capital
Figura 3-24. Gráfica de distribución
Figura 3-25. Informe de factibilidad
Figura 4-1. Ubicación de la Presa de Cantillana
Figura 4-2. Tarifa de exportación de energía
Figura 4-3. Datos técnicos básicos para la Presa de Cantillana
Figura 4-4. Datos de los caudales clasificados
Figura 4-5. Curva de eficiencia de la turbina con respecto al caudal
Figura 4-6. Pérdidas de la instalación y resumen de resultados
Figura 4-7. Curva del caudal y potencia
Figura 4-8. Resumen del análisis energético
Figura 4-9. Costes iniciales totales de la Presa de Cantillana
Figura 4-10. Costos anuales de operación y mantenimiento de la Presa de Cantillana
Figura 4-11. Análisis de emisiones evitadas
Figura 4-12. Análisis financiero
Figura 4-13. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados
Figura 4-14. Análisis de sensibilidad sobre el VAN
Figura 4-15. Análisis de riesgo del VAN
Figura 4-16. Gráfica de distribución del VAN
Figura 4-17. Gráfica comparativa del LCOE para cada turbina
Figura 4-18. Gráfica comparativa del factor de capacidad para cada turbina
Figura 4-19. Ubicación de la Presa de Tranco de Beas
Figura 4-20. Tarifa de exportación de energía
Figura 4-21. Datos técnicos básicos para la Presa de Tranco de Beas
Figura 4-22. Datos de los caudales clasificados
Figura 4-23. Curva de eficiencia de la turbina con respecto al caudal
Figura 4-24. Pérdidas de la instalación y resumen de resultados
Figura 4-25. Curva del caudal y potencia
Figura 4-26. Resumen del análisis energético
Figura 4-27. Costes iniciales totales de la Presa de Tranco de Beas
Figura 4-28. Costos anuales de operación y mantenimiento de Tranco de Beas
Figura 4-29. Análisis de emisiones evitadas
Figura 4-30. Análisis financiero
Figura 4-31. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados
Figura 4-32. Análisis de sensibilidad sobre el payback del capital propio
Figura 4-33. Análisis de riesgo del VAN
Figura 4-34. Gráfica de distribución del VAN
Figura 4-35. Ubicación de la Presa de Villafranca
Figura 4-36. Datos técnicos básicos para la Presa de Villafranca
Figura 4-37. Datos de los caudales clasificados
Figura 4-38. Curva de eficiencia de la turbina con respecto al caudal
Figura 4-39. Pérdidas de la instalación y resumen de resultados
Figura 4-40. Curva del caudal y potencia
Figura 4-41. Resumen del análisis energético
Figura 4-42. Costes iniciales totales de la Presa de Villafranca
Figura 4-43. Costos anuales de operación y mantenimiento de Villafranca
Figura 4-44. Análisis de emisiones evitadas
Figura 4-45. Análisis financiero
Figura 4-46. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados
Figura 4-47. Análisis de sensibilidad sobre el payback del capital propio
Figura 4-48. Análisis de riesgo del TIR del capital
Figura 4-49. Gráfica de distribución del TIR del capital
Figura 4-50. Gráfica comparativa del LCOE para cada turbina
Figura 4-51. Gráfica comparativa del factor de capacidad para cada turbina
Figura 5-1. Esquema cavitación a la salida de la turbina
Figura 7-1. Curva de caudales clasificados Cantillana
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
Figura 7-2. Curva de caudales clasificados Tranco
Figura 7-3. Curva de caudales clasificados Villafranca
Figura 7-4. Curva de potencia y eficiencia Flujo cruzado
Figura 7-5. Curva de potencia y eficiencia Francis
Figura 7-6. Curva de potencia y eficiencia Hélice
Figura 7-7. Curva de potencia y eficiencia Flujo cruzado
Figura 7-8. Curva de potencia y eficiencia Francis
Figura 7-9. Curva de potencia y eficiencia Hélice
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
Notación
FC Factor de Capacidad
FDC Flow Duration Curve (en español, Curva de Caudales Clasificados)
LCOE Levelized Cost Of Electricity (en español, coste de producción de energía)
TIR Tasa Interna de Retorno
VAN Valor Actual Neto
1
1 INTRODUCCIÓN
a energía hidráulica es un tipo de energía renovable que aprovecha la energía potencial de presión y
cinética de corrientes de agua para mover los álabes de una turbina (energía mecánica) y esto a su vez
para mover un generador eléctrico (energía eléctrica). Es renovable porque no emite ningún tipo de
contaminación a la atmosfera pero puede provocar daños al medio ambiente al alterar el curso de los ríos o
perjudicar a la flora y fauna de la zona.
1.1 Situación en la Unión Europea
El desarrollo de energías renovables es una prioridad en toda Europa debido a su necesidad de reducir sus
dependencias energéticas de países fuera de la Unión. La UE pretende conseguir que el 20% de la energía
consumida provenga de fuentes renovables antes de 2020 y España es un ejemplo a seguir en políticas
energéticas que promueven dichas energías.
Este proyecto se centrará en un tipo concreto de energía hidráulica: la pequeña hidráulica (Small Hydropower)
que contiene rangos de potencia entre 1 a 50 MW. Durante el año 2006, esta tecnología produjo 41.000 GWh
L
Solo sé que no sé nada
- Sócrates -
55% 9%
17%
17%
1% 1%
Porcentaje de generación de fuentes renovable: 487.215 GWh
Gran hidráulica
Pequeña hidráulica (SHP)
Eólica
Biomasa
Fotovoltaica
Geotérmica
Figura 1-1. Porcentaje de generación de
energías renovbles. Fuente: SHERPA
Introducción
2
2
de electricidad en toda Europa (EU-27), de los cuales el 90% se concentran en 6 países: Austria, Francia,
Alemania, Italia, España y Suecia [1]. La potencia total instalada de pequeña hidráulica en 2010 era de 14,000
MW y de gran hidráulica 91,000 MW (incluyendo instalaciones de bombeo) [2].
1.2 Situación en España
La potencia eléctrica instalada de energía hidráulica en España durante el año 2016 era de 20.353 MW,
generando durante todo el año 39.039 GWh, un 25,1% más con respecto al año anterior. La energía hidráulica
junto con la energía eólica son las que tienen un mayor peso en la generación de electricidad entre todas las
renovables, las cuales han conseguido un 41,1% de cuota de generación eléctrica en 2016. Por otro lado, el
producible hidraúlico (máxima energía eléctrica producible en las condiciones más favorables) alcanzó un
valor de 35.719 GWh, un 43,6% más que en el año 2015 [3].
Figura 1-4. Potencia instalada por tecnologías en España.
Fuente: REE, 2016
41.1
36.9
42.8
42.3
58.9
63.1
57.2
68.1
0% 50% 100%
2016
2015
2014
2013
Evolución de la generación eléctrica
Renovable
Norenovable.No incluyebombeo
7.6
9.5
24.9
6.9 22.8
20.3
4.4 2.3
Potencia instalada: 100.088 MW Nuclear
Carbón
Ciclo combinado
Cogeneración
Eólica
Hidráulica. IncluyebombeoSolar fotovoltaica
Solar térmica
Figura 1-5. Cuota de generación eléctrica. Fuente: REE,
2016
0 5000 10000 15000 20000
Italia
Francia
España
Alemania
Suecia
Austria
Gran hidráulica: Potencia mayor a 10 MW
Potenciainstalada(MW)
0 500 1000 1500 2000 2500
Italia
Francia
España
Alemania
Suecia
Austria
Pequeña hidráulica: Potencia menor a 10 MW
Potenciainstalada(MW)
Figura 1-2. Potencia instalada de pequeña
hidráulica en Europa. Fuente: Plan de energías
renovables en España 2005-2010
Figura 1-3. Potencia instalada de gran
hidráulica en Europa. Fuente: Plan de energías
renovables en España 2005-2010
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
3
En la siguiente gráfica se representa la potencia instalada hidráulica por comunidades autonómicas en 2012,
diferenciando entre régimen ordinario y especial.
Se observa que la mayor parte de la potencia instalada en España se encuentra en Castilla y León, Galicia,
Cataluña y Extremadura. Estas regiones, además de recibir un gran volumen de precipitaciones a lo largo del
año, poseen una orografía muy montañosa, lo cual permite aprovechar los muchos desniveles existentes para
instalar una central hidráulica.
1.3 Situación en Andalucía
La energía hidroeléctrica no tiene un peso tan importante como el resto de las energías renovables debido
principalmente a que Andalucía en una región con un clima seco, por lo que la mayor parte del agua se utiliza
para el abastecimiento de la población y usos agrícolas. Muchas de las instalaciones existentes están muy
anticuadas por lo que actualmente se está fomentando una repotenciación de dichas instalaciones, con el
objetivo de aprovechar más eficientemente el agua [6].
En la comunidad andaluza la potencia hidráulica instalada en 2012 era de 1.051 MW, en régimen ordinario, y
143 MW, en régimen especial [4]. Sumando un total de 1.194 MW. En la actualidad, cuenta con 90 centrales
en funcionamiento con una potencia instalada total de 620,68 MW (de los cuales 0,2 MW son de instalaciones
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500
Andalucía
Aragón
Asturias
Baleares
C. Valenciana
Canarias
Cantabria
C. La Mancha
C. y León
Cataluña
Ceuta
Extremadura
Galicia
La Rioja
Madrid
Melilla
Murcia
Navarra
País Vasco
Potencia instalada MW
Régimen Ordinario Régimen Especial
Figura 1-6. Potencia hidráulica instalada por comunidades autónomas.
Fuente: REE, 2012
Introducción
4
4
aisladas) a los que hay que sumar 570 MW correspondientes a las centrales de bombeo de Guillena (210 MW)
y Ardales (360 MW), sumando un total de 1.190,68 MW en 2016 [5].
Su distribución por las provicincias andaluzas es la representada en la tabla siguiente:
Almería Cádiz Córdoba Granada Huelva Jaén Málaga Sevilla Total
Numero de
centrales 4 2 15 24 3 23 11 8 90
Potencia
instalada
MW
8,39 9,89 89,36 96,10 15 212,22 126,66 63,05 620,68
La mayor parte de las instalaciones hidroeléctricas se encuentran en la cordillera Subbética y Penibética donde
la situación geográfica y la gran cantidad de preipitaciones favorecen la instalación de centrales de pie de
presa, las cuales permiten aprovechar grandes saltos y almacenar una mayor cantidad de agua. También
aparecen muchas centrales de tipo fluyente en la provincia de Cádiz (de pequeña potencia) y por la zona
suroeste de Sierra Morena, donde predominan los ríos caudalosos con poco desnivel para el aprovechamiento
hidráulico [6].
Figura 1-7. Distribución de instalaciones
hidrográficas por Andalucía. Fuente: Agencia
Andaluza de la Energía
Tabla 1-1. Potencia instalada y número de centrales por provincias andaluzas. Fuente:
Agencia Andaluza de la Energía
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
5
6
2 OBJETIVO DEL PROYECTO
ste proyecto tiene como objetivo evaluar el programa RETScreen como una herramienta de prediseño
para la realización de proyectos reales en el ámbito europeo, español y andaluz, permitiéndonos
ahorrar tiempo en el planteamiento y ejecución de los mismos.
Entre las distintas fuentes de energía que alberga este software, este proyecto se centrará en las centrales
hidroeléctricas, utilizando como ejemplo tres centrales reales: Presa de Cantillana (Sevilla), Presa de Tranco de
Beas (Jaén) y Presa de Villafranca (Córdoba). Las centrales de Sevilla y Córdoba son de tipo fluyente con
turbinas Kaplan, mientras que la de Jaén es de tipo de pie de presa con turbinas Francis.
A partir de una serie de datos ténicos de cada una de las centrales y estimando sus costos, se realizará una
simulación numérica de la cantidad de electricidad que podrá producir anualmente durante su vida útil, de
cuanto tiempo se tardará en amortizar nuestra instalación a partir de unos parámetros financieros, de las
emisiones no emitidas por la producción de la energía, entre otras cosas.
Una vez terminada la simulación económica se conocerán los flujos de caja para cada uno de los años de vida
del proyecto, permitiéndonos conocer el precio de exportación de electricidad con el que el VAN es nulo.
E
La gloria es fugaz, pero el anonimato es eterno.
- Napoleón Bonaparte -
7
7
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
8
3 METODOLOGÍA
n este apartado se explicará el método de trabajo que se debe seguir cuando se plantea la construcción
de una central hidroeléctrica, partiendo desde el proyecto base hasta la explotación de la instalación.
3.1 Datos de partida
El primer paso sería determinar el emplazamiento de la instalación. Por norma general, este tipo de centrales,
se suelen ubicar en ríos caudalosos, que permiten generar grandes cantidades de energía, o en zonas donde el
terreno posee grandes desniveles entre los mágenes de los ríos, permitiendo embalsar agua para el consumo
humano y riego o producir electricidad.
Una vez elegida la ubicación de la central, se recopilará información acerca de los caudales y aportaciones que
recibe el río que va a alimentar a las turbinas. Estos datos se pueden obtener a través de páginas web de
instituciones públicas (Ministerio de agricultura y pesca, alimentación y medio ambiente). Por supuesto, el
proyecto de construcción debe ir acompado de un informe de impacto ambiental, en el que aparezcan los
posibles daños que pueden recibir la flora y fauna del entorno y las alteraciones en el curso del río causadas
por las variaciones de caudales. Para reducir este impacto se establece un caudal ecológico, que establece el
caudal mínimo que va a atravesar nuestra instalación durante todo el año.
El siguiente paso sería determinar el caudal nominal que va a circular por las turbinas de nuestra instalación.
Para ello se elabora la curva de caudales clasificados a partir de los datos de caudales recopilados
anteriormente. Utilizando los caudales mensuales medios de los últimos 10 años, aproximandamente, se hace
una media mensual de todos los años. Ordenándolos de mayor a menor esos caudales mensuales y sumando el
número de días de cada uno de los meses que corresponde a cada caudal mensual.
La siguiente figura es un ejemplo de la forma de la curva obtenida con dichos caudales ordenados.
E
Quienes te hacen creer cosas absurdas, te harán cometer atrocidades.
- Voltaire -
Metodología
9
9
Antes de determinar el tipo de turbinas con los que va a operar la central, se establece el salto bruto, el cual va
a venir determinado por condiciones hidrográficas del terreno (altura de márgenes del río) y la inversión de
capital (obra civil).
Entre las distintas tipologías de turbinas existen dos grandes grupos: turbinas de acción y turbinas de reacción.
Las de acción son aquellas en las que el agua sale por el distribuidor (pieza encargada de regular el caudal para
producir la potencia demandada en cada momento) y sale por el rodete manteniendo su presión igual a la
atmosférica en todo momento. Un ejemplo de estas turbinas son las Pelton que se utilizan para grandes alturas.
Por otro lado, en las turbinas de reacción el agua sale del distribuidor con una cierta presión manométrica
positiva, que va disminuyendo al pasar por el rodete. Algunos ejemplos son las turbinas Francis (radiales) que
se emplean para grandes alturas y pequeños caudales, turbinas Kaplan (axiales) para alturas pequeñas y
grupos Bulbo (axiales) para alturas muy pequeñas.
A continuación, se estimarían los ratios medios de inversión en función de la potencia instalada (solo incluye
el costo de la turbina). En España, para la pequeña hidráulica (como centrales de fluyente) se suele tomar de
1.000 a 1.500 €/KW y para centrales cuya potencia instalada se encuentre entre los 10 y 50 MW, este valor se
reduce al entorno de los 700 €/KW debido a la economía de escala. Por otro lado, los costes de operación y
mantenimiento anuales suelen obscilar entre 40 €/KW, para centrales de menos de 10 MW, y 30 €/KW, para
centrales entre 10 y 50 MW [6].
Por ultimo, quedaría especificar las pérdidas hidráulicas y eléctricas de nuestra instalación y la eficiencia del
alternador.
3.2 Método de cálculo
Una vez deterinadas las características técnicas deseadas para la instalación y haber recopilado los datos
necesarios para estimar los caudales medios mensuales del río sobre el que se va colocar la central, se estimará
la potencia anual producida con esas condiciones, es decir, la energía que se conseguiría exportar a la red
eléctrica. Este dato se multiplica por el precio de venta de energía (especificado en el apartado 3.4 Normativa)
y se obtiene el beneficio neto anual de la instalación, al que hay que restarle los costes iniciales de construcción
Meses Caudales m
3/s
Días
enero 162.56 31
diciembre 151.22 61
febrero 104.94 92
marzo 64.14 123
noviembre 50.61 153
mayo 33.46 183
abril 30.6 214
junio 28.58 244
julio 26.67 275
agosto 25.78 303
octubre 24.34 334
septiembre 20.91 365
0204060
80100120
140160180
31 61 92 123 153 183 214 244 275 303 334 365
Cau
dal
(m
3/s
)
Días
Curva de caudales clasificados
Figura 3-1. Ejemplo de curva de caudales
clasificados
Tabla 3-1. Caudales medios
ordenados de mayor a menor
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
10
(turbinas, accesos, líneas, subestación y varios), el pago de la deuda (financiación recibida por el banco para la
elaboración del proyecto y capital financiado por los accionistas de la instalación), impuestos y costes de
mantenimientos anuales.
Cuando se estime el beneficio de la central, se podrá calcular el tiempo que se tardará en recuperar el capital
invertido (Payback), la tasa interna de retorno (TIR) antes de impuestos del capital y de los activos, el valor
presente neto (VPN) y cuanto costaría producir la energía para que el VPN sea nulo, es decir, no halla ni
pérdidas ni beneficios.
3.3 La herramienta: RETScreen Expert
RETScreen es un software desarrollado por el gobierno de Canadá en colaboración con multitud de empresas
internacionales que se centra en la gestión de diferentes tipos de energías, tanto renovables como no
renovalbles [7]. Permite realizar un análisis completo de una instalación en solo cinco pasos: análisis
energético, análisis de costes, análisis de emisiones, análisis financiero y análisis de sensibilidad y riesgos.
Los diseñadores de este programa pretenden con este software reducir los costos financieros y el tiempo a la
hora de identificar y evaluar posibles inversiones en energías, contribuir al desarrollo económico global,
reducir las emisiones de efecto invernadero y a la seguridad energética. La descarga a este programa es
totalmente gratuita, pero tan solo el modo espectador (viewer mode), aunque para obtener la versión completa
es necesario abonar $912,45 para una subcripción de doce meses.
Este proyecto está realizado utilizando la última versión del programa: RETScreen Expert.
3.3.1 Menú principal
Figura 3-2. Pantalla de inicio RETScreen
Metodología
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11
En la página principal aparece en la parte superior las distintas etapas que se deben ir siguiendo para realizar el
proyecto. También aparecen varios accesos directos a tareas, tipos de instalaciones y características integradas
donde el usuario puede obtener información sobre el potencial del programa. En la pestaña “Abrir” (en el
margen izquierdo) se observan diferentes iconos: el analizador de energía virtual (que permite elaborar un
nuevo proyecto especificando la ubicación, el tipo de instalación y su potencia), punto de referencia (acceso
directo a un análisis energetico), factibilidad (inicia un análisis de viabilidad), rendimiento (otro acceso
directo) y proyecto en blanco y genérico. También se puede abrir otros proyectos guardados en el ordenador
elaborados con RETScreen (la opción de guardado solo está disponible para la versión de pago), crear
plantillas propias para distintas instalaciones, consultar multitud de ejemplos de todas las instalaciones en el
icono “Estudios de Casos/Plantillas” y, por último, “Mi cartera” donde se pueden agrupar distintos estudios
realizados por el usuario.
3.3.2 Ubicación
Este programa incluye una gran base de datos climatológicos (proporcionados por estaciones terrestres o
satélites de la NASA) de todo el mundo. También incluye mapas de recursos energéticos, como mapas de
vientos.
Figura 3-3. Opciones de la pestaña abrir
Figura 3-4. Ejemplo de estudios de casos y plantillas
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
12
En esta etapa se especifica el lugar de la instalación buscándola manualmente en el mapamundi o
introduciendo el nombre de la localización. El programa, por defecto, utiliza los datos climáticos de la estación
metereológica más cercana al emplazamiento de la instalación, aunque se puede utilizar cualquier otra estación
seleccionándola manualmente.
Con esos datos, el programa elabora automáticamente una tabla en la que aparece la temperatura del aire y el
suelo, la humedad relativa, las precipitaciones, la irradiación diaria, la presión atmosférica, la velocidad del
viento y los grados día de cada mes. En la gráfica “Datos climatológicos” se puede representar gráficamente
uno de los datos anteriores comparándolo con otro de ellos, por ejemplo, las precipitaciones con la temperatura
del aire.
Figura 3-5. Ubicación de la instalación
Figura 3-6. Datos climatológicos de la ubicación
Metodología
13
13
3.3.3 Instalación
Aquí se concreta el tipo de instalación y tipo de tecnología. Entre las distintas instalaciones aparecen centrales
de potencia, industrias (alimentaria, química, papelera, siderúrgica…), edificios comerciales/ públicos (centros
médicos, supermercados…) y edificios residenciales (bloques de viviendas, casas monofamiliares…).
En el icono “Base de datos de comparación” se puede comparar el rendimiento energético de diferentes
tecnologías de alrededor del mundo tanto para edificios o fábricas como para centrales de potencia. Para
centrales, en la tabla aparece el coste de producción de energía (LCOE) de los distintos tipos de tecnologías
para unas condiones de operación y financianción definidas.
Más abajo se encuentra el punto de referencia (Benchmark) en el que se compara con el resto de tecnologías el
precio de producción de electricidad por la energía generada.
Figura 3-7. Resumen de la instalación
Figura 3-8. Benchmark de todas las tecnologías
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
14
3.3.4 Energía
Esta pestaña se divide en tres etapas: “combustibles y horarios” (selección del combustible y el precio de
expotación de electricidad), “electricidad” (especificar el equipamiento) y “resumen". Además, se pueden
realizar otros análisis que aparecen en la parte superior derecha, como calcular la cantidad de biogás que se
puede generarar a partir de la discomposición biológica de residuos, para el caso de centrales de potencia.
Para edificios o fábricas se pueden elaborar pequeños análisis de eficiencia energética para sistemas de
calefacción (calderas y bombas de calor) y refrigeración (sistemas de absorción).
En el caso de las turbinas hidráulicas, en el paso 1 se selecciona el tipo de combustible que va a emplear la
instalación (lo cual no es necesario especificarlo al tratarse de una central hidráulica). A continuación, se
selecciona el tipo de tarifa de exportación de electricidad, que puede ser anual (el precio durante todo el año es
el mismo) o mensual (cada mes el precio varía).
El paso 2 es especificar las características técnicas de la central y para ello se utilizará el “Nivel 2” que permite
detallar con más precisión los parámetros técnicos y hacer un análisis más preciso.
Figura 3-9. Paso 1 del análisis energético
Metodología
15
15
A continuación, se detallarán y explicarán el significado de cada una de las casillas en las que se divide el paso
2 del análisis energético:
Proyecto propuesto: “a filo del agua” o “reservorio”. Se trata de una central de tipo fluyente y de pie
de presa, respectivamente.
Método de análisis hidrológico: definido por el usuario. Esta opción permite al usuario introducir
manualmente los datos de la curva de caudales clasificados. La otra opción sería “rebose específico”
(solo disponible para centrales de tipo fluyente) donde se especifica la superficie de tierra que
contribuye al caudal del río (área de drenaje) y el rebose específico (m3/s/km
2).
Figura 3-10. Paso 2 del análisis energético: evaluación de
recursos y turbina hidráulica
Figura 3-11. Evaluación de recursos para una central a filo de agua
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
16
En la pestaña de “Tipo FDC/#representativo de calibre” se deben introducir un código elaborado por
RETScreen, el cual representa (solo para los distintos estados de Canadá) las curvas de caudales
clasificados.
Altura de caída bruta (m): es el salto bruto que es capaz de aprovechar la instalación.
Máximo efecto de agua de descarga (m): es la altura que puede disminuir el salto bruto en periodos de
crecidas.
Flujo residual (m3/s): es el caudal ecológico que va a atravesar nuestra central durante toda su vida
útil, aunque esté en mantenimiento o sin funcionar.
Porcentaje del tiempo disponible de flujo firme (%): tiempo que el flujo firme debería de estar
disponible, suele tomar valores entre 90 a 100 % [7].
Flujo firme (m3/s): caudal calculado por el programa que estará disponible para generación de
electricidad, basándose en los datos introducidos en la curva de caudales clasificados.
Flujo de diseño (m3/s): establece el caudal máximo que va a circular por la turbina.
Tipo: se selecciona el tipo de turbina (Flujo cruzado, Francis, Kaplan, Pelton, Hélice y Turgo).
Eficiencia de la turbina: Estándar. Con esta opción el programa calcula la curva de eficiencia para la
turbina seleccionada. También, se puede definir dicha curva a partir de los datos aportados por el
fabricante.
Número de turbinas: se establece el número de turbinas con las que contará la central (se asume que
todas ellas son iguales).
Fabricante y modelo: RETScreen ofrece una amplia gama de fabricantes (Alstom, Impsa, American
Figura 3-12. Curva de caudales clasificados elaborada con los
datos climatológicos de RETScreen
Metodología
17
17
Hydro…), adjuntándose junto a ellos un elace a sus webs oficiales.
Coeficiente de diseño: número que ajusta la eficiencia de la turbina a parámetros adimensionales
empleados en las estimaciones de los picos de eficiencia. Toma valores entre 2,8 a 6,1. Debido a la
ausencia de este dato se tomará 4,5, como un valor medio entre las turbinas instaladas en las centrales.
Este valor corresponde al de una turbina de acero inoxidable
Método de diseño turbinas Coeficiente de diseño
Acero al carbono 2,8
Acero inoxidable al carbono en áreas críticas 3,8
Acero inoxidable al carbono 4,5
Acero inoxidable al carbono diseñado con programa de dinámica de
fluidos (CFD) y álabes doblados a presión 5,0
Acero inoxidable al carbono diseñado con programa de dinámica de
fluidos (CFD), álabes doblados a presión y con acabado con fresadora de
5 ejes
5,6
Acero inoxidable al carbono diseñado con programa de dinámica de
fluidos (CFD), diseño confirmado por un modelo hidráulico, álabes
doblados a presión y con acabado con fresadora de 5 ejes 6,1
Ajuste de eficiencia (%): este valor afecta a la eficiencia de la turbina en todo su rango de operación.
Eficiencia máxima de la turbina (%): el software estima la eficiencia máxima pico de la turbina
basándose en la curva estándar de eficiencia de la turbina.
Flujo a máxima eficiencia (m3/s): el modelo calcula el caudal con el que se alcanza la máxima
eficiencia.
Eficiencia de la turbina en flujo de diseño (%): el programa determina la eficiencia de la turbina con el
flujo firme.
Tabla 3-2. Coeficientes de diseño para las turbinas. Fuente: RETScreen
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
18
Ahora se rellena la tabla de los caudales clasificados para continuar con el análisis.
Seguidamente, se especifica las pérdidas y los costes iniciales y de mantenimiento para determinar la cantidad
de energía que va a producir la instalación.
Máximas pérdidas hidráulicas (%): estimación de las pérdidas hidráulicas debidas al rozamiento del
agua con los distintos componentes de la instalación.
Pérdidas varias (%): cuantifica las pérdidas del transformador y pérdidas parasitas de la instalación.
Para centrales pequeñas se suelen tomar valores de 1 a 3% [7].
Figura 3-13. Paso 2 del análisis energético:
datos de duración de flujo y curva de eficiencia
de la turbina
Figura 3-14. Paso 2 del análisis energético: pérdidas y resumen
Metodología
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19
Eficiencia del generador (%): la eficiencia del alternador tiene valores altos del entorno del 97%.
Disponibilidad (%): porcentaje de tiempo que la instalación va a estar operando. A este porcentaje se
le resta el tiempo que la central no va estar inactiva por razones de mantenimiento, fallos en turbinas o
cortes eléctricos. Un 94 a 96 % suele ser un valor apropiado para la mayoría de las instalaciones
hidráulicas [7].
Capacidad de generación eléctrica (MW): máxima cantidad de energía que se puede extraer calculada
por el programa.
Firme (MW): es la energía generada cuando está circulando el flujo firme (100% del tiempo).
Factor de ajuste de flujo disponible: este parámetro afecta a cada valor de la curva de caudales
clasificados para el cálculo del factor de capacidad y la energía exportada a la red (por ejemplo, un 1,2
incrementa cada valor de la curva de caudales un 20%)
Factor de planta o factor de capacidad (%): expresa la relación entre la energía media producida por
la central durante todo el año con respecto a su potencia instalada.
Costos iniciales (€/KW): incluye costes de instalación y equipos. RETScreen incorpora una base de
datos de costes medios para distintas potencias.
Costos de O & M (€/KW-año): incluye los costes de operación y mantenimiento anuales.
Tarifa de exportación de electricidad: en esta pestaña nos muestra el precio de exportación de energía
(establecida en el paso 1).
Electricidad exportada a la red (MWh): cantidad de electricidad exportada calculada por el software.
Ingresos por exportación de electricidad (€): beneficio obtenido por la venta de esa electricidad
exportada al precio fijado en el paso 1.
Una vez introducidos todos los datos necesarios, el programa nos elabora una gráfica en el que aparecen la
curva de caudales clasificados (flujo disponible, línea azul) y la potencia disponible (línea verde) para cada
porcentaje de tiempo.
Base de datos
RETScreen
Coste típico de generación
(€/KW)
Costo O&M típico
(€/KWh-año)
Turbina hidráulica
10.000 KW 4.100 90
Turbina hidráulica 1.000
KW 4.700 135
Tabla 3-3. Costes de generación y operación y mantenimiento para
turbinas de 1 MW y 10 MW. Fuente: RETScreen
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
20
Por último, en el paso 3 aparece un resumen de los resultados obtenidos en el análisis energético, como la
potencia nominal de la instalación, los ingresos por la venta de energía, los costes iniciales y de operación y
mantenimiento (especificados en la siguiente apartado), los costes del combustible y el payback (calcuado en
el apartado “Finanzas”).
3.3.5 Costo
En este apartado se especifica los costes iniciales y anuales de la instalación. Para ello, se utilizará el “Nivel 2”
del análisis.
Los principales costes serían el estudio de viabilidad, el desarrollo del proyecto, la ingeniería (precio del
proyecto y diseño de todos los componentes), el bloque de potencia (turbinas, carretera, línea de alta tensión,
Figura 3-15. Curva de duración de flujo y potencia
Figura 3-16. Paso 3 del análisis energético: resumen de resultados
Metodología
21
21
transformador y subestación), misceláneos (obra civil y contingencias), operación y mantenimiento y sueldos
de trabajadores.
Estudio de factibilidad: este estudio incluye un proyecto de diseño preliminar, estimación del coste,
estudio del emplazamiento y recursos disponibles. Suele ser el 1 a 5% del coste total del proyecto [7].
Desarrollo: es la ejecución del proyecto definido en el estudio de factibilidad.
Ingeniería: este coste incluye el diseño de equipos (instalaciones electricas, bloque de potencia, obra
civil…) y el proyecto propuesto. Suele tomar valores del entorno al 2% [7].
Sistema eléctrico de potencia: aquí se incluye el precio de las turbinas, los caminos de acceso, las
líneas eléctricas y la subestación.
Balance del Sistema y misceláneos: esta casilla incluye costes específicos del proyecto, construcción
de edificios, transporte de equipos y materiales, entrenamiento de los operarios y del personal de
mantenimiento y contingencias. Todos los costes anteriores, menos las contigencias, se agruparán en
un solo grupo llamado “Misceláneos”. Las contingencias son una parte de los costes que se destinan a
solventar ciertos gastos que no estaban previstos de antemano (avería de maquinaria, rotura de
materiales por accidentes…).
Figura 3-17. Análisis de costos iniciales totales detallados
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
22
Operación y mantenimiento: son los costes debidos a las operaciones de mantenimiento y de los
salarios de los trabajadores que están trabajando en la instalación durante el año. RETScreen toma
valores de 0,2 a 1 (esto va a depender del grado de automización de la instalación) para indicar el
número de personas que trabajan al año en la central.
3.3.6 Emisión
Es otro de los análisis que incorpora RETScreen donde se estima la cantidad de emisiones de gases
contaminantes producidas si se generase la misma cantidad de energía con fuentes contaminantes.
Para este apartado, se elige el “Nivel 1” para un análisis de emisiones simplificado. En el caso base se
especifica el país donde se encuentra la instalación y el tipo de combustible (media de todos, gas natural,
carbón, petróleo u otros) con el que se generaría la misma cantidad de energía que con la central hidráulica y,
dependiendo de la opción, tendrá un factor de emisión asociado, expresado en tCO2/MWh. A este factor se le
añade las pérdidas por transmisión y transporte de las líneas (en España es del 7%) [8].
Por último, el programa permite realizar una equivalencia de esas emisiones no liberadas a la atmósfera con
otras actividades contaminantes, como número de automóviles no usados, barriles de petróleo no consumidos,
toneladas de residuos urbanos reciclados…
Figura 3-18. Costos anuales de operación y mantenimiento
Figura 3-18. Análisis de emisiones
Metodología
23
23
3.3.7 Finanzas
En esta etapa se llevará acabo el análisis financiero de “Nivel 2”, en el que se podrá realizar un análisis con
mayor precisión.
En el grupo “Parámetros finacieros” aparecen:
Tasa de inflación (%): tasa promedio anual de inflación proyectada durante la vida del proyecto.
Tasa de descuento (%): hace que el valor actual neto de la suma de flujos de caja sea cero.
Tiempo de vida del proyecto (años): duración de la evaluación de viabilidad financiera. También
puede corresponder a la esperanza de vida de los equipos o del acuerdo de compra de energía.
Incentivos y donaciones (€): sería cualquier contribución o subsidio recibido que se utiliza para pagar
los costos iniciales del proyecto.
Relación de deuda (%): porcentaje de la inversión inicial que va a ser financiado por el banco. El
resto del procentaje corresponde al capital propio financiado por el propietario de la instalación o
accionistas de la empresa propietaria.
Tasa de interés de la deuda (%): tasa anual abonada por el tenedor de la deuda al final de cada año.
Duración de deuda (años): número de años en los que se reparte la deuda a pagar.
Pagos de la deuda (€/año): cantidad de deuda a pagar anualmente.
Análisis de impuesto a la renta: este análisis permite calcular los flujos de caja e indicadores
financieros después de impuestos. Al pinchar en esta casilla se nos despliega más opciones para
especificar este análisis. En este proyecto no se realizará este análisis.
Figura 3-20. Análisis financiero
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
24
En el cajón “Ingresos anuales” aparece resumido los ingresos obtenidos por la venta de electricidad
anualmente. La tasa de escalonamiento de exportación de electricidad es el porcentaje de subida anual de la
tarifa de exportación durante la vida del proyecto. Por otro lado, también se puede especificar la concesión de
algún tipo de bonificación por las toneladas de CO2 no emitidas a la atmósfera y por la producción de energía
limpia (primas).
El grupo “Costos/Ahorros/Ingresos” es un resumen del análisis de costos, en el que aparecen desglosados los
costos iniciales totales, los costes anuales y los ingresos anuales.
En el apartado “Viabilidad financiera” aparecen los resultados del análisis realizado por RETScreen:
TIR (antes de impuestos) del capital (%): la Tasa Interna de Retorno representa el rendimiento del
interés proporcionado por el capital del proyecto durante su vida útil antes de impuestos. Se calcula
con los flujos de caja y el tiempo de vida del proyecto.
TIR (antes de impuestos) de los activos (%): la Tasa Interna de Retorno representa el rendimiento del
interés proporcionado por los activos del proyecto durante su vida útil antes de impuestos.
Payback (años): hay de dos tipos, el pago simple de retorno del capital (tiempo que tarda en recuperar
los costos iniciales invertidos en la instalación, a partir de los ingresos obtenidos) y el retorno de
capital o Equity Payback (tiempo en recuperar la parte de la inversión finaciada por el propietario o
accionistas).
Valor Presente Neto (€): conocido como VAN permite calcular el valor actual de cualquier flujo de
caja futuro. VAN >1 indica que se obtienen beneficios y un valor negativo indica pérdidas.
Ahorros anuales en ciclo de vida (€/año): cantidad de dinero ahorrada calculada a partir del VAN, la
tasa de descuento y el tiempo de vida del proyecto.
Relación beneficio-deuda: relación entre los beneficios y costes del proyecto. Que este valor sea
mayor a 1 indica que el proyecto es rentable.
Cobertura de deuda: indica la capacidad del proyecto de generar beneficios para hacer frente a los
pagos de deuda. Se calcula dividiendo los ingresos entre los pagos de deuda.
Coste de producción de energía (€/MWh): a este parámetro se le conoce como LCOE y representa el
precio de venta de energía para obtener un VAN nulo (no tener ni pérdidas ni beneficios).
Por último, en el apartado “Flujos de caja anuales” se observan los beneficios obtenidos antes de
impuestos y los flujos de caja acumulados (despúes de impuestos) para año de vida del proyecto.
RETScreen elabora dos gráficas con cada uno de los parámetros anteriores en función de los años.
Metodología
25
25
3.3.8 Riesgo
El análisis de sensibilidad y riesgos es una herramienta para estimar la sensibilidad de los indicadores
financieros más importantes en relación con los parámetros técnicos y financieros clave.
El análisis de sensibilidad se puede realizar sobre varios parámetros finacieros: el retorno de capital, TIR (antes
de impuestos) del capital, TIR (antes de impuestos) de los activos, VAN y costes de producción de energía.
También se debe imponer un rango de sensibilidad para especificar el máximo porcentaje de variación que se
aplica a cada uno de los parámetros en la tabla de resultados del análisis de sensibilidad.
En la casilla “Umbral”, dependiendo sobre que parámetro se efectúa el análisis, el usuario puede elegir el valor
máximo que puede tener este parámetro. Si el valor que aparece es menor (en el caso del TIR del capital, TIR
de los activos, VAN y costes de producción de energía) o mayor (solo paro el caso del retorno de capital) que
el del umbral, dicho número será marcado con un fondo naranja, lo que significará que el proyecto no será
viable.
En las distintas tablas se muestra lo que le sucede al indicador financiero con el que se está efectuando el
análisis cuando dos parámetros (que pueden ser los costos iniciales y la electricidad exportada a la red, por
ejemplo) van variando según el porcentaje de sensibilidad seleccionado.
Figura 3-21. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
26
El análisis de riesgo permite especificar la incertidumbre de una serie de parámetros de entrada (costos
iniciales, electricidad exportada a la red, tarifa de exportación de electricidad, relación de deuda, tasa de interés
de la deuda y duración de la deuda) y evaluar su impacto sobre distintos indicadores financieros (TIR del
capital antes de impuestos, TIR de los activos antes de impuestos, VAN y costes de producción de energía).
El programa utiliza el método de Monte Carlo para la elaboración del análisis, especificando el número de
combinaciones y la aleatoriedad del valor inicial. Este método calcula estadísticamente el valor final de una
serie de parámetros sujetos a la variabilidad.
Una vez elaborado el análisis, RETScreen representa en una gráfica llamada “Impacto” los parámetros de
entrada (en el eje y, ordenados de mayor a menor impacto) en función de uno de los indicadores financieros
selecionados anteiormente y en el eje x se representa la desviación estándar (medida de cuanto pueden alejarse
los valores con respecto a la media) de los parámetros. La dirección de la desviación estándar (postiva o
negartiva) establece la relación entre el parámetro de entrada y el indicador financiero, por ejemplo, la fracción
de deuda tiene una desviación positiva con respecto al TIR del capital, por lo que un incremento de este
parámetro provocaría un aumento de TIR del capital.
Con el método de Monte Carlo se calcula la mediana del indicador financiero (que suele coincidir o toma un
valor cercano al obtenido en el análisis financiero). Por otro lado, se especifica el nivel de riesgo, donde se
establece un intervalo de confianza dentro del cual se espera que el indicador disminuya. El nivel de riesgo
también se puede definir como la probabilidad de que el indicador se encuentre fuera del intervalo de
confianza.
Una vez establecido el intervalo de confianza, el modelo calcula el valor límite mínimo y máximo de dicho
intervalo, que es el percentil del indicador correspondiente a la mitad del nivel de riesgo definido y al
correspondiente al 100% menos la mitad del riesgo, respectivamente.
Figura 3-22. Análisis de sensibilidad sobre el payback del capital propio
Metodología
27
27
De la simulación de Monte Carlo resulta la gráfica de “Distribución” en la que se representa en barras
verticales la frecuencia (en %) de los valores del indicador financiero que han aparecido en el análisis.
3.3.9 Informe
En esta última estapa, RETScreen elabora un resumen de los resultados obtenidos en las etapas anteriores.
Debido a que se está utilizando la versión de prueba no es posible guardar o imprimir dicho informe.
Figura 3-23. Análisis de riesgos del TIR del capital
Figura 3-24. Gráfica de distribución
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
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3.4 Normativa
En este apartado, se expondrá la normativa vigente en el momento de la realización de este proyecto.
Por un lado, la ley 54/1997 del Sector Eléctrico [9] establece dos tipos de regímenes para la generación
eléctrica: el régimen ordinario (para centrales de generación convencionales) y el régimen especial (para
centrales con una potencia inferior a 50 MW y utilizan como fuente primaria energías renovables o residuos
naturales).
El régimen especial está regulado en el Real Decreto 66/2007 [10], en el que se establecen dos tipos de tarifas:
tarifa regulada y variable. Con la tarifa regulada, por la energía que exportes percibes siempre la misma
aportación económica (expresada en céntimos de euro por kilovatio hora). Con la tarifa variable, el precio de
venta de la electricidad viene impuesto por el mercado o el precio que negocie el titular de la instalación,
complementado con una prima (expresada en céntimos de euro por kilovatio hora). Ambas tarifas vienen
explicadas en el artículo 24 del real decreto anterior.
En el artículo 2 de este real decreto se especifica a que grupo pertenecen las centrales hidroeléctricas: grupo
b.4 (potencia instalada menor a 10 MW) y grupo b.5 (potencia instalada entre 10 y 50 MW).
Dependiendo del grupo o categoría que pertenezca la instalación recibirá una cantidad fija durante todos los
periodos (artículo 25) y, de forma voluntaria y solo para la tarifa regulada, puede acogerse a un régimen de
Figura 3-25. Informe de factibilidad
Metodología
29
29
discrimación horaria de dos periodos (artículo 26).
Grupo Potencia Plazo
Tarifa
regulada
c€/KWh
Tarifa variable c€/KWh
Prima de
referencia
Límite
superior
Límite
inferior
b.4 𝑃 ≤ 10 𝑀𝑊
Primeros 25 años 8,2519 2,6495
9,0137 6,8978
A partir de entonces 7,4268 1,4223
b.5 10𝑀𝑊 < 𝑃 ≤ 50 𝑀𝑊
Primeros 25 años (1) 2,2263
8,4635 6,4746
A partir de entonces (2) 1,4223
(1) Tarifa regulada será: 𝟔. 𝟔𝟎 + 𝟏. 𝟐𝟎 ∙ [(𝟓𝟎 − 𝑷) 𝟒𝟎⁄ ] siendo P la potencia instalada.
(2) Tarifa regulada será: 𝟓. 𝟗𝟒 + 𝟏. 𝟎𝟖𝟎 ∙ [(𝟓𝟎 − 𝑷) 𝟒𝟎⁄ ] siendo P la potencia instalada.
La tarifa regulada percibida será la de la tabla anterior multiplicada por 1,0462 (grupos b.4 y b.5) para el
periodo punta y de 0,9670 (grupos b.4 y b.5) para el periodo valle.
Invierno Verano
Punta Valle Punta Valle
11-21 h 21-24 h y 0-11 h 12-22 h 22-24 h y 0-12 h
El real decreto 606/2003 [11] modifica al real decreto 849/1986 en el que se aprueba el Reglamento del
Dominio Público Hidráulico, que desarrolla los Títulos preliminar I, IV, V, VI y VII de la Ley 29/1985 de
Aguas. En el se especifica un procedimiento para obtener las concesiones y autorizaciones administrativas
para una instalación, ampliación o adaptación de aprovechamientos hidáulicos de potencia menor a 5 KVA.
La duración de los trámites y concesiones de aguas son los principales obstáculos a los que se enfrenta esta
tecnología. Por otro lado, aparecen barreras de carácter medioambiental y social a la ejecución del proyecto, lo
cual también prolonga el periodo de concesión.
Todas las centrales hidroeléctricas con potencia instalada menor a 50 MW deben someterse a una evaluación
de impacto ambiental para cumplir con la normativa medioambiental (Ley 6/2001).
Tabla 3-4. Precio de venta de electricidad para los grupos b.4 y b.5 en
función de la tarifa
Tabla 3-5. Periodos de punta y valle para invierno y verano, aplicable a la
tarifa regulada
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
30
Aplicación de la metodología
31
31
4 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA
n este capítulo se expondrá tres ejemplos de presas, que se encuentran operando hoy en día, para
demostrar el potencial de RETScreen como herramienta de cálculo.
4.1 Presa de Cantillana
4.1.1 Características y ubicación
Esta presa se encuentra sobre el Río Guadalquivir en la localidad sevillana de Cantillana (a 33Km de la capital
andaluza). Fue proyectada por C. Mendoza y Sáez en 1956 y su propietario actual es la compañía eléctrica
Endesa.
Se trata de una presa de gravedad, móvil y compuesta por una estructura de hormigón de sección triangular.
Posee una altura sobre el caude de 19,1 m, un salto bruto de 8,75 m y un aliviadero formado por ocho
compuertas Stoney, capaces de desembalsar 1.000 m3/s por cada una de ellas. La central posee dos turbinas
Kaplan que desarrollan una potencia nominal de 6,32 MW.
Junto a la casa de máquinas se encuentra la subestación de transformación que eleva la tensión de los 6.000 V
a los 66.000 V, gracias a un transformador de 20 MVA [12] [13].
El programa toma como datos climatológicos (más cercanos) los de la estación metereológica del aeropuerto
de Sevilla situado a 21 Km de la instalación. Con esos datos, elabora una tabla en la se reflejan distintas
variables como la temperatura o la humedad.
E
Solo aquellos que se arriesguen a ir demasiado lejos pueden
descubrir que tan lejos se pueden llegar.
- T. S. Eliot -
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
32
4.1.2 Análisis energético
El primer paso es establecer el precio de exportación de la electricidad. Para la realización de este proyecto se
utilizará la tarifa regulada (explicada en el apartado 3.4 Normativa) para establecer un precio de venta fijo para
todos los meses del año (0,082519 €/KWh para los primeros 25 años).También se considerará que este precio
sufre un incremento del 0,5% anualmente, acorde con el aumento del IPC en nuestro país (esta subida de tarifa
se cuantificará en el análisis financiero).
En el segundo paso se introducirá todos los datos técnicos de la instalación.
La presa de Cantillana es de tipo fluyente (“A filo de agua”), con un salto bruto de 8,75 m. Considerándose
nulo el efecto del agua de descarga durante los periodos de crecidas de agua y un caudal ecológico constante
de 0,1 m3/s. El flujo firme, obtenido de la tabla de caudales clasificados representada más abajo, estará
Figura 4-1. Ubicación de la Presa de Cantillana
Figura 4-2. Tarifa de exportación de energía
Aplicación de la metodología
33
33
disponible todo el tiempo de operación de la central.
Empleando un flujo de diseño total de 90 m3/s (el mismo que en la realidad) para las dos turbinas Kaplan, con
un coeficiente de diseño de 4,5 (turbinas de acero inoxidable al carbono) y factor de ajuste de eficiencia nulo,
el programa cálcula el rendimiento máximo (al elegir la opción “Estándar”) de las turbinas (91,9%) y en el
caudal que se produce (67,5 m3/s) y el rendimiento en el caudal de diseño (91,5%).
A partir de los datos de caudales clasificados introducidos, RETScreen calcula el rendimiento de la turbina, el
número de turbinas que estarían funcionando en cada porcentaje de tiempo y la eficiencia combinada de cada
una de ellas. Los caudales clasificados se han detallado en el anexo 1.
Figura 4-3. Datos técnicos básicos para la Presa de Cantillana
Figura 4-4. Datos de los caudales clasificados
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
34
Con datos anteriores, elabora una gráfica donde se representa el rendimiento de la turbina (%) para cada caudal
clasificado (% del tiempo). Se observa que a partir del 25 al 30% del caudal nominal el rendimiento se
estabiliza, lo que significa que ha empleado un caudal de diseño idóneo.
Las pérdidas hidráulicas (7%) son tan elevadas debido a que esta presa al tener una longitud de 200 m tiene
mucha superficie en contacto continuo con el agua. Las pérdidas varias (2%) toman un valor medio para este
tipo de instalaciones ya que considera las pérdidas eléctricas de la subestación, de la línea de transmisión y de
los consumos auxiliares. La eficiencia del generador (97%) es elevada y la disponibilidad (95%) toma un valor
similar al resto de las centrales de fluyente [7].
El software calcula la potencia nominal de la instalación y la potencia firme (generada durante el 100% del
tiempo) considerando todos los parámetros anteriores, obteniendo un resultado de 6,24 MW y 1,53 MW,
respectivamente. Se observa que la potencia nominal se asemeja a la potencia real de la central (6,32 MW). El
factor de ajuste de caudal disponible se iguala a 1 (no van a variar demasiado los flujos) debido a que se ha
elaborado la curva de caudales clasificados a partir de los datos históricos de la confederación hidrográfica del
Guadalquivir entre 1987 y 2008 [14]. Por otro lado, resultando un factor de capacidad del 56%, un valor
intermedio bajo en el intervalo que sulen tener las instalaciones hidráulicas (40-90%) [7].
Los costos iniciales se especificarán en el siguiente apartado y los costos de operación y mantenimiento
tomados son distintos a los que propone RETScreen (90 €/KW-año para una central del orden de 10 MW) ya
que este coste incluye mantenimiento de los equipos (reparaciones o deterioros) y los salarios de los operarios
que realizarán dichas labores. Por eso se tomará 40 €/KW-año, que incluye solo el mantenimiento de los
equipos.
Multiplicando la energía producida por el precio de venta de electricidad, establecido en el paso anteriormente,
Figura 4-5. Curva de eficiencia de la turbina con respecto al caudal
Aplicación de la metodología
35
35
se obtiene el beneficio anual (2.514.906 €).
Por último, RETScreen representa en una gráfica de tres ejes la potencia disponible (línea verde) y el caudal
disponible (línea azul) con respecto al caudal (m3s) y el porcentaje del tiempo (%) y la potencia (MW). Se
puede observar que para el caudal de diseño (90 m3/s, línea roja) se producen 3,8 MW durante el 40% del
tiempo.
Figura 4-6. Pérdidas de la instalación y resumen de resultados
Figura 4-7. Curva de caudal y potencia
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
36
Estos serían los datos obtenidos de forma resumida en una tabla.
4.1.3 Costes
Los costes iniciales del proyecto quedan repartidos de la siguiente forma:
Los costes del estudio de factibilidad, desarrollo e ingeniería se han estimado comparalandolos con otros
proyectos de centrales de tipo fluyente de RETScreen.
Se ha estimado el precio de las turbinas Kaplan (1.500 €/KW) a partir de una media de los precios de docenas
de instalaciones con potencias comprendidas entre los 100 KW y 15 MW, en EEUU [15]. Será necesario
instalar 1,1 Km de línea de transmisión (66 KV) a un precio de 60.000 €/Km, el coste de construcción de los
Figura 4-8. Resumen del análisis energético
Figura 4-9. Costes iniciales totales de la Presa de Cantillana
Aplicación de la metodología
37
37
caminos de acceso es 2.000.000 €/Km y solo sería necesario construir la carretera que pasa por encima de la
presa ya que el resto de la carretera (SE-3101) se supone que ya está construida, la subestación tiene un precio
de 200.000 €, el costes del transporte de todos los equipos y de la maquinaria será de 100.000 € y para el
cálculo del precio de la obra civil se considerará que el componente mayoritario de la central es el hormigón
HA-25, con un precio unitario de 80 €/m3 [16]. Este precio multiplicado por el volumen de la central (27.800
m3) nos sale un coste de 2.224.000 €.
Se suele tomar un 10% de contingencias para este tipo de centrales para hacer frente a posibles gastos no
previsto de antemano [15].
Los costes iniciales totales son de 14.388.754€, lo que equivale a 2.306 €/KW, algo superior a los costes de la
pequeña hidráulica con saltos menores a los 60 m, que suelen rondar entre 700 a 2200 €/KW [15].
Los costos de operación y mantenimiento se resumen de la siguiente forma:
Estos costes se han dividido entre el mantenimiento de los equipos (cáculado en el análisis energético) y el
salario de los operarios de mantenimiento. Para este último, RETScreen establece un rango de automatización
entre 0,2-1 (siendo 0,2 el mayor grado de automatización), el cual se multiplica por el salario anual de un
operario (24.000 €). Para esta central se obtará por un valor de 0,5 debido a la antigüedad de la instalación,
obteniendo un coste de 12.000 €.
Siendo los costes anuales por mantenimiento y operación totales de 261.618 €.
4.1.4 Emisiones
Si se selecciona la opción “todos los tipos de combustibles” se consigue evitar 8.869 tCO2 al año. El programa
permite realizar una equivalencia de esas emisiones no liberadas a la atmósfera con otras actividades
contaminantes, como por ejemplo, las toneladas de CO2 obtenidas anteriormente equivalen a 20.625,7 barriles
de petróleo no consumidos o a 1.624,4 automóviles no utilizados.
Figura 4-10. Costos anuales de operación y mantenimiento de la Presa de Cantillana
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
38
4.1.5 Financiación y análisis de riesgos
a) Análisis Financiero
Considerando que la tasa de interés media de norte américa oscila entre los 2-3% se supondrá para este
proyecto un 2,5%, y que la tasa de descuento toma valores entre 6-11%, por lo que será de un 9% [7]. La vida
útil del proyecto será de 50 años ya que este tipo de instalaciones tienen vidas de uso superiores a los 70 años.
Se establecerá una relación de deuda del 80% con un tipo de interés del 5% a pagar durante los primeros 15
años del proyecto.
Por último, la tasa de escalonamiento anual de la tarifa de exportación de electricidad será del 0.5%, como se
anticipó en el análisis energético. El programa no permite modificar el precio de venta en cualquiera de los
años intermedios de la vida útil, ya que la tarifa elegida a partir del año 25 se reduce a los 74,27 €/MWh. Este
aspecto será discutido en el capítulo 5.
Figura 4-11. Análisis de emisiones evitadas
Aplicación de la metodología
39
39
Una vez introducido todos los parámetros anteriores y conociendo los ingresos anuales y costes iniciales
totales y de operación y mantenimiento, se obtiene un payback del capital invertido de 6,4 años, un payback
del capital propio de 2,5 años, un VAN positivo (13.470.065 €) y un LCOE de 47,15 €/MWh.
A continuación, se representan los flujos de cajas anuales antes de impuesto con respecto al número de años de
vida del proyecto (a la izquierda) y los flujos de caja acumulados con respecto a la vida útil (a la derecha). En
la gráfica de la izquierda se observa que cada año va aumentando los ingresos, esto se debe a que cada año
aumenta el precio de venta un 0,5%. También, se contempla que en el año 15, al terminar de pagar la deuda,
los flujos aumentan considerablemente. En cambio, en la gráfica de la derecha, el año en que el flujo
acumulado es mayor que cero coincide con el payback del capital propio (2,5 años).
b) Análisis de Sensibilidad y Riesgo
Figura 4-12. Análisis financiero
Figura 4-13. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
40
Se lleva a cabo un análisis de sensibilidad del VAN con un rango de sensibilidad del 50%.
Se observa que si se reduce el precio de venta de electricidad un 50% para los mismos costos iniciales se
obtiene un VAN negativo, lo que significa que el proyecto no es viable económicamente. También se puede
analizar que si la energía exportada disminuye un 50% para los mismos costos de operación y mantenimiento,
el VAN también es negativo.
Por último, se realizará un análisis de riesgo del VAN.
Figura 4-14. Análisis de sensibilidad sobre el VAN
Figura 4-15. Análisis de riesgo del VAN
Aplicación de la metodología
41
41
En la gráfica de impacto, se ve que los parámetros que tienen más repercusión sobre el VAN son la tarifa de
exportación (positivo), la energía exportada (positivo) y los costos iniciales (negativo). Como cabría esperar,
tanto la tarifa de exportación como la energía exportada tienen un impacto positico sobre el VAN ya que sus
aumento provoca un efecto inmediato en dicho indicador financiero y los costos iniciales tienen un impacto
negativo debido al hecho de que un aumento de los mismos reduce el VAN.
En la gráfica de distribución se reflejan distintos valores del VAN con respecto a su frecuencia (%). Para un
nivel de riesgo del 10%, el VAN resultante (13.470.065 €) se encuentra dentro del intervalo de los valores
presente neto con más frecuencia (10-15 M€).
4.1.6 Comparativa con otras tipologías de turbinas
a) Cambiando la tipología de turbina
En la siguiente tabla se resumen algunos parámetros clave del proyecto cambiando únicamente el tipo de
turbina y utilizando en todos los casos 2 turbinas.
Tipo turbina
Eficiencia
turbina punto
diseño (%)
Generación
eléctrica
(MW)
Factor de
capacidad
(%)
Electricidad
exportada a
la red (MWh)
Ingresos
anuales
obtenidos (€)
LCOE
(€/MWh)
Flujo
cruzado 79,0 5,395 54,0 25.516 2.105.554 50,41
Francis 62,2 4,251 33,3 12.393 1.022.670 87,30
Kaplan 91,4 6,240 55,8 30.477 2.514.906 47,15
Pelton (3 jets) 93,1 6,356 56,0 31.177 2.572.726 46,76
Hélice 91,8 6,271 46,0 25.283 2.086.353 57,05
Figura 4-16. Gráfica de distribución del VAN
Tabla 4-1. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Cantillana
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
42
En primer cabe destacar que los resultados obtenidos con las turbinas Pelton (con tres chorros) son erróneos ya
que estas turbinas solo se emplean para saltos grandes, del orden de los 100 m. Pero en este caso, el salto bruto
es de tan solo de 8,75 m por lo que se obviarán los resultados de las Pelton.
Una vez expuesto esto, se observa que el mejor LCOE es el de las Kaplan (utilizadas para aprovechar saltos de
altura pequeña) con 47,15 €/MWh y un factor de capacidad del 55,8%, verificando con estos resultados que
las turbinas que se encuentran instaladas en la realidad son Kaplan.
En segunda posición aparecen las de flujo cruzado (turbinas de flujo transversal para pequeñas alturas y
grandes caudales), con un LCOE y factor de planta parecido al de las Kaplan, aunque su rendimiento en el
punto de diseño es peor.
Por otro lado, el caso más desfavorable es de las turbinas Francis (empleadas para grandes saltos y pequenos
caudales), obteniendo el peor LCOE y factor de planta (como cabría esperar).
En anexos 2 se encuentran las gráficas de eficiencia de las turbinas y las de potencia de las turbinas de Flujo
cruzado, Francis y Hélice.
b) Modificando la tipología y el número de turbinas
A continuación aparecen en varias tablas el flujo firme, la electricidad exportada, el factor de capacidad y el
LCOE para cada tipo de turbina y variando el número de ellas.
Nº Turbinas KAPLAN 1 2 3 4 5
Firme (KW) 938 1527 1553 1549 1550
Electricidad exportada (MWh) 29009 30477 30485 30480 30486
Factor de capacidad (%) 53.1 55.8 55.8 55.8 55.8
LCOE 49.54 47.15 47.14 47.15 47.14
Nº Turbinas FLUJO CRUZADO 1 2 3 4 5
Firme (KW) 1077 1199 1259 1317 1277
Electricidad exportada (MWh) 24818 25516 25736 25795 25873
Factor de capacidad (%) 52.6 54 54.5 54.6 54.7
LCOE 51.75 50.41 49.97 49.86 49.71
Nº Turbinas PELTON 1 2 3 4 5
Firme (KW) 1467 1594 1595 1582 1587
Electricidad exportada (MWh) 30956 31177 31182 31148 31161
Factor de capacidad (%) 55.6 56 56 55.9 56
LCOE 47.09 46.76 46.75 46.8 46.78
Aplicación de la metodología
43
43
Nº Turbinas HELICE 1 2 3 4 5
Firme (KW) 111 590 1041 1435 1153
Electricidad exportada (MWh) 20956 25283 26882 27256 27858
Factor de capacidad (%) 38.2 46 48.9 49.6 50.7
LCOE 68.83 57.05 53.66 52.92 51.78
Nº Turbinas FRANCIS 1 2 3 4 5
Firme (KW) 0 0 0 658 395
Electricidad exportada (MWh) 11466 12393 15585 14733 14449
Factor de capacidad (%) 30.8 33.3 41.8 39.6 38.8
LCOE 94.36 87.3 69.42 73.44 74.88
Variando el número de turbinas, se compara el LCOE y el factor de capacidad de las distintas turbinas
(excepto para las Pelton, ya que los resultados obtenidos no son correctos).
0 20 40 60 80 100
1
2
3
4
5
€/MWh
Nú
me
ro d
e t
urb
inas
LCOE Francis
LCOE Hélice
LCOE Flujo
LCOE Kaplan
Tabla 4-2. Tablas variando el número turbinas de cada tipología en Cantillana
Figura 4-17. Gráfica comparativa del LCOE para cada turbina
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
44
Se observa que en el caso de las turbinas Kaplan a partir de dos turbinas el factor de planta se mantiene
constante y el mínimo LCOE lo alcanza con tres turbinas (47,14 €/MWh), aunque este valor se mantiene sin
subrir muchos cambios hasta llegar a cinco turbinas. En la realidad emplea dos turbinas obteniendo un valor
de 47,15 €/MWh, muy cercano al mínimo.
Si se considera el resto de las turbinas, los máximos factores de capacidad se dan entre tres y cuatro turbinas,
mientras que los mínimos LCOE se obtienen para tres.
4.1.7 Velocidad específica
La velocidad específica no se puede calcular con el programa, pero se puede calcular a partir de una seire de
datos de la instalación real.
Este parámetro se utiliza para comparar la velocidad de la turbina con otra de referencia que desarrolla un cv
de potencia al ser instalada en un salto bruto de un metro o proporciona un caudal de un m3/s a un metro de
altura. Dependiendo del tipo de turbina, toma valores distintos. Es un parámetro evaluado en el punto de
diseño y su expresión adimensional es:
𝜔𝑠 = 𝜔 ∙(𝑊 𝜌⁄ )0,5
(𝑔 ∙ 𝐻)5
4⁄
siendo
𝜔, la velocidad de giro, en rad/s
𝑊, la potencia nominal, en W
𝜌, la densidad del fluido, en Kg/m3
𝑔, la constante de la gravedad, en m/s2
𝐻, el salto bruto, en m
0 10 20 30 40 50 60
1
2
3
4
5
%
Nú
me
ro d
e t
urb
inas
FC Francis
FC Flujo
FC Hélice
FC kaplan
Figura 4-18. Gráfica comparativa del factor de capacidad para cada turbina
Aplicación de la metodología
45
45
Se empleará para el cálculo de la velocidad específica la siguiente a expresión diensional:
𝑛𝑠 =𝑛 ∙ (𝑊)0,5
(𝐻)5
4⁄
siendo
𝑛𝑠, la velocidad específica, en rpm
𝑛, la velocidad de giro, en rpm
𝑊, la potencia nominal, en KW
𝐻, el salto bruto, en m
Según el valor de la velocidad específica se establece esta relación con el tipo de turbina [17]:
Rango velocidad específica (rpm) Tipología de turbina
ns < 70 Pelton
50 < ns < 150 Francis lenta
150 < ns < 250 Francis normal
250 < ns < 400 Francis rápida
ns > 300 Kaplan
En el caso de la Presa de Cantillana dispone de dos turbinas kaplan, cada una de ellas conectadas a dos
alternadores que giran a 167 rpm (desarrollando una potencia de 3,16 MW, cada uno) [18].
𝑛𝑠 =167 ∙ (3.160)0,5
(8,75)5
4⁄= 623,8 𝑟𝑝𝑚
Se obtiene una velocidad específica mayor que 300 por lo que las dos turbinas son Kaplan.
4.2 Presa de Tranco de Beas
4.2.1 Características y ubicación
La central se levanta sobre el Río Guadalquivir cerca de los municipios de Santiago-Pontones y Hornos del
Segura (Jaén). Fue proyectada por F. Briones en 1944, comenzando a funcionar en junio de 1953, y su
propiestario actual es el Estado.
Se trata de una presa de arco de gravedad con planta curva de 150 m de radio y con un aliviadero de superficie
Tabla 4-3. Tabla velocidades específicas
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
46
con compuertas automáticas de tipo sector flotante., con una capacidad de desagüe de 1,100 m3/s. Posee una
altura sobre el caude de 83,5 m y un salto bruto de aproximadamente 80 m. La central posee tres turbinas
Francis que desarrollan una potencia nominal de 39,8 MW [19] [13].
La subestación de transformación se encuentra a 30 m por debajo del pie de presa a la intemperie y posee tres
alternadores (dos de 20 KVA y uno de 10 KVA) con una potencia total de 50 kVA.
El programa toma como datos climatológicos (más cercanos) los de la estación metereológica de Baza
(Granada), a unos 75 Km de la instalación.
4.2.2 Análisis energético
Al ser una presa de más de 25 MW, el precio de exportación de la electricidad (tarifa regulada), viene dada por
la siguiente formula:
𝑷𝑹𝑬𝑪𝑰𝑶 = 𝟔. 𝟔𝟎 + 𝟏. 𝟐𝟎 ∙ [(𝟓𝟎 − 𝑷) 𝟒𝟎⁄ ]
siendo P, la potencia nominal en MW.
El precio resultante es 69,06 €/MWh para los primeros 25 años. Los siguientes años este precio cambiaría
según lo establecido en el RD 66/2007, pudiéndolo calcularlo con esta otra formula:
𝑷𝑹𝑬𝑪𝑰𝑶 = 𝟓. 𝟗𝟒 + 𝟏. 𝟎𝟖𝟎 ∙ [(𝟓𝟎 − 𝑷) 𝟒𝟎⁄ ]
Figura 4-19. Ubicación de la Presa de Tranco de Beas
Aplicación de la metodología
47
47
Obteniendo un precio de 72,75 €/KWh. Debido a la limitación, ya mencionada anteriormente, no se puede
seleccionar el precio de venta a partir de un cierto año, por eso, se utilizará el precio de los primeros 25 años.
La presa de Tranco de Beas es de tipo de pie de presa, por lo que se selecciona “reservorio”, con un salto bruto
de 80 m. Suponiendo nulo el efecto del agua de descarga durante los periodos de crecidas de agua y un caudal
ecológico constante de 0,1 m3/s y un flujo firme disponible del 90%, ya que el objetivo principal de esta presa
es el almacenamiento de agua para el consumo humano o riego.
El caudal de diseño real de la central es de 50 m3/s, pero como se ve en la curva de caudales clasificados, se
elegirá un flujo de diseño que corresponde con el 25% al 30% del porcentaje de tiempo, es decir, 8 m3/s para
las tres turbinas Francis. Con un coeficiente de diseño de 4,5 y un factor de ajuste de eficiencia nulo,
RETSreen obtiene un rendimiento máximo del 92,7 % cuando circula un caudal de 6,4 m3/s y el rendimiento
en el caudal de diseño es del 89%.
Figura 4-20. Tarifa de exportación de energía
Figura 4-21. Datos técnicos básicos para la Presa de Tranco de Beas
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
48
La tabla de curva de caudales clasificados recoge las medias de los datos históricos de los años comprendidos
entre 2000 y 2016 (Anexo 1) [20].
La gráfica de eficiencia obtenida es la siguiente:
Figura 4-22. Datos de caudales clasificados
Figura 4-23. Curva de eficiencia de la turbina con respecto al caudal
Aplicación de la metodología
49
49
Como se observa, entre el 25% y 30% se alcanzan las máximas eficiencias, no disminuyendo demasiado para
porcentajes de tiempo mayores.
Las pérdidas hidráulicas y varias son del 2%, la eficiencia del generador será del 97% y la disponibilidad del
94%.
Según el programa, la potencia nominal de la central es de 5,2 MW, con un flujo firme nulo (el porcentaje de
tiempo del flujo firme era del 90%).Como resultado de la simulación, la potencia nominal se aleja bastante de
la potencia real de la central (39,8 MW) esto se debe a que los caudales clasificados actuales no se corresponde
con los caudales cuando se construyó la instalación, es decir, la instalación está sobredimensionada
energéticamente. Uno de los posibles motivos de esta gran diferencia de caudales (como se mencionó
anteriormente) es que la presa se utiliza más para el almacenamiento de agua para consumo humano o agrícula
que para producir energía. Por otro lado, se obtiene un factor de capacidad del 56,4%.
En el siguiente apartado se aclararán los costos iniciales, mientras que los costos de operación y
mantenimiento tomarán un precio de 30 €/KW-año, resultando un coste de 156.158 €.
El beneficio anual obtenido es de 1.776.367 €.
En la gráfica de la potencia disponible y el caudal disponible se observa que para el caudal de diseño (8 m3/s,
línea roja) se producen 3,25 MW durante el 50% del tiempo. La máxima potencia “teórica” obtenida (5,2
MW) empieza a producirse a partir de tiempos menores del 30%.
Figura 4-24. Pérdidas de la instalación y resumen de resultados
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
50
Estos serían los resultados resumidos en una tabla.
4.2.3 Costes
Los costes iniciales del proyecto quedan repartidos de la siguiente manera:
Figura 4-25. Curva del caudal y potencia
Figura 4-26. Resumen del análisis energético
Aplicación de la metodología
51
51
Interpolando de varios proyectos incluidos en RETScreen sobre centrales de pie de presa, los costes del
estudio de factibilidad son 250.000 €, el de desarrollo 500.000 € y la ingeniería 300.000 €.
Para determinar el precio de las turbinas Francis se recurrirá al informe Quantifying the value of hydropower in
the electric grid donde se comparan multitud de centrales de entre los 40-500 MW. Este precio dependerá de
la potencia instalada, por lo el coste la turbina instalada será de 700 €/KW.
La línea de alta tensión (se supondrá que es de 110 KV) tendrá un precio de 108.500 €/Km, siendo necesario
la construcción de 10 Km de línea [15]. Para llegar a la instalación se necesita la construcción de 15 Km de
carretera, la cual tiene un precio de 2.000.000 €/Km. Por otro lado, la subestación valdrá 200.000 €, el costes
del transporte de todos los equipos y de la maquinaria será de 300.000 € y la obra civil resultante será de
17,840.000 € (volumen de hormigón de 223.000 m3 a un precio de 80 €/m
3).
Se tomará un 5% de contingencias.
Los costes iniciales totales son de 56.824.625 €, resultando 10.927,07 €/KW, un costes enorme ya que la
potencia nominal producida es muy inferiror a la instalada en la realidad y los costes totales se corresponden
con los de una central del orden de los 40 MW.
La mayoría de los costos de las centrales medianas (del enotno de los 50 MW) toman valores entre los 1000 a
2000 €/KW [15]. Si se divide nuestros costes iniciales totales entre la potencia nominal real (39,8 MW) se
obtienen 1.427,66 €/KW, un valor intermedio dentro de este rango, resultando un proyecto viable
económicamente.
Los costos de operación y mantenimiento son:
Figura 4-27. Costes iniciales totales de la Presa de Tranco de Beas
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
52
Debido a la antigüedad de la central se supondrá un nivel de automatización de 0,4 (bajo), con salario por
trabajador de 40.000 € (anuales), obteniendo un coste de 16.000 €.
Siendo los costes anuales por mantenimiento y operación totales de 172.158 €. Este coste en la realidad sería
mayor ya que está calculado para los 5,2 MW que produce la central y no para los 39,8 MW reales.
4.2.4 Emisiones
Con la energía producida se consiguen evitar 7.482,1 tCO2 al año, que equivalen a 2.580,1 toneladas de
residuos reciclados.
4.2.5 Financiación y análisis de riesgos
a) Análisis Financiero
Las especificaciones financieras son: una tasa de interés del 2,5%, una de descuento del 6%, una vida útil del
proyecto de 50 años, una relación de deuda del 80% con un tipo de interés del 5% a pagar durante los primeros
15 años del proyecto y. por último, una tasa de escalonamiento anual de la tarifa de exportación de electricidad
del 0.5%.
Figura 4-28. Costos anules de operación y mantenimiento de Tranco de Beas
Figura 4-29. Análisis de emisiones evitadas
Aplicación de la metodología
53
53
El resultado del análisis nuestra que el payback del capital invertido será de 35,4 años y el del payback del
capital propio será mayor que la vida útil del proyecto, un VAN de -27.108.121 € y un LCOE de 141 €/MWh.
Como se observa este proyecto no es viable debido a sus elevados costos iniciales (entre los más importantes
son la obra civil y la construcción de la carretera de acceso) y al bajo beneficio que se va a obtener por la venta
de energía. Además, el LCOE es demasiado elevado, con una diferencia de 72,00 €/MWh entre él y el precio
de venta de energía impuesto por el usuario (69,09 €/MWh).
A continuación, se refresentan los flujos de cajas anuales antes de impuesto con respecto al número de años de
vida del proyecto (a la izquierda) y los flujos de caja acumulados con respecto a la vida útil (a la derecha).
Durante el año de incio del proyecto se desembolsan unos 11.000.000 € (19,5% del costo inicial total) y,
Figura 4-31. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados
Figura 4-30. Análisis financiero
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
54
posteriormente, 2.000.000 €/año hasta terminar de pagar la deuda. Los flujos de caja acumulados alcanzan su
máximo en el año 20, los cuales serán mayor que cero a partir del año 51 (que está afuera de la vida útil de la
instalación). Tan solo observando estas dos gráficas, se puede enterder que esta central nunca se construiría
con estos costes y la reducida producción de energía
.
b) Análisis de Sensibilidad y Riesgo
Realizando un análisis de sensibilidad del payback del capital propio, con un rango de sensibilidad del 50%, y
estableciendo un umbral de 20 años, se obtiene:
Se observa que si se reducen los costos iniciales un 50% y el precio de venta aumenta un 25%, se consigue
superar el umbral, pero en cambio, si este aumenta, en vez del 25%, un 50%, el payback es de tan solo 8 años,
algo más razonable ya que el umbral utilizado es muy grande comparadado con el que se suele utilizar para
otras instalaciones semejantes (entre 7 a 10 años). También se observa que si la energía exportada aumentara
un 50% y el precio también, se sobrepasa el umbral por muy poco (1,1 años).
Por último, llevando a cabo un análisis de riesgo del VAN (el cual no tiene mucho sentido realizarlo debido a
que con el análisis financiero se ha obtenido un VAN muy negativo).
Figura 4-32. Análisis de sensibilidad sobre el payback del capital propio
Aplicación de la metodología
55
55
En la gráfica de impacto, los parámetros que tienen más repercusión sobre el VAN son los costos iniciales
(negativo), la tarifa de exportación (positivo) y la electricidad exportada (positivo). Como se ve en el análisis
de sensibilidad y como cabría esperar, los costos y la tarifa son los que tienen una mayor repercusión en el
valor actual neto. Esto significa que los costos son muy elevados, la tarifa debería aumentar y se debería
exportar más energía.
En la gráfica de distribución se reflejan distintos valores del VAN con respecto a su frecuencia (%). Para un
nivel de riesgo del 10%, todos los VAN son negativos. Interesaría que el valor actual neto estuviera lo más
cercano a cero, por lo que el VAN más cercano sería -20.133.223,14 € (con una probabilidad del 2%), que se
encuentra muy alejado de la media.
Figura 4-33. Análisis de riesgo del VAN
Figura 4-34. Gráfica de distribución del VAN
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
56
4.2.6 Comparativa con otras tipologías de turbinas
Tipo turbina
Eficiencia
turbina punto
diseño (%)
Generación
eléctrica
(MW)
Factor de
capacidad
(%)
Electricidad
exportada a
la red (MWh)
Ingresos
anuales
obtenidos (€)
Coste de
producción
de energía
(€/MWh)
Flujo
cruzado 79,0 4,6 54,7 22.137 1.529.444 162
Francis 89,0 5,2 56,4 25.711 1.776.367 141
Kaplan 90,6 5,3 56,2 26.068 1.801.023 140
Pelton (3 jets) 88,7 5,2 56,4 25,626 1.770.527 142
Hélice 91,0 5,3 48,2 22.457 1.551.553 162
Independientemente de los costes de producción, las turbinas Francis se encuentran en segundo lugar, en
términos energía exportada y eficiencia, despúes de las Kaplan. Lo cual no tiene mucho sentido debido a que
estas últimas se utilizan para pequeñas alturas y grandes caudales, y nuestra central se encuentra operando en
condiciones totalmente opuestas. También, los datos resultantes con las turbinas Pelton (en tercer lugar)
tampoco coincidirían con la realidad si se instalasen, ya que estas se emplean para alturas mucho más grandes.
4.2.7 Velocidad específica
La Presa de Tranco de Beas dispone de tres turbinas Francis, cada una de ellas conectadas a tres alternadores,
dos de ellos giran a 375 rpm (desarrollando una potencia de 15,75 MW, cada uno) y uno a 500 rpm (8,5 MW)
[18]. Realizando los cálculos para cada alternador:
𝑛𝑠 =375 ∙ (15.750)0,5
(80)5
4⁄= 196,7 𝑟𝑝𝑚
𝑛𝑠 =500 ∙ (8.500)0,5
(80)5
4⁄= 192.7 𝑟𝑝𝑚
Se obtiene que las tres turbinas son Francis normales, al ser turbinas radiales su velocidad específica es más
baja que la de las axiales. Esto se debe a que al instalarse en grandes alturas y mover pequeños caudales sus
diámetros son mayores (para conseguir reducir las pérdidas).
Tabla 4-4. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Tranco
Aplicación de la metodología
57
57
4.3 Presa de Villafranca
4.3.1 Características y ubicación
Esta presa se encuentra sobre el Río Guadalquivir en la localidad de Villafranca de Córdoba (Córdoba). Fue
proyectada por C. Mendoza en 1948 y su propiestario actual es la compañía eléctrica Endesa.
Se trata de una presa de gravedad, compuesta por una estructura de hormigón. Posee una altura sobre el caude
de 13,8 m, un salto bruto de 8,5 m y un aliviadero de labio fijo tipo Creager, capaces de desembalsar 3,600
m3/s. La central posee dos turbinas Kaplan que desarrollan una potencia nominal de 4,32 MW [13] [21].
El programa toma como datos climatológicos (más cercanos) los de la estación metereológica Córdoba situada
a 17 Km de nuestra instalación.
4.3.2 Análisis energético
Utilizando la misma tarifa de exportación de electricidad que en la presa de Cantillana (0,082519 €/KWh para
los primeros 25 años), se considerará de nuevo que sufre un incremento del 0.5% anual.
La presa de Villafranca es de tipo fluyente, por lo que será “A filo de agua”, con un salto bruto de 8,5 m. Se
considerará nulo el efecto del agua de descarga durante los periodos de crecidas de agua y un caudal ecológico
constante de 0,1 m3/s. En este caso, el flujo firme es nulo debido a que la disponibilidad de la central es del
95%.
Empleando un flujo de diseño total de 73 m3/s (el mismo que en la realidad) para las dos turbinas Kaplan, con
un coeficiente de diseño de 4,5 y factor de ajuste de eficiencia nulo, se obtiene un rendimiento máximo de
91,5% con un caudal de 54,8 m3/s y una eficiencia del 91,1% en el caudal de diseño.
Figura 4-35. Ubicación de la Presa de Villafranca
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
58
Introduciendo los datos de la curva de caudales clasificados (Anexo 1) [18].
Resulta una gráfica de eficiencia de la turbina muy similar a la de Cantillana, llegando al rendimiento máximo
a partir del 25-30% del caudal (manteniéndose constante a partir de entonces).
Figura 4-36. Datos técnicos básicos para la Presa de Villafranca
Figura 4-37. Datos de los caudales clasificados
Aplicación de la metodología
59
59
Las pérdidas hidráulicas (7%) son elevadas debido a que esta presa posee una longitud de 75 m, lo que supone
mucha superficie de la estructura de la presa en contacto continuo con el agua. Las pérdidas varias (3%) toman
un valor alto ya que esta central es muy antigua con un sistema eléctrico ya anticuado. La eficiencia del
generador (97%) es elevada y la disponibilidad es del 94% debido a que esta es más antigua que la de
Cantillana y necesita más tiempo para labores de mantenimiento.
De la simulación se consigue un resultado de 4,85 MW, una potencia nominal superior a la potencia real de la
central (4,32 MW), y un factor de capacidad del 65,2%.
Los costos iniciales se especificarán en el siguiente apartado y los costos de operación y mantenimiento
tomados son 40 €/KW-año, que incluye solo el mantenimiento de los equipos.
El beneficio anual resultante es de 2.285.930 €.
Figura 4-38. Curva de eficiencia de la turbina con respecto al caudal
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
60
En la gráfica de caudales y potencia se observa que para el caudal de diseño (73 m3/s, línea roja) se producen
2,3 MW durante el 75% del tiempo, lo cual significa 275 días al año. La máxima potencia se alcanza para
tiempos menores del 30%.
Figura 4-39. Pérdidas de la instalación y resumen de resultados
Figura 4-40. Curva del caudal y potencia
Aplicación de la metodología
61
61
Estos serían los datos obtenidos de forma resumida en una tabla.
4.3.3 Costes
Los costes iniciales del proyecto son:
Al igual que en la presa de Cantillana, los costes del estudio de factibilidad, desarrollo e ingeniería se han
estimado comparándolos con otros proyectos de centrales de tipo fluyente de RETScreen.
Utilizando el mismo precio de las turbinas Kaplan (1.500 €/KW) que las de Cantillana. Se considerará que la
línea de alta tensión es de 66 KV, con un precio unitario de 120.000 €/Km y se necesitará instalar 350 m de
línea. El coste de construcción de los caminos de acceso es de 2.000.000 €/Km, siendo necesario tan solo 150
m ya que la instalación se encuentra muy cerca de la carretera CO-3103. Por otro lado, la subestación tendrá
Figura 4-41. Resumen del análisis energético
Figura 4-42. Costes iniciales totales de la Presa de Villafranca
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
62
un precio de 200.000 €, el costes del transporte de todos los equipos y de la maquinaria será de 200.000 € (se
encuentra en un localización aislada) y el precio de la obra civil es de 1.432.000 € (considerando que la mayor
parte de la presa es de hormigón HA-25 y tiene un volumen de 17.900 m3).
Se tomará un 15% para las contingencias.
Los costes iniciales totales son de 11.479.557 € ó 2.366 €/KW.
Los costos de operación y mantenimiento se resumen de la siguiente forma:
En esta presa, al ser más antigua, el rango de automatización será del 0,8 (poco automatizada), el cual se
multiplicará por el salario anual de un operario (24.000 €) resulta un coste de 19.200 €.
Siendo los costes anuales por mantenimiento y operación totales de 213.313 €.
4.3.4 Emisiones
Se evitan 8.061,5 tCO2 al año, las cuales equivalen a 3.463.815,6 litros de gasoil no consumidos o a 18.747,7
barriles de crudo no utilizados.
Figura 4-43. Costos anuales de operación y mantenimiento de Villafranca
Figura 4-44. Análisis de emisiones evitadas
Aplicación de la metodología
63
63
4.3.5 Financiación y análisis de riesgos
a) Análisis Financiero
Las especificaciones financieras son: una tasa de interés del 2,5%, una de descuento del 9%, una vida útil del
proyecto de 50 años, una relación de deuda del 75% con un tipo de interés del 7% a pagar durante los primeros
15 años del proyecto y. por último, una tasa de escalonamiento anual de la tarifa de exportación de electricidad
del 0.5%.
Una vez introducido todos los parámetros anteriores y conociendo los ingresos anuales y costes iniciales
totales y de operación y mantenimiento, resulta un payback del capital invertido de 5,5 años, un payback del
capital propio de 2,5 años, un VAN de 12.863.416 € y un LCOE de 45,11 €/MWh.
A continuación, se refresentan los flujos de cajas anuales antes de impuesto con respecto al número de años de
vida del proyecto (a la izquierda) y los flujos de caja acumulados con respecto a la vida útil (a la derecha).
Figura 4-45. Análisis financiero
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
64
En los flujos de caja antes de impuestos del año inicial las pérdidas son máximas (lo normal ya que la
instalación no está áun operando) y a partir del año siguiente se empiezan a obtener beneficios. En la gráfica de
la derecha, se representa los flujos acumulados, en la destaca el año a partir de cual los flujos acumulados son
mayores a cero (coincidiendo con el payback del capital propio).
b) Análisis de Sensibilidad y Riesgo
En el análisis de sensibilidad del payback del capital propio, tendrá un rango de sensibilidad del 25% y
estableciendo un umbral de 5 años (este valor suele estar impuesto por los accionistas o la entidad bancaria
para asegurarse que van a obtener beneficios por el préstamo de capital).
Se observa que si se reduce el precio de venta de electricidad un 25% para los mismos costos iniciales o
superiores a los actuales, se obtiene un VAN negativo. Si la energía exportada disminuye un 25% para los
Figura 4-47. Análisis de sensibilidad sobre el payback del capital propio
Figura 4-46. Flujos de cajas anuales antes de impuestos y acumulados
Aplicación de la metodología
65
65
mismos costos de operación y mantenimiento o superiores, el VAN también es negativo.
Por último, se llevará a cabo un análisis de riesgo del TIR del capital.
En la gráfica de impacto, los parámetros que tienen más revelancia sobre el TIR del capital son la relación de
la deuda (positivo), la electricidad exportada (positivo) y la tarifa de exportación (positivo). A medida que
aumenta la relación de deuda menos dinero es aportado por el propietario de la instalación y, por lo tanto,
mayor rendimiento tendrá el interés del capital. En el caso de la energía exportada y de su tarifa, al aumentar
estos se obtienen más ingresos, luego, la tasa interna de retorno también sube.
En la gráfica de distribución se refleja distintos valores del TIR del capital con respecto a su frecuencia (%).
Para un nivel de confianza del 15%, las tasas internas de retorno con más frecuencia se encuentran entre un
Figura 4-49. Gráfica de distribución del TIR del capital
Figura 4-48. Análisis de riesgo del TIR del capital
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
66
intervalo del 18% a 42%, dentro del cual está el TIR estimado (40,2%).
4.3.6 Comparativa con otras tipologías de turbinas
a) Cambiando la tipología de turbina (solo dos turbinas)
Se obtienen unos resultados muy similares que en el caso de Cantillana, de los cuales los de las Pelton siguen
sin tener ningún sentido. Al no poder acceder al código interno del programa, no se puede explicar que
cálculos realiza el mismo para llegar a la conclusión que las turbinas Pelton son las mejores para esta
instalación.
En el Anexo 3, se incluyen las gráficas de eficiencia y potencia producida, elaboradas por RETScreen.
b) Modificando la tipología y el número de turbinas
Nº Turbinas KAPLAN 1 2 3 4 5
Firme (KW) 0 0 0 0 0
Electricidad exportada (MWh) 27113 27702 27750 27735 27741
Factor de capacidad (%) 63.8 65.2 65.3 65.2 65.3
LCOE 46.47 45.48 45.4 45.43 45.41
Nº Turbinas FLUJO CRUZADO 1 2 3 4 5
Firme (KW) 0 0 0 0 0
Electricidad exportada (MWh) 22983 23438 23519 23673 23716
Factor de capacidad (%) 62.3 63.6 63.8 64.2 64.3
LCOE 49.24 48.29 48.12 47.81 47.72
Tipo turbina
Eficiencia
turbina punto
diseño (%)
Generación
eléctrica
(MW)
Factor de
capacidad
(%)
Electricidad
exportada a
la red (MWh)
Ingresos
anuales
obtenidos (€)
Coste de
producción
de energía
(€/MWh)
Flujo
cruzado 79,0 4,208 63,6 23.438 1.934.117 48,29
Francis 60,6 3,226 44,4 12.536 1.034.466 74,72
Kaplan 91,1 4,853 65,2 27.702 2.285.930 45,48
Pelton (3 jets) 92,7 4,937 65,5 28.320 2.336.953 45,07
Hélice 91,5 4,876 56,4 24.085 1.987.452 52,5
Tabla 4-5. Tabla resumen de los resultados obtenidos comparando las turbinas en Villafranca
Aplicación de la metodología
67
67
Nº Turbinas PELTON 3 chorros 1 2 3 4 5
Firme (KW) 0 0 0 0 0
Electricidad exportada (MWh) 28235 28320 28353 28302 28317
Factor de capacidad (%) 65.3 65.54 65.6 65.4 65.5
LCOE 45.21 45.07 45.02 45.1 45.08
Nº Turbinas HELICE 1 2 3 4 5
Firme (KW) 0 0 0 0 0
Electricidad exportada (MWh) 21221 24085 24746 25749 26076
Factor de capacidad (%) 49.7 56.4 57.9 60.3 61
LCOE 59.59 52.5 51.1 49.11 78.49
Nº Turbinas FRANCIS 1 2 3 4 5
Firme (KW) 0 0 0 0 0
Electricidad exportada (MWh) 10445 12536 12161 13805 14447
Factor de capacidad (%) 37 44.4 43 48.8 51.1
LCOE 89.69 74.72 77.03 67.86 64.84
Comparando en dos gráficas el factor de capacidad y el coste de producción de energía, se puede ver que para
las turbinas Kaplan (al igual que ocurre en la Presa de Cantillana) alcanza un máximo factor de planta a partir
de las tres turbinas y un LCOE mínimo también en ese número.
Tabla 4-6. Tablas variando el número de turbinas de cada tipología en Villafranca
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68
0 10 20 30 40 50 60 70
1
2
3
4
5
%
Nú
me
ro d
e t
urb
inas
FC Francis
FC Flujo
FC Hélice
FC kaplan
0 20 40 60 80 100
1
2
3
4
5
€/MWh
Nú
me
ro d
e t
urb
inas
LCOE Francis
LCOE Hélice
LCOE Flujo
LCOE Kaplan
Figura 4-50. Gráfica comparativa del LCOE para cada turbina
Figura 4-51. Gráfica comparativa del factor de capacidad para cada turbina
Aplicación de la metodología
69
69
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
70
5 LIMITACIONES
e expondrá en este capítulo las principales limitaciones del programa RETScreen una vez realizado
todos los análisis posibles para una central hidroeléctrica. Empleando los tres ejemplos anteriores para
fundamentar dichas limitaciones
5.1 Tarifa de energía
RETScreen permite introducir el precio de venta fijo de electricidad para todos los meses del año o especificar
un precio medio mensual para cada mes, de los cuales toma la media para realizar cálculos posteriores. Por
otro lado, este precio aumentará anualmente un porcentaje (especificado en la casilla de “tasa de
escalonamiento de exportación de electricidad”) durante todos los años de la vida útil del proyecto, sin poder
cuantificar que a partir del año x no se quiere seguir aplicando dicho incremento.
De este modo, tampoco se puede modificar la tarifa de venta de energía a partir de un cierto año. Como se
explicó en el apartado 3.4 Normativa si se elige la tarifa regulada, el precio de venta de los primeros 25 años
de vida de la instalación es distinto de los siguientes años posteriores, que en el caso de España, el precio de la
tarifa disminuye un 10% (para una potencia menor o igual a 10MW) a partir del año 25. Para las instalaciones
de potencia superior a 10 MW e inferior a 50 MW, la tarifa aumenta (4,33% en la Presa de Tranco de Beas). Si
se selecciona la tarifa variable, las primas recibidas también son distintas a partir del año 25 aunque si se
mantiene los márgenes superiores e inferiores de venta para todos los años de vida de la instalación.
La discriminación horaria de la tarifa regulada tampoco se puede cuantificar debido a la limitación
anteriormente descrita.
5.2 Características técnicas de la turbina
Otra limitación del programa es la imposibilidad de seleccionar parámetros claves para el dimensionamiento
de una turbina como puede ser cotas, diámetros, ángulos de ataque de álabes o la posición de los álabes del
distribuidor para variar la potencia en función de la demanda. Tampoco se puede dimensionar el tubo difusor
S
No hay inversión más rentable que la del conocimiento
- Benjamin Franklin -
Limitaciones
71
71
(que tiene una gran influencia en la producción de energía), la tubería forzada (diámetros, longitudes,
materiales de fabricación) o chimeneas de equilibrio.
Por otro lado, no se puede elegir la velocidad de giro del alternador (en ningún momento se especifica la
frecuencia de la red a la que se conecta la central), el número de polos ni el tipo de alternador. Sin estos datos
no se puede calcular la velocidad específica, un parámetro de diseño muy importante.
5.3 Altura de cavitación
La cavitación es un fenómeno que se produce cuando el agua no puede soportar ciertas tensiones muy
elevadas y esta se evapora generando cavidades de vapor, con el objetivo de que no se alcancen presiones
negativas. En las turbinas la cavitación aparece a la salida del rodete, donde la presión es mínima y, por tanto,
tiene más posibilidades de ocurrir. Los principales efectos de la cavitación son un aumneto de las pérdidas
hidráulicas (al disminuir la sección útil de paso por las cavidades generadas) y la disminución de la vida útil de
la turbina, sobre todo de los álabes del rodete.
La condición para que una turbina no cavite viene dada por la siguiente expresión [22]:
𝐻𝑠 =𝑃𝑎 − 𝑃𝑣
𝜌 ∙ 𝑔− 𝜎 ∙ 𝐻 ≥ 𝑧𝑠
siendo
𝑃𝑎, la presión atmosférica, en atm
𝑃𝑣, la presión de vapor, en atm
𝜌, la densidad del fluido, en Kg/m3
𝑔, la constante de la gravedad, en m/s2
𝜎, el coeficiente de cavitación o de Thoma
𝐻, el salto neto, en m
𝑧𝑠, es la altura de cavitación, en m
Figura 5-1. Esquema cavitación a la salida de la turbina
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
72
5.4 Tipos de turbinas y otras limitaciones
En este software no aparece la posibilidad de seleccionar turbinas tipo bulbo, empleadas en zonas costeras o
desembocaduras de ríos para aprovachar la diferencia de alturas causadas por las mareas (muy pequeñas
alturas).
Las centrales de bombeo tampoco se pueden modelar con el programa ya que esto implicaría introducir los
periodos de tiempo que interesaría bombear agua (por ejemplo, cuando el precio de la electricidad sea inferior
de un cierto umbral de tal forma que interese gastar energía para posteriormente venderla a un mayor precio)
para volverla a almacenar.
Entre los distintos tipos de turbinas Francis (lenta, normal y rápida) que existen, en el programa no se puede
seleccionar cual de ellas es. Estas se diferencian entre si en la velocidad especifica adimensional, siendo para
las lentas de 0,3 a 0,7 aproximadamente, para las normales de 0,7 s 1,5 y para las rápidas de 1,5 a 2,5 [23].
Por último, en las centrales de pie de presa no se determina el volumen que es capaz de almacenar, que en
función del caudal de diseño y la cantidad de precipitaciones anuales se podría calcular el tiempo que tardaría
en agotarse el agua acumulada o el número de meses que se dispondría de una cierta cantidad mínima de agua
almacenada.
Limitaciones
73
73
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
74
6 CONCLUSIONES
e este proyecto pueden extraerse las siguientes conclusiones. En primer lugar, este programa es una
herramienta muy útil para realizar cualquier prediseño de una instalación hidráulica en cualquier
parte del mundo, permitiéndose conocer si un lugar es apto para la instalación de una central
hidroeléctrica. RETScreen posee una interfaz sencilla de manejar para cualquier usuario que disponga de
ciertos conocimientos en instalaciones hidráulicas.
Gracias a los ejemplos desarrollados en el capítulo 4 se ha explicado el potencial de este programa, obteniendo
unos resultados muy semejantes con la realidad en caso de las presas de Cantillana y Villafranca, aunque tiene
algunos errores muy destacados. En la presa de Tranco de Beas se verifica que al introducir unos caudales
clasificados distintos a los que se utilizaron en la construcción de la presa, se obtiene una potencia muy inferior
a la que realmente hay instalada.
En segundo lugar, el programa necesita pocos datos iniciales de partida para realizar una estimación inicial de
la potencia total generada anualmente. Pero tan solo añadiéndole algunos datos técnicos adicionales a estos,
como dimensiones de la turbina, ángulos de ataque, velocidad específica o número de álabes del rodete, se
consiguirían unos resultados más precisos.
Finalmente, a pesar de esas limitaciones y algunos erróres muy claros en los resultados obtenidos en la
simulación, RETScreen se puede utilizar para estimar, principalmente, los costos iniciales totales y de
operación y mantenimiento de la central y la potencia generada en el lugar de la instalación.
D
La vida es y siempre seguirá siendo una ecuación incapaz de
resolver, pero tiene cisertos factores que conocemos.
- Nikola Tesla -
conclusiones
75
75
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
76
7 ANEXOS
n este capítulo se incluyen todos los anexos necesarios para esta memoria.
7.1 Anexo 1: Curvas de Caudales Clasificados
E
Año OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP
1987-88 64.1 97.1 970.8 605.5 322.8 96.1 86.4 92.2 102.5 81.4 98 60.8
1988-89 58.1 100.1 38.1 26.3 28.9 22.9 39.9 42.8 31 41.7 54.8 45.5
1989-90 19 505.9 1170.3 431.6 152.9 43.1 77.1 29 50.3 66.8 52.1 49.5
1990-91 45.2 52 37.8 26.7 63.9 446 21.8 57 48.9 58.6 44.9 28.4
1991-92 42.3 17.7 30.1 17 27.4 12 64.3 31.7 95.3 57.2 53.1 44.2
1992-93 67.4 27.9 30.4 17.4 0 28.2 33.2 50.5 25.6 17.5 18.1 11
1993-94 6.3 38.1 2.1 36.2 7.4 18.2 4.8 5.5 29.1 40.4 32.5 22
1994-95 2.3 5.5 3.5 11.5 7.3 13.9 8.9 12.5 12.8 12 9 10
1995-96 0 4.2 172.5 1613.8 870.7 139.7 30 317.7 62.3 79.9 92.9 84.7
1996-97 26.1 120.8 2293.3 3377.3 859.5 189.2 108.5 90.6 102.1 94.5 97.3 78.9
1997-98 88.4 995.6 2198.5 1356.8 1633.8 257.7 131 234.4 168.4 112.6 86.1 78.2
1998-99 52 63.2 46.7 48 31.1 59.9 55 92.5 71.9 118 92 57.8
1999-00 389.6 41.4 36.2 65.1 17.2 12.8 128.1 73.6 83.9 94.2 78 55.9
2000-01 14.3 14 339.3 844.6 259.4 1457.5 93.2 106.3 91.6 77.9 81.6 68.9
2001-02 117.8 81.1 114.7 105.8 40.8 147 95.8 76.5 83.1 86.9 89.2 75.6
2002-03 32.8 80.2 233.3 266.6 200 249.6 130.1 78.2 93.4 95.1 99.7 68
2003-04 108.8 243.9 624.3 149.1 373.1 216.8 217.8 223.5 129.1 98 89.6 81
2004-05 93.1 66 63.8 45.7 41.4 65.6 52.5 96.1 72.8 71.9 85.9 57.7
2005-06 58.8 20.9 23.7 38.7 47.3 92.6 24.3 58.5 67.5 64.8 86.1 63.6
2006-07 54.5 60.9 55.6 23.2 61.4 25.4 46.8 73 53.6 66.2 62.8 39.9
2007-08 28.2 118.1 20.8 36.5 31 13.6 216.1 39.8 80.6 64.6 46.3 56.7
Medias
Hm3 65.20 131.17 405.04 435.40 253.87 171.80 79.31 89.61 74.09 71.44 69.05 54.20
Medias
m3/s 24.34 50.61 151.22 162.56 104.94 64.14 30.60 33.46 25.58 26.67 25.78 20.91
Tabla 7-1. Caudales clasificados Cantillana desde 1987-2008
Anexos
77
77
Año ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2000 0 0 0 0.077 2.112 15.691 15.273 12.287 2.578 2.477 0.002 0.002
2001 0.005 0.005 0.007 0.66 4.711 8.024 10.099 5.779 3.643 0.244 0.001 0.003
2002 0.005 0.004 0.001 0.608 5.695 15.704 14.372 7.739 2.245 1.184 0.616 0.05
2003 0.001 0.014 0.002 0.093 0.007 8.886 13.172 13.996 7.212 1.109 0 0
2004 0 0.007 0 0.002 0.335 4.177 15.214 13.146 5.156 3.163 1.121 2.362
2005 2.475 2.431 2.654 5.433 8.958 6.365 8.789 12.604 3.145 3.007 0.904 0.916
2006 0.922 0.911 0.109 0.095 6.429 11.053 13.028 13.311 5.952 1.692 0.012 0.107
2007 0.108 0.112 0.131 0.128 0.177 7.459 11.617 10.814 3.954 0.291 0.271 0.296
2008 0.21 0.158 0.159 0.161 0.009 7.075 12.897 11.34 4.116 1.251 0.22 0.089
2009 0 0 0 0.007 8.732 20.748 20.807 18.679 4.579 1.295 0 0
2010 0 0 14.848 4.716 0 5.099 7.43 10.777 8.905 4.915 7.192 19.198
2011 17.975 10.302 13.694 0 0 8.283 10.483 10.75 6.081 2.934 0 0
2012 0.663 1.255 4.167 5.512 7.345 12.374 18.108 16.084 9.35 2.018 0 0.001
2013 0.058 1.884 36.014 36.341 6.817 8.269 11.226 10.791 10.604 8.097 4.005 3.267
2014 2.226 26.215 29.345 4.625 3.839 12.085 13.412 10.989 6.258 2.449 1.115 0.711
2015 0.72 0.36 1.163 1.285 4.932 10.882 10.908 11.165 9.016 4.8 1.903 3.77
2016 1.995 1.073 2.33 1.335 2.176 11.745 13.064 13.171 11.012 6.639 1.895 0.382
Media m3/s 1.61 2.63 6.15 3.59 3.66 10.23 12.94 11.97 6.11 2.80 1.13 1.83
Año ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2000 11.139 3.778 5.04 20.169 5.712 10.185 41.775 32.756 2.176 0.768 4.55 45.376
2001 99.24 44.711 270.373 23.211 38.498 47.092 47.725 36.88 16.814 16.972 10.241 17.99
2002 16.49 7.693 28.806 67.279 33.292 46.869 46.418 42.497 29.62 2.7 19.998 32.511
2003 55.423 63.001 102.226 26.306 26.458 51.293 48.133 46.359 19.23 24.349 40.778 58.723
2004 26.313 43.278 43.681 50.918 78.786 44.709 56.165 38.711 19.455 13.41 10.926 14.742
2005 11.723 11.964 12.965 28.825 41.255 46.537 48.869 37.726 9.361 14.182 4.849 8.943
2006 9.731 11.623 21.693 8.035 21.042 41.685 48.055 32.458 12.779 7.599 5.209 4.598
2007 2.891 20.302 2.925 20.465 25.593 21.32 34.235 27.449 8.4 3.203 25.213 5.947
2008 13.423 7.061 1.849 51.342 16.905 34.08 40.303 28.195 15.51 3.519 9.748 22.035
2009 30.266 67.579 30.914 14.551 33.149 58.072 63.957 49.71 27.49 7.596 2.897 192.708
2010 452.782 623.148 430.474 85.526 48.332 46.118 46.204 42.105 29.763 23.029 48.648 806.75
2011 242.099 198.658 110.649 42.944 46.079 37.859 45.224 40.457 22.089 10.114 10.851 8.809
2012 8.323 11.595 18.724 15.284 30.991 44.3 49.62 39.436 21.392 9.395 157.476 26.849
2013 110.665 103.722 749.597 541.088 81.797 37.647 45.248 43.249 33.911 22.7 18.74 37.243
2014 41.103 207.665 152.118 40.129 23.405 34.336 37.939 35.726 19.357 14.49 24.061 13.53
2015 11.31 22.185 14.192 15.655 21.31 33.29 42.329 31.551 14.145 7.924 13.483 10.309
2016 10.305 17.362 9.859 16.26 20.914 30.18 40.08 38.417 24.922 10.954 16.497 12.277
Media m3/s 67.84 86.20 118.01 62.82 34.91 39.15 46.02 37.86 19.20 11.35 24.95 77.61
Tabla 7-3. Caudales clasificados Villafranca desde 2000-2016
Tabla 7-2. Caudales clasificados Tranco desde 2000-2016
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
78
% Días m3/s
0 0 174.28
5 18.25 167.38
10 36.5 160.48
15 54.75 153.58
20 73 133.305
25 91.25 106.06
30 109.5 81.91
35 127.75 62
40 146 53.77
45 164.25 44.18
50 182.5 33.3
55 200.75 31.82
60 219 30.26
65 237.25 29
70 255.5 27.87
75 273.75 26.71
80 292 26.13
85 310.25 25.44
90 328.5 24.6
95 346.75 22.93
100 365 20.91
Meses Caudales m
3/s
Días
enero 162.56 31
diciembre 151.22 61
febrero 104.94 92
marzo 64.14 123
noviembre 50.61 153
mayo 33.46 183
abril 30.6 214
junio 28.58 244
julio 26.67 275
agosto 25.78 303
octubre 24.34 334
septiembre 20.91 365
Meses Caudales m
3/s
Días
julio 12.94 31
agosto 11.97 61
junio 10.23 92
marzo 6.15 123
septiembre 6.11 153
mayo 3.66 183
abril 3.59 214
octubre 2.8 244
febrero 2.63 275
diciembre 1.83 303
enero 1.61 334
noviembre 1.13 365
Meses Caudales m
3/s
Días
marzo 118.01 31
febrero 86.2 61
diciembre 77.61 92
enero 67.84 123
abril 62.82 153
julio 46.02 183
junio 39.15 214
agosto 37.86 244
mayo 34.91 275
noviembre 24.95 303
septiembre 19.2 334
octubre 11.35 365
% Días m3/s
0 0 13.91
5 18.25 13.34
10 36.5 12.77
15 54.75 12.2
20 73 11.33
25 91.25 10.27
30 109.5 7.93
35 127.75 6.14
40 146 6.12
45 164.25 5.22
50 182.5 3.78
55 200.75 3.62
60 219 3.46
65 237.25 3
70 255.5 2.74
75 273.75 2.62
80 292 2.14
85 310.25 1.79
90 328.5 1.66
95 346.75 1.42
100 365 1.13
% Días m3/s
0 0 153.24
5 18.25 132.5
10 36.5 111.76
15 54.75 91.03
20 73 82.32
25 91.25 77.22
30 109.5 71.46
35 127.75 66.71
40 146 63.66
45 164.25 55.64
50 182.5 45.75
55 200.75 41.73
60 219 38.86
65 237.25 38.1
70 255.5 36.67
75 273.75 34.93
80 292 28.93
85 310.25 23.75
90 328.5 20.25
95 346.75 15.97
100 365 11.35
Tabla 7-5. Tablas de caudales clasificados en porcentaje de tiempo para Cantillana, Tranco y
Villafranca
Tabla 7-4. Tablas de caudales clasificados ordenados de mayor a menor para Cantillana, Tranco
y Villafranca
Anexos
79
79
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
Cau
dal
(m
3/s
)
Días (%)
Curva de caudales clasificados Cantillana
0
2
4
6
8
10
12
14
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
Cau
dal
(m
3/s
)
Días (%)
Curva de caudales clasificados Tranco
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100
Cau
dal
(m
3/s
)
Días (%)
Curva de caudales clasificados Villafranca
Figura 7-3. Curva de caudales clasificados Villafranca
Figura 7-2. Curva de caudales clasificados Tranco
Figura 7-1. Curva de caudales clasificados Cantillana
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
80
7.2 Anexo 2: Gráficas de eficiencia y potencia (Cantillana)
Figura 7-6. Curva de potencia y eficiencia Hélice
Figura 7-5. Curva de potencia y eficiencia Francis
Figura 7-4. Curva de potencia y eficiencia Flujo cruzado
Anexos
81
81
7.3 Anexo 3: Gráficas de eficiencia y potencia (Villafranca)
Figura 7-7. Curva de potencia y eficiencia Flujo cruzado
Figura 7-9. Curva de potencia y eficiencia Hélice
Figura 7-8. Curva de potencia y eficiencia Francis
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
82
Referencias
83
83
8 REFERENCIAS
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[2] Plan de energías renovables en España 2005-2010
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[22] Jose Mª López Herrera, Energía hidráulica y marina
[23] Antonio Fernández García Navas, Instalaciones y máquinas hidráulicas
Evaluació n de algunas instalaciónes hidra ulicas andaluzas cón la herramienta RETScreen
84