Trabajo de grado para optar por el título de Ingeniero...

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


4.7. Per�l Opción 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

V

VI ÍNDICE DE FIGURAS


4.9. Per�l Opción 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41


4.11. Per�l Opción 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43


4.13. Per�l Opción 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44


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.


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.


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.


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.


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.


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-


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


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:


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.


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


velocidad y gran longitud en comparación con los otros rodetes; alabes, �jos en el rotor;

salida de agua.


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.


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


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.


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.


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.


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


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.



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


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).




Fuente: autores


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.



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


los 434 msnm.

Fuente: autores


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



Fuente: autores



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.



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


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.


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.


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.


4.2.2.2. 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


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


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


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 (Lumpara) 5600 lm


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.


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


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:


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


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.


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


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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Trabajo de grado para optar por el título de Ingeniero...

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