trabajo de grado para optar por el título de ingeniero...
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UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS
FACULTAD DE INGENIERÍA
INGENIERÍA ELÉCTRICA
ESTUDIO DE LA CAPACIDAD ENERGÉTICA DEL RÍO PAMPLONITA
PARA SUPLIR DEMANDA DE ALUMBRADO PÚBLICO DEL PARQUE
METROPOLITANO DEL RÍO PAMPLONITA MEDIANTE LA
IMPLEMENTACIÓN DE UNA PEQUEÑA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
Diego Andrés Maldonado Franco
Juan Sebastián Martínez Díaz
Trabajo de grado para optar por el título de
Ingeniero Eléctrico
Director: Ing. Diana Stella García M.
Co-director: Ing. Julio Cesar García S.
Índice general
GLOSARIO VII
RESUMEN XII
INTRODUCCIÓN XIV
1. JUSTIFICACIÓN 1
2. OBJETIVO DEL PROYECTO 3
2.1. Objetivo General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
2.2. Objetivos Especí�cos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
3. MARCO REFERENCIAL 4
3.1. Antecedentes: Generación de Energía y Medio Ambiente en Colombia . . . 4
3.2. Cuenca del Río Pamplonita . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.2.1. Calidad biológica hídrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.2.2. Caudal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3.3. Sistemas de Iluminación Tipo Alumbrado Público . . . . . . . . . . . . . . 12
3.3.1. Tipo de iluminación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
3.3.2. Introducción al software DIALUX 4.12 . . . . . . . . . . . . . . . . 12
3.3.3. Luminaria LED tipo alumbrado público . . . . . . . . . . . . . . . 16
3.4. Pequeñas Centrales Hidroeléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.4.1. Tipos de centrales hidroeléctricas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.4.2. Elementos de una central hidroeléctrica . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.4.3. Energía hidráulica y cálculo de potencia . . . . . . . . . . . . . . . 22
II
ÍNDICE GENERAL III
3.5. Grupo Electromecánico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.5.1. Generadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
3.5.2. Turbinas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.5.2.1. Turbinas de acción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
3.5.2.2. Turbinas de reacción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
3.5.3. Regulación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
3.5.3.1. Regulador de velocidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
3.5.3.2. Regulador de tensión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4. SELECCIÓN DE UBICACIÓN 33
4.1. Hidrología . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
4.2. Localización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
4.2.1. Alternativas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
4.2.1.1. Opción 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
4.2.1.2. Opción 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
4.2.1.3. Opción 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
4.2.1.4. Opción 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
4.2.1.5. Opción 5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.2.1.6. Opción 6 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
4.2.2. Características de la zona . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4.2.2.1. Componente Geológico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
4.2.2.2. Componente Geomorfológico . . . . . . . . . . . . . . . . 51
4.2.2.3. Componente Suelo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
5. ESTUDIO TÉCNICO 52
5.1. Pre-diseño Obras Civiles . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
5.1.1. Bocatoma . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52
5.1.2. Canal de conducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
5.1.3. Desarenador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
5.1.4. Cámara de carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63
5.1.5. Tubería forzada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
5.2. Selección Equipos Electromecánicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
IV ÍNDICE GENERAL
5.2.1. Turbina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68
5.2.2. Generador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
5.2.3. Resumen Equipos Electromecánicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
6. GENERACIÓN VS. CARGA 73
6.1. Evaluación del Sistema de Alumbrado Público . . . . . . . . . . . . . . . . 73
6.2. Cálculo Carga Luminarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
6.3. Sistema de Distribución . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
6.4. Potencia Generada vs Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
6.5. Generación Disponible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
6.6. Factores Externos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 85
7.1. Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85
7.2. Recomendaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87
Bibliografía 87
Índice de �guras
3.1. Pequeñas centrales hidroeléctricas en estudio en 2012. . . . . . . . . . . . . 6
3.2. Cúcuta, Norte de Santander. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.3. Río Pamplonita y Parque Metropolitano del Río Pamplonita. . . . . . . . 9
3.4. Pantalla Inicio DIALux 4.12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3.5. Distribución de Calle. DIALux 4.12. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
3.6. Comparación luminarias Incandescente, Halógena, Bajo Consumo y LED . 17
3.7. Per�l y diagrama de densidad lumínica-Luminaria CitySoul LED. . . . . . 18
3.8. Partes Pequeña Central Hidroeléctrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.9. Turbina Pelton. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
3.10. Turbina Turgo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
3.11. Rotor Turbina Turgo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
3.12. Rotor Turbina Flujo Cruzado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
3.13. Turbina Francis. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
3.14. Partes Turbina Francis. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
3.15. Turbina Kaplan. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4.1. Caudal Río Pamplonita Años 2007, 2009 y 2012. . . . . . . . . . . . . . . . 33
4.2. Historico caudal estación La Don Juana 1972-2005. . . . . . . . . . . . . . 35
4.3. Autopista 55 Cúcuta-Pamplona. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
4.4. Ubicación Opción 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
4.5. Per�l Opción 1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
4.6. Ubicación Opción 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
4.7. Per�l Opción 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
V
VI ÍNDICE DE FIGURAS
4.8. Ubicación Opción 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
4.9. Per�l Opción 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
4.10. Ubicación Opción 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
4.11. Per�l Opción 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4.12. Ubicación Opción 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
4.13. Per�l Opción 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
4.14. Ubicación Opción 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45
4.15. Per�l Opción 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
4.16. Resumen ubicación de opciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
4.17. Cuenca río Pamplonita en Norte de Santander. . . . . . . . . . . . . . . . . 49
4.18. Caracterización geológica - Área de interés. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
5.1. Rango Operación Turbinas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69
5.2. E�ciencia Turbinas Hidráulicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
6.1. Procesado Grá�co en Planta - Senderos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
6.2. Render o Procesado grá�co 3D - Senderos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
6.3. Patrón Iluminación 3D - Senderos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75
6.4. Niveles de Tensión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
6.5. Diagrama Uni�lar Propuesto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
6.6. Uni�lar casa de máquinas y S/E salida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
6.7. Generación vs Carga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
6.8. Uso Final de Energía Generada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83
Índice de tablas
3.1. Población Cuenca Río Pamplonita. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
3.2. Calidad biológica hídrica río Pamplonita. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.3. Software de diseño, simulación y evaluacion de sistemas de iluminación. . . 13
3.4. Especi�caciones técnicas luminaria CitySoul LED. . . . . . . . . . . . . . . 18
3.5. Según Potencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.6. Según salto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
4.1. Puntos de muestreo sobre río Pamplonita. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
4.2. Posibles ubicaciones del proyecto. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
4.3. Resumen opciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
4.4. Características geológicas de la zona. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
5.1. Velocidad máxima admisible canal de conducción. . . . . . . . . . . . . . . 56
5.2. Coe�cientes de rugosidad de Manning. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58
5.3. Diámetro máximo de partícula permitido. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59
5.4. Constante de capacidad, cámara de carga. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
5.5. Características Principales Turbinas Hidráulicas. . . . . . . . . . . . . . . . 68
5.6. Velocidad Sincronización de Generadores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70
6.1. Datos de Plani�cación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74
6.2. Estimación Carga Total. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
6.3. Características nominales de la red de media tensión. . . . . . . . . . . . . 77
6.4. Características nominales de la red. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
VII
GLOSARIO
CALIDAD DE ENERGÍA: Se entiende como el suministro de energía eléctrica con las
características y condiciones adecuadas que permitan mantener la continuidad en el fun-
cionamiento de equipos sin afectar el desempeño ni provocar fallas a los componentes. Los
parámetros de referencia que permiten establecer la calidad de la energía eléctrica son: la
frecuencia, amplitud voltaje, forma de onda de voltaje o corriente y balance en las fases.
CAPACIDAD INSTALADA: Corresponde al potencial de producción o volumen máxi-
mo de una central o planta generadora.
CAUDAL: corresponde a la cantidad de un �uido, medido en volumen, que circula en
una unidad de tiempo.
DEMANDA ENERGÉTICA: es la cantidad de energía que debe proporcionarse mediante
sistemas técnicos e infraestrucuta para satisfacer las necesidades de una población, un
edi�cio o un hogar.
DENSIDAD LUMINOSA: se de�ne como la densidad de radiación afectada por el coe�cien-
te de iluminacionrelativa, su unidad es el Lux (lx) y es proporcionda por los instrumentos
de medición de luz. Es vulgarmente conocida como iluminación.
DIAGRAMA UNIFILAR: es una representación gra�ca de una instalación o sistema eléc-
trico en el cual la representación de los conductores esta determinada mediante una línea
única sin tener encuenta la cantidad de los conductores.
VIII
GLOSARIO IX
DIALUX: Software de simulación ofrecido por la empresa DIAL que permite la crea-
ción y estimación de proyectos de iluminación profesional.
EFICIENCIA LUMINICA: corresponde a la relación existente entre los lúmenes entre-
gados por una fuente de luz (luminaria) y la potencia que consume la misma medida en
vatios (w).
ENERGÍA: La energía es la capacidad de los cuerpos para realizar un trabajo y pro-
ducir cambios en ellos mismos o en otros cuerpos. Es decir, la energía es la capacidad de
hacer funcionar las cosas. La unidad de medida para cuanti�car la energía es el Joule (J).
ENERGÍA CINÉTICA: es la energía que se mani�esta cuando dos cuerpos se mueven,
es decir, es la energía asociada a la velocidad de cada cuerpo.
ENERGÍA ELÉCTRICA: La energía eléctrica se presenta debido a la corriente eléctri-
ca, la cual ocurre cuando existe una diferencia de potencial entre dos puntos.
ENERGÍA HIDRÁULICA: Consiste en el aprovechamiento de la caída del agua desde
cierta altura, en donde la energía potencial durante la caída se transforma en energía ci-
netica.
ENERGÍA MECÁNICA: Es la energía relacionada con la posición y el movimiento de
un cuerpo, corresponde a la suma de la energía cinetica y la energía potencial de un cuer-
po.
ENERGÍA POTENCIAL: Hace referencia a la posición que ocupa una masa en el es-
pacio.
FACTIBILIDAD: Se re�ere a la disponibilidad de los recursos necesarios para llevar a
cabo los objetivos o metas señaladas. Generalmente la factibilidad se determina sobre un
X GLOSARIO
proyecto.
FALLAS ELÉCTRICAS: Son comportamientos anormales en los cuales se pone en pe-
ligro la integridad y la operación de una instalación o sistema electrico.
FLUJO DE CARGA: Se considera el estudio que permite determinar la condición op-
tima de operación para estados normales de un sistema electrico.
FLUJO LUMINOSO: Es la medida de la potencia luminosa percibida, es decir, es la
potencia radiante emitida en forma de radiación luminosa a la que el ojo humano es sen-
sible.La unidad de medida es el Lumen (lm).
LED: proviene del acrónimo ingles LED (Light-emiting diode), Diodo Emisor de Luz;
es un componente optoelectronico pasivo y, mas concretamente, un diodo que emite luz.
LUMEN: Es la unidad de medida del �ujo luminoso (lm).
LUMINARIA: Son aparatos que sirven de soporte y conexión entre la red eléctrica y
las lámparas. La luminaria es la responsable del control y la distribucion de la luz emitida
por la lámpara.
NIVEL DE TENSIÓN: Corresponde a los niveles que permiten la clasi�cación de los
sistemas de transmisión regional y/o distribucion local, en función de la tensión nominal
de operación, según la siguiente de�nición:
Nivel 4: Sistemas con tensión mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220kV.
Nivel 3: Sistemas con tensión mayor o igual a 30kV y menor a 57,5kV.
Nivel 2: Sistemas con tensión mayor o igual a 1kV y menor a 30kV.
Nivel 1: Sistemas con tensión menor a 1 kV.
PCH: Acrónimo para Pequeña Central Hidroeléctrica.
GLOSARIO XI
PÉRDIDAS DE ENERGÍA: Corresponde a la diferencia entre la energía comprada y
la energía vendida y pueden clasi�carse en pérdidas técnicas y no técnicas, las perdidas
técnicas corresponden a las perdidas producto de la operación normal del sistema mientras
que las perdidas no técnicas corresponden a las producidas por acciones de fraude, errores
humanos o problemas en la facturación.
PREFACTIBILIDAD: Consiste en una breve investigación sobre el marco de factores
que afectan al proyecto, asi como de los aspectos legales que lo afectan.
RETIE: Acrónimo utilizado para referirse al Reglamento Tecnico de Instalaciones Electri-
cas adoptados por el Ministerio de Minas y Energia con el �n de garantizar la protección
de la vida de las personas contra los riesgos que puedan provenir de los bienes y servicios
relacionados con el sector.
RETILAP: Acronimo utilizado para referirse al Reglamento Tecnico de Iluminacion y
Alumbrado Publico, el cual establece los requisitos y medidas que deben cumplir los sis-
temas de iluminación y alumbrado publico, tendientes a garantizar: los niveles y calidades
de la energía lumínica requerida en la actividad visual, la seguridad en el abastecimiento
energético, la protección del consumidor y la preservación del medio ambiente; previnien-
do, minimizando o eliminando los riesgos originados por la instalación y uso de sistemas
de iluminación.
SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO: consiste en el sistema encargado de la ilumi-
nación de vías publicas, parques públicos, y demás espacios de libre circulación que no se
encuentran a cargo de ninguna persona natural o juridica, con el objetivo de proporcionar
la visibilidad adecuada para el normal desarrollo de las actividades.
SISTEMA DE POTENCIA: Contempla todos los componentes eléctricos que intervie-
nen el recorrido de la energía eléctrica desde su generación hasta su entrega �nal. Se
fundamenta en la generación, transmisión, sub-transmisión y distribución.
XII GLOSARIO
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA: Corresponde a la fase �-
nal para el suministro de la energía eléctrica dentro del sistema de potencia, en donde
se reduce el voltaje a valores comerciales por medio de transformadores instalados que
permiten hacer llegar la energía a los hogares, centros comerciales e industrias.
SOFTWARE DE SIMULACIÓN: corresponde a una herramienta computacional que per-
mite implementar un modelo abstracto de un sistema con el �n de acercar a la realidad
mediante una mejor comprensión de su funcionamiento.
SUPLENCIA: corresponde a la posibilidad que brinda el operador de red para prestar
el servicio de energía mediante circuitos cercanos, en donde el circuito principal podrá
alimentarse parcialmente de un circuito de suplencia cumpliendo con las condiciones no-
minales de operación, estos circuitos deben estar enclavados mediante seccionadores de
transferencia junto con los respectivos controles.
RESUMEN
El presente documento propone evaluar el potencial hídrico del río Pamplonita, con el
�n de analizar si es posible suplir, total o parcialmente, la demanda de alumbrado público
del propuesto plan maestro: Parque Metropolitano del río Pamplonita.
El caso de estudio se enfoca en una pequeña central hidroeléctrica como herramienta
para la producción de energía, partiendo del punto que es una fuente renovable que no
ha sido explotada en el departamento de Norte de Santander y está contemplada en el
proyecto inicial del Parque Metropolitano, como solución energética no convencional para
sus cargas.
El alcance del estudio contempla el pre-diseño de la pequeña central con el �n de tener
en cuenta ciertas condiciones básicas iniciales que servirán como punto de partida para el
desarrollo adecuado del Plan Maestro
Inicialmente, mediante la recopilación y el análisis de la información histórica disponi-
ble de la cuenca del río, se podrán determinar las diferentes ubicaciones en las cuales se
posible obtener un máximo aprovechamiento de potencial hídrico. Una vez establecida la
ubicación con mejores condiciones, se realiza un pre-diseño de las partes de la PCH donde
se especi�ca el cálculo de pérdidas en metros, y posteriormente se selecciona del grupo
electromecánico tomando como base criterios técnicos como lo son el costo, e�ciencia,
operación, mantenimiento, entre otras; lo cual permitirá obtener una potencia nominal de
la pequeña central hidroeléctrica.
XIII
XIV RESUMEN
A continuación, se calcula la demanda que representa la carga de alumbrado público
usando la herramienta DiaLux para una posterior comparación entre la potencia generada
y la potencia demandada, teniendo en cuenta el comportamiento de la carga.
Para terminar, se presentan las conclusiones basadas en los resultados obtenidos de
la evaluación del proyecto y diferentes recomendaciones que surgen en relación a posibles
aplicaciones que puedan tener relación con el trabajo aquí presentado.
INTRODUCCIÓN
El cambio climático es un problema que se ha presentado durante toda la historia
de la humanidad, pero en las últimas décadas se han venido evidenciando modi�caciones
signi�cativas, permitiendo a la comunidad cientí�ca concluir que este fenómeno se debe
a la in�uencia de los seres humanos en el clima global [1]. El incremento exponencial de
los gases de efecto invernadero (GEI), considerado factor causal del cambio climático, es
el resultado de la quema de combustibles fósiles, comúnmente usados en la generación de
energía eléctrica a nivel mundial.
Partiendo de esto, el mundo ha venido enfrentando el reto de reducir el uso de combus-
tibles fósiles para la generación de energía eléctrica, no solo por el cambio climático sino
también debido a la creciente demanda energética. Un futuro sostenible implica la utili-
zación de nuevas tecnologías renovables o limpias con el �n de suplir dicha demanda [2],
especialmente considerando que las reservas de recursos fósiles son limitadas.
Las di�cultades que se presentan hoy en día en la obtención de los recursos naturales
utilizados para la generación de energía de manera tradicional, junto con su aprovecha-
miento futuro, debido a esta escasa disponibilidad, hacen que los métodos de generación
de energía limpia sean una alternativa altamente considerable y de alto impacto a la hora
de reducir los daños ambientales. Es tanto así que el gobierno colombiano decretó la ley
1715 de 2014, donde se regula la integración de las energías renovables, incentivando su
uso por medio de �nanciamientos para contribuir a solucionar los problemas ambientales.
Por lo anterior, se ve la necesidad de estimar el potencial energético del río Pamplonita
XV
XVI INTRODUCCIÓN
con la implementación de una pequeña central hidroeléctrica, (PCH) con el �n de satisfacer
la demanda de alumbrado público del Paque Metropolitano del Río Pamplonita, a traves
del análisis de la información del río, el cálculo que representa la carga, un estudio de
las posibles ubicaciones de la PCH, asi como la determinación del grupo electromecánico
propuesto. Este proyecto no contempla el diseño detallado del sistema de iluminación tipo
alumbrado público, ni del sistema de distribución, los cuales se calculan de forma general
con el objetivo de estimar la carga y sus pérdidas. Va dirigido a todos los interesados en
explotar el potencial del río de forma renovable para suplir demandas de energía existentes
o nuevas.
Capítulo 1
JUSTIFICACIÓN
El departamento Norte de Santander cuenta con una de las principales plantas termo-
eléctricas del país: Termotasajero. Esta planta cuenta con una capacidad neta instalada
de 155 MW aproximadamente, pero, en vista de una reestructuración social y ambiental
planteada en parte del cauce del Río Pamplonita, se ve la necesidad de utilizar el recurso
hídrico para suplir la demanda �ja de alumbrado público del plan maestro Parque Metropo-
litano del Rio Pamplonita, el cual fue presentado como trabajo de grado para el programa
de Arquitectura de la Ponti�cia Universidad Javeriana en el 2013 [3]. Actualmente, este
proyecto se encuentra en fase de prefactibilidad. En dicha propuesta, se establecen las
condiciones para el desarrollo, replanteamiento ambiental y estructural del trayecto del
Parque.
En el presente trabajo, se busca realizar, de una manera más completa, la investigación
y el análisis de ingeniería para el requerimiento energético del alumbrado público para ese
plan maestro. Así mismo, se busca establecer este proyecto como base de implementación
para la restitución de los diferentes a�uentes hídricos que, por causa de la contaminación,
el abandono social y ecológico, se vuelven fuentes desperdiciadas, que de ser usadas en
todo su potencial podrían repotenciar la región hasta convertirla en una de las principales
del país.
Teniendo en cuenta lo anterior, el compromiso con el desarrollo del presente proyecto
1
2 JUSTIFICACIÓN
es el de impulsar las tecnologías limpias mediante el cálculo y pre-diseño de una pequeña
central hidroeléctrica (PCH) aislada de la red local, dentro del marco de la responsabi-
lidad ambiental y social, como fuente sostenible para la generación de energía para un
corto y largo plazo. Basándose en las ventajas mencionadas, surge el interés de estudiar la
implementación de una mini central hidroeléctrica en una zona donde no se ha explotado
este recurso renovable, lo que lleva a la pregunta que sustenta el proyecto:
¾Cuál es el potencial energético del río Pamplonita que se puede utilizar para generar
una energía equivalente a la demanda total o parcial de alumbrado público del Parque
Metropolitano del Rio Pamplonita mediante la utlizacion de una PCH ?
Capítulo 2
OBJETIVO DEL PROYECTO
2.1. Objetivo General
Estimar el potencial energético disponible del río Pamplonita para satisfacer la de-
manda total o parcial de alumbrado público del propuesto Parque Metropolitano del Río
Pamplonita mediante la implementación de una Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH).
2.2. Objetivos Especí�cos
Analizar las diferentes alternativas de ubicación de la PCH que se puede implementar
a lo largo del cauce del río Pamplonita
Determinar las características técnicas óptimas del grupo hidráulico a partir de la
oferta real del recurso
Determinar la carga que representa el alumbrado público de los 50 km de paseos
peatonales y civlovias proyectados en el plan maestro Parque Metropolitano del Río
Pamplonita
Establecer el alcance de generación energética total o parcial mediante la pequeña
central hidroeléctrica en comparación con la carga de alumbrado público
3
Capítulo 3
MARCO REFERENCIAL
3.1. Antecedentes: Generación de Energía y Medio Am-
biente en Colombia
La generación de energía, ademas de estar ligada con el desarrollo de una nacion, esta
directamente relacionada con el medio ambiente. Cuando se habla de medio ambiente no
solo se re�ere a emisiones de GEI sino tambien a la afectación, por ejemplo, de grandes
centrales hidroeléctricas en la fauna, en la �ora y en comunidades menores. Colombia a
pesar de contar con un mayor porcentaje de participacion hidráulica en la generación de
energía y por ende con pocas emisiones de GEI, tiene un compromiso mundial de reducción
de emisiones. El uso de pequeña centrales hidroelectricas según XM representa el 3.7%
de la capacidad efectiva neta del Sistema Interconectado Nacional (SIN) a 2014, lo que
demuestra el poco uso que se le ha dado a este abundante recurso, que no contamina ni
inter�ere en mayor medida la zona donde se hace la PCH.
Debido a las diferentes políticas ambientales y demás mecanismos vigentes que buscan
la protección del medio ambiente, en Colombia se han llevado a cabo diversos estudios
e investigaciones al respecto. Fedesarrollo como centro de investigación económico y so-
cial, presento en Octubre de 2013 un documento titulado �Análisis Costo bene�cio de
energías renovables no convencionales en Colombia� preparado para World Wildlife Fund
(WWF), en el cual se evidencia la importancia para Colombia de diversi�car sus fuen-
4
MARCO REFERENCIAL 5
tes de generación eléctrica para evitar un aumento signi�cativo de las emisiones de GEI
a 2015 y también reducir la vulnerabilidad del sistema ante posibles efectos del cambio
climático [4]. Fedesarrollo también analiza distintas tecnologías de generación, de donde
se concluye que las centrales hidroeléctricas y térmicas se ajustan de manera adecuada
para suplir la demanda de energía a costos menores brindando mayor con�abilidad en
el suministro. Respecto a las pequeñas centrales hidroeléctricas, Fedesarrollo plantea el
interés como un amplio campo de exploración y su viabilidad de construcción cerca a los
centros poblacionales.
El grupo de investigación Tecnoambiental presenta un documento en 2014 titulado �In-
vestigacion en pequeñas Centrales en Colombia�, el cual tiene como objeto exponer los
resultados de un proceso investigativo llevado a cabo en el INEA, IDEAM y la UPME, en
torno a las pequeñas centrales hidroeléctricas en Colombia. Este documento muestra que
en Colombia la mayoría de PCHs utilizan sistema de captación a �lo de agua como Sueva,
Cali I y Cali II [5]. En el 3.1 se pueden apreciar las PCHs en estudio en el año 2012.
Las condiciones hídricas favorables para la generación de energía en Colombia dan un
pronóstico positivo para las PCHs, ya que además de ser alternativas amigables con el
medio ambiente, requieren inversión baja y menor tiempo para entrada en funcionamiento
en comparación a las grandes centrales hidroeléctricas, razón por lo que en la presente
propuesta se busca incentivar el uso de las PCHs de acuerdo a los estudios y proyectos
referenciados.
En el entorno colombiano se han realizado en los últimos años diferentes planes y
programas orientados a impulsar el uso de las PCHs como una fuente de energía renovable
pero sin ir mas alla de los posibles usos de la energía. Dichos programas y planes han
realizado estudios de prefactibilidad y factibilidad, tanto técnicos como económicos, para
evaluar distintos proyectos, en su mayoría como solución para la prestación del servicio de
energía eléctrica en zonas aisladas al sistema interconectado nacional (SIN), tal y como
se puede apreciar en 3.1. Hoy en día algunas centrales estám operando pero otras se
abandonaron debido a la construcción de grandes centrales hidroeléctricas [5]. La presente
6 Problematica Ambiental
Tomado de INEA 2004 (Actualizado E. Torres 2012). [5]
Figura 3.1: Pequeñas centrales hidroeléctricas en estudio en 2012.
MARCO REFERENCIAL 7
propuesta radica su diferencia de los demás estudios hechos en cuanto a la proyección del
uso �nal de la energía, porque a pesar de ser un departamento sin problemas de cubrimiento
de energía eléctrica se desea impulsar el uso de la energía renovable y a su vez, se busca
dar un valor añadido a la sociedad al proponer una base para futuros proyectos, tanto
eléctricos como de infraestructura, que permitan la reestructuración social y ambiental de
nuestro país.
8 Río Pamplonita
3.2. Cuenca del Río Pamplonita
La cuenca del río Pamplonita es una de las principales de Norte de Santander, foco del
asentamiento poblacional del departamento más importante del nororiente colombiano en
lo comercial.
Tomado de Google Maps. [6]
Figura 3.2: Cúcuta, Norte de Santander.
Este río también tiene un área de gran in�uencia en las actividades agrícolas, pecuarias
y mineras que se dan en la zona. La cuenca del río se encuentra ubicada sobre la vertiente
de la cordillera oriental colombiana, entre las coordenadas geográ�cas 7◦18'4� a 8◦20'44� de
latitud norte y 71◦1'6� a 72◦2'29� de longitud oeste (ver �gura 3.2). Tiene una longitud de
300,64 km y nace en el municipio de Pamplona [7]. Entre los municipios que se encuentran
en su recorrido están: Pamplona, Pamplonita, Villa del Rosario, Bochalema, Chinácota,
Ragonvalia, Herrán, Los Patios, Puerto Santander y Cúcuta, siendo una cuenca que suple
MARCO REFERENCIAL 9
aproximadamente una población de 465.437 a 2008 según el DANE (ver tabla 3.1 ).
Tabla 3.1: Población Cuenca Río Pamplonita.
Municipios Población
Cúcuta 260.000
Los Patios 69.967
Villa del Rosario 74.980
Pamplona 29.505
Pamplonita 4.911
Ragonvalia 6.841
Chinácota 14.934
Bochalema 5.749
Herrán 4.308
Puerto Santander 1.242
TOTAL 465.437
Tomado de DANE
En la �gura 3.3 se observa el recorrido del río Pamplonita desde su nacimiento hasta
su desembocadura, al igual que la ubicación del Parque Metropolitano del Río Pamplonita.
Tomado de pag. 8 del Expositivo Plan Maestro Parque Metropolitano del
Río Pamplonita [3]
Figura 3.3: Río Pamplonita y Parque Metropolitano del Río Pamplonita.
10 Río Pamplonita
3.2.1. Calidad biológica hídrica
Según estudios de la Corporación Autónoma Regional de la Frontera Nororiental (COR-
PONOR) con respecto a la calidad hídrica del río Pamplonita se ha demostrado, que a
pesar de presentarse una condición crítica de contaminación, este tiene una capacidad de
auto recuperación del 78% en el tramo que va desde la Curva de los Adioses hasta la bo-
catoma principal de Cúcuta. De igual forma, se presenta una capacidad auto recuperación
natural de un 46% en el tramo �nal del río. Este comportamiento se puede observar en la
tabla 3.2.
Tabla 3.2: Calidad biológica hídrica río Pamplonita.
Estación Código y Clase Signi�cado
Bocatoma el Rosal I Aguas NO contaminadas
Bocatoma Monteadentro IV Aguas muy contaminadas
Puente la Fosforera III Aguas contaminadas
Curva de los Adioses V Aguas fuertemente contaminadas
Puente Ulaga IV Aguas muy contaminadas
Control Villa Marina I Aguas NO contaminadas
Control el Diamante II Aguas poco contaminadas
La Don Juana II Aguas poco contaminadas
Iscalá I Aguas NO contaminadas
La Garita I Aguas NO contaminadas
Bocatoma Cúcuta I Aguas NO contaminadas
Puente San Rafael III Aguas contaminadas
Táchira 1 III Aguas contaminadas
Táchira 2 IV Aguas muy contaminadas
Caño Picho IV Aguas muy contaminadas
El Cerrito V Aguas fuertemente contaminadas
El Porvenir V Aguas fuertemente contaminadas
Brisas del Quindío V Aguas fuertemente contaminadas
El Babillo IV Aguas muy contaminadas
Paso de los Ríos III Aguas contaminadas
Aguas Claras III Aguas contaminadas
Puente Angosto II Aguas poco contaminadas
Tomado de la página 25 del POMCH 2010. [7]
MARCO REFERENCIAL 11
3.2.2. Caudal
La cuenca del río Pamplonita cuenta con dos estaciones limnimétricas, ubicadas en
el sector de la Don Juana (código IDEAM 1601702) y en Aguas Claras (código IDEAM
1601701) [7] cerca de la entrega de sus aguas al río Zulia, en las cuales se registró el
comportamiento histórico de la corriente principal. Así mismo, se han hecho mediciones
por parte de CORPONOR en los años 2007, 2009 y 2012, donde se muestran los caudales
en 22 puestos de muestreo ubicados a lo largo de río y que presentan gran variedad de
posibilidades debido al cambio de caudal por la entrada de diferentes microcuencas.
Los caudales más signi�cativos se presentan en los puntos anteriores a la bocatoma de la
ciudad de Cúcuta, al igual que en la desembocadura con el río Zulia, con caudales medios
de hasta 11 y 12 m3/s. Por otro lado, los caudales más bajos se presentan en los puntos
de nacimiento del río.
12 Alumbrado Público
3.3. Sistemas de Iluminación Tipo Alumbrado Público
Dentro de la propuesta del Parque Metropolitano del Río Pamplonita, se hace necesaria
la implementación de un sistema de alumbrado público correspondiente a áreas comunes
de trá�co constante. La estimación y el diseño del sistema de alumbrado público deberá
cumplir con los lineamientos establecidos en la normatividad vigente correspondiente al
Reglamento Técnico de Iluminación y Alumbrado Público (RETILAP), emitido por el
Ministerio de Minas y Energía (Minminas), con el �n de garantizar la seguridad de las
personas, utilizando los niveles y la calidad de la energía lumínica requerida en la actividad
visual, que en este caso es destinado a iluminación exterior tipo vías.
3.3.1. Tipo de iluminación
Debido a que el Parque Metropolitano del Río Pamplonita estará destinado principal-
mente como espacio recreativo, los senderos peatonales y ciclovías serán las zonas deter-
minantes para la selección del nivel de iluminación necesario para que la visión humana
pueda desarrollar actividades lúdicas de manera cómoda y segura. El reglamento técnico
RETILAP, establece diferentes tipos de vías y carriles dependiendo de diferentes varia-
bles y usos. Para el caso de aplicación del presente documento, el uso dentro del Parque
Metropolitano del Río Pamplonita clasi�ca como vias peatonales y ciclistas donde la
calzada tendrá como �n la �utilización nocturna moderada por peatones y ciclistas� lo que
corresponde a una iluminación CLASE P3 [8].
3.3.2. Introducción al software DIALUX 4.12
Dentro del mercado existe una gran cantidad de software que facilitan enormemente
las tareas, ya sean de la vida cotidiana o de carácter profesional debido a la evolución
y masi�cación de la tecnología informática. Derivado de este proceso se evidencia el cre-
cimiento sustancial de las herramientas de aplicación especí�ca, y como en el presente
caso de aplicación, son las herramientas de diseño, simulación y evaluación de sistemas de
iluminación que facilitan las labores en torno al ámbito del alumbrado.
MARCO REFERENCIAL 13
Existen diversas herramientas informáticas orientadas al diseño de sistemas de ilumi-
nación, diferenciados por medio de sus prestaciones y precios, sin embargo, el uso de una
herramienta depende de las necesidades particulares del usuario para el desarrollo de sus
proyectos, de acuerdo con los requerimientos de diseño.
Se decidió usar el software de simulación DIALux dada su versatilidad y amplias presta-
ciones, además que es una herramienta de la cual se tenía experiencia previa en el manejo.
En la 3.3, es posible obtener una perspectiva general de la variedad de software profesional
disponible actualmente y orientado al diseño de sistemas de iluminación.
Tabla 3.3: Software de diseño, simulación y evaluacion de sistemas de iluminación.
Nombre Procedencia Licencia Aplicaciones Prestaciones
DIALuxDIAL GmbH.
GratisInterior, exterior, viabilidades, Diseño 3D, catálogos de luminarias, acabados,
Alemania espacios abiertos, evaluación energética muebles. Archivos CAD, fotométricas electrónicas.
ReluxProRelux Informatik AG.
GratisInterior, exterior, Diseño 3D, fotométricas electrónicas,
Suiza vialidades, espacios abiertos modulos complementarios bajo venta
Visual LightingLightning Group
150 USDInterior, exterior, viabilidades, Diseño 3D, archivos CAD,
Lithonia vialidades, espacios abiertos fotométricas electrónicas, versión gratuita limitada
LuxiconCooper Crouse
200 USDInterior, exterior, vialidades, Archivos CAD, fotométricas
Hinds espacios abiertos, luz de día electrónicas, resultados 3D
Agi32Lighing Analysis, Inc.
895 USDInterior, exterior, vialidades, Diseño 3D, catálogos de objetos
E.U. espacios abiertos, luz de día para diseño, archivos CAD, fotométricas electrónicas
AutoLUXIndependet Testing
979 USDInterior, exterior, vialidades, Diseño 3D, archivos CAD,
Laboratories in E.U. espacios abiertos, luz de día fotométricas electrónicas
Litestar 4DOxytech
2085 USDInterior, exterior, Diseño 3D, archivos CAD, fotométricas
Italia vialidades, espacios abiertos electrónicas, versión gratuita limitada
Inspirer Lighting Integra Inc.4000 USD
Interior, exterior, vialidades, Diseño 3D, archivos CAD,
Design Japon espacios abiertos, luz de día fotométricas electrónicas, IES.
Fuente: Revista Iluminet [9]
El software DIALux es un software gratuito ofrecido por la empresa alemana DIAL que
permite la creación de proyectos de iluminación profesionales. En el presente trabajo, se
decidió trabajar con este software dada su versatilidad, ya que cuenta con especi�caciones
y luminarias provenientes de una gran cantidad de fabricantes del mercado. Mediante este
software se busca calcular el sistema de iluminación necesario para el Parque Metropolitano
del Río Pamplonita, por lo tanto, a continuación se presenta el procedimiento para el uso
de la herramienta para la aplicación de interés.
14 Alumbrado Público
El software DIALux posee un entorno de trabajo sencillo para el sistema operativo
Windows, que facilita su uso para la creación de cualquier proyecto de iluminación.
En la pantalla inicial del software es posible seleccionar el tipo de proyecto sobre el cual
se desea trabajar. Para el caso del Parque Metropolitano del Río Pamplonita se selecciona
la opción �Nuevo proyecto de calle� teniendo en cuenta las caracteristicas del alumbrado
público.
Fuente: autores
Figura 3.4: Pantalla Inicio DIALux 4.12.
Posterior a esto, se establece una distribución predeterminada de calle, en donde es
posible crear una distribución básica de la calle o el sendero. El software permite crear
senderos peatonales, ciclovías, zonas verdes y carriles de trá�co. La vía peatonal del Parque
Metropolitano del Río Pamplonita planteada está organizada de la siguiente manera:
Zona Verde 1.
Camino Peatonal 1.
Camino para Bicicletas 1.
Calzada.
MARCO REFERENCIAL 15
Camino Peatonal 2.
Zona Verde 2.
En la �gura 3.5 se puede apreciar de mejor forma la distribución planteada.
Fuente: autores
Figura 3.5: Distribución de Calle. DIALux 4.12.
La organización y distribución de la calle dentro del proyecto de iluminación imple-
mentado en el software DIALux 4.12 es el punto de partida para cualquier proyecto de
tipo exterior para alumbrado público de vías, por lo cual se tomará como base para la
selección de la ubicación y caracteristicas de la PCH y posterior estimación de carga.
El resultado de la simulación que se obtiene mediante el software DIALux presenta
una serie de limitaciones ya que esta herramienta cuenta con características básicas para
la construcción y ajuste de las condiciones iniciales del entorno deseado. Dichas limitacio-
nes hacen que el software pierda parte de su potencial frente a la implementación real de
los sistemas de iluminación.
1. Inicialmente, el área de estudio correspondiente a una vía o calzada presenta ciertas
medidas predeterminadas y su forma se limita a un tramo de vía recta al ser creado como
un proyecto de iluminación de exteriores.
16 Alumbrado Público
2. En cuanto a las características de las luminarias, existen ciertas librerías que funcio-
nan como catálogos de cada uno de los fabricantes, en donde se presenta un cierto nivel de
complejidad para la selección e identi�cación de la luminaria deseada para simular dentro
del proyecto.
3. Durante el proceso de simulación solo es posible obtener los resultados mediante el
cálculo de un área de muestra de toda la super�cie de la cual se realizará el estudio.
4. El software, mediante su plataforma, dirige al usuario a conocer los diferentes pro-
ductos y datos de los diferentes fabricantes de luminarias, pero requiere actualizaciones
constantes para el uso adecuado de las luminarias vigentes y disponibles en el mercado.
3.3.3. Luminaria LED tipo alumbrado público
El uso de la tecnología LED para aplicaciones de iluminación de espacios interiores y
exteriores se ha incrementado en los últimos años principalmente debido a su bajo consumo
energético y su alta e�ciencia lumínica en comparación con la iluminación tradicional. Son
muchas las ventajas de esta tecnología frente la iluminación �uorescente e incandescente
y algunas se presentan en la gra�ca 3.6.
Dentro de las ventajas más relevantes tenemos [10]:
1. Las luminarias LED son más amigables con el medio ambiente y brindan mayor
seguridad para su uso porque no contienen elementos tóxicos como el mercurio que es un
elemento altamente contaminante y nocivo para los seres vivos.
2. Consumen menos energía que los otros sistemas de iluminación. Si se compara una
lámpara LED, �uorescente e incandescente que emita los mismos lúmenes, los lámparas
LED consumen un 60% menos que los �uorescentes y un 90% menos que los incandescen-
tes lo cual repercute directamente en la energía consumida y por tanto en la facturación
por consumo de energía eléctrica.
MARCO REFERENCIAL 17
Fuente: Internet. Disponible en: http://goo.gl/CZMvZd
Figura 3.6: Comparación luminarias Incandescente, Halógena, Bajo Consumo y LED
3. Los sistemas de iluminación que utilizan la tecnología LED tienen mayor durabilidad
y son más resistentes a ciclos de encendido y apagado. Su vida util teorica es cobsidera-
blemente alta, pueden llegar a durar hasta 60000 horas.
4. Por otra parte, debido a su larga duracion, garantizan el ahorro ya que permiten
reducir los gastos de mantenimiento.
De esta manera, es justi�cable la utilización de este tipo de luminarias dentro del desa-
rrollo de alumbrado público del Parque Metropolitano del Río Pamplonita y para el cálculo
de la carga estimada en este proyecto.
En los catálogos del software DIALux, se encuentran todas las líneas de productos
a nivel mundial ofrecidas por cada uno de los fabricantes, por lo cual se hace necesario
veri�car el alcance de la oferta dentro del mercado en el cual se llevara a cabo el proyecto.
Teniendo en cuenta el prestigio y soporte de la Empresa Philips en el mercado colom-
biano, es posible encontrar una amplia gama de productos ofrecidos dentro de la línea
luminarias de exterior, por lo cual debido a sus prestaciones y su e�ciencia luminosa, ex-
18 Alumbrado Público
presada como la relación entre el �ujo luminoso y la potencia de la luminaria (lm/W), se
ha escogido la luminaria que se describe en la tabla 3.4.
Tabla 3.4: Especi�caciones técnicas luminaria CitySoul LED.
Ítem Descripción
Nombre CitySoul LED
Fabricante Philips
Referencia BGP432 T25 1xGRN56-2S/830 DW
Flujo Luminoso (Luminarias) 4872 lm
Flujo Luminoso (Luminarias) 5600 lm
Potencia Nominal 52.3 W
Clasi�cación CIE 100
Factor de Corrección 1000
Tipo de Luminaria LED
Código CIE Flux 39 75 97 100 87
Fuente: autores
Adicionalmente, en la �gura 3.7, se muestran los diagramas de densidad lumínica co-
rrespondientes a la luminaria seleccionada.
Fuente: autores
Figura 3.7: Per�l y diagrama de densidad lumínica-Luminaria CitySoul LED.
3.4. PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 19
3.4. Pequeñas Centrales Hidroeléctricas
Para entender el concepto de una pequeña central hidroeléctrica (PCH) es primordial
comprender el funcionamiento de una central hidroeléctrica. El objetivo de una hidroeléc-
trica es convertir la energía potencial que tiene el agua en energía eléctrica. Esto se da
cuando el agua cae, a través de una tubería, sobre las aspas de una turbina, transformando
dicha energía potencial en energía mecánica que �nalmente será energía eléctrica, cuando
la turbina, conectada sobre el mismo eje, mueva el generador asociado a ella.
Actualmente no hay un común acuerdo a nivel mundial en lo que respecta a la de�nición
de lo que es una pequeña central hidroeléctrica. Algunos paises toman 10 MW como el
límite máximo de capacidad instalada, otros 3 MW (Italia), 12 MW (Francia) y hasta 20
MW (UK) [11]. Teniendo en cuenta la regulación colombiana, se tomará como referencia
el límite superior de 10 MW.
3.4.1. Tipos de centrales hidroeléctricas
Las pequeñas centrales hidroeléctricas pueden ser catalogadas de acuerdo a una serie
de características. Entre estas, podemos clasi�carlas según su potencia, según el salto,
según la forma de utilización y adicionalmente subdividirla en varias clasi�caciones [11].
Segun la potencia: esta clasi�cación esta dada por la máxima cantidad de kW que
la PCH puede generar (ver tabla 3.5)
Tabla 3.5: Según Potencia.
Tipos Potencia
Pequeñas Centrales <10 MW
Mini Centrales <500 kW
Micro Centrales <50 kW
Pico Centrales <5 kW
Tomado y modi�cado de la pagina 15 de INEA. [12]
20 PCHs
Según el salto: está determinada por la altura de la caida de agua la cual puede
variar según lo especi�cado en la Tabla 3.6.
Tabla 3.6: Según salto.
Tipo Bajo Medio Alto
Micro Centrales <15 m 15-50 m >50 m
Mini Centrales <20 m 20-100 m >100 m
Pequeña Centrales <25 m 25-130 m >130 m
Tomado y modi�cado de la pagina 15 de INEA. [12]
Según su forma de utlización
• Captación: representa la forma como se hace la captación del recurso hídrico,
ya sea una central de paso (�lo de agua) o con embalse.
• Operación: determina el tiempo en el que se encuentra en uso.
• Regulación: establece si suple una carga constante o puede ser regulada según
la carga, manual o automáticamente.
• Vinculación al sistema: puede ser alimentando una carga especí�ca o conectada
al sistema interconectado nacional.
3.4.2. Elementos de una central hidroeléctrica
Los elementos de una central hidroeléctrica comprenden todas las partes que permiten
la generación de energía, proceso que va desde la toma de agua hasta la salida de la
línea de transmisión. Para entrar a de�nir con detalle cuáles son los elementos de una
PCH es importante empezar por determinar el tipo que se utilizará según su captación.
En este caso, se usará una central hidroelectrica tipo �lo de agua por su menor costo en
comparacion con las de embalse, y la poca afectación ambiental que tiene su contrucción
y operación. Entre los elementos que la componen encontramos:
MARCO REFERENCIAL 21
Toma de agua: implica las obras civiles para la recepción del recurso hídrico que irá
por la PCH.
Canal de conducción: es el canal que lleva el agua a la cámara de carga
Cámara de carga: es el punto en el cual el agua entra a la tubería de presión y
mantiene un caudal constante para evitar daños en la turbina.
Compuertas: puertas encargadas de controlar el �ujo de agua que entra al sistema.
Rejillas: son las encargadas de eliminar materiales �otantes.
Tubería de presión: tubería que permite llevar el agua desde la cámara de carga
hasta la turbina aprovechando las altas presiones y la altura.
Válvulas: ubicadas en tuberías de presión para aislar las turbinas o regular el �ujo
de agua.
Tomado de la página 8 de ESHA. [11]
Figura 3.8: Partes Pequeña Central Hidroeléctrica.
Turbina: máquina rotativa encargada de transformar la energía hidráulica en energía
mecánica.
22 PCHs
Sistema mecánico de transmisión: sistema encargado de conectar físicamente la tur-
bina al generador, ya sea directamente o por medio de un sistema de engranajes para
ganar o perder velocidad de rotación.
Generador: máquina encargada de convertir la energía mecánica en energía eléctrica.
Tableros de control: incluye todos los dispositivos de medición y control de la central.
Subestación eléctrica: todos los elementos usados para el transporte y transformacion
de energía eléctrica desde la central hasta la carga.
3.4.3. Energía hidráulica y cálculo de potencia
La energía hidráulica se puede de�nir como la conversión de energía gravitacional en
energía mecánica en el momento en el que una masa de agua pasa a través de una tubería
de presión [13]. Teniendo en cuenta esto, la energía hidráulica se puede establecer como:
EH = h ∗m
Donde h es la altura comprendida entre la entrada y salida de la tubería de presión (salto
bruto). Teniendo en cuenta que la masa (m) del agua es igual a la multiplicación de
la densidad, la gravedad y el volumen (ρ ∗ g ∗ V ) y el volumen (V) es equivalente a la
multiplicación de caudal y tiempo (Q ∗ t), tendríamos que:
EH = h ∗ ρ ∗ g ∗Q ∗ t
De igual forma la potencia hidráulica (PH) sería igual a:
PH =EH
t= h ∗ ρ ∗ g ∗Q
Finalmente, conocida la densidad del agua (1000kg/m3) y la aceleración de la gravedad
(9, 8m/s2) se de�ne la potencia hidráulica como:
PH = 9, 8 ∗ h ∗Q
Con el �n de calcular de mejor forma la potencia, se consideraran las pérdidas asociadas
a la tuberia forzada y a la e�ciencia del grupo electromecánico (η) como se muestra a
continuación:
PH = 9, 8 ∗ hn ∗Q ∗ η
3.5. GRUPO ELECTROMECÁNICO 23
donde hn es el salto neto que es equivalente a:
hn = hbruto − hperdidas
3.5. Grupo Electromecánico
3.5.1. Generadores
Los generadores, al igual que las turbinas, son elementos electromecánicos esenciales,
que cumplen la función de transformar la energía mecánica ofrecida por la turbina en
energía eléctrica. Entre sus partes características están: el estator, el rotor, los devanados,
la excitatriz y las escobillas.
Actualmente, para prácticas similares a la del presente proyecto, se implementan gene-
radores trifásicos que dependiendo de la red a alimentar, se puede elegir entre los siguientes
tipos:
Síncronos
En estos generadores el rotor tiene la misma velocidad de giro que el campo rotativo
del estator y tienen un regulador de voltaje asociado al sistema de excitación, el cual
permite controlar la salida de voltaje antes de ser conectados a la red. También pueden
usarse aislados de la red. Cuando se utilizan acoplados a la red, estos actúan como
condensadores si están sobre excitados o como inductores en caso opuesto [12].
Asíncronos
Este tipo de generadores son simples motores de inducción con una velocidad del ro-
tor superior a la del campo rotativo del estator, con imposibilidad de regulación de
voltaje. Debido a que obtienen la corriente de excitación de la red, no puedan generar
cuando están desconectados de la misma. De igual forma son usados comúnmente para
aplicaciones pequeñas siendo una solución muy económica.
24 Turbinas
3.5.2. Turbinas
Las turbinas hidráulicas son los elementos principales de las centrales hidroeléctricas,
encargadas de transformar la energía potencial del agua, cuando cae de una altura (h),
en energía mecánica rotacional. Esta energía mecánica rotacional es la que �nalmente se
aprovecha para impulsar el generador eléctrico.
El mercado presenta gran variedad de turbinas con ciertas características que permiten
seleccionar la más adecuada para el proyecto que se esté haciendo.
De forma general, las turbinas son clasi�cadas de acuerdo a la forma como convierten la
energía cinética en energía mecánica, como se muestra a continuación:
3.5.2.1. Turbinas de acción
Las turbinas de acción son las que convierten la presión del agua en energía cinética
que sale en forma de chorro, normalmente de inyectores, y que golpean directamente los
alabes del rotor, haciendo que este gire. Este proceso se da sin que el agua cambie su
presión.
Entre las características principales están el uso para saltos relativamente altos con
caudales bajos y baja velocidad especí�ca. Usualmente emplean ejes horizontales, aunque
existen de ejes verticales para centrales grandes. A continuacion, se describen las turbinas
de acción más usadas.
Turbinas Pelton
La turbina Pelton es una turbina de �ujo tangencial, la cual presenta un rango de acción
en grandes saltos y caudales pequeños, al igual que reducidas descargas parciales. Como
se puede apreciar en la �gura 3.9, están conformadas principalmente por: el inyector,
encargado de transformar la energía de presión en energía cinética; el servomotor, en-
cargado de desplazar el agua del inyector; el regulador, el cual permite regular el �ujo
de agua que sale del inyector; el de�ector, que evita embalamiento de la turbina o golpe
de ariete; el rodete, conformado por rotor y alabes; los alabes, que reciben el �ujo de
agua directamente; el freno, para detener la turbina en caso de ser necesario.
MARCO REFERENCIAL 25
Tomado de García, M. [14]
Figura 3.9: Turbina Pelton.
Turbinas Turgo
La turbina Turgo es una turbina de impulso, de funcionamiento similar a la Pelton,
diseñada para trabajar en saltos intermedios de entre 50 y 250 metros. La diferencia
principal, como se observa en la �gura 3.10, radica en el ángulo de incidencia del chorro
sobre el rotor, al igual que el propio rotor, el cual se asemeja al rotor de la Pelton partido
por la mitad y puede generar una velocidad de rotación mayor para el mismo caudal y
salto.
Tomado de Greenbugenergy [15]
Figura 3.10: Turbina Turgo.
26 Turbinas
Por otro lado, el costo de estas turbinas es bastante inferior en comparación con la
Pelton, por lo que esto puede ser un factor bastante importante a la hora de seleccionar
la turbina para proyectos donde lo económico juega un papel determinante.
Tomado de Greenbugenergy [15]
Figura 3.11: Rotor Turbina Turgo.
Entre las principales partes encontramos: el inyector, como en la Pelton direcciona el
�ujo de agua al rotor; el rotor, compuesto por alabes �jos; el servomotor, encargado de
mover el agua del inyector para regular el caudal con un regulador; el de�ector, que se
interpone entre el inyector y rotor para evitar daños.
Turbinas de Flujo Cruzado
La turbina de Flujo Cruzado, también conocida como Banki-Michelle u Ossberger, es
una turbina de bajo costo usada comúnmente en saltos entre los 5 y 200 metros. Su
rango de operación cruza los rangos de las turbinas mas utilizadas.
Su funcionamiento consiste en el ingreso de agua dirigida por alabes directrices ubicados
en la entrada de la turbina que permiten que ésta entre en contacto con los alabes del
rotor de acuerdo a la necesidad de operación. Su simple diseño hace que el costo de
mantenimiento y reparación sea bajo en comparación con otras turbinas.
Como se puede apreciar en la Figura 3.12, la turbina está compuesta por: el distribuidor,
encargado de controlar la entrada del caudal al rodete; el rotor, de eje horizontal, baja
MARCO REFERENCIAL 27
velocidad y gran longitud en comparación con los otros rodetes; alabes, �jos en el rotor;
salida de agua.
Tomado de la página 160 de ESHA. [11]
Figura 3.12: Rotor Turbina Flujo Cruzado.
Esta turbina es ideal para proyectos en que el recurso hídrico es su�ciente al mismo tiem-
po que los costos de inversión son bajos, como por ejemplo programas de electri�cación
rural [11].
3.5.2.2. Turbinas de reacción
Las turbinas de reacción son las que aplican la presión sobre el rotor de la turbina,
perdiendo presión a medida que pasa por el mismo. El casco de esta turbina se encuentra
completamente sumergido en agua y debe ser lo su�cientemente fuerte para soportar la
presión de operación. El �ujo ingresa a estas turbinas por un ducto en forma de caracol y
se dirige por medio de alabes estacionarios hacia el rotor. Entre sus características vemos
el uso para saltos relativamente bajos pero con caudales grandes y altas velocidades
especí�cas.
28 Turbinas
Turbinas Francis
La turbina Francis, �gura 3.13, es una turbina de �ujo diagonal, la cual recibe el �ujo de
agua a través del caracol, que inunda las inmediaciones del rodete, causando pérdidas
en la presión del �uido a medida que aumenta la energía cinética a lo largo de los alabes
directrices, es decir, la velocidad relativa del agua no es constante a lo largo de los alabes,
por lo que se pierde el momento angular produciendo el giro del eje de la turbina.
Tomado de la página 162 de ESHA. [11]
Figura 3.13: Turbina Francis.
Las principales partes que componen esta turbina, como se puede apreciar en la �gura
3.14, son: el distribuidor, constituido por alabes directrices en forma de persiana cuya
abertura se acomoda a las necesidades de generación; el rotor, conformado por alabes
que transforman la energía cinética en mecánica; la carcasa caracol, que es el conducto de
alimentación que gira alrededor del rotor y va disminuyendo su diámetro hasta llegar al
distribuidor; el tubo de aspiración, que representa la salida de agua a presión atmosférica.
Turbinas Kaplan
Las turbinas Kaplan son turbinas de �ujo axial y de admisión total, las cuales son usadas
comúnmente para saltos de hasta 30 metros, en algunas ocasiones superiores. Su princi-
pal ventaja radica en la seguridad de control de cavitación [12], al igual que el gran rango
de caudales en el cual puede operar debido a la facultad de los alabes móviles del rotor
MARCO REFERENCIAL 29
Tomado de García, M [14]
Figura 3.14: Partes Turbina Francis.
y del distribuidor. Esta doble regulación permite una �exibilidad única frente a las de-
más, al tiempo que puede trabajar en un rango entre el 15 y 100% de la carga de diseño.
Las turbinas Kaplan presentan una variante, conocidas como turbinas de hélice, que
tienen alabes �jos en el rotor, a diferencia de los alabes móviles de las Kaplan, que
limitan su funcionamiento a condiciones mucho más especí�cas de operación.
Las principales partes de la Kaplan, que se pueden apreciar en la �gura 3.15, son: la
carcasa, que transforma la energía de presión en cinética y entrega el �ujo de agua
a los alabes directrices; el distribuidor, que dirige el �ujo hacia el rodete variando su
inclinación para aumentar o reducir el caudal; el rodete, con alabes móviles permitiendo
doble regulación; el tubo de succión, que crea una depresión a la salida del rodete para
que el agua turbinada sea descargada.
30 Regulación
Disponible en http://goo.gl/Z4lbYb [16]
Figura 3.15: Turbina Kaplan.
3.5.3. Regulación
La regulación de los equipos electromecánicos constituye una parte imprescindible en
el diseño de una pequeña central hidroeléctrica, al garantizar las condiciones de funciona-
miento del grupo y la red que se energiza. Es por esto que se mencionarán los métodos de
regulación de velocidad y tensión más empleados en estos proyectos energéticos.
3.5.3.1. Regulador de velocidad
Las turbinas hidráulicas están diseñadas para funcionar con un salto y un caudal es-
pecí�cos, por lo que cualquier cambio que se pueda presentar en estos parámetros puede
afectar directamente la energía producida, y por ende, el funcionamiento de la central.
Considerando que una vez se construye la PCH el valor del salto no varía, el factor a
poner atención es el caudal. Para controlar dicho caudal se usan diferentes dispositivos de
control como compuertas, válvulas o alabes directrices.
Para los casos en los que se alimenta una red aislada, caso de estudio de este proyecto, el
parámetro que se debe controlar es la velocidad de rotación del rodete, ligada directamente
con la frecuencia del sistema. Por esto, cuando se pronostica una variación en la demanda
es imperioso instalar un sistema que regule la velocidad de la turbina. Para esto existen
dos formas de controlar la velocidad: regulación por caudal y por carga.
MARCO REFERENCIAL 31
Regulación por caudal: en este escenario, la regulación se realiza mediante el control
del caudal que entra directamente a la turbina. Esto permite que la potencia ofre-
cida por el generador sea siempre igual a la potencia de la carga más las perdidas [17].
Esta regulación se puede dar de dos formas: manual y automática. La manual es
usada comúnmente en centrales de poca capacidad y carga constante representando
un ahorro signi�cativo. Por otro lado, la automática se usa en centrales con gran
cantidad de variaciones en la carga y se logra mediante dispositivos que miden cons-
tantemente la velocidad del rotor de la turbina, permitiendo que se abra o cierren
los alabes que regulan la entrada de agua a la turbina. Este control se puede dar de
forma mecánica, mecano-hidráulico o electro hidráulico [11].
Regulación por carga: en este caso y a diferencia de la regulación por el caudal, el
ingreso de agua permanece estable y el generador produce una potencia constante
y mayor a la potencia demandada. La regulación se realiza mediante el control de
cargas que consumen la potencia que se produce en exceso cuando la carga original
es menor. Este tipo de regulación es comúnmente usada en micro-centrales.
La regulación también se puede efectuar de forma manual y automática. Para la
regulación manual, se usa un banco de cargas resistivas que el operador conecta o
desconecta dependiendo del comportamiento de la carga. Para el control automático,
se emplean unos dispositivos que miden la frecuencia y que al momento de aumentar,
desvía ese exceso de potencia generada al banco resistivo.
3.5.3.2. Regulador de tensión
Los sistemas aislados de la red comúnmente proporcionan energía para atender las
necesidades de comunidades aisladas, como cargas domésticas, iluminación pública, indus-
trias pequeñas, por lo que es importante mantener las variaciones de voltaje en lo mínimo.
Normalmente se usan dos sistemas de control de tensión en el generador, los cuales no se
ven afectador por las caídas en la velocidad.
32 Regulación
El primero, conocido como regulador automático de tensión electrónico, usa una re-
troalimentación de la tensión de salida del generador y la compara con la de entrada,
enviando una señal a la excitatriz que �nalmente mantiene los niveles de calibración para
que se genere la tensión nominal del generador. Inicialmente, este sistema se usaba para
generadores sin escobillas por la poca potencia que demandaban, pero su aplicación se ha
expandido a generadores de mayor potencia, creándose los excitadores estáticos [17]. El
segundo sistema de control utiliza un sistema electromagnético, sin retroalimentación, que
emplea una reactancia lineal, un transformador de corriente y un puente recti�cador. Su
aplicación se extiende a generadores con escobillas.
Capítulo 4
SELECCIÓN DE UBICACIÓN
4.1. Hidrología
Como punto de partida, se toma el estudio hidrológico del río Pamplonita, cuenca
principal del departamento y asentamiento poblacional de sus principales municipios. Para
que haya un aprovechamiento hidráulico es necesario determinar un caudal y un desnivel
o salto en la zona del río, por lo que es fundamental tener conocimiento de la evolución
histórica del caudal que se piensa aprovechar.
Tomado de CORPONOR. [18]
Figura 4.1: Caudal Río Pamplonita Años 2007, 2009 y 2012.
Para el caso de este proyecto, se recolectaron datos de las estaciones hidrológicas y
33
34 Hidrología
estudios previos hechos por CORPONOR, en donde se exponen los caudales medidos en
los últimos años, como se puede apreciar en la �gura 4.1.
En la tabla 4.1 se pueden consultar los nombres y ubicación de los puntos de muestreo
citados en la �gura 4.1.
Tabla 4.1: Puntos de muestreo sobre río Pamplonita.
No. Punto de Muestreo Coordenada X Coordenada Y Municipio
1 Bocatoma El Rosal 1155020 1305459 Pamplona
2 Monteadentro 1156606 1303356 Pamplona
3 Radio FM 1157347 1306960 Pamplona
4 Curva de los Adioses 1156605 1303356 Pamplona
5 Puente Ulagá 1161264 1311769 Pamplona
6 Villa Marina 1159033 1325170 Pamplonita
7 El Diamante 1159303 1328473 Pamplonita
8 La Don Juana 1162412 1342200 Chinácota
9 Iscalá 1163014 1342683 Chinácota
10 La Garita 1168551 1348369 Cúcuta
11 Bocatoma Cúcuta 1170602 1350101 Cúcuta
12 Puente San Rafael 1173911 1362073 Cúcuta
13 Táchira 1 1175825 1368844 Cúcuta
14 Táchira 2 1175666 1369325 Cúcuta
15 Caño Picho 1175334 1370632 Cúcuta
16 El Cerrito 1176134 1371567 Cúcuta
17 Río Enfermo 1170602 1350101 Cúcuta
18 Brisas del Quindío 1179290 1373083 Cúcuta
19 el Babillo 1182609 1377735 Cúcuta
20 Paso de los Ríos 1183159 1380487 Cúcuta
21 Aguas Claras 1182737 1402771 Cúcuta
22 Puente Angosto 1181331 1412112 Puerto Santander
Tomado y modi�cado de Análisis río Pamplonita [18]
Como se puede ver en los datos históricos recolectados por la estación la Don Juana
(�gura 4.2), que recoge caudales acumulados de 40 microcuencas y que están registrados
desde 1970 [7], los valores mínimos presentan poca variabilidad y se encuentran en un ran-
go entre 1,3 y 3 m3/s. Por otro lado, el caudal medio mensual interanual, en este mismo
Selección de Ubicación 35
punto, está ubicado en un rango entre los 4,4 y 11,2 m3/s. Además, el caudal máximo
interanual va desde los 10,1 hasta los 28,5 m3/s.
Tomado de IDEAM.
Figura 4.2: Historico caudal estación La Don Juana 1972-2005.
Otro factor importante a la hora de analizar el componente hídrico de la cuenca, es la
demanda que esta tiene. En el río Pamplonita ésta es alta debido a la gran importancia
para el departamento, al ser la fuente principal de agua de los municipios de mayor tamaño.
La demanda hídrica en el transcurso de la cuenca, está representada en su mayoría por
el sector agrícola y doméstico, con un 50% y 43% respectivamente, del volumen total
demandado. El sector doméstico ocupa el segundo lugar debido a la alta concentración de
poblaciones en esta cuenca, un total de 62,34% del total del departamento [7].
36 Hidrología
4.2. Localización
La de�nición de la localización del proyecto es uno de los primeros pasos que se tie-
ne que dar para su desarrollo. Con el �n de seleccionar un sitio adecuado, es primordial
recopilar toda la información que se pueda obtener acerca de los lugares tentativos, tales
como, la topografía, geología, hidrología y la situación socioeconómica de la zona. La in-
formación deberá ser ordenada y analizada para así lograr establecer la magnitud de la
información faltante y poder determinar cómo obtenerla. Teniendo en cuenta esto, inicial-
mente se requerirá un plano de ubicación del lugar, donde se identi�quen claramente las
vías de acceso, poblaciones cercanas y características de la zona.
Tomado de Google Maps. [6]
Figura 4.3: Autopista 55 Cúcuta-Pamplona.
Para el caso de este proyecto se tuvo inicialmente en consideración toda la cuenca del
río Pamplonita desde su inicio, en el municipio de Pamplona, hasta desembocadura, en el
4.2. LOCALIZACIÓN 37
río Táchira. En segunda instancia se tuvo en consideración el per�l y los caudales históri-
cos del río, permitiendo así limitar las ubicaciones posibles a un rango mucho menor que
el inicial. A partir de ahí, se recurrió al uso de mapas donde se apreciaran las curvas de
nivel, de tal forma que se pudieran identi�car los cambios de nivel en el terreno que se
pudiesen aprovechar para la producción de energía a través de una PCH. Seguidamente,
se tuvieron en consideración las vías de acceso, que para este caso no fueron un problema
partiendo del hecho que la principal vía de comunicación entre las ciudades de Bucara-
manga y Cúcuta bordea en su gran mayoría el cauce del río Pamplonita, como se puede
apreciar en la �gura 4.3.
Finalmente, se tuvo en cuenta la distancia de la casa de maquinas al Parque Metropo-
litano del Río Pamplonita (carga), resaltando que las pérdidas por transmisión aumentan
a medida que la distancia entre la PCH y la carga crece.
Una vez adoptados los criterios anteriormente mencionados y habiendo analizados los
mapas de la cuenta del río, se pre-seleccionan 6 posibles ubicaciones para el diseño de
una pequeña central hidroeléctrica que pueda cumplir las condiciones técnicas que exige
la carga de alumbrado público. En la tabla 4.2 se muestran las características de dichas
ubicaciones.
Tabla 4.2: Posibles ubicaciones del proyecto.
Opción UbicaciónVías de Acceso
Población CercanaDistancia a Carga
Salto [m]Caudal Aprox
(de 1 a 5) (de 1 a 5) [m3/s]
1 La Don Juana 4 La Don Juana 2 9.5 6
2 La Garita 5 La Garita 4 7 11
3 Los Patios 3 Los Patios 5 5.2 11
4 La Garita 4 La Garita 4 6 11
5 Iscalá 4 La Don Juana 3 10 9,5
6 Iscalá 4 La Don Juana 3 10 8
Fuente: autores
38 Hidrología
4.2.1. Alternativas
4.2.1.1. Opción 1
Ubicada en las cercanías del municipio La Don Juana (7◦41′50,44”N−72◦35′33,03”O),
en la �gura 4.4, se puede observar la ubicación considerada en la opción 1, donde se
especi�ca el trayecto que tendría la PCH desde el punto de toma, en el costado izquierdo,
hasta su cuarto de máquinas, en el costado derecho.
Tomado de Google Maps. [6]
Figura 4.4: Ubicación Opción 1.
Como se aprecia en la �gura 4.5, el punto de bocatoma para esta opción estaría ubicado
sobre los 686.5 msnm y su desfogue sobre los 673 msnm.
Lo anterior nos permite realizar un pre-cálculo de la potencia que podría brindar la
presente opción, asumiendo una e�ciencia del 82%, típica en PCHs, como se muestra a
continuación:
h = 9, 5metros
Q = 4, 5m3/s
Pteorica = 8 ∗Q ∗ h = 8 ∗ 9, 5 ∗ 4, 5 = 342kW
4.2. LOCALIZACIÓN 39
Fuente: autores
Figura 4.5: Per�l Opción 1.
4.2.1.2. Opción 2
Ubicada en las cercanías del municipio La Garita (7◦45′12,71”N − 72◦32′12,90”O), en
la �gura 4.6, se puede apreciar la ubicación considerada en la opción 2, donde se eva-
lúa un trayecto de aproximadamente 760 metros de longitud que tendría la PCH desde el
punto de toma, en el costado izquierdo, hasta su cuarto de máquinas, en el costado derecho.
Tomado de Google Maps. [6]
Figura 4.6: Ubicación Opción 2.
40 Hidrología
El punto de bocatoma como se muestra en la �gura 4.7, está ubicado sobre los 501
msnm y el desagüe del cuarto de máquinas sobre los 489.6 msnm.
Fuente: autores
Figura 4.7: Per�l Opción 2.
Nuevamente, asumiendo una e�ciencia del 82% se realiza un pre-cálculo de la potencia
estimada para esta opción:
h = 7metros
Q = 8m3/s
Pteorica = 8 ∗Q ∗ h = 8 ∗ 7 ∗ 8 = 448kW
4.2.1.3. Opción 3
Ubicada en las cercanías del municipio de Los Patios (7◦49′33,64”N − 72◦31′15,53”O)
y con una longitud de aproximadamente 830 metros, en la �gura 4.8 se puede ver la ubica-
ción considerada en la opción 3, donde se evalúa el trayecto trazado para la PCH desde el
punto de toma, en el costado inferior, hasta su cuarto de máquinas, en el costado superior.
Es importante resaltar la cercanía que presenta con el municipio de Cúcuta y �nalmente
con la carga, siendo la opción más cercana.
Para esta opción el punto de bocatoma se presenta en una cota de 395 msnm y el punto
de vuelta al río en una cota de 385 msnm (�gura 4.9).
4.2. LOCALIZACIÓN 41
Tomado de Google Maps. [6]
Figura 4.8: Ubicación Opción 3.
Fuente: autores
Figura 4.9: Per�l Opción 3.
42 Hidrología
Asumiendo una e�ciencia del 82%, el pre-cálculo de potencia es:
h = 5, 2metros
Q = 8m3/s
Pteorica = 8 ∗Q ∗ h = 8 ∗ 5, 2 ∗ 8 = 333kW
4.2.1.4. Opción 4
Ubicada entre los municipios de Los Patios y La Garit (7◦47′41,44”N−72◦31′24,24”O),
en la �gura 4.10 se puede contemplar la ubicación considerada en la opción 4, donde se
valora el trayecto trazado para la PCH desde el punto de toma, en el costado inferior, hasta
su cuarto de máquinas, en el costado superior. Para esta opción es importante mencionar
la importancia de su cercanía a dos municipios, lo que implica el poder usar la PCH como
un atractivo turístico.
Tomado de Google Maps. [6]
Figura 4.10: Ubicación Opción 4.
Esta opción presenta el salto de menor altura entre las localizaciones escogidas como
se muestra en la �gura 4.11. El punto de bocatoma está en los 543,5 msnm y su salida en
4.2. LOCALIZACIÓN 43
los 434 msnm.
Fuente: autores
Figura 4.11: Per�l Opción 4.
Con una e�ciencia del 82%, el pre-cálculo equivale a:
h = 6metros
Q = 8m3/s
Pteorica = 8 ∗Q ∗ h = 8 ∗ 6 ∗ 8 = 384kW
4.2.1.5. Opción 5
Ubicada en el sector de Iscalá y en cercanías al municipio La Don Juana (7◦42′46,49”N−72◦34′49,90”O), en la �gura 4.12 se aprecia la con�guración en la opción 5. Allí se muestra
el trayecto trazado para la PCH desde el punto de toma, en el costado inferior, hasta su
cuarto de máquinas, en el costado superior. Esta opción se plantea como la mejor opción,
en cuanto a las variables del salto, caudal y distancia a la carga.
En la �gura 4.13 se muestra el per�l de la ubicación, el punto de bocatoma sobre los
644 msnm y el punto de salida sobre los 631 msnm.
Con un 82% de e�ciencia la potencia aprovechable es:
44 Hidrología
Tomado de Google Maps. [6]
Figura 4.12: Ubicación Opción 5.
Fuente: autores
Figura 4.13: Per�l Opción 5.
4.2. LOCALIZACIÓN 45
h = 10metros
Q = 7m3/s
Pteorica = 8 ∗Q ∗ h = 8 ∗ 10 ∗ 7 = 560kW
4.2.1.6. Opción 6
Finalmente, en la �gura 4.14 se evalúa la opción 6, ubicado en el sector de Iscalá
(7◦42′19,12”N − 72◦34′58,13”O) en cercanía a la opción 5, donde se presenta un caudal
un poco menor, al igual que una conducción más larga. Esto juega en contra, pues las
pérdidas y los costos son mayores.
Tomado de Google Maps. [6]
Figura 4.14: Ubicación Opción 6.
El per�l de esta última opción se puede ver en la �gura 4.15, donde el punto de
bocatoma se ubica a los 662 msnm y el desagüe a los 643 msnm.
Manteniendo la misma e�ciencia usada en las otras opciones, la potencia teórica es:
h = 10, 5metros
46 Hidrología
Fuente: autores
Figura 4.15: Per�l Opción 6.
Q = 5m3/s
Pteorica = 8 ∗Q ∗ h = 8 ∗ 10, 5 ∗ 5 = 420kW
En resumen, en la tabla 4.3 vemos la ubicación en coordenadas y la potencia teórica
de las opciones presentadas.
Tabla 4.3: Resumen opciones.
No. Opción Nombre Asignado Coordenadas Potencial Aprovechable
1 La Don Juana 7◦41′50,44”N − 72◦35′33,03”O 342 kW
2 La Garita 1 7◦45′12,71”N − 72◦32′12,90”O 448 kW
3 Los Patios 7◦49′33,64”N − 72◦31′15,53”O 333 kW
4 La Garita 2 7◦47′41,44”N − 72◦31′24,24”O 384 kW
5 Iscalá 1 7◦42′46,49”N − 72◦34′49,90”O 560 kW
6 Iscalá 2 7◦42′19,12”N − 72◦34′58,13”O 420 kW
Fuente: autores
La �gura 4.16 permite observar las diferentes ubicaciones posibles teniendo como re-
fente la ubicación de la carga de alumbrado público del Parque Metropolitano del Río
Pamplonita.
4.2. LOCALIZACIÓN 47
Tomado de Google Maps [6]
Figura 4.16: Resumen ubicación de opciones
48 Hidrología
4.2.2. Características de la zona
Parte importante de la presente propuesta radica en la caracterización geotécnica de
la zona anteriormente especi�cada, con el �n de poder determinar las condiciones en las
cuales se llevarían a cabo las diferentes obras civiles necesarias para la implementación de
la pequeña central hidroeléctrica.
4.2.2.1. Componente Geológico
Tomando como base la información pública de los diferentes institutos nacionales, co-
mo el Instituto Geográ�co Agustín Codazzi (IGAC) y el Servicio Geológico Colombiano
(Antes INGEOMINAS) es posible obtener los siguientes mapas.
Mediante superposición grá�ca se logra establecer que el área de interés está compuesta
geológicamente como se muestra en la �gura 4.18.
Lo anterior permite obtener información de las zonas aledañas así como de la cuenca
del río Pamplonita (tabla 4.4).
Tabla 4.4: Características geológicas de la zona.
Zona Descripción Edad
1 Depósitos aluviales y de llanuras aluviales erosionados Cuaternario
2 Abanicos aluviales y depósitos coluviales erosionados Cuaternario
3Intercalaciones de arenitas localmente conglomeráticas, lodolitas
Oligoceno-Miocenoy arcillolitas. Ocasionalmente delgadas capas de carbón
Fuente: autores
Con los mapas obtenidos, se ve que la descripción geológica aplica para gran parte del
área de interés y de las zonas urbanas de los municipios de Norte de Santander, por lo que
puede ser viable la construcción de obras civiles, posterior a un estudio más detallado de
estabilidad de terreno o estabilidad de taludes.
4.2. LOCALIZACIÓN 49
Tomado de Plan de Acción 2007-2011. [19]
Figura 4.17: Cuenca río Pamplonita en Norte de Santander.
50 Hidrología
Tomado de SGC. [20]
Figura 4.18: Caracterización geológica - Área de interés.
4.2. LOCALIZACIÓN 51
4.2.2.2. Componente Geomorfológico
Según CORPONOR, en el plan de ordenamiento y manejo de la cuenca hídrica (POMCH),
la super�cie de la cuenca del río ha sido modi�cada como resultado de varios procesos na-
turales, como movimientos de placas tectónicas y factores exógenos como erosión y caída
de material de alta montaña a las zonas bajas.
Tambien se menciona que la cuenca del río presenta tres tipos de paisajes morfológicos
entre los cuales se encuentran: el paisaje de montaña, con una representación del 86% del
total de la cuenca; el paisaje lomerío, que representa el 1,7% del total de la cuenca y el
paisaje de valle, correspondiente al 8,3% de la cuenca [7].
4.2.2.3. Componente Suelo
De acuerdo al POMCH, el paisaje de montaña, presente principalmente en la zona
alta o de nacimiento del río, se caracteriza por ser poco evolucionado, con PHs ácidos,
poca probabilidad a ser inundados por sus buenos sistemas de drenaje naturales, y con
pendientes en algunos tramos superiores al 50%. Debido a sus características, este es un
suelo poco apto para utilización agrícola, según su clasi�cación agrológica (VII y VIII) [7],
lo cual plantea la posibilidad de aprovechar su uso con �nes de aprovechamiento hidroló-
gicos, a pesar de las complicaciones que pueda implicar el uso de una zona erosionada y
árida .
Capítulo 5
ESTUDIO TÉCNICO
5.1. Pre-diseño Obras Civiles
Las obras físicas son todos aquellos trabajos civiles que se realizan para garantizar la
toma, transporte y entrega del recurso hídrico a las máquinas hidráulicas. Con estas obras
se garantiza un manejo seguro del recurso, es decir, evitar que en épocas de crecidas no
se tome más agua de la debida, o superior al caudal de diseño, al igual que proteger las
maquinas hidráulicas de daños por cambios repentinos del caudal o por desgaste debido a
la sedimentación [21].
Con el �n de hacer una proyección más certera de la capacidad del río para producir
energía, se procede a realizar una mejor descripción de las partes principales de la pequeña
central hidroeléctrica, al mismo tiempo que se plantea un pre diseño.
5.1.1. Bocatoma
La bocatoma es la obra civil encargada de derivar o captar parte del caudal del río
con el �n de obtener la cantidad de agua necesaria para el diseño de la pequeña central
hidroeléctrica (PCH).
Esta cumple, además, una garantía del caudal de diseño en la PCH, al igual que pre-
viene el ingreso de materiales solidos �otantes y de avenidas que pudiesen ocasionarse en
52
ESTUDIO TÉCNICO 53
época de lluvias [22].
Entre las principales partes de una bocatoma están:
Azud: estructura encargada de redirigir al cauce del río hacia la conducción
Rejilla: impide el paso de materiales sólidos al canal de conducción
Desripiador: cámara que recoge material suelto que pasa por la rejilla para �ltrarlo
Colchón disipador: disipa la energía con la que el agua cae en épocas de crecidas
para evitar erosión
Compuertas de regulación: regulan el canal que se deriva hacia el canal principal
Aliviadero: mantienen los niveles de agua entre los limites permitiendo el rebose de
agua en caso de crecidas del río
Cabe resaltar que el diseño de una bocatoma va asociado al terreno donde se construirá, al
igual que ubicación en el tramo del río, para lo cual se presume ideal en los tramos rectos,
con el objetivo de evitar la acumulación de sedimentos.
Para el caso de este proyecto y teniendo en cuenta las características del río y del
terreno elegido, se decidió hacer un pre-diseño de una bocatoma de fondo como se muestra
a continuación:
Información Previa del lugar de toma:
Caudal mínimo (Qmin): 5m3/s
Caudal máximo (Qmax): 15m3/s
Caudal medio (Qmed): 9, 1m3/s
Ancho río (L): 15m
El caudal de diseño que se tomará será el máximo permitido por las licencias del uso
del agua, de forma que se garantice un caudal mínimo remanente:
Qdis = Qmax ∗ 0, 05 ∗Qmed = 7, 05m3/s
54 Obras Físicas
La altura de la lámina de agua (H) en condiciones de diseño será:
H = (Q
1, 84 ∗ L)2/3 = 0, 402m
La velocidad del río (Vr) sobre la presa:
Vr =Q
L ∗H= 1, 167m/s
Diseño Rejilla
Para el diseño de la rejilla se adoptan unos barrotes (b) de 1” de grosor y 2” de separación
(a) y se supone una velocidad entre barrotes (VB) de 0,8 m/s. El ancho del canal de
aducción (B):
Xs = 0, 36 ∗ (Vr)2/3 + 0, 6 ∗ (H)4/7 = 0, 755m
Xi = 0, 18 ∗ (Vr)4/7 + 0, 74 ∗ (H)3/4 = 0, 57m
B = Xs + 0, 10 = 0, 855m
En donde Xs es alcance �lo superior (m) y Xj es alcance �lo inferior (m) Se adopta un
ancho del canal colector (B) de 2,8 metros por criterios de diseño
El área de la rejilla: An = Qdis
0,9∗Vb= 9, 79m2/s
La longitud de la rejilla: Lr = a+ba∗ An
B= 5, 27m
El número de ori�cios: N = An
a∗B = 69, 94 ori�cios
Reajustando el número de ori�cios (N) a 70, el área de la rejilla (An) sería igual a
9, 8m2, la velocidad entre barrotes igual a 0, 8m/s y la longitud de la rejilla (Lr) igual
a 5,3 m.
Niveles Agua Canal Conducción
La profundidad critica
he = (α ∗Q2
g ∗B2)1/3 = 0, 86m
Longitud del canal: Lcanal = Lrejilla+ espesordelmuro = 14, 8 + 0, 3 = 15, 1m y con
una pendiente del fondo del canal (i) de 3%.
ho = [2h2e + (he −iLe
e)2]1/2 − 2
3∗ i ∗ Le = 1, 358m
Ho = ho +BL = 1, 503m
ESTUDIO TÉCNICO 55
He = Ho + i ∗ Lcanal = 1, 67m
La velocidad del agua al �nal del canal será:
Ve =Q
B ∗ he= 2, 91m/s
Cámara de recolección
Xs = 0, 36 ∗ (Ve)2/3 + 0, 6 ∗ (he)
4/7 = 1, 28m
Xi = 0, 18 ∗ (Ve)4/7 + 0, 74 ∗ (he)
3/4 = 0, 99m
El ancho de la cámara (Bcamara) será:
Bcamara = Xs + 0, 1 = 1, 58m
Muros de Contención
Hmax = (Qmax
1, 84 ∗ L)2/3 = 0, 666m
Con borde libre de 40 cm, la altura del muro de contención (Hmax) sería de 1,06 m
Caudal de Excesos
H = (Qmed
1, 84 ∗ L)2/3 = 0, 487m
El caudal de captación:
Qcap = Cd ∗ An ∗√
2 ∗ g ∗H = 9, 09m3/s
El caudal de exceso:
Qexc = Qcap −Qdis = 2, 044m3/s
Las condiciones del vertedero de excesos serán:
Hexc = (Qexc
1, 84 ∗Bcamara
)2/3 = 0, 788m
Vexc =Qexc
Hexc ∗Bcamara
= 1, 63m/s
Xs = 0, 36 ∗ (Vexc)2/3 + 0, 6 ∗ (Hexc)
4/7 = 1, 02m
El vertedero de exceso estará a 1,32 m (Xs +0, 3) de la pared aguas debajo de la cámara
de recolección.
56 Obras Físicas
5.1.2. Canal de conducción
El canal de conducción, es una estructura encargada de transportar el agua de un lugar
a otro haciendo provecho de su pendiente o inclinación. Esta tiene comúnmente una forma
rectangular.
Entre las condiciones de diseño es primordial determinar la longitud y el material en el
que estará revestido, lo que permite calcular la fricción o erosión que se pueda presentar
en sus paredes. Esto afectará directamente en el costo económico del proyecto.
Entre otras consideraciones, es importante mencionar que la velocidad del agua en
el canal deberá estar idealmente entre 0,7 y 2 m/s, teniendo en cuenta los materiales
comúnmente usados como revestimiento. En la tabla 5.1 se puede apreciar la velocidad
máxima permitida en diferentes tipos de suelos y revestimientos para canales.
Tabla 5.1: Velocidad máxima admisible canal de conducción.
Tipo de SueloVelocidad m/s
Agua Limpia Material en suspensión
Lodo 0.10 0.15
Barro suelto 0.15 0.20
Arena �na (0.02-0.2 mm) 0.30 0.40
Arena media (0.2-0.5 mm) 0.35 0.50
Limo arenoso 0.40 0.60
Arena gruesa (2-5 mm) 0.45 0.65
Grava muy arenosa 0.60 0.80
Limo compacto 0.70 1.00
Grava media (5-20 mm) 0.80 1.15
Tierra arcillosa 1.00 1.30
Grava gruesa (20-50 mm) 1.4 1.6
Piedras (50-75 mm) 1.7 1.8
Cantos rodados (75-100 mm) 1.9 2.00
Cesped/prado, bien radicado 1.8 1.8
Tipo de Revestimiento
Concreto (material en suspensión) - 2.00
Concreto (agua sin arena) 4.0 -
Mamposteria con piedras sentadas y mortero 5.0 -
Tomado de Quintero, K. [21]
ESTUDIO TÉCNICO 57
De acuerdo a lo anterior, el canal de conducción para el presente proyecto será de con-
ducción abierta y en forma rectangular por ser la más utilizada y económica. Se usará el
caudal de diseño (Qdis) ya calculado, de 7,05m3/s, y una velocidad de conducción de 2 m/s.
Teniendo en cuenta el caudal que se manejará se decide establecer un ancho de canal
(b) de 2,35 metros y un tirante (d) de 1,5 metros, permitiendo así obtener una sección
igual a:
A =Q
V= 3,525m2
Y un perímetro de mojado (P ) igual a:
P = b+ 2 ∗ d = 5,35m
Con un radio hidráulico (R) igual a:
R =A
P= 0,6588m
Teniendo en cuenta los recubrimientos comúnmente usados, se decide utilizar concreto
por su alta resistencia.
En la tabla 5.2 se puede apreciar el coe�ciente de rugosidad de Manning. Para este
caso tomamos el de hormigón sin alisado, que tiene un coe�ciente de 0,015.
Por otro lado, tenemos en cuenta el gradiente del canal (j), el cual será para este caso
de 0,0015, permitiendo así hallar la velocidad real del agua sobre el canal:
Vreal =1
n∗R
23 ∗ j
12 = 1, 95m/s
Lo cual permite asumir que el dimensionamiento del canal es correcto pues no se superan
las velocidades máximas permitidas.
58 Obras Físicas
Tabla 5.2: Coe�cientes de rugosidad de Manning.
Material del Cauce Min. Med. Max.
Roca áspera - 0.040 0.045
Roca igualadas las asperezas 0.020 0.033 0.035
Canales grandes buen estado 0.020 0.0225 0.025
Canales grandes en estado regular 0.023 0.025 0.027
Canales grandes en mal estado 0.025 0.0275 0.030
Canales malos semi-derrumbados 0.028 0.030 0.030
Canales irregular con vegetación 0.033 0.035 0.040
Madera cepillada 0.010 0.013 0.014
Madera sin cepillar 0.012 0.015 0.018
Hormigón sin alisado con buen encofrado 0.013 0.014 0.015
Hormigón con huellas de tablas 0.015 0.016 0.018
Hormigón alisado 0.011 0.012 0.013
Mamposteria, pierdra 0.017 0.0225 0.030
Gaviones 0.025 0.027 0.032
Ladrillo enlucido 0.012 0.015 0.017
Tomado de Quintero, K. [21]
5.1.3. Desarenador
El desarenador es un tanque encargado de �ltrar los sedimentos de menor medida, y
que lograron pasar a través de la rejilla de la bocatoma, con el �n de evitar daños por des-
gaste en las tuberías de presión y los alabes de la turbina. Esta labor se consigue mediante
el aquietamiento de las aguas que circulan por el canal a una velocidad determinada, per-
mitiendo así que los sedimentos caigan al fondo del tanque.
Entre los datos importantes que se deben tener en cuenta para su diseño encontra-
mos el caudal de diseño, el tamaño de las partículas que deben ser depositadas, datos
del canal de llegada. De igual forma, es preferible contar con una relación de longitud an-
cho de 3 a 1 ó 4 a 1, con una profundidad mínima de 1,5 metros y la máxima de 4,5 metros.
Para pequeñas centrales hidroeléctricas, el máximo diámetro de partículas permitido
que puede circular por la turbina, se puede apreciar en la tabla 5.3.
Como punto de partida para el pre-diseño del desarenador del presente proyecto se
ESTUDIO TÉCNICO 59
Tabla 5.3: Diámetro máximo de partícula permitido.
Salto Diámetro Partícula
h<10 m 0.2 a 0.5 mm
h<100 m 0.1 a 0.2 mm
h>=100 m 0.01 a 0.05 mm
Tomado de Quintero, K. [21]
considera una temperatura ambiental promedio de 29 ◦C, una velocidad sistemática (µ)
de 0,01007 cm2/s, una relación de largo-ancho de 4 a 1 y un diámetro () de 0,5 mm de
remoción de partículas.
La velocidad de sedimentación calculada seria:
Vs =9, 81 ∗ (ρarena − ρagua) ∗ φ2
18 ∗ µ= 0, 279m/s
Tomando una profundidad útil de sedimentación (Ps) igual a 3 metros se puede deter-
minar el tiempo que tarda la partícula en llegar al fondo (tp):
tp =Ps
Vs= 10, 73segundos
El periodo de retención hidráulico (th) sería igual a:
th = 3 ∗ td = 32, 18segundos
Lo que permite calcular el volumen del tanque (Vt):
Vt = th ∗Qdis = 226, 91m3
Siendo el área super�cial del tanque igual a:
At =VtPs
= 75, 64m2
Una vez se tiene el área super�cial y usando la relación que anteriormente determinamos,
se procede a calcular el ancho (B) y largo (L) del tanque:
B =
√At
4= 4, 35m
60 Obras Físicas
L = 4 ∗B = 17, 39m
También se puede calcular la carga hidráulica (q):
q =Qdis
At
= 0, 0932m3/(m2 ∗ seg)
que �nalmente será igual a la velocidad critica de sedimentación de la partícula (Vo)
La velocidad horizontal (Vh) será igual:
Vh =Qdis
Ps ∗B= 0, 54m/s
Y la velocidad horizontal máxima (Vhmax) será:
Vhmax = 20 ∗ Vs = 5, 59m/s
La velocidad de resuspensión (Vr) es:
Vr = ((8 ∗ 0, 04) ∗ 9, 81 ∗ (ρarena − ρagua) ∗φ
0, 03)1/2 = 2, 938m/s
Cumpliendo así la ley de Stokes, donde 20 ∗ Vs > Vh y Vr/3 > Vh
Vertedero de Salida
La altura del vertedero de salida se determina a partir de la siguiente ecuación:
Hv =Qdis
(1, 84 ∗B)2/3= 0, 919m
Siendo la velocidad del vertedero (Vv) igual a:
Vv =Qdis
B ∗Hv
= 1, 764m/s
El alcance de �lo (Xs):
Xs = 0, 36 ∗ (Vv)2/3 + 0, 6 ∗ (Hv)
4/7 = 1, 097m
Y una longitud vertical (Lv):
Lv = Xs + 0, 1 = 1, 197m
ESTUDIO TÉCNICO 61
La profundidad de la pantalla de salida (Psal):
Psal =Ps
2= 1, 5m
La distancia al vertedero de salida (Dsal):
Dsal = 15 ∗Hv = 13, 78m
La profundidad de la pantalla de entrada (Pent):
Pent =Ps
2= 1, 5m
La distancia a la cámara de aquietamiento (Da):
Da =L
4= 4, 35m
La profundidad máxima del almacenamiento de lodos (Pm)
Pm =L
10= 1, 74m
donde L es la longitud del desarenador. La distancia al punto de salida a la cámara de
aquietamiento (Sca):
Sca =L
3= 5, 798m
La distancia al punto de salida del vertedero de salida (Svs):
Svs =2
Sca
= 11, 59m
Cámara Aquietamiento
Se adopta un largo de 3 metros
La profundidad:
P′=Ps
3= 1m
El ancho es:
A′=B
3= 1, 45m
El caudal de exceso es:
Qexc = Qtubolleno −Qdis = 11, 44m3/s
62 Obras Físicas
Altura muro desarenador (He):
He = (Qexc
1, 84 ∗ L′ )2/3 = 1, 62m
Velocidad (Ve):
Ve = (Qexc
He ∗ A′ )2/3 = 2, 86m/s
Altura muro (Xs)
Xs = 0, 36 ∗ (Ve)2/3 + 0, 6 ∗ (He)
4/7 = 1, 518m
Longitud muro (Lr)
Lr = Xs + 0, 1 = 1, 618m
Per�l Hidráulico
La velocidad de entrada al desarenador (V1):
V1 = 2m/s
La velocidad en cámara de aquietamiento (V2)
V2 =Qdis
P ′ ∗ A′= 4, 86m/s
Las perdidas serán:
hm = 0, 2 ∗ ((v2 − v1)2
2 ∗ 9, 81) = 0, 0836m
Pérdidas Zona Sedimentación
La velocidad de entrada al tanque (V3) será igual a la velocidad horizontal (Vh):
V3 = Vh = 0, 54m/s
Las perdidas (hm) serán:
hm = 0, 2 ∗ (v3 − v2)2
2 ∗ 9, 81= 0, 19m
ESTUDIO TÉCNICO 63
5.1.4. Cámara de carga
La cámara de carga es un tanque encargado de cumplir diversas funciones. Entre las
principales funciones están:
Conectar un sistema de baja presión (conducción) con un sistema de alta presión
(tubería presión)
Mantener un volumen de agua de reserva que permita mantener las exigencias de la
turbina hidráulica
Impedir la entrada de aire o elementos sólidos a las turbinas, impidiendo así su
desgaste
Desaloja el exceso de agua en horas que la cantidad consumida es menor
A su vez, esta cámara contiene una rejilla en la unión con la tubería de presión con el
�n de evitar el paso de sedimentos y cuenta con un aliviadero, de tal forma que se viertan
las aguas cuando se exceda el límite de su capacidad de almacenamiento.
El pre-diseño de la cámara de carga, hecho para el presente proyecto, cuenta con las
siguientes características:
El canal de conducción tiene un área igual a 3,525 m2, y cuenta con una pendiente de
llegada de 0,5%. La velocidad del agua en la entrada del tanque permite determinar así
su volumen:
Vt =0, 693 ∗Q2
dis
A ∗ i ∗ 9, 81= 199, 21m3
Usando el volumen calculado del tanque se procede a obtener la constante de capacidad
(k) mostrada en la tabla 5.4:
Permitiendo así determinar la altura del tanque (H):
H =1, 99
3+ 2 = 2, 66m
64 Obras Físicas
Tabla 5.4: Constante de capacidad, cámara de carga.
V (cientos de m3 k
<3 2.0
4-6 1.8
7-9 1.5
10-13 1.3
14-16 1.0
>17 0.7
Tomado de Quintero, K. [21]
El ancho del tanque (B) será:
B = (VtH
)1/2 = 8, 64m
Y el largo (L), para efectos prácticos, se adopta igual al ancho del tanque, siendo L igual
a 6,53 m.
Finalmente, las distancias mínimas para la salida frontal (hf ) y lateral (hl) del �ujo
son:
hf = 0, 543 ∗ vsalida ∗D1/2tp = 1, 58m
hl = 0, 724 ∗ vsalida ∗D1/2tp = 2, 10m
Por lo que se recalcula una altura de mínima del tanque (H):
H = hf +Dtp = 3, 699m
5.1.5. Tubería forzada
La tubería forzada o de presión es la encargada de transportar el agua, a altas presio-
nes, desde la cámara de carga hasta las turbinas y va apoyada en anclajes que soportan
la alta presión del agua y la dilatación por cambios de temperatura.
ESTUDIO TÉCNICO 65
Debido al alto costo que representa para un proyecto de este tipo, es primordial opti-
mizar el diseño de tal forma que se encuentre una relación adecuada entre el diámetro de
la tubería, los anclajes, cimientos y demás elementos que la componen, como válvulas o
compuertas.
Con el �n de hacer un cálculo más exacto de la potencia disponible, se procede a rea-
lizar un pre diseño de la tubería forzada con el �n de calcular las pérdidas por carga en ella.
Calculo de Diámetro y Perdidas:
El diámetro de la tubería (Dtuberia) es:
Dtubera =1, 27 ∗ (Q0,43
dis )
h0,1423= 2,12m
La velocidad (v) del agua en la tubería
vtuberia =4 ∗Qdis
π ∗D2tuberia
= 1, 99m/s
Las pérdidas en la rejilla son iguales a:
hr =kr ∗ v2
2 ∗ g= 0, 36m
Tomando como coe�ciente de pérdidas en la rejilla (kr) como 1,8.
Las pérdidas en la entrada serán:
he =ke ∗ v2
2 ∗ g= 0, 04m
Tomando como coe�ciente de pérdidas en la entrada (ke) como 0,2.
Las pérdidas en los codos son:
hk =kk ∗ v2
2 ∗ g= 0, 033m
Tomando como coe�ciente de pérdidas en codos (Kk) como 0,165.
Las pérdidas por fricción serán igual a:
hf =f ∗ (L ∗ V 2)
D ∗ 2 ∗ g= 0, 016m
66 Obras Físicas
Con un coe�ciente de fricción (f) calculado de la siguiente manera:
f = 0, 01 ∗ (k
D)0,134 = 0, 0092
Con un coe�ciente (k) del acero igual a 1,15 Las pérdidas en las válvulas equivalen a:
hv =kv ∗ V 2
2 ∗ g= 0, 04m
Con un coe�ciente (k) de compuerta igual a 0,2
Finalmente, las pérdidas totales (ht) en la tubería forzada, son equivalentes a la suma
de las perdidas anteriormente calculadas, como se muestra a continuación:
hT = hr + he + hk + hf + hv = 0, 49m
Lo que nos permite determinar el salto neto:
Hneto = Hreal −Hperdidas = 9, 51m
Por último, se calcula el espesor que debe tener la tubería:
e =(Hc + hs) ∗D
2 ∗ σf ∗ kf+ es = 15, 75mm
Dónde:
Hc es la caida bruta
hs = 0, 3Hc es sobrepresión por golpe de ariete
kf = 0, 9 (soldado) es e�ciencia de las uniones
σf = 1200kgf/cm3 es resistencia de tracción
es = 0, 003mm es un espesor adicional
Tensiones Tubería:
La tensión tangencial (σta):
σta = 0, 05 ∗ (Hc + hs) ∗D
e= 87, 43kgf/cm2
ESTUDIO TÉCNICO 67
La tensión longitudinal T (σte):
σte = E ∗ α ∗∆T = 252kgf/cm2
Donde:
E = 2,1 es el módulo de elasticidad del material
α = 1,2 ∗ 10−5 es el coe�ciente de dilatación
∆T = 10 (acero) es la variación de la temperatura
El Diámetro externo (De):
De = D ∗ 2 ∗ e = 2, 15m
La tensión longitudinal (σtl):
σtl =0, 025 ∗ (Hc ∗ hs) ∗D2
e(e+D)= 43, 39kgf/cm2
Peso tubería y agua (F ):
F = g1 ∗ p ∗ e ∗ (D + e) + g ∗ p ∗ D2
4= 4357, 76tf/m3
El momento �ector máximo (Mfmax):
Mfmax = F ∗ 10−3 ∗ (L2s
8) ∗ sen(φ) = 1, 218tf
Donde Ls = 2 es la distancia entre soportes y ø=34◦
El momento de resistencia (W ):
W =π
32∗(D4e−D4)
De
= 0, 056
La tensión por �exión (σtf ):
σtf =Mfmax
W =21, 75kgf/(cm2)
La tensión longitudinal (σj):
σj =F ∗ 10−3 ∗ 2 ∗ cos(φ)
π ∗ e1000∗ D+e
1000
= 68, 36kgf/(cm2)
La tensión resultante
σtotal = σta + σte + σtl + σtf + σj = 472, 95kgf/(cm2)
Teniendo en cuenta que la tensión de tracción del acero (σad) es igual a 1200Kgf/cm2,
se cumple la condición de diseño σad > σtotal.
68 Obras Físicas
5.2. Selección Equipos Electromecánicos
5.2.1. Turbina
Para hacer una correcta selección de turbina es de gran importancia tener en cuenta
las ventajas y desventajas de cada una de las turbinas disponibles en el mercado. Entre
otras consideraciones es primordial tener en cuenta su precio, las garantías ofrecidas por
el fabricante, la disposición del eje, la velocidad angular, su regulación, facilidad en man-
tenimiento, entre otros. Adicionalmente, es clave veri�car las alturas para las que están
diseñadas dichas turbinas, de tal forma que se seleccione la que opere en los rangos de
funcionamiento de la PCH proyectada. En la tabla 5.5 se pueden apreciar los rangos de
funcionamiento de caudal, altura y potencia, así como la velocidad especí�ca y la e�ciencia
de las diferentes turbinas.
Tabla 5.5: Características Principales Turbinas Hidráulicas.
Turbina Ns (rpm) Q (m3/s) H (m) P (kW) ηmax (%)
Acción
Pelton1ch30, 2ch30-50,
0.05-50 30-1800 2-300000 914ch30-50,6ch50-70
Turgo 60-260 0.025-10 15-300 5-8000 85
Michell Banki 40-160 0.025-5 1-50 1-750 82
Bomba Rotodina-Mica 30-170 0.025-0.25 10-250 5-500 80
Reacción
FrancisL60-150, N150-250,
1-500 2-750 2-750000 92R250-400
Deriaz 60-400 500 30-130 100000 92
Kaplan y de Helice 300-800 1000 5-80 2-200000 93
Axiales (Tubular Bulbo) 300-800 600 5-30 100000 93
Tomado de INEA. [12]
Otra manera de poder apreciar con mayor claridad cuales turbinas son aptas para el
presente proyecto se puede ver en la �gura 5.1.
Teniendo en cuenta las características de la zona seleccionada, salto y caudal de diseño,
se determina que las turbinas aptas para la PCH proyectada son la Kaplan o la de �ujo
cruzado, por lo que estas se tomarán en consideración para los criterios de selección que
se muestran a continuación.
5.2. SELECCIÓN EQUIPOS ELECTROMECÁNICOS 69
Tomado de Scarone, M. [23]
Figura 5.1: Rango Operación Turbinas.
Rendimiento
El funcionamiento de una máquina implica tener pérdidas de energía que se presentan
por distintas razones. Esta suma de pérdidas determina un porcentaje de rendimiento
que a su vez está ligado al caudal.
Para el caso particular de las turbinas Kaplan y de �ujo cruzado, en la �gura 5.2 se
puede ver una e�ciencia del 91% y 82% respectivamente. Es también importante resaltar
que ambas mantienen una alta e�ciencia incluso con caudales de hasta el 50% de su
capacidad.
Velocidad sincrónica
Es la velocidad de rotación del eje a la cual gira el alternador. Las turbinas deben estar
diseñadas para soportar velocidades mayores a las de operación. Esta velocidad se puede
determinar de la siguiente manera:
n =60 ∗ fpp
rpm
Donde f es la frecuencia de la red y pp es el número de pares de polos del generador.
70 Obras Físicas
Tomado de internet. [24]
Figura 5.2: E�ciencia Turbinas Hidráulicas.
En la tabla 5.6 se pueden apreciar las velocidades de sincronización de los generadores
con respecto a la frecuencia (que para este caso es 60 Hz) y el número de polos.
Tabla 5.6: Velocidad Sincronización de Generadores.
No. PolosFrecuencia
No. PolosFrecuencia
50 Hz 60 Hz 50 Hz 60 Hz
2 3000 3600 16 375 450
4 1500 1800 18 333 400
6 1000 1200 20 300 360
8 750 900 22 272 327
10 600 710 24 250 300
12 500 600 26 231 377
14 428 540 28 214 257
Tomado de ESHA. [11]
Velocidad especí�ca
La velocidad especí�ca es la velocidad de rotación para la cual se genera una potencia
de 1 caballo de vapor (CV) en un salto de 1 metro [12]. Esta velocidad se expresa así:
ns =n ∗√P
H5/4d
rpm
Donde n es la velocidad sincrónica, P es la potencia en kW y Hd es el salto en metros.
5.2. SELECCIÓN EQUIPOS ELECTROMECÁNICOS 71
5.2.2. Generador
Las selección de un generador adecuado implica tener en cuenta factores como la po-
tencia, dependiente del diseño presupuestado de la central; el factor de carga, el cual puede
determinar la cantidad de unidades y su capacidad; el rendimiento, que varía en concor-
dancia con la carga de funcionamiento; la tensión del generador, dependiente de la carga
a alimentar y la distancia a ella; la velocidad, asociado al precio y tamaño de la maquina;
la excitación, que puede ser auto excitado o en derivación; el precio, según el presupuesto
que tenga el proyecto; la carga �uctuante, su regulación, la reactancia, la intensidad de
corto circuito, su estabilidad y sincronización con la red [12].
Como punto de partida se selecciona un generador comercial con el �n de determinar las
características de la turbina y el sistema multiplicador, en caso de ser necesario emplearlo.
Para el caso de usar una turbina Kaplan, se elige un generador Siemens [25] con las
siguientes características:
Psalida = 540kW
Vsincronica = 1200rpm
Vsalida = 450V
pp =60 ∗ fn
= 3pp = 6polos
El sistema multiplicador seleccionado tendrá una relación 2,25 a 1 de tal forma que la
turbina cuente con las siguientes características:
nturbina =ngenerador
2, 25= 533, 34rpm
nsturbina=n ∗√P
H5/4d
= 751, 36rpm
Por otro lado, para el caso de usar una turbina Banki o de �ujo cruzado, se elige un
generador Xinda Green Energy [26], con las siguientes características:
Psalida = 600kW
Vsincronica = 450rpm
72 Obras Físicas
Vsalida = 220V
pp =60 ∗ fn
= 8pp = 16polos
El sistema multiplicador seleccionado tendrá una relación 5 a 1 de tal forma que la turbina
cuente con las siguientes características:
nturbina =ngenerador
5= 90rpm
nsturbina=n ∗√P
H5/4d
= 126, 8rpm
5.2.3. Resumen Equipos Electromecánicos
Resumiendo la selección de los equipos electromecánicos, se decide seleccionar la tur-
bina de �ujo cruzado o Banki-Michele por su facil manejo y menor costo a pesar de contar
con menor e�ciencia. Asi mismo, se toma un generador comercial (Xinda Green Energy) de
16 polos con tensión de salida de 220 V, de tal forma que al usar un sistema multiplicador
con relacion 5 a 1 se obtenga una velocidad de rotacion de la turbina de 90 rpm, es decir
una velocidad sincrónica de 126,8 rpm.
Capítulo 6
GENERACIÓN VS. CARGA
6.1. Evaluación del Sistema de Alumbrado Público
La utilización del software DIALux 4.12 junto con los parámetros de la luminaria se-
leccionada, permiten realizar el cálculo de la carga que representa el alumbrado público
del Parque Metropolitano del Río Pamplonita. Para esto fue necesario seleccionar adecua-
damente los parámetros de diseño del sistema de iluminación, como las distancias entre
postes o mástiles, altura de los postes, inclinación, distancia entre la calzadas y el mástil,
entre otros más. Lo anterior también permite validar el cumplimiento con lo establecido
en el reglamento técnico RETILAP.
En la tabla 6.1 se muestran los parámetros de distribución y organización de luminarias
así como las dimensiones referentes al sistema de iluminación.
La validación mediante DIALux permite generar las imagenes en 2D y 3D, donde es
posible observar la distribución realista de los mástiles, las luminarias, el lugar, los objetos
dentro del plano, las distribuciones de los entornos, etc.
Para el análisis del presente documento se obtuvieron los renders o procesados grá�cos
3D correspondientes al plano en planta de la calle, donde es posible observar las zonas
verdes, la calzada, los caminos peatonales y el camino para bicicletas y lo más importante
73
74 CAPÍTULO 6. GENERACIÓN VS. CARGA
Tabla 6.1: Datos de Plani�cación.
Ítem Descripción
Organización Disposición bilateral desplazada
Luminaria Philips Citysoul LED BGP431 T25 1xGRN56-2S/830 DW
Flujo Luminoso (Luminarias) 4872 lm
Flujo Luminoso (Lumpara) 5600 lm
Potencia Nominal 52.3 W
Distancia entre mástiles 15 m
Altura de montaje 6,193 m
Saliente sobre calzada 0 m
Fuente: autores
es que se presentan emplazadas las luminarias necesarias para la correcta iluminación
del lugar. Por otra parte, el análisis también permite observar el diagrama de colores
falsos en el cual se expresa una banda de colores correspondientes al nivel de iluminación
presente sobre el área de estudio. A continuación, en las �guras 6.1, 6.2, 6.3 se muestran
los resultados:
Fuente: autores
Figura 6.1: Procesado Grá�co en Planta - Senderos.
En la �gura de colores falsos (�gura 6.3) se observa que el área correspondiente a la
calzada, el camino peatonal y de bicicletas cuenta con una iluminación proporcional a un
6.1. EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE ALUMBRADO PÚBLICO 75
Fuente: autores
Figura 6.2: Render o Procesado grá�co 3D - Senderos.
Fuente: autores
Figura 6.3: Patrón Iluminación 3D - Senderos.
76 CAPÍTULO 6. GENERACIÓN VS. CARGA
nivel de iluminación promedio a los 40 lx, lo cual es un nivel adecuado de iluminación
según lo establecido por el reglamento técnico RETILAP [8].
6.2. Cálculo Carga Luminarias
Posterior a la validación de los resultados, la estimación de la carga total se realiza
tomando como base un recorrido de 50 km, que corresponde al trayecto estimado para el
Parque Metropolitano del Río Pamplonita. Los resultados obtenidos se pueden apreciar en
la tabla 6.2.
Tabla 6.2: Estimación Carga Total.
Ítem Descripción
Luminaria Philips Citysoul LED BGP431 T25 1xGRN56-2S/830 DW
Potencia Nominal 52.3 W
Separación entre mástiles 15 m
No luminarias por Mástiles 1
Distancia total 50 km
Total luminarias 6667
Potencia nominal total 355 kW
Fuente: autores
6.3. Sistema de Distribución
El proceso de distribución de la energía eléctrica es de gran importancia para el correcto
desarrollo de los sistemas eléctricos ya que es en éste donde se entrega la energía eléctrica
al usuario �nal. Por lo tanto, para el presente proyecto se dimensionan las características
del sistema de transformación y distribución de la energía eléctrica generada mediante
la pequeña central hidroeléctrica, tanto para la comprensión del proceso así como para la
determinación de una base teórico practica que permita ser aplicada en proyectos similares.
6.3. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 77
Los valores nominales del sistema eléctrico adoptado en el país determinaran las ca-
racterísticas de la red eléctrica necesaria para suministrar energía al Parque Metropolitano
del Río Pamplonita. Los valores nominales del sistema de distribución se muestran en la
tabla 6.3.
Tabla 6.3: Características nominales de la red de media tensión.
Ítem Descripción
Nivel de Tensión Nivel III
Voltaje Nominal 34.5 kV
Potencia Nominal 540 kW
Frecuencia 60 Hz
Calibre de Conductor 1/0 AWG Cu
Capacidad Amperimétrica 120 A
Tipo de Red Aérea
Fuente: autores
Partiendo de lo anterior y con base en las características nominales del generador, se
hace necesario adecuar los niveles de tensión para lograr el funcionamiento óptimo de la
red propuesta. Para lograr la adecuación de tensión a los niveles requeridos, se hace el pro-
ceso transformación para elevar el nivel a media tensión (34,5kV) para transporte, y luego
se reduce al nivel de tensión nominal de las cargas que componen la red de iluminación
de alumbrado público del Parque Metropolitano del Río Pamplonita. A continuación, en
la �gura 6.4 se observan en resumen los niveles de tensión propuestos para el sistema.
En la �gura 6.5 se observa el diagrama uni�lar correspondiente al sistema eléctrico de
potencia propuesto en el presente proyecto.
El diagrama se obtuvo mediante el software de simulación DigSilent Power Factory
15.1.2, el cual es un software cuya plataforma permitió realizar el �ujo de carga, teniendo
en cuenta las diferentes características eléctricas de los componentes para la construcción
del modelo del sistema. El transformador usado en la simulación fue modelado como ideal
y tiene las siguientes caracteristicas:
78 CAPÍTULO 6. GENERACIÓN VS. CARGA
Fuente: autores
Figura 6.4: Niveles de Tensión.
Fuente: autores
Figura 6.5: Diagrama Uni�lar Propuesto.
6.3. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 79
V oltajePrimario : 220V
V oltajeSecundario : 34, 5kV
RelaciondeTransformacion : 0, 22/34, 5kV = 1 : 156, 8
Por otra parte, los resultados de la simulación permitieron cuanti�car de manera teórica
las pérdidas técnicas que se presentan en el sistema de potencia mediante un análisis
sencillo de potencias como se muestra a continuación:
PIN = POUT + PLOSS
Donde, PIN es la potencia del generador, POUT es la potencia de la carga y PLOSS es la
potencia pérdidas técnicas. A su vez,
PLOSS = PRedMT + PRedBT + PGenerador + PTransformadores
Fuente: autores
Figura 6.6: Uni�lar casa de máquinas y S/E salida.
De acuerdo a los resultados de la simulación, la potencia de entrada del generador
(PIN) corresponde a 513,8 kW mientras que la potencia de la carga (POUT ) corresponde
80 CAPÍTULO 6. GENERACIÓN VS. CARGA
a la suma de las potencias de los transformadores que equivale a 510 kW, por lo cual el
sistema eléctrico de potencia propuesto presenta una pérdida técnica (PLOSS) de 3,8 kW,
correspondiente al 0,8% de la potencia nominal. Esta representa la pérdida aportada por
los conductores de media tensión debido a la longitud de la red. Para un análisis más
cercano a la realidad es necesario incluir las diferentes variables y características eléctricas
que presenta cada uno de los componentes activos del sistema eléctrico así como para las
redes de baja tensión, ya que tanto como el generador y los transformadores fueron simu-
lados bajo condiciones ideales. Por consiguiente, el sistema eléctrico de potencia necesario
para suplir la demanda mediante la PCH presenta las características que se presentan a
continuación en la tabla 6.4.
Tabla 6.4: Características nominales de la red.
Ítem Descripción
Nivel de Tensión Nivel III
Voltaje Nominal 34.5 kV
Potencia Nominal 540 kW
Frecuencia 60 Hz
Tensión Generador 220 V
Secuencia Positiva
Conexión Delta
Transformador S/E de Salida 0.22/34.5 kV
Relación de Transformación 1:156,8
Transformadores Distribución 34.5/0.22 kV
Relación de Transformación 156.8:1
Calibre de Conductor 1/0 AWG Cu
Capacidad Amperimétrica 120 A
Fuente: autores
6.4. POTENCIA GENERADA VS CARGA 81
6.4. Potencia Generada vs Carga
La capacidad instalada es la potencia máxima que se puede generar en una PCH. Para
este proyecto en particular se tuvieron en cuenta las siguientes consideraciones:
La gravedad (g), igual a 9, 81m/s, las pérdidas en conducción (Hp) expresada en metros,
que representa las pérdidas de carga por el �ujo de agua a través de las rejillas, la fricción en
los canales, tuberías, las uniones, válvulas. Estas pérdidas están mayormente compuestas
por las pérdidas por fricción en la tubería de presión. Hp = 0, 764m. El caudal de diseño
(Qdis) es igual a 7m3/s, que hace referencia al caudal aprovechable máximo permitido,
que garantiza el caudal ecológico en el trascurso del río y que está basado en los históricos
de la zona donde está proyectada la PCH. El salto bruto (Hb) es igual a 10 metros, que
representa la distancia vertical o caída entre la toma de agua y la descarga. El salto neto
(Hn), igual a la diferencia entre el salto bruto y las pérdidas de carga. Hn = 9, 236m. La
e�ciencia de los equipos (n), equivalente a la suma de los rendimientos promedios de los
equipos electromecánicos es n = 81%. Por lo tanto la capacidad instalada será:
P = g ∗Qdis ∗Hn ∗ n
P = 9, 81 ∗ 7 ∗ 9, 236 ∗ 0, 81
P = 513, 7kW
De acuerdo a la información vista en el cálculo de carga, se puede establecer que la ge-
neración permite el cubrimiento total de la carga estimada además de permitir un posible
uso futuro para el suministro de energía eléctrica en redes de distribución existentes en las
electri�cadoras de la región, con el �n de representar mejoras en la calidad, continuidad
o cubrimiento en la prestación del servicio de energía eléctrica. Así mismo, teniendo en
cuenta el análisis de potencias anteriormente descrito, se puede establecer que además de
las pérdidas técnicas que aporta la red de media tensión (MT), se deben tener en cuenta
las perdidas tanto técnicas como no técnicas que se presentaran en la red de baja tensión
(BT). En la �gura 6.7 se aprecia la comparacion entre lo generado y la carga, al igual que
se muestran las pérdidas y la potencia disponible.
82 CAPÍTULO 6. GENERACIÓN VS. CARGA
Fuente: Autores
Figura 6.7: Generación vs Carga.
6.5. Generación Disponible
Partiendo de la �gura 6.7, donde se muestra la diponibilidad de la capacidad nomi-
nal de la PCH, se hace necesario redistribuir la energía generada debido a que la carga
estimada corresponde al alumbrado público debe ser contemplada como carga especial,
pues su funcionamiento estará comprendido en horario nocturno (18:00 a 6:00 H). Por
lo tanto, durante el horario de 06:00 a 18:00, el funcionamiento de la PCH contará con
disponibilidad total para otro tipo de aprovechamiento energético. En la siguiente gra�ca
(6.8) es posible observar el comportamiento de la carga en los dos horarios establecidos.
Partiendo de la disponibilidad de la potencia generada, durante los horarios de opera-
ción planteados, es posible plantear diversos escenarios para su óptimo aprovechamiento.
Para el escenario de funcionamiento en el horario diurno de 06:00 a 18:00 se contara con
una disponibilidad cercana al 100% de la energía generada, debido a que el alumbrado
público estará fuera de operación, en consecuencia será posible plantear el recurso para
la alimentación de los establecimientos comerciales ubicados dentro del Parque Metropo-
litano del Río Pamplonita, junto con redes externas a las cuales se les pueda ofrecer un
mejor servicio o brindar cubrimiento a zonas en las que no exista prestación del servicio
6.6. FACTORES EXTERNOS 83
Fuente: Autores
Figura 6.8: Uso Final de Energía Generada.
de energía eléctrica. Así mismo, la red de distribución puede ser planteada a las empre-
sas electri�cadoras como circuito de suplencia ante fallas de las redes de media tensión
aledañas al área de in�uencia del parque.
6.6. Factores Externos
Colombia atraviesa una época crítica en su historia debido a la in�uencia del fenómeno
del niño en su región. Según la Unidad Nacional para la Gestión del Riesgo de Desastres
(NGRD), el fenómeno del niño es ün evento climático que se genera cada cierto número
de años por el calentamiento del océano Paci�co". Su existencia en el país ya ha sido reco-
nocida por el IDEAM y se ha visto evidenciada en los abruptos cambios de temperatura
que se han venido presentando en los últimos meses en todo el territorio nacional, donde
Norte de Santander no ha sido la excepción.
Según CORPONOR, su director Gregorio Lamk ha hecho un llamado especial a los
alcaldes municipales para afrontar la época de sequía por la que pasa la región. Esta preo-
cupación se ha generado debido a los bajos caudales que se han venido presentando en los
84 CAPÍTULO 6. GENERACIÓN VS. CARGA
últimos meses y que van en contra de toda la información histórica de la cuenca del río
Pamplonita [27].
Teniendo en cuenta lo anterior, es importante recalcar que las condiciones sobre las
cuales fue desarrollado este proyecto están cambiando con este fenómeno climático. Los
caudales se han visto reducidos considerablemente lo que implica un cambio en la capaci-
dad de generación del río. Por tal razón, se plantea reevaluar el grado de afectación que
se ha presentado, pues esto implicaría que un proyecto de la magnitud de una PCH, pase
a ser inviable, especialmente cuando los históricos indican una posibilidad llamativa de
construcción de una PCH.
Capítulo 7
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
7.1. Conclusiones
Considerando criterios de selección como cercanía a la carga, caracteristicas de la zona,
vías de acceso, salto, el caudal y su disponibilidad, entre otros, se encuentra la opción
nombrada como Iscalá 1, ubicada en las coordenadas 7◦42′46,49”N − 72◦34′49,90”O,
como la más apta para la construcción de la PCH planteada en este proyecto, al garan-
tizarse una potencia teórica por encima de los 500 kW.
A traves del pre-diseño de las obras civiles se identi�can unas perdidas (en metros) de
0, 764m, un salto neto de 9, 236m y un caudal de 7m3/s. Así mismo, se determina que
el grupo eléctromecánico más adecuado para las condiciones de salto y caudal en la
ubicación Iscalá 1, lo componen una turbina de �ujo cruzado, por su bajo costo en com-
paración con la turbina Kaplan; un generador síncrono lento de 16 polos y un sistema
de transmisión con relación 5 a 1.
Se logra calcular que la potencia generada (513,7 kW) a través de la implementación de
la PCH tal y como se plantea, satisface por un amplio margen la carga que represen-
85
86 CAPÍTULO 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
ta el alumbrado público (355 kW) del Parque Metropolitano del Río Pamplonita, esto
incluyendo las perdidas en generación y transmisión de energía. La potencia restante
representa un 28,67% del total generado.
El potencial energético del río Pamplonita no ha sido explotado hasta el momento como
fuente renovable de energía, incluso teniendo en cuenta los problemas ambientales que
se estan presentando actualmente en el mundo. El implementar una PCH implica el
mejoramiento de las condiciones ambientales de la región al reducir el uso de las fuentes
convencionales de energía, por lo cual, se justi�ca el uso de este recurso como fuente
renovable para suplir la carga del alumbrado público e incluso, otras cargas del Parque
Metropolitano del Río Pamplonita.
7.2. RECOMENDACIONES 87
7.2. Recomendaciones
El estudio que se realizó da una viabilidad técnica al aprovechamiento del río como
fuente renovable de energía. Por esto, se plantea la necesidad de realizar un estudio
geológico y geotécnico más a fondo, pues la información disponible para este tipo de
construcciones es escasa para la zona.
Como se mencionó anteriormente, es posible generar una cantidad de energia superior
a la carga considerada, por lo que se identi�ca la posibilidad de realizar estudios para
adicionar carga a esta generación, con el objetivo de aprovechar al máximo el potencial
de la PCH planteada.
Se propone diseñar una PCH que genere una potencia más ajustada a la necesidad de
la carga del alumbrado público del Parque Metropolitano del Río Pamplonita y que se
haga el estudio económico del mismo.
Analizar la posibilidad de implementar varias PCHs en cascada, con el �n de tener un
aprovechamiento mayor del recurso hídrico, todo esto con la menor afectación posible
de la cuenca.
Determinar los impactos del fenómeno del niño en el río Pamplonita, con el �n de reeva-
luar la posibilidad de construcción de una PCH con los valores de caudal actualizados.
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