UNIVERSIDAD PERUANA UNIÓN FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA Escuela Profesional de Ingeniería Ambiental Aprovechamiento del recurso hídrico y reducción de emisiones de dióxido de carbono en la generación de energía eléctrica a través de una Picocentral en Buenavista provincia de Satipo Por: Hiram Joshua Castillo Infante Ines Aberlí Nieves Vilchez Asesor: Ph.D Noe Benjamin Pampa Quispe Co-Asesor: Mg. Josué Isaac Carrillo Espinoza Lima, octubre de 2018 ii iii “Vamos a hacer la electricidad tan barata, que solo los ricos quemarán velas” Thomas Alva Edison (1847 – 1931) iv Dedicatoria: Dedicamos este trabajo, con mucho afecto: A mi padre Robert Nieves Padilla, por su apoyo incondicional, a mi madre Coralí Vilchez Vásquez por los principios y valores que me formaron como persona, a mis hermanas Keyla y Dennyse por ser un soporte para seguir adelante, a mis sobrinos Génesis, Jayzell y Aaron por ser mi motivación para lograr mis metas, a mis abuelos porque a través de sus consejos me enseñaron a ser una persona de bien. A mis padres Jacinto y Fabiola que con brío y denuedo sus pletóricas enseñanzas fueron de suma trascendencia personal, a mis hermanos Mariana, Daniel y André por ser grandes motivaciones en mi vida, y en especial consideración a mi abuela María Córdova, a quien le debo mi formación. v Agradecimientos: Gratitud a Dios porque en su magnificencia se realizó con éxito el presente proyecto. A nuestros padres por su apoyo incondicional a lo largo de todo el desarrollo del trabajo de tesis. A Robert Nieves y Coralí Vílchez por brindar todas las facilidades para el desarrollo del trabajo de tesis en su Fundo. A nuestros asesores Ph.D. Noé Pampa Quispe y Mg. Josué Carillo Espinoza por su valioso tiempo y dedicación entregado en el desarrollo del proyecto. vi ÍNDICE GENERAL RESUMEN ................................................................................................................... xxv ABSTRACT ................................................................................................................ xxvi CAPITULO I .................................................................................................................. 27 INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 27 1.1. Identificación del problema ............................................................................ 27 1.2. Justificación de la investigación ..................................................................... 31 1.3. Presuposición filosófica .................................................................................. 32 1.4. Objetivos ......................................................................................................... 33 1.4.1. Objetivo general. ...................................................................................... 33 1.4.2. Objetivos específicos. ............................................................................... 33 CAPÍTULO II ................................................................................................................. 34 REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA ...................................................................................... 34 2.1. Energías Renovables....................................................................................... 34 2.1.1. Energía hidráulica ..................................................................................... 34 2.1.2. Energía solar ............................................................................................. 35 2.1.3. Biomasa .................................................................................................... 35 2.1.4. Energía eólica ........................................................................................... 36 2.1.5. Energía mareomotriz ................................................................................ 36 2.1.6. Energía geotérmica ................................................................................... 36 2.2. Recurso Hídrico .............................................................................................. 37 2.2.1. Ciclo hidrológico ...................................................................................... 37 2.2.2. Oferta hídrica en el Perú ........................................................................... 40 2.2.3. Métodos para hallar el caudal ................................................................... 41 2.2.3.1. Método de solución de la sal ............................................................. 41 2.2.3.2. Método del área y velocidad ............................................................. 41 2.3. Energía Hidráulica .......................................................................................... 43 vii 2.3.1. Historia de la energía hidráulica ............................................................... 44 2.3.2. Importancia de la Energía Hidráulica ....................................................... 45 2.3.3. Potencial de la energía hidráulica ............................................................. 45 2.3.4. Ventajas de la Energía Hidráulica ............................................................ 47 2.4. Reducción de emisiones de CO2 ..................................................................... 48 2.5. Pequeñas centrales hidroeléctricas ................................................................. 49 2.5.1. Clasificación ............................................................................................. 50 2.5.2. Beneficios de las Pequeñas centrales hidroeléctricas ............................... 51 2.5.3. Ventajas de las pequeñas centrales hidroeléctricas .................................. 52 2.5.4. Impactos ambientales ............................................................................... 53 2.5.4.1. Metodologías de evaluación de impactos ambientales ..................... 53 2.5.4.2. Posibles impactos ambientales .......................................................... 54 2.5.5. Picocentrales hidroeléctricas .................................................................... 55 2.5.5.1. Componentes de las pico centrales.................................................... 56 2.5.6. Potencia y energía del aprovechamiento hidroeléctrico ........................... 57 2.6. Turbinas Hidráulicas....................................................................................... 59 2.6.1. Turbinas de acción o impulso ................................................................... 60 2.6.1.1. Pelton ................................................................................................. 61 2.6.1.2. Flujo Cruzado (Michell-Banki) ......................................................... 62 2.6.1.3. Turgo ................................................................................................. 63 2.6.2. Turbinas de reacción ................................................................................. 64 2.6.2.1. Turbinas de hélice ............................................................................. 65 2.6.2.2. Francis ............................................................................................... 65 2.6.3. Velocidad Específica ................................................................................ 66 2.7. Turbina Pelton ................................................................................................ 67 2.7.1. Componentes de la turbina Pelton ............................................................ 68 2.7.1.1. Distribuidor ....................................................................................... 68 viii 2.7.1.2. Rodete................................................................................................ 68 2.7.1.3. Álabes ................................................................................................ 69 2.7.2. Potencia teórica y potencia real de la turbina Pelton ................................ 70 2.8. Generador ....................................................................................................... 71 2.8.1. Generador Asíncrono o de Inducción ....................................................... 71 2.8.2. Generador Síncrono .................................................................................. 72 CAPÍTULO III ............................................................................................................... 73 METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN .............................................................. 73 3.1. Lugar de estudio. ............................................................................................ 73 3.2. Materiales y equipos ....................................................................................... 74 3.2.1. Instalación del sistema .............................................................................. 74 3.2.2. Estudio topográfico .................................................................................. 74 3.2.3. Procesamiento de datos ............................................................................ 75 3.3. Estimación de demanda energética................................................................. 75 3.4. Parámetros de diseño ...................................................................................... 76 3.4.1. Determinación del caudal ......................................................................... 76 3.4.2. Altura bruta ............................................................................................... 77 3.4.3. Tubería de presión .................................................................................... 77 3.4.3.1. Material de la tubería......................................................................... 77 3.4.3.2. Diámetro de la tubería ....................................................................... 78 3.4.4. Pérdidas de carga ...................................................................................... 78 3.4.4.1. Velocidad del flujo ............................................................................ 78 3.4.4.2. Determinación del Número de Reynolds .......................................... 79 3.4.4.3. Determinación de la rugosidad relativa ............................................. 80 3.4.4.4. Determinación del factor de fricción ................................................. 80 3.4.4.5. Pérdidas por fricción ......................................................................... 81 3.4.4.6. Pérdidas de carga secundarias ........................................................... 81 ix 3.4.4.6.1. Pérdida de entrada ........................................................................ 82 3.4.4.6.2. Accesorios .................................................................................... 83 3.4.4.6.3. Expansión de tubería de 4 in a 6 in .............................................. 83 3.4.4.6.4. Reducción .................................................................................... 84 3.4.5. Altura neta ................................................................................................ 85 3.4.6. Selección de turbina.................................................................................. 85 3.4.6.1. Velocidad Específica ......................................................................... 85 3.4.6.2. Relación Altura - Caudal ................................................................... 87 3.4.6.3. Diámetro del chorro e inyector.......................................................... 88 3.4.7. Selección de alternador ............................................................................. 89 3.5. Potencia y eficiencia de la Picocentral hidroeléctrica .................................... 90 3.5.1. Potencia hidráulica ................................................................................... 90 3.5.2. Potencia neta/de salida.............................................................................. 91 3.5.3. Eficiencia de la Picocentral ...................................................................... 91 3.6. Estudio topográfico ........................................................................................ 92 3.7. Estudio hidrológico ........................................................................................ 92 3.7.1. Descripción de la cuenca .......................................................................... 93 3.7.2. Parámetros geomorfológicos de la cuenca ............................................... 93 3.7.2.1. Parámetros generales ......................................................................... 93 3.7.2.2. Parámetros de forma.......................................................................... 93 3.7.2.3. Parámetros de relieve ........................................................................ 95 3.7.3. Precipitación ............................................................................................. 97 3.7.3.1. Red de estaciones .............................................................................. 97 3.7.3.2. Análisis de consistencia de precipitación ........................................ 103 3.7.3.3. Precipitación de la cuenca ............................................................... 103 3.7.4. Caudal promedio .................................................................................... 103 3.7.4.1. Transposición de caudal .................................................................. 104 x 3.7.5. Máximas avenidas .................................................................................. 104 3.7.5.1. Caudales de avenidas de la cuenca .................................................. 104 3.7.5.2. Tiempo de concentración ................................................................ 105 3.7.5.3. Intensidad de precipitación.............................................................. 106 3.8. Evaluación de impacto ambiental ................................................................. 106 3.8.1. Identificación de impactos ambientales .................................................. 107 3.8.1.1. Identificación de actividades del proyecto ...................................... 107 3.8.1.2. Identificación de factores ambientales ............................................ 107 3.8.1.3. Identificación de impactos ambientales .......................................... 107 3.8.2. Evaluación de impactos ambientales ...................................................... 108 3.9. Variables de estudio...................................................................................... 110 3.9.1. Variables independientes ........................................................................ 110 3.9.2. Variables dependientes ........................................................................... 110 3.10. Diseño experimental. .................................................................................... 111 3.10.1. Diseño factorial completo 22 y mixto. ................................................ 111 3.10.2. Simulación de superficie de respuesta ................................................ 113 3.11. Reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) ................................ 113 CAPÍTULO IV ............................................................................................................. 114 RESULTADOS Y DISCUSIONES ............................................................................. 114 4.1. Estimación de demanda energética............................................................... 114 4.2. Parámetros de diseño .................................................................................... 116 4.2.1. Altura bruta ............................................................................................. 116 4.2.2. Tubería de presión .................................................................................. 116 4.2.3. Pérdidas de carga .................................................................................... 116 4.2.3.1. Velocidad de flujo ........................................................................... 116 4.2.3.2. Determinación del número de Reynolds ......................................... 117 4.2.3.3. Determinación de la rugosidad relativa ........................................... 117 xi 4.2.3.4. Determinación del factor de fricción ............................................... 117 4.2.3.5. Pérdidas por fricción ....................................................................... 118 4.2.3.6. Pérdida de carga secundaria ............................................................ 118 4.2.3.6.1. Pérdidas a la entrada .................................................................. 118 4.2.3.6.2. Accesorios .................................................................................. 119 4.2.3.6.3. Expansión de tubería de 4 in a 6 in ............................................ 119 4.2.3.6.4. Reducción .................................................................................. 120 4.2.4. Altura neta .............................................................................................. 121 4.2.4.1. Tramo 1: casa de máquinas – cámara de carga 1 ............................ 121 4.2.4.2. Tramo 2: casa de máquinas – cámara de carga 2 ............................ 122 4.2.5. Selección de turbina................................................................................ 123 4.2.6. Selección de Alternador.......................................................................... 124 4.2.7. Potencia hidráulica ................................................................................. 125 4.2.7.1. Carga hidráulica de 35 m ................................................................ 125 4.2.7.2. Carga hidráulica de 45 m ................................................................ 125 4.2.8. Potencia neta/de salida............................................................................ 126 4.2.8.1. Carga hidráulica de 45 m ................................................................ 126 4.2.8.2. Carga hidráulica de 35 m ................................................................ 126 4.3. Estudio topográfico ...................................................................................... 127 4.4. Estudio hidrológico ...................................................................................... 128 4.4.1. Descripción de la cuenca ........................................................................ 128 4.4.2. Parámetros geomorfológicos de la cuenca ............................................. 128 4.4.3. Precipitación ........................................................................................... 131 4.4.3.1. Análisis de consistencia de precipitación ........................................ 131 4.4.3.2. Precipitación de la cuenca ............................................................... 134 4.4.3.2.1. Total anual ................................................................................. 134 4.4.3.2.2. Media mensual ........................................................................... 135 xii 4.4.4. Caudal promedio .................................................................................... 139 4.4.4.1. Transposición de caudal .................................................................. 139 4.4.4.1.1. Características geomorfológicas ................................................ 140 4.4.4.1.2. Características hidrometeorológicas .......................................... 141 4.4.4.1.3. Zonas de Vida ............................................................................ 142 4.4.4.1.4. Obtención de caudales ............................................................... 142 4.4.5. Máximas avenidas .................................................................................. 143 4.4.5.1. Caudal de máximas avenidas .......................................................... 143 4.4.5.2. Tiempo de concentración ................................................................ 143 4.4.5.3. Intensidad de precipitación.............................................................. 143 4.5. Evaluación de Impacto Ambiental ............................................................... 144 4.5.1. Identificación de impactos ambientales .................................................. 144 4.5.1.1. Identificación de actividades del proyecto ...................................... 144 4.5.1.1.1. Fase de construcción. ................................................................. 144 4.5.1.1.2. Fase de operación y mantenimiento ........................................... 145 4.5.1.2. Identificación de factores ambientales ............................................ 147 4.5.1.3. Identificación de impactos ambientales .......................................... 148 4.5.2. Evaluación de impactos ambientales ...................................................... 149 4.5.2.1. Importancia del impacto .................................................................. 149 4.5.2.2. Ponderación de la importancia ........................................................ 149 4.5.3. Análisis de Impactos ............................................................................... 154 4.5.3.1. Por componentes ambientales ......................................................... 154 4.5.3.2. Por actividades del proyecto ........................................................... 159 4.5.3.3. Jerarquización de impactos ............................................................. 163 4.6. Análisis estadístico ....................................................................................... 166 4.6.1. Diseño factorial 22 .................................................................................. 166 4.6.1.1. Potencia Real (Watts) ...................................................................... 166 xiii 4.6.1.2. Eficiencia (%) .................................................................................. 168 4.6.2. Diseño ANOVA factorial mixto 2x3 ...................................................... 170 4.6.2.1. Potencia Real (Watts): ..................................................................... 170 4.6.2.2. Eficiencia (%) .................................................................................. 172 4.6.3. Simulación por Superficie de Respuesta 32 ............................................ 175 4.6.3.1. Potencia Real (Watts) ...................................................................... 175 4.6.3.2. Eficiencia (%) .................................................................................. 177 4.7. Reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) ................................ 179 4.8. Discusiones ................................................................................................... 182 4.8.1. Variable Potencia Real (Watts) .............................................................. 182 4.8.2. Variable Eficiencia (%) .......................................................................... 183 CAPÍTULO V .............................................................................................................. 185 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................... 185 5.1. Conclusiones .............................................................................................. 185 5.2. Recomendaciones ....................................................................................... 187 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 188 ANEXOS ...................................................................................................................... 208 xiv ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Representación del sistema hidrológico (Estrela, 1993) ................................ 38 Figura 2. Área transversal de la vertiente ...................................................................... 43 Figura 3. Ruedas hidráulicas usadas en la época de los griegos (Schallenberg et al., 2008) ........................................................................................................................................ 44 Figura 4. Transformación de energía hidráulica en energía eléctrica (EVE, 1995) ...... 49 Figura 5. Componentes de un sistema Pico – hidráulico (Maher y Smith, 2001). ........ 56 Figura 6. Concepto matemático de potencia y energía (Gardea, 1992) ......................... 58 Figura 7. Esquema conceptual de una turbina hidráulica (Carta et al., 2009) ............... 59 Figura 8. Proceso de transformación de energía de una turbina de impulso (Gardea, 1992) ........................................................................................................................................ 61 Figura 9. Turbina Pelton (Paish, 2002). ......................................................................... 62 Figura 10. Turbina de Flujo Cruzado (Acharya et al., 2015) ......................................... 63 Figura 11. Turbina Turgo (Paish, 2002) ........................................................................ 64 Figura 12. Proceso de transformación de energía de una turbina de reacción (Gardea, 1992). .............................................................................................................................. 65 Figura 13. Turbina Francis (Paish, 2002) ...................................................................... 66 Figura 14. Incidencia del chorro del agua sobre las paletas de doble cuchara de una turbina Pelton (Marchegiani, 2004). ............................................................................... 68 Figura 15. Esquema del rodete de una turbina Pelton (González, 2009) ....................... 69 Figura 16. Vista frontal y sección lateral (Izquierda) y sección inferior de un álabe (González, 2009). ........................................................................................................... 69 Figura 17. Potencia real y teórica de una turbina (Gardea, 1992). ................................ 70 Figura 18. Corte trasversal de un generador síncrono (Klempner & Kerszenbaum, 2011) ........................................................................................................................................ 72 Figura 19. Ubicación del área de estudio ....................................................................... 73 Figura 20. Coeficientes K, según la geometría de la entrada (Mott, 1996). .................. 82 Figura 21. Rangos de velocidad específica para distintos tipos de turbinas (Dixon & Hall, 2010). .............................................................................................................................. 86 Figura 22. Gráfico que muestra la aplicabilidad de diversos tipos de turbinas dependiendo de la altura y caudal (Kaunda et al., 2014) ..................................................................... 87 Figura 23. Gráfico que muestra el rango de aplicación de una Micro Turbina Pelton (Eisenring, 1991) ............................................................................................................ 89 xv Figura 24. Ubicación de las estaciones pluviométricas (SENAMHI) ......................... 100 Figura 25. Matriz de identificación de impactos (Conesa, 2010) ................................ 107 Figura 26. Selección de la turbina Pelton .................................................................... 123 Figura 27. Perfil longitudinal del terreno de la zona de estudio .................................. 128 Figura 28. Análisis de doble masa del grupo 1 ............................................................ 131 Figura 29. Análisis de doble masa del grupo 2 ............................................................ 132 Figura 30. Análisis de doble masa del grupo 3 ............................................................ 133 Figura 31. Análisis de doble masa del grupo 4 ............................................................ 134 Figura 32. Precipitación mensual de la cuenca ............................................................ 135 Figura 33. Variación de la precipitación total mensual de la cuenca Cahingari y Ourohuari. ..................................................................................................................... 142 Figura 34. Interacción total por sistema ....................................................................... 155 Figura 35. Interacción total por subsistemas................................................................ 156 Figura 36. Distribución de la importancia absoluta por factor ambiental.................... 158 Figura 37. Distribución de la importancia relativa por factor ambiental ..................... 159 Figura 38. Distribución de la importancia absoluta por actividad ............................... 161 Figura 39. Distribución de la importancia relativa por actividad ................................ 163 Figura 40. Distribución de los impactos por Sistema .................................................. 164 Figura 41. Distribución de Impactos ............................................................................ 165 Figura 42. Diagrama de Pareto para la Potencia Real (Watts) del diseño factorial 22 166 Figura 43. Superficie de respuesta estimada de la Potencia Real (Watts) para el diseño factorial 22..................................................................................................................... 167 Figura 44. Diagrama de Pareto para la Eficiencia (%) del diseño factorial 22 ............ 168 Figura 45. Superficie de respuesta estimada de la eficiencia (%) para el diseño factorial 22. .................................................................................................................................. 169 Figura 46. Valores obtenidos de Potencia Real con caudal ......................................... 171 Figura 47. Valores obtenidos de Potencia Real con altura .......................................... 172 Figura 48. Valores obtenidos de Eficiencia con caudal ............................................... 174 Figura 49. Valores obtenidos de Eficiencia con altura ................................................ 174 Figura 50. Diagrama de Pareto para la Potencia Real (watts) de la simulación por superficie de respuesta 32. ............................................................................................. 175 Figura 51. Superficie de respuesta simulada y estimada de la potencia real (watts) para la simulación por superficie de respuesta 32..................................................................... 176 xvi Figura 52. Diagrama de Pareto para la Eficiencia (%) de la simulación por superficie de respuesta 32. .................................................................................................................. 177 Figura 53. Superficie de respuesta estimada de la eficiencia (%) para la simulación por superficie de respuesta 32. ............................................................................................ 178 Figura 54. Reducción de emisiones de CO2 en un tiempo de vida útil de 15 años. ..... 181 Figura 55. Río Cashingari ............................................................................................ 231 Figura 56. Mediciones de Caudal en el río Cashingari. ............................................... 231 Figura 57. Fundo Buenavista ....................................................................................... 232 Figura 58. Construcción de la carcasa, montaje y pintado de los equipos electro- mecánicos. .................................................................................................................... 232 Figura 59. Transporte de los equipos electromecánicos .............................................. 233 Figura 60. Tendido eléctrico ........................................................................................ 234 Figura 61. Montaje y funcionamiento de equipos electromecánicos. .......................... 234 Figura 62. Pruebas de energía eléctrica en el Fundo Buenavista ................................. 235 xvii INDICE DE TABLAS Tabla 1. Distribución de área, población y recursos hídricos en el Perú (ANA, 2009) 40 Tabla 2. Emisiones evitadas de Dióxido de Carbono (CO2) (IDAE, 2006) ................... 48 Tabla 3. Clasificación de las pequeñas hidroeléctricas (OLADE, 1985) ...................... 50 Tabla 4.Clasificación de las mini hidroeléctricas (Brusa y Guarnone, 2006) ............... 50 Tabla 5. Beneficios de la energía eléctrica en las diversas zonas del departamento de Cajamarca (Calderón, 2005) ......................................................................................... 51 Tabla 6. Categorías ambientales del método Batelle-Columbus (Coria, 2008) ............ 54 Tabla 7. Clasificación de turbinas (Bavishi & Bhagat, 2017) ....................................... 59 Tabla 8. Rangos de velocidad específica para cada tipo de turbina (Kaunda et al., (2014)a, Nasir (2014b)b, (Theint & Myo, 2018)c, (Dave et al., 2015)d) ......................... 67 Tabla 9. Ventajas y desventajas de una generador Síncrono y Asíncrono (AHEC, 2012) ........................................................................................................................................ 71 Tabla 10. Potencia de los artefactos electrodomésticos para las actividades domésticas. ........................................................................................................................................ 76 Tabla 11. Potencia de los equipos eléctricos para las actividades agrícolas. ............... 76 Tabla 12. Comparación de los diferentes materiales para tuberías de presión (Coz et al., 1996) ............................................................................................................................... 77 Tabla 13. Propiedades del agua (Mott, 1996) ................................................................ 79 Tabla 14. Resistencia de accesorios expresados como longitud equivalente en diámetros de conducto (Mott, 1996)................................................................................................ 83 Tabla 15. Factor de fricción para conductos de acero comercial (Mott, 1996) ............ 83 Tabla 16. Coeficientes de resistencia (Mott, 1996) ........................................................ 84 Tabla 17. Coeficientes de resistencia (Mott, 1996) ........................................................ 84 Tabla 18. Rangos de velocidad específica para Turbina Pelton (Nasir (2014b)a, (Theint & Myo (2018)b) ............................................................................................................... 87 Tabla 19. Diferentes velocidades síncronas para un generador de 50 Hz y 60 Hz de frecuencia (Kaunda et al., 2014). ................................................................................... 90 Tabla 20. Rendimiento de los diversos componentes del sistema pico – hidráulico. ..... 91 Tabla 21. Clasificación de una cuenca según su área (Campos, 1984) ......................... 93 Tabla 22. Rangos del coeficiente de compacidad (Reyes, Barroso, & Carvajal, 2010) 94 Tabla 23.Rango de pendientes (D.S 017-2009-AG, 2009) ............................................. 96 Tabla 24. Ubicación de las estaciones pluviométricas................................................... 98 xviii Tabla 25. Período y año de registro de las estaciones pluviométricas ........................ 101 Tabla 26. Períodos de registro de las estaciones pluviométricas entre 1992 – 2012 .. 102 Tabla 27. Períodos de registro de las estaciones pluviométricas entre 1964 - 1980 ... 102 Tabla 28. Coeficientes y exponentes según región del Perú. ....................................... 105 Tabla 29. Criterios de evaluación para la valoración del impacto.............................. 108 Tabla 30. Valoración de cada atributo (Conesa, 2010) ............................................... 109 Tabla 31. Valoración de importancia de los impactos ambientales ............................. 110 Tabla 32. Codificación de los niveles a emplear para el diseño estadístico ................ 112 Tabla 33. Distribución parámetros codificados y no codificados ................................ 112 Tabla 34. Requerimiento energético doméstico del fundo Buenavista ......................... 114 Tabla 35. Requerimiento energético de las actividades agrícolas del fundo Buenavista. ...................................................................................................................................... 114 Tabla 36. Características de las tuberías de PVC de 4 pulg. y 6 pulg. clase 10 y acero de 2 pulg. cédula 40. ......................................................................................................... 116 Tabla 37. Velocidad del flujo para cada diámetro de tubería...................................... 117 Tabla 38. Número de Reynolds ..................................................................................... 117 Tabla 39. Factor de fricción para cada tipo de tubería ............................................... 118 Tabla 40. Pérdidas de energía por fricción .................................................................. 118 Tabla 41. Pérdidas de energía a la entrada ................................................................. 118 Tabla 42. Pérdidas de energía en la válvula de compuerta ......................................... 119 Tabla 43. Pérdidas de energía en la unión roscada ..................................................... 119 Tabla 44. Pérdidas de energía en la expansión de la tubería de 4 a 6 pulg. ............... 120 Tabla 45. Pérdidas de energía en las diversas reducciones ........................................ 120 Tabla 46. Información nominal del Alternador ............................................................ 124 Tabla 47. Medidas obtenidas del levantamiento topográfico....................................... 127 Tabla 48. Coordenadas de los puntos del levantamiento topográfico ......................... 127 Tabla 49. Parámetros generales de la cuenca ............................................................. 129 Tabla 50. Parámetros de forma de la cuenca ............................................................... 129 Tabla 51. Parámetros de relieve de la cuenca ............................................................. 129 Tabla 52. Longitud de cada curva de nivel .................................................................. 130 Tabla 53. Cálculo de la precipitación total anual ........................................................ 134 Tabla 54. Precipitación mensual de la Micro-cuenca Cashingari ............................... 135 Tabla 55. Cálculo de la precipitación mensual - Enero ............................................... 135 Tabla 56. Cálculo de la precipitación mensual - Febrero ........................................... 136 xix Tabla 57. Cálculo de la precipitación mensual - Marzo .............................................. 136 Tabla 58. Cálculo de la precipitación mensual - Abril ............................................... 136 Tabla 59. Cálculo de la precipitación mensual - Mayo ............................................... 137 Tabla 60. Cálculo de la precipitación mensual - Junio ................................................ 137 Tabla 61. Cálculo de la precipitación mensual - Julio ................................................ 137 Tabla 62. Cálculo de la precipitación mensual - Agosto ............................................. 138 Tabla 63. Cálculo de la precipitación mensual - Setiembre......................................... 138 Tabla 64. Cálculo de la precipitación mensual - Octubre ........................................... 138 Tabla 65. Cálculo de la precipitación mensual - Noviembre ....................................... 139 Tabla 66. Cálculo de la precipitación mensual - Diciembre ........................................ 139 Tabla 67. Características geomorfológicas.................................................................. 140 Tabla 68. Precipitación total mensual .......................................................................... 141 Tabla 69. Caudales de avenidas de la Micro-cuenca Cashingari ................................ 143 Tabla 70. Intensidad de precipitación en diferentes intervalos de tiempo ................... 144 Tabla 71. Actividades de la Pico-central durante las fases de construcción, operación y mantenimiento. ............................................................................................................. 146 Tabla 72. Factores ambientales del proyecto ............................................................... 147 Tabla 73. Matriz de identificación de impactos ........................................................... 150 Tabla 74. Matriz de impactos ambientales ................................................................... 152 Tabla 75. Interacciones totales por cada factor ambiental .......................................... 154 Tabla 76. Importancia absoluta de cada factor ambiental .......................................... 157 Tabla 77. Importancia relativa de cada factor ambiental ............................................ 158 Tabla 78. Porcentaje de afectación de cada actividad ................................................. 160 Tabla 79. Porcentaje de afectación de cada actividad ................................................. 161 Tabla 80. Importancia relativa de cada componente del proyecto .............................. 162 Tabla 81. Jerarquización de impactos por sistemas y su naturaleza. .......................... 163 Tabla 82. Jerarquización de impactos .......................................................................... 165 Tabla 83. Análisis de varianza para la Potencia Real (watts) ..................................... 170 Tabla 84. Análisis de varianza para la Eficiencia (%) ................................................. 173 Tabla 85. Reducción de emisiones de CO2 en un tiempo de vida útil de 15 años. ....... 180 xx ÍNDICE DE ANEXOS Anexo 1 – Propiedades del agua (Mott, 1996) ............................................................. 209 Anexo 2 – Resistencia de accesorios expresados como longitud equivalente en diámetros de conducto (Mott, 1996). ............................................................................................ 210 Anexo 3 – Factor de fricción para conductos de acero comercial (Mott, 1996) .......... 211 Anexo 4 - Coeficientes de resistencia (dilatación) (Mott, 1996) .................................. 211 Anexo 5 – Coeficientes de resistencia (contracción) (Mott, 1996) .............................. 211 Anexo 6 – Curvas de eficiencia típicas para diferentes turbinas .................................. 212 Anexo 7 – Levantamiento topográfico desde la captación hasta la casa de máquinas 213 Anexo 8 – Topografía de toda la zona de estudio ........................................................ 214 Anexo 9 – Modelo de Alternador ................................................................................. 215 Anexo 10 – Mapa de ubicación de la microcuenca Cashingari .................................... 216 Anexo 11 – Mapa de pendientes de la microcuenca Cashingari .................................. 217 Anexo 12– Mapa de Isoyetas de la Cuenca Perené ...................................................... 218 Anexo 13– Mapa de Isoyetas de la Microcuenca Cashingari ....................................... 219 Anexo 14– Ubicación de la microcuenca Ourohuari.................................................... 220 Anexo 15– Zonas de vida de la Microcuenca Cashingari ........................................... 221 Anexo 16– Zonas de vida de la Microcuenca Ourohuari ............................................ 222 Anexo 17- Caudal promedio mensual de cada año ...................................................... 223 Anexo 18 - Ponderación de la importancia relativa ..................................................... 226 Anexo 19 – Tabla ANOVA DOE factorial 22 para la Potencia Real y Eficiencia ....... 227 Anexo 20 – Tabla del coeficiente de regresión DOE factorial 22 para la Potencia Real y Eficiencia ...................................................................................................................... 228 Anexo 21 – Tabla del coeficiente de regresión para Superficie de Respuesta 32 de la Potencia Real y Eficiencia ............................................................................................ 229 Anexo 22 – ANEXO FOTOGRÁFICO........................................................................ 230 xxi NOMENCLATURA/SÍMBOLOS USADOS FAO: Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura GEI: Gases de Efecto Invernadero IEA: Agencia Internacional de la Energía IPCC: Panel Intergubernamental del Cambio Climático MINAM: Ministerio del Ambiente MINEM: Ministerio de Energía y Minas OIT: Organización Internacional del Trabajo OLADE: Organización Latinoamericana de Energía OMS/WHO: Organización Mundial de la Salud UNIDO: Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial bh – PT: Bosque húmedo premontano tropical bh – T: Bosque húmedo tropical CO: Monóxido de Carbono CO2: Dióxido de carbono Hb: Altura bruta Hn: Altura neta N2: Nitrógeno molecular NOX: Óxidos de nitrógeno O2: Oxígeno Lc/D: Longitud equivalente en diámetros de conducto PCH: Pequeña Central Hidroeléctrica xxii RIAM: Evaluación Rápida del Impacto Ambiental SO2: Dióxido de azufre TSM: Temperatura Superficial del Mar UIP: Unidades de importancia AC: Corriente alterna CV: caballo de vapor in: pulgada kg/m3: kilogramo/metro cúbico km: kilómetro km2: kilómetro cuadrado kN/m3: kilonewton/metro cúbico kW: Kilovatio kWh: Kilovatio-hora m/s: metro/segundo m2: metro cuadrado m3/hab/año: metrocúbico/habitante/año mm: milímetro Mm3/año: millones de metros cúbicos/año MW: Megavatio NS: Velocidad específica Pa.s: Pascal por segundo ppm: partículas por millón rad/s: radianes sobre segundo xxiii RPM: Revoluciones por minuto s: segundo TW: Teravatio xxiv RESUMEN El objetivo de la presente investigación fue evaluar la generación de hidroenergía y reducción de emisiones de dióxido de carbono a través de una Picocentral hidroeléctrica en el Fundo Buenavista, provincia de Satipo. Para ello, se realizaron diversos estudios previos, a fin de garantizar las mejores condiciones de funcionamiento y la minimización de efectos negativos al entorno, estos estudio fueron: hidrológico, topográfico e impacto ambiental. Así mismo, se evaluó el efecto de dos factores: caudal (L/s) y altura (m), en relación con las variables respuesta: Potencia Real (watts) y Eficiencia (%) del sistema Pico-hidráulico. En primera instancia se utilizó un diseño factorial 22, posteriormente un diseño factorial mixto 2x3, en la cual se adicionó un nivel a la variable caudal y finalmente se realizó una simulación por superficie de respuesta 32. Los resultados, arrojaron que con la variable caudal, a un nivel intermedio (11.0 – 11.2 L/s) se obtiene valores de Potencia superiores a los 2 600 watts y Eficiencia por encima del 80%, además, resultó el factor más significativo para el sistema tanto en el diseño factorial 22 como la simulación por superficie de respuesta 32. La reducción de emisiones de CO2 con la energía mínima y máxima generada según el diseño de experimentos es de 6.949 𝑇𝑛𝐶𝑂2/𝑎ñ𝑜 y 14.5 𝑇𝑛𝐶𝑂2/𝑎ñ𝑜 respectivamente. Palabras clave: Picocentral, energía hidráulica, turbina Pelton, Potencia real, Eficiencia xxv ABSTRACT The objective of the present investigation was to evaluate the generation of hydroenergy and reduction of carbon dioxide emissions through of Pico hydropower in the Buenavista farm, province of Satipo. For this, several previous studies were carried out, in order to guarantee the best operating conditions and the minimization of negative effects to the environment, these studies were: hydrological, topographic and environmental impact. Likewise, the effect of two factors was evaluated: flow (L/s) and head (m), in relation to the response variables: Power out (watts) and Efficiency (%) of the Pico-hydraulic system. In the first instance a factorial design 22 is shown, then a mixed factorial design 2x3, in which a level was added to the caudal variable and finally a simulation was carried out for the answer surface 32. The results showed that with the variable flow rate, at an intermediate level (11.0 - 11.2 L/s), Power out values higher than 2,600 Watts and Efficiency above 80% are obtained, in addition, the most significant factor for the system in both the factorial design 22 and the Response surface simulation 32. The reduction of CO 2 emissions with the minimum and maximum energy generated according to the design of the experiments is 6.949 𝑇𝑛𝐶𝑂2/𝑦𝑒𝑎𝑟 y 14.5 𝑇𝑛𝐶𝑂2/𝑦𝑒𝑎𝑟 respectively. Keywords: Pico hydropower, hydraulic energy, pelton wheel, power output, efficiency xxvi CAPITULO I INTRODUCCIÓN 1.1. Identificación del problema El cambio climático es uno de los problemas centrales que enfrentan las personas hoy en día y, su origen ha ocasionado un desequilibrio en el planeta (MINAM, 2009). El quinto informe de evaluación del Panel Intergubernamental sobre el cambio climático (IPCC) concluye que el calentamiento global es causado principalmente por las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), de manera especial el dióxido de carbono (CO2) (Stocker et al., 2013), y que una de las razones del incremento de las emisiones de GEI se debe al consumo de combustibles fósiles (Anugrah, Setiawan, & Budiarto, 2015). El cambio climático repercute de manera directa sobre el recurso hídrico, principalmente reflejado en el deshielo de los polos, lo que origina un crecimiento en el nivel del mar, así también, la desglaciación produce efectos negativos en la agricultura, en las precipitaciones y el abastecimiento de agua potable en las ciudades (MINAM, 2009). A nivel mundial, la generación de energía eléctrica tiene una elevada dependencia de los combustibles fósiles (Laguna, 2002) y la energía nuclear. En 1973, el 78.5 % de la electricidad fue generado por energías no renovables (38.3% carbón, 24.8% petróleo, 12.1% gas natural, 3.3% energía nuclear) y solo un 21.5% de energías renovables (20.9% hidroeléctrica y 0.6% otros). Este panorama, 43 años después (2015) no produjo cambios significativos, donde el 76.9 % de electricidad generado fue por combustibles y energía nuclear (39.3% carbón, 4.1% petróleo, 22.9% gas natural, 10.6% energía nuclear), y un pequeño 23.1% fue por energías renovables (16.0% hidroeléctrica y 7.1% otros) (Agencia Internacional de la Energía [IEA], 2017). La enorme dependencia de estas energías convencionales (no renovables) ha generado serios impactos al ambiente (Acharya, Kim, Thapa, & Lee, 2015), debido a las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), que tiene como agente principal al dióxido de carbono (CO2) (Laguna, 2002). Laguna (2002) menciona que entre las principales emisiones producidas por el uso de combustibles, están: óxidos de nitrógeno (NOx), dióxido de azufre (SO2), monóxido de carbono (CO), hidrocarburos no quemados 27 (HC) y partículas suspendidas, además de nitrogeno (N2) y oxigeno (O2) residuales del aire usado en la combustión (Ministerio de Energía y Minas [MINEM], 2015). El uso de combustibles fósiles en los últimos 150 años, ha contribuido al aumento del CO2 y otros gases de efecto invernadero en la atmósfera, que son la principal causa del cambio climático (Riba, 2012). Se estima que el 95% de las emisiones de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera, tienen como origen la quema de combustibles (Enríquez, 2012). En ese sentido, el sector energético es el mayor contribuyente de las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI), debido a que es el responsable del 35% del total de emisiones, además, la generación de electricidad, produce el 25% de las emisiones a nivel mundial (IPCC, 2014). Creus (2009) explica que en las centrales termoeléctricas, por cada kW/h de energía eléctrica generado, se emite a la atmósfera según el combustible empleado: 0.18 kg de CO2/kW/h si es gas natural, 0.29 kg de CO2/kW/h si es gasoil y 0.33 kg de CO2/kW/h si es carbón. La consecuencia más notable del aumento del CO2 es el recalentamiento de la atmósfera, a un ritmo de 0.3°C por década, que para el año 2050 la variación de temperatura será de 2 – 4.5°C (Carta, Calero, Colmenar, y Castro, 2009), esto traerá como resultado una pérdida de masas glaciares y de las capas de hielo de Groenlandia y la Antártida, produciendo una expansión de las aguas oceánicas, aumentando el nivel del mar de 0.09 a 0.88 m entre 1990 y 2100 (Latake, Pawar, & Ranveer, 2015), teniendo como consecuencia una mayor amenaza de inundaciones costeras (Brown, Nicholls, Lowe, & Hinkel, 2014) y un aumento anticipado en la intensidad de los eventos de ciclones (Emanuel, 2005), en la cual, alrededor de 120 millones de personas están expuestas a inundaciones costeras asociadas con tormentas y ciclones (Wong et al., 2015). Se estima que la cantidad de CO2 será alrededor de 450 ppm (0.04%) para el año 2040, actualmente el nivel es de 400 ppm, y es muy superior a los años 1960 donde la cantidad estaba alrededor de los 313 ppm (Ahmad, 2017). 28 El aumento de la mortalidad relacionada con el calor, será uno de los impactos más probables del cambio climático (K. Smith et al., 2014), debido a que la conexión entre el clima y los impactos a la salud es directa (Sauerborn & Ebi, 2012), en la cual, la relación entre días calurosos y el aumento en la mortalidad es muy fuerte (Honda et al., 2014). Christidis et al., (2010) concluyeron que existe una alta probabilidad de que el aumento de 4 veces del riesgo de eventos de calores extremos en Europa en la década de 1999 – 2008 haya sido a causa del cambio climático, en donde la ola de calor del año 2003 produjo más de 70 000 muertes en exceso (Robine et al., 2008). La Organización Mundial de la Salud (OMS) estima que a nivel global el incremento de muertes adicionales relacionadas al calor es de 92 207 para el año 2030 y 255 486 para el 2050, siendo las regiones de África Sub-sahariana, Latinoamérica y el Suroeste de Asia donde se presentará el mayor incremento (WHO, 2014). Por otro lado, otro grave problema de los GEI es que la emisión de SO2 y NOX, generan un gran problema ambiental al reaccionar con las nubes, debido a que forman una mezcla de ácido sulfúrico (H2SO4) y ácido nítrico (HNO3), los cuales precipitan a través de la lluvia y nieve, dando lugar a la lluvia y nieve ácida, que al entrar en contacto con partículas secas originan corrosión (Laguna, 2002), acidificación de suelos y lagos, daño a la vegetación, a los bienes, entre otros (MINEM, 2015). El consumo de energía mundial crece de forma cada vez más rápida. En el año 1980 el consumo de energía no renovable en el mundo fue de 8.777 TW, para el año 2008 el consumo aumentó a 15.009 TW, siendo un aumento del 71% (Riba, 2012). A su vez, el aumento de la población que varió de 4,438 millones de habitantes en el año 1980 a 6 759 millones de habitantes en el año 2008 (Banco Mundial, 2016), hace que el consumo de energía per cápita haya aumentado de 2.3 w/hab, en 1980 a 2.67 w/hab en el 2008, un aumento del 14.5% (Riba, 2012). Así mismo, entre el 2005 y el 2014 el consumo mundial de energía se incrementó en un 18% y se estima que el incremento para el año 2035 será del 35% (Pérez, Fernández, Vilariño, Montaño, & Maldonado, 2017). Este crecimiento de consumo de energía, produce una brecha energética que afecta en gran medida la sostenibilidad ambiental del mundo (Yah, Oumer, & Idris, 2017). Es así que existen 1.6 billones de personas que aún no cuenta con acceso a electricidad (Cobb & Sharp, 2013) y 2.4 billones que usan la biomasa tradicional para cocinar (Yah et al., 2017). Para el año 2030 el porcentaje de la población mundial que no contará con electricidad será del 16% (Kadier et al., 2017). 29 En el Perú, se ha retrocedido en materia de generación de energía según la fuente o tipo de tecnología, pues a inicios del siglo, en el año 2001, la producción de electricidad dependía de la hidroenergía en un 93.9%, sin embargo, con el pasar de los años, disminuyó su participación a un 74.3% en el 2005 y 58.5% en el 2010, mientras el gas natural que se situaba en un ínfimo 4.2% en el años 2001 tomó mayor protagonismo, incrementando su participación pasando del 17.7% en 2005 al 35.3% en el 2010. Actualmente, la producción en base a la energía hidráulica representa el 50.4% y el gas natural se sitúa en un 46.4%, mientras que las energías renovables no convencionales (eólica, solar y biomasa) participan solo del 2.1% (OSINERGMIN, 2016). Es por ello, que el sector energético emitió aproximadamente el 28,7% de los gases de efecto invernadero (MINEM, 2015). Del total de emisiones mundiales de gases de efecto invernadero (GEI), el Perú solo genera un 0.3% (MINEM, 2015), sin embargo, a pesar que es una ínfima parte, es el tercer país, más vulnerables del mundo ante el cambio climático, después de Bangladesh y Honduras (Brooks y Adger, 2003). Esto se refleja, debido a que en las últimas tres décadas, el Perú ha perdido 7,000 millones de m3 de agua (Paz y García, 2006), un retroceso del 22% de superficie de los glaciares, que afecta la disponibilidad de agua dulce para consumo humano y la generación de energía eléctrica (centrales hidroeléctricas) (MINEM, 2015). Además, se proyecta que para el año 2025, aquellos glaciares que estén por debajo de los 5,500 msnm habrán desaparecido (Vargas, 2009). Otro efecto directo del cambio climático en el Perú es el calentamiento de la temperatura superficial del mar (TSM), que traería como consecuencia un aumento en la frecuencia e intensidad del Fenómeno del Niño (Vargas, 2009). Así mismo, un aumento del nivel mar traería impactos negativos en las actividades productivas de la costa peruana, debido al riesgo de inundaciones en zonas bajas y desbordes. Por otro lado, la problemática principal del fundo Buenavista es la falta de energía eléctrica, debido a que se ubica en una zona alejada de la ciudad, con una topografía accidentada, lo que hace muy complicado que en tiempo futuro la electrificación sea una realidad. Esta falta de energía dificulta realizar diversas actividades cotidianas tanto en el ámbito doméstico como en el agrícola. 30 1.2. Justificación de la investigación Actualmente las mediciones de desarrollo en cualquier sociedad están relacionadas al nivel de consumo de energía (Bilen et al., 2008), en la cual, el nivel de vida de un país está directamente relacionado con el consumo, debido a que el consumo de energía per cápita es una medida del ingreso per cápita, así como una medida de las prosperidad de una nación (Edeoja, Ibrahim, & Tuleun, 2016). Es por ello, que la energía es reconocida como un parámetro de entrada crítico en el desarrollo económico de un país El acceso a la electricidad es la clave principal del desarrollo, debido a que proporciona energía para usos productivos y de comunicación (Yuksel, 2013). Además, los beneficios de la electrificación pueden abarcar desde productividad, educación, oportunidades económicas, entre otros (IEG, 2008). Pero sobre todo, la energía desempeña el papel más vital en el crecimiento económico, progreso, así como la erradicación de la pobreza de un país (Athanas & McCormick, 2013). Implementar un sistema de generación de energía eléctrica a través de una Picocentral usando un recurso renovable como el agua, ayudará a que las familias beneficiadas tengan energía en sus hogares. Con esto, se contará con electricidad para el desarrollo de diversas actividades, tanto en el ámbito doméstico como agrícola. Esto debido a que la electrificación tiene el potencial de mejorar los estándares de calidad de vida de las personas que habitan en zonas remotas (Gladstone, Tersigni, Francfort, & Haldeman, 2014). La energía hidroeléctrica, tiene muchas ventajas frente a otras fuentes de generación, debido a que no contamina la atmósfera, pues no emite gases de efecto invernadero, ni provoca lluvia ácida, además, durante el proceso de generación de energía, no necesita sistemas adicionales de refrigeración o calderas, que en muchas ocasiones contaminan el ambiente; así mismo, un aspecto importante es el recursos inagotable, en cuanto el ciclo hidrológico se mantenga (CESEDEN, 2010). Por otro lado, al usar una fuente renovable para la generación de energía eléctrica, se evita contaminar el medio ambiente a comparación del uso de combustibles fósiles, que contaminan el aire con la emisión de gases de efecto invernadero. Además, es una fuente sostenible y respetuosa con la naturaleza (Yah et al., 2017) 31 El sistema que se implementará tiene bajos costos de mantenimiento (Uniyal, Kanojia, & Pandey, 2016), es viable, eficiente y tiene un largo período de duración. Además, requiere de caudales bajos de agua y permite generar energía en lugares alejados y de difícil acceso. 1.3. Presuposición filosófica En Génesis 1:28 dice: “[…] Fructificad y multiplicaos; llenad la tierra, y sojuzgadla, y señoread en los peces del mar, en las aves de los cielos, y en todas las bestias […]”, este texto indica que Dios entregó la responsabilidad al hombre de administrar y cuidar la creación que había hecho. García (2006) afirma que al examinar los textos bíblicos donde se establece la relación del ser humano con la naturaleza, existe una responsabilidad de administración, traducido como un trato en la cual se debe rendir cuentas. Anaya (2014) destaca que desde el principio cuando Dios ordenó al ser humano, le ordenó someter y dominar la creación, en un sentido más profundo, les estaba diciendo que cuiden la obra que había realizado. White (1975), menciona que el propósito de la creación del hombre es que glorifique a Dios en cuerpo y espíritu, es por ello, que debe mantener su cuerpo en la condición más saludable posible. Así como las personas buscan tener un estado de salud óptimo, de la misma manera ocurre con planeta. Por ello, se deduce que cada persona debe buscar la manera de mantener la creación de Dios en un estado “sano y conservado”. Finalmente, White (1989, p. 287) afirma: “El huerto del Edén (…) era extremadamente hermoso. Graciosos arbustos y flores delicadas deleitaban los ojos a cada paso. En ese huerto, había árboles de toda especie, muchos de los cuales llevaban frutos perfumados y deliciosos. En sus ramas, las aves modulaban sus cantos de alabanza. Adán y Eva, en su pureza inmaculada, se regocijaban por lo que veían y oían en el Edén”. 32 La deducción de esta frase es que Dios desde la creación, siempre buscó la armonía y sinergia entre el hombre y la naturaleza, esto implicaría conservarla y no degradarla. En ese sentido, la generación de energía eléctrica a través de una fuente limpia y renovable, contribuye al cuidado del ambiente, pues no genera contaminación ni degradación del medio natural. 1.4. Objetivos 1.4.1. Objetivo general. Evaluar la generación de hidroenergía y reducción de emisiones de dióxido de carbono a través de una Picocentral en el Fundo Buenavista provincia de Satipo. 1.4.2. Objetivos específicos.  Diseñar una Picocentral hidroeléctrica en la generación de hidroenergía.  Implementar el sistema hidroenergético para mejorar la calidad de vida de las personas del fundo Buenavista.  Determinar la Potencia Real (Watts) y Eficiencia (%) en la generación de hidroenergía en el fundo Buenavista empleando diseño de experimentos y simulación con superficie de respuesta.  Estimar la reducción de emisiones del dióxido de carbono (CO2). 33 CAPÍTULO II REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA 2.1. Energías Renovables Según el MINEM (2015, p. 28) las energías renovables son: “Aquellas provenientes de recursos naturales que están disponibles de forma continua y son inagotables a escala humana; se renuevan continuamente, a diferencia de los combustibles fósiles, de los que existen determinadas cantidades o reservas, agotables en un plazo más o menos determinado. Se caracterizan principalmente (a diferencia de los no renovables) por no emitir gases de efecto invernadero (causantes del calentamiento global) en el uso de este tipo de energía”. Creus (2009) define las energías renovables como energías alternativas o blandas, que abarcan diversas fuentes energéticas que se regeneran de manera natural y prácticamente son inagotables en el tiempo. Así mismo, las energías renovables permiten una armonía dinámica entre la disponibilidad equitativa de bienes y servicios de alto consumo energético para todas las personas y la preservación de la tierra para las generaciones futuras (Tester, Drake, & Driscoll, 2005) Las energías renovables son amigables con el medio ambiente y sostenibles en el tiempo, entre las energías renovables de encuentran: energía hidráulica; energía marina; energía solar; energía eólica; energía geotérmica; biomasa (Yah et al., 2017). 2.1.1. Energía hidráulica La energía hidráulica es el aprovechamiento de la fuerza del agua, y se obtiene por la caída del agua hacia un nivel inferior, que luego será transformada a energía mecánica, mediante el uso de una turbina hidráulica, y que finalmente a través de un generador, se obtendrá energía eléctrica (Fundación Solar, 2013). 34 Actualmente, este tipo de energía, es la fuente renovable más usada en el mundo para la generar electricidad. Las centrales hidroeléctricas a gran escala, son las encargadas de producir energía, que a través de presas y embalses grandes, almacenan grandes cantidades de agua, para la generación de eléctrica; sin embargo, en la actualidad, existen sistemas a pequeña escala, que no requieren de grandes embalses, y por ende no causan problemas al ambiente, y ayudan a electrificar a zonas alejadas (Fernández et al., 2014). 2.1.2. Energía solar Madrid et al., (2015) mencionan que la energía solar es la base de las demás energías. La energía solar se emplea en dos marcos principales: solar fotovoltaica y solar térmica (Aslani, 2014). La tecnología fotovoltaica es para la generación de electricidad al convertir la radiación solar en corriente continua usando semi-conductores o paneles solares (Kemp, 2009). La tecnología solar térmica se utiliza en la producción de calor (Aslani, 2014). En ese sentido, Schallenberg et al., (2008) afirman que el sol de manera directa o indirecta, es el origen de todas las energías renovables, excepto la mareomotriz y geotérmica. La radiación del sol, llega a la tierra de tres maneras distintas: por radiación directa, donde la radiación llega de forma directa, sin haberse desviado o cambiado de dirección, por radiación difusa, que es la radiación que llega al planeta después de haber cambiado su dirección con cualquier elemento de la atmósfera, y la radiación reflejada, que es la radiación reflejada por la superficie terrestre (zonas con nieve o con masas de agua). 2.1.3. Biomasa Se entiende por biomasa, toda la masa viviente (plantas y animales) que existe sobre el planeta, y en un sentido más estricto, en una estrecha capa superficial de la biosfera, constituida por compuestos orgánicos, cuyo origen se encuentra en el proceso fotosintético (González, 2009). Sin embargo, existen otras categorías de biomasa, que incluyen residuos agrícolas, co-productos de procesos industriales, desechos alimenticios o cultivos (Aslani, 2014). La energía se puede liberar por combustión, fermentación, rotura celular, entre otros (Madrid et al., 2015), y se puede aprovechar para producir electricidad y calor o para usarse como combustible (Aslani, 2014). 35 2.1.4. Energía eólica La energía eólica, es aquella energía que proviene del viento, en la cual se aprovecha la energía cinética del aire en movimiento (Asumadu-Sarkodie & Owusu, 2016) y se emplea para producir electricidad (Madrid et al., 2015). Para ello, es necesario parques eólicos con molinos de vientos, denominados aerogeneradores (Madrid et al., 2015) González (2009) afirma que “la energía eólica, es energía solar que se almacena en la atmosfera en forma de calor distribuido de modo no homogéneo”, es por ello, la deducción de que la energía eólica es energía solar indirecta. 2.1.5. Energía mareomotriz El aprovechamiento de la energía de mar, se puede dar a través de las mareas, corrientes oceánicas, las olas, gradiente térmico de los océanos, o biomasa marina (Schallenberg et al., 2008). El proceso de generación de una ola, ocurre cuando el viento pasa sobre el agua (océano), y cuanto más rápida es la velocidad del viento y mayor es su velocidad, mayor es la altura de la ola, así como la energía producida (Jacobson & Delucchi, 2011). Sin embargo, a pesar que el mar es un enorme almacén de energía (Schallenberg et al., 2008), en la actualidad son poco explotadas, aunque se están desarrollando tecnologías para mejorar su aprovechamiento (Madrid et al., 2015). 2.1.6. Energía geotérmica La energía geotérmica es un tipo de energía térmica que se obtiene naturalmente del interior de la tierra, en la cual, el origen del calor está relacionado con la estructura interna de la tierra y los procesos físicos que ocurren en ella (Owusu & Asumadu-Sarkodie, 2016). El proceso de generación se produce por la desintegración radioactiva con temperaturas que bordean los 4 000°C en el centro de la tierra (Abolhosseini, Heshmati, & Altmann, 2014). La energía geotérmica es utilizada en diversas tecnologías, como el uso directo, el uso de depósitos profundos para generar electricidad y las bombas de calor geotérmicas (Aslani, 2014) 36 2.2. Recurso Hídrico 2.2.1. Ciclo hidrológico Ordoñez (2011) indica que el ciclo hidrológico es “la sucesión de etapas que atraviesa el agua al pasar de la tierra a la atmósfera y volver a la tierra: evaporación desde el suelo, mar o aguas continentales, condensación de nubes, precipitación, acumulación en el suelo o masas de agua y re-evaporación”. El ciclo hidrológico involucra procesos de transporte que recirculan de manera indefinida, estos movimientos permanentes ocurren por dos factores importantes: la primera, por la evaporación, donde el sol proporciona la energía para elevar el agua, y la segunda, por la gravedad terrestre, que hace que el agua una vez condensada, descienda mediante precipitación y posteriormente escorrentía (Ordoñez, 2011). Por otro lado, el ciclo hidrológico puede considerarse como un producto integrado del clima y de los atributos bio-geo-físicos de la superficie, debido a que ejerce una influencia sobre el clima que va más allá de la interacción entre la humedad atmosférica, la lluvia y la escorrentía (Marengo, 2006). El modelo conceptual de ciclo hidrológico, que involucra el almacenamiento y movimiento del agua que tiene como protagonistas cuatro elementos: biósfera, atmósfera, hidrósfera y litósfera, se considera sistema hidrológico (Ordoñez, 2011). Debido a que los fenómenos hidrológicos son complejos, en su totalidad no pueden ser conocidos, es por ello, la denominación de sistema hidrológico (Figura 1) (Guevara & Cartaya, 1991), que viene a ser un conjunto de partes diferenciadas que interactúan como un todo (Ordoñez, 2011) 37 Figura 1. Representación del sistema hidrológico (Estrela, 1993) El ciclo hidrológico está compuesto por dos fases, la primera se desarrolla en la atmósfera, la cual describe el movimiento del agua como gas (vapor de agua) y líquido/sólido (lluvia y nieve) en la atmósfera, la segunda fase es la terrestre, donde los movimientos del agua ocurren dentro, fuera y a través de la tierra, la fase terrestre con frecuencia se descompone en fase de agua superficial (escurrimiento) y fase de agua subterránea (infiltración, percolación) (Easton & Bock, 2015). El ciclo hidrológico está formado por diversos elementos, tales como la evaporación, condensación, precipitación, escorrentía, infiltración, entre otros (Ordoñez, 2011). a) Evaporación El ciclo hidrológico tiene su punto de partida en la evaporación, debido a que por el efecto de los rayos del sol el agua de los océanos, ríos, canales, etc., se evaporan y se mezclan en la atmósfera (Arabinda, 2014). Las grandes cantidades de energía que aporta el calor del sol, produce la ruptura de los enlaces de las moléculas de agua (De Miguel, Lado, Martínez, Leal y García, 2009). 38 Aproximadamente, un 80% del agua que ha sufrido el cambio de estado de líquido a gaseoso, tiene como procedencia los océanos, y solo un 20%, las fuentes de agua dulce y la transpiración de las plantas (Vera & Camilloni, 2015). b) Transpiración Según Vera y Camilloni (2015) la transpiración es “la evaporación de agua desde las hojas y los tallos de las plantas hacia la atmósfera”. El proceso de transporte del agua a través de las plantas comienza con la absorción del agua subterránea mediante las raíces, esta agua es transportada hacia las partes altas de la planta, para compensar la pérdida de agua por la transpiración (Vera & Camilloni, 2015). Los estomas son los encargados de regular la pérdida de agua en las plantas, debido a que mantienen un estado hídrico adecuado en las hojas al equilibrar la demanda atmosférica de agua con la capacidad de las raíces para suministrar agua del suelo; cuando la demanda de evaporación alcanza un cierto nivel, los estomas se cierran para mantener la evaporación es un nivel constante, por ende la transpiración ocurre cuando los estomas se abren, lo que permite que el dióxido de carbono se difunda para la fotosíntesis (Winkler et al., 2010) El transporte del agua por el interior de las plantas, compensa el agua perdida por evaporación que se producen en los estomas y que representan 10% del agua evaporada a la atmósfera (Vera y Camilloni, 2015). c) Condensación Es el cambio de estado gaseoso (vapor de agua) a líquido, y se produce cuando el aire caliente que está presente en la atmósfera, asciende, se enfría y disminuye la capacidad para almacenar el agua en estado gaseoso, producto de ello, es la condensación del agua (Vera y Camilloni, 2015). La formación de la nubes, es producto del punto de saturación del aire, que con determinadas condiciones de presión y temperatura, originan las precipitaciones (De Miguel et al., 2009). 39 d) Precipitación Según Musy (2005) la precipitación es toda agua que cae sobre la superficie de la tierra en forma líquida (llovizna, lluvia), sólida (nieve, granizo) y ocultas (rocío), accionadas por el cambio de temperatura o presión. Sin embargo, los fenómenos como el vapor de agua en la atmósfera, la niebla o las heladas no pertenecen a la precipitación (Arabinda, 2014). El mecanismo primario de transporte de agua desde la atmósfera hacia la superficie terrestre, es la precipitación (Vera y Camilloni, 2015). 2.2.2. Oferta hídrica en el Perú El Perú está entre los 20 países con mayor oferta hídrica en el mundo, que asciende a 77 534 m3/hab/año (Jimenez & Galizia, 2012), y dispone anualmente un promedio de 2 046 287 millones de m3 de agua, sin embargo, existe un desequilibrio en la distribución espacial del agua, donde un 97.7% del volumen pertenece a la vertiente del atlántico y tiene el 30% de la población, el 0.5% en la vertiente del Titicaca y solo un 1.8% en la vertiente del pacífico, donde se asienta un 65% de la población (MINAM, 2011). La Tabla 1 muestra la distribución de área, población y recursos hídricos en el Perú. Se observa que en la cuenca del Pacífico existe 37 363 millones de metros cúbicos (Mm3/año) de disponibilidad de agua, en la cuenca amazónica 1 998 752 Mm3/año y en la cuenca del Titicaca 10 172 Mm3/año (Jimenez & Galizia, 2012). Tabla 1. Distribución de área, población y recursos hídricos en el Perú (ANA, 2009) Cuenca Disponibilidad Disponibilidad Población (%) Disponibilidad hídrica (Mm3/año) hídrica (%) hídrica (m3/hab/año) Pacífico 37 363 1.8 65 2 040 Amazónica 1 998 752 97.7 30 232 979 Titicaca 10 172 0.5 5 7 669 Total 2 046 268 100 100 72 510 40 2.2.3. Métodos para hallar el caudal Debido a que en algunas ocasiones no existe información hidrológica del cuerpo de agua, es necesario recolectar datos propios a partir de mediciones instantáneas de caudal. Lo recomendable es realizar mediciones diarias, aunque también se pueden realizar mediciones semanales y mensuales (Coz et al., 1996). 2.2.3.1. Método de solución de la sal Este tipo de método es viable usar y es preciso, resultando errores menores al 5%. Se basa en el cambio de conductividad del agua, cuando el grado de concentración de la sal varía (Coz et al., 1996). Consiste en disolver una masa de sal en un balde y verter la mezcla al cuerpo de agua, dando tiempo para la dilución necesaria, esto hará que haya un incremento en la conductividad, que puede ser medida a través de un conductímetro (Coz et al., 1996). La ecuación para determinar el caudal a través de este método que relación el caudal con la masa de sal, se obtiene de la siguiente manera: 𝑄 = 𝐾. 𝑀. 𝐴 (Ecuación 1) Donde: 𝐾: 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑀: 𝑀𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑙 (𝑚𝑔) 𝜇𝑠 𝐴: Á𝑟𝑒𝑎 𝑏𝑎𝑗𝑜 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎 ( ) 𝑠𝑒𝑔 2.2.3.2. Método del área y velocidad El principio que rige es de la continuidad, en la cual, un fluido de densidad constante fluye en un área de sección conocida, para ello se dibuja el perfil de la sección del cuerpo de agua y se determina un longitud conocida, luego se usa una serie de flotadores para medir el tiempo de recorrido en la longitud establecida, obteniéndose la velocidad promedio del flujo superficial; finalmente se multiplica el área de la sección transversal por la velocidad promedio. 41 Para la obtención del área que utiliza la quebrada para su circulación, se emplea la siguiente ecuación: Á𝑟𝑒𝑎 = 𝑎1 + 𝑎2 + 𝑎3 + 𝑎4 + 𝑎5 (Ecuación 2) Tomando en cuenta que para el área 1 y 5 se toma en consideración el área del triángulo, mientras para el las áreas 2,3 y 4, el de un trapecio, quedaría de la siguiente manera: 𝑑𝑥ℎ1 𝑑(ℎ1 + ℎ2) 𝑑(ℎ2 + ℎ3) 𝑑(ℎ3 + ℎ4) 𝑑𝑥ℎ4 𝐴 = + + + + 2 2 2 2 2 multiplicando: 𝑑𝑥ℎ1 𝑑𝑥ℎ1 𝑑𝑥ℎ2 𝑑𝑥ℎ2 𝑑𝑥ℎ3 𝑑𝑥ℎ3 𝑑𝑥ℎ4 𝑑𝑥ℎ4 𝐴 = + + + + + + + 2 2 2 2 2 2 2 2 factorizando: 𝑑𝑥ℎ1 𝑑𝑥ℎ2 𝑑𝑥ℎ3 𝑑𝑥ℎ4 𝐴 = 2 ( ) + 2 ( ) + 2 ( ) + 2 ( ) 2 2 2 2 simplificando y factorizando: 𝐴 = 𝑑(ℎ1 + ℎ2 + ℎ3 + ℎ4) finalmente la ecuación quedaría: 𝑛=4 𝐴 = 𝑑 ∑ ℎ𝑖 𝑖=𝑛 Para la medición de la velocidad, se emplea el método del flotador, que mide el tiempo en una distancia conocida, y se obtiene la siguiente ecuación (Figura 2). 𝐿 𝑣 = (Ecuación 3) 𝑡 𝑣 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑚/𝑠) 𝐿 = 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑟𝑎𝑚𝑜 (𝑚) 𝑇 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑜𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟 (𝑠) 42 Figura 2. Área transversal de la vertiente Finalmente, se multiplica el área total con la velocidad promedio, para determinar el caudal. 𝑄 = 𝐴 ∗ 𝑣 (Ecuación 4) Donde: 𝐴: Á𝑟𝑒𝑎 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑣𝑒𝑟𝑠𝑎𝑙 (𝑚2) 𝑚 𝑣: 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 ( ) 𝑠 2.3. Energía Hidráulica Según Betancourt (2007) la energía hidráulica es: “El aprovechamiento de la energía potencial que tiene el agua (por diferencia de alturas), que se obtiene buscando una caída de agua desde cierta altura a un nivel inferior, la que luego se transforma en energía mecánica (rotación de un eje), con el uso de una rueda hidráulica o turbina”. Creus (2009) define la energía hidráulica como la energía potencial que desarrolla el agua, por la caída desde cierta altura a un nivel inferior, y que posteriormente puede convertirse en energía cinética, lo que permite generar energía eléctrica mediante turbinas y generadores. Para Carta et al. (2009) la energía hidráulica es la sumatoria de la energía cinética del movimiento de masas de agua y la energía potencial del agua disponible a una cierta altura (respecto al nivel de referencia). 43 2.3.1. Historia de la energía hidráulica Los seres humanos, desde hace milenios aprendieron a aprovechar la energía del agua de las corrientes, hasta que hace más de un siglo, se pudo generar electricidad a través de la energía hidráulica (Organización Internacional del Trabajo [OIT], 1998). El empleo de la energía hidráulica proviene de la época de los griegos, en la edad antigua, debido a que empleaban la rueda hidráulica para bombear agua (Figura 3) Betancourt (2007) y moler trigo (Creus, 2009). Posteriormente, en la edad media y parte del renacimiento, se comenzó a utilizar la rueda hidráulica en sentido vertical y horizontal para diversas actividades productivas, como la agricultura, minas, industria textil, forestal y transporte (Betancourt, 2007), donde se desarrollaba una potencia de 50 CV (Creus, 2009). Figura 3. Ruedas hidráulicas usadas en la época de los griegos (Schallenberg et al., 2008) En 1832, el ingeniero francés Fourneyron patentó un modelo de rueda hidráulica de eje vertical, un hito que precedió a las turbinas hidráulicas (González, 2009). Años más tarde, Francis, un ingeniero norteamericano experimentó con turbinas radiales, y sus estudios lo llevaron a diseñar modelos de turbinas que en la actualidad llevan su nombre. Hacia 1960, Pelton introdujo un modelo que turbina que lleva su nombre (González, 2009) En 1881, el sistema de alumbrado público en la ciudad de Niagara Falls, fue alimentado con electricidad proveniente de una central hidroeléctrica, siendo el primero en su clase (Enríquez, 2012). Para 1886, entre Estados Unidos y Canadá había alrededor de 45 hidroeléctricas (Enríquez, 2012). 44 La energía hidráulica en el siglo XIX, ayudó al crecimiento de nuevas ciudades industriales en Europa y américa, debido a que el carbón era escaso y la madera como combustible no era satisfactoria (Betancourt, 2007). Actualmente, las plantas hidroeléctricas son el resultado de más de dos mil años de avances tecnológicos, que va desde la rueda de madera, que convertía solo un pequeño porcentaje de energía hidráulica a energía mecánica, hasta los actuales turbogeneradores que en promedio giran a 1 500 revoluciones produciendo energía eléctrica a muy altos rendimientos (Carta et al., 2009). 2.3.2. Importancia de la Energía Hidráulica El origen de la energía hidráulica se encuentra en la evaporación del agua, por acción de la energía solar, que luego precipita en forma de lluvia o nieve sobre la superficie terrestre (Carta et al., 2009). La transformación de la energía en electricidad, se realiza por el aprovechamiento de la diferencia de desnivel que existe entre dos puntos, en la cual, se produce la transformación a energía mecánica por acción de las turbinas, para que posteriormente, un generador transforme la energía mecánica en eléctrica (IDAE, 2006) Colino (2004, p. 43) menciona las características que le dan importancia a la energía hidráulica: “Posee una colección de características distintivas del resto de las fuentes de energía, acumulable, no contaminante, flexibilidad de respuesta, reutilizable, renovable de modo natural, prácticamente inagotable, con costes de explotación muy reducidos y relativamente autóctona en cuanto a proyecto, materiales de construcción y mano de obra calificada.”. 2.3.3. Potencial de la energía hidráulica Aproximadamente la cuarta parte de la energía solar que llega a la tierra, es consumida a través de la evaporación del agua. El vapor de agua que permanece en la atmósfera, representa un enorme potencial de almacenamiento de energía renovable, sin embargo, esta energía no se puede aprovechar (Calero, Carta, y Padrón, 2005). Alrededor del 10% de la energía circulante, se encuentra disponible cuando se condensa el vapor de agua y esta se precipita en terrenos elevados, donde se almacena a cierta altura, adquiriendo la característica de energía potencial gravitacional (Calero et al., 2005). 45 González (2009) define la energía hidráulica como “la energía que contiene el agua por su posición dentro del campo gravitatorio de la tierra”, tratándose de energía potencial, que viene dada por la siguiente ecuación: 𝐸𝑝 = 𝑚. 𝑔. ℎ = 𝜌𝑤. 𝑉. 𝑔. ℎ (Ecuación 5) Donde 𝑚: Masa del agua 𝑉: Volumen total de agua 𝑔: La aceleración de la gravedad en m/s2 ℎ: Altura o salto a la que se encuentra la masa de agua 𝜌𝑤: Densidad del agua Si a ambos miembros de la ecuación se divide por el tiempo (𝑡), se obtiene la potencia de la siguiente manera: 𝐸𝑝 𝑚.𝑔.ℎ 𝜌𝑤.𝑉.𝑔.ℎ= = (Ecuación 6) 𝑡 𝑡 𝑡 𝐸𝑝 𝑚. 𝑔. ℎ 𝑚3 𝑘𝑔 𝑚 = = 𝒬 ( ) . 𝜌𝑤 ( ) . 𝑔 ( ) . ℎ (𝑚) 𝑡 𝑡 𝑠 𝑚3 𝑠2 𝑘𝑔. 𝑚2 1 𝐽𝑢𝑙𝑖𝑜 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 = ( ) . ( ) = = 𝑊𝑎𝑡𝑡 𝑠2 𝑠 𝑠 La potencia en vatios de este recurso se representa mediante la expresión siguiente: 𝑃 = 𝜌. 𝑄. 𝑔. ℎ. 𝑛 (Ecuación 7) Donde: 𝜌: densidad del agua en kg/m3 𝒬: caudal de agua en m3/s que circula por las tuberías que la conducen a las turbinas 𝑔: La aceleración de la gravedad en m/s2 ℎ: El desnivel en m 𝑛: Es el rendimiento del sistema 46 De la ecuación anterior, se puede deducir que la obtención de energía se puede dar a través del aprovechamiento de pequeños caudales y elevados desniveles, y viceversa (Calero et al., 2005). El rendimiento del sistema, simbolizado con la letra 𝑛, recoge las pérdidas de carga que ocurren por el rozamiento y turbulencia del agua a través de la tubería, estas pérdidas varía mucho dependiendo del sistema hidráulico escogido, y por lo general el rendimiento fluctúa entre 75% y 95% (Calero et al., 2005). Colino (2004) menciona que existen dos factores que intervienen de forma fundamental en el potencial de producción de la energía hidráulica, y son: el caudal de los ríos y el desnivel de su orografía. Para IANAS (2012), el potencial energético está directamente relacionado con las disponibilidad del recurso hídrico y la topografía del terreno. El Perú presenta un elevado potencial energético en base a los recursos hídricos, debido a las condiciones favorables que se presentan, como el gran desnivel existente en el macizo andino y la disponibilidad del agua (ANA, 2009). El potencial teórico total es de 206 107 MW y el potencial explotable 58 346 MW (ANA, 2009). 2.3.4. Ventajas de la Energía Hidráulica La energía hidráulica, es la que mayor acogida tiene hasta el momento, frente a otras formas de generación de energía como la nuclear, eólica, solar, entre otras. La gran aceptación, se debe a las variadas ventajas que presenta como facilidades en la construcción, economía, impacto ambiental, costo de mantenimiento y el uso del agua como un recurso renovable (Betancourt, 2007) Madrid et al. (2015) identifica diversas ventajas de la energía hidráulica, tales como la generación cero de residuos peligrosos, la baja concentración de gases contaminantes a comparación de los combustibles fósiles y la fuente inagotable de recursos. Una ventaja importante en la utilización de la energía hidráulica, es la reducción de emisiones de CO2. IDAE (2006) realizó una proyección para el año 2010 sobre la reducción de gases de efecto invernadero que presenta la energía hidráulica, frente a una moderna central de ciclo combinado de gas natural, los resultados se presentan en la Tabla 2. 47 Tabla 2. Emisiones evitadas de Dióxido de Carbono (CO2) (IDAE, 2006) Emisiones CO2 evitadas tCO2 Mini hidráulica (menor de 10 MW) 472.812 Hidráulica (entre 10 y 50 MW) 255.490 2.4. Reducción de emisiones de CO2 Según Ponce y Rodríguez (2015) medir directamente las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, a través del monitoreo de flujo y concentración, no es una práctica común. Con frecuencia, para el cálculo de emisiones se emplea un balance masa o estequiometria, sin embargo, la metodología más utilizada, es la aplicación de factores de emisión. “Estos factores son cocientes calculados que relacionan emisiones de GEI a una medida de actividad en una fuente de emisión” (Ponce y Rodríguez, 2015, p. 34). Según MINEM (2014, p. 12) un factor de emisión es: “Coeficiente que relaciona los datos de actividad con la cantidad del compuesto químico que constituye la fuente de las últimas emisiones. Estos factores de emisión, son el resultado de mediciones de una muestra de datos, en la cual, se calcula el promedio para determinar la tasa representativa de emisiones que corresponden a un determinado nivel de actividad”. Según IPCC (2001) recomienda usar los factores de emisión más separados que se disponga, por país y tipo de tecnología. Existen 3 tipos de factores de emisión:  Factores de emisiones nacionales, que pueden ser calculados mediante la medición de emisiones de GEI a través de programas nacionales.  Factores de emisiones regionales  Factores de emisiones del IPCC, cuando no se disponga ninguna otra información En el Perú, según el MINEM (2015) el factor de emisión en electricidad es de 0.615 KgCO2/kWh. 48 Para determinar la reducción de emisiones, se debe determinar la energía a generar por la Picocentral hidroeléctrica, para que pueda cubrir la demanda del fundo Buenavista, en la provincia de Satipo, y este dato, multiplicarlo por el factor de emisión. 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 = 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑥 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (Ecuación 8) 2.5. Pequeñas centrales hidroeléctricas Las plantas hidroeléctricas son fuentes de energía limpias que convierten la energía potencial del agua en electricidad, la cual, después de la generación, este recurso se puede usar en irrigación u otros propósitos sin alterar el ambiente (Haidar, Senan, Noman, & Radman, 2012) Según Sierra, Sierra, y Guerrero (2011, p. 74): “Las PCH o pequeñas centrales hidroeléctricas son sistemas de generación con capacidad hasta de 10 MW que a partir de la energía del flujo de agua, sin necesidad de grandes represamientos, abastecen pequeños asentamientos humanos” Esta generación de energía, se logra conduciendo el agua desde un nivel elevado, hasta un nivel inferior, en la cual se encuentran varias turbinas hidráulicas, que al ser accionadas por el agua, hacen girar el generador, produciéndose la energía eléctrica (EVE, 1995). La Figura 4, presenta el proceso de transformación de energía. Figura 4. Transformación de energía hidráulica en energía eléctrica (EVE, 1995) 49 Sierra, Sierra, y Guerrero (2011) afirman que uno de los objetivos de las pequeñas centrales hidroeléctricas es brindar suministro a zonas aisladas, en donde una línea de interconexión del sistema eléctrico principal, resultaría costoso. Es por ello, que este sistema a pequeña escala es uno de las tecnologías más rentables consideradas para la electrificación rural (Paish, 2002). Por otro lado, una pequeña central hidroeléctrica es muy atractiva para ser utilizada como fuente de energía, debido a que es limpia, sostenible, ampliamente disponible, renovable y tiene perspectivas de desarrollo (Paish, 2002). 2.5.1. Clasificación Según la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), la clasificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas, por su potencia generada, caudal y salto, son los siguientes (Tabla 3) Tabla 3. Clasificación de las pequeñas hidroeléctricas (OLADE, 1985) Tipo Potencia Caudal Salto Micro centrales < 50 kW 0.05 m3/s – 3 m3/s < 50 m Mini centrales 50 kW - 500 kW 0.01 m3/s – 40 m3/s 50 m – 100 m Pequeñas centrales 500 kW - 5 000 kW 0.5 m3/s – 60 m3/s > 100 m La Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (UNIDO), denomina a las centrales hidroeléctricas de potencia inferior a 10 MW, como Mini – hidráulicas (Brusa y Guarnone, 2006), la clasificación se muestra en la Tabla 4. Tabla 4.Clasificación de las mini hidroeléctricas (Brusa y Guarnone, 2006) Tipo Potencia Pico centrales < 5 kW Micro centrales 5 kW - 100 kW Mini centrales 100 kW - 1000 kW Pequeñas centrales 1000 kW - 10 000 kW 50 2.5.2. Beneficios de las Pequeñas centrales hidroeléctricas La instalación de pequeñas centrales hidroeléctricas en zonas alejadas que no cuentan con energía eléctrica, ayuda a mejorar la calidad de vida de las personas, debido a que antes de la instalación de la mini central, cada poblador gastaba dinero en velas, querosene, baterías, etc., para uso doméstico, y ahora con el uso de energía eléctrica, se ahorrará una sustancial suma con relación al gasto que se realizaba con anterioridad de la instalación dela mini central, de esa manera, las familias gastan menos y tienen un mejor servicio (Prado, 2006). Otra característica importante, es que los costos de operación y mantenimiento de las mini centrales hidroeléctricas están al alcance económico de los pobladores beneficiados (Calderón, 2005). Caso contrario, se existiera un sistema interconectado, se registraría pérdidas para la empresa que brinda electricidad, debido a que los costos, la población no podría asumirlos (Calderón, 2005). Es por ello, que una pequeña central hidroeléctrica es la más valiosa solución al problema sobre cómo ofrecer a las comunidades rurales aisladas los beneficios de la electrificación (Dave, Parmar, & Parmar, 2015) En un estudio sobre los efectos e impactos sociales que resulta después de la instalación de pequeñas centrales hidroeléctricas, en diversas zonas del departamento de Cajamarca, se obtuvo que un 82% de los pobladores percibían un beneficio la iluminación, un 62% la educación como beneficio, y un 74% el confort y comodidad que está asociado con el uso de diversos artefactos (Calderón, 2005), los resultados se muestran en la Tabla 5: Tabla 5. Beneficios de la energía eléctrica en las diversas zonas del departamento de Cajamarca (Calderón, 2005) Beneficios Promedio (%) Iluminación 82 Educación 62 Confort 74 51 En la parte ambiental, la principal ventaja de una pequeña central hidroeléctrica es que no agota la fuente primaria al ser explotada, debido a que el agua turbinada, después de haber entregado su energía, regresa al cuerpo de agua por un canal de desfogue (Fernández et al., 2014). Según International River Network (IRN), las grandes centrales hidroeléctricas deben excluirse como alternativas de energías renovables, sin embargo, la energía hidroeléctrica a pequeña escala proporciona un acceso confiable a la electricidad sin alterar el medio ambiente, siendo esencial en muchos países en desarrollo (Aroonrat & Wongwises, 2015). Por otro lado, la gran ventaja de la una pequeña central frente a la energía hidroeléctrica convencional, que conlleva la construcción de grandes embalses y la inundación de extensas áreas, generando así grandes impactos en el entorno, es que se integran fácilmente en el ecosistema y se deja de tener el gran impacto al ambiente, debido a que estos pequeños aprovechamientos no necesitan de grandes presas para su funcionamiento (Mascías, 2012). La International Energy Agency menciona dos beneficios potenciales de las pequeñas centrales hidroeléctricas (Abbasi & Abbasi, 2011):  Recogen y eliminan una gran cantidad de desperdicios transportados por el agua.  El flujo de agua es más lento lo que permite una menor erosión en la orilla del río. 2.5.3. Ventajas de las pequeñas centrales hidroeléctricas IDAE (2006) presenta diversas ventajas de las pequeñas centrales hidroeléctricas, entre las que se encuentran:  Uso no consuntivo del agua, debido a que ésta se recoge en un punto del río y después de la transformación de energía, se devuelve al cauce en una cota inferior.  Energía limpia, porque no genera residuos contaminantes.  Es inagotable, por el ciclo hidrológico.  Las pérdidas por la producción de electricidad son mínimas, siendo aproximadamente el 10%, debido a la corta distancia entre los lugares de generación y consumo final.  Respetuosa con el medio ambiente, porque los impactos generados son escasos y fácilmente minimizables, e incluso evitables. 52 2.5.4. Impactos ambientales Un estudio de impacto ambiental es un documento técnico que tiene como objetivo identificar, valorar y considerar medidas de carácter preventivo o que ayuden a corregir las consecuencias de los impactos en el ambiente a causa de ciertas acciones del hombre (Conesa, 2010). 2.5.4.1. Metodologías de evaluación de impactos ambientales Existen diversos métodos para la evaluación de impacto ambiental, las cuales se detallan a continuación:  Método de Leopold: El propósito de la matriz de Leopold es identificar impactos y determinar su magnitud e importancia. A través de este método, las actividades de un proyecto están relacionadas con los factores ambientales (Clark, Chapman, Bisset, & Wathern, 1978)  Método de Evaluación Rápida del Impacto Ambiental El método de Evaluación Rápida del Impacto Ambiental (RIAM) es útil para evaluar diferentes tipos de proyectos, provee una evaluación segura y rápida de los impactos ambientales de un proyecto, además tiene un manera holística al evaluar el medio ambiente, las cuales son: ambiente físico, ambiente biológico, ambiente social y cultura, y ambiente económico (Cuentas, 2009).  Método de Vicente Conesa Este método provee una valoración cualitativa y cuantitativa de los impactos en el ambiente, que son generados por las actividades de un proyecto (Conesa, 2010). La metodología fue elaborada en 1987, sin embargo, con el transcurso de los años fue mejorada (Cuentas, 2009).  Matriz de Batelle-Columbus Este método toma en consideración cuatro categorías ambientales, la cual dentro de cada categoría se incluye diferentes factores ambientales, haciendo un total de 18 (L. García, 2004). Las cuatro categorías ambientales se muestran en la Tabla 6. 53 Tabla 6. Categorías ambientales del método Batelle-Columbus (Coria, 2008) Categorías Componentes Especies y poblaciones Ecología Hábitat y comunidades Ecosistemas Agua Contaminación Atmósfera Suelo Ruido Suelo Aire Aspectos estéticos Agua Biota Objetos artesanales composición Valores educacionales y científicos Valores históricos Aspectos de interés Culturas humano Sensaciones Estilos de vida 2.5.4.2. Posibles impactos ambientales La International Energy Agency basado en su informe sobre las implicaciones de varias fuentes de energía renovables menciona lo siguiente: “Los sistemas hidroeléctricos a pequeña escala tienen un impacto en el ambiente relativamente modesto y localizado. Esos surgen principalmente de las actividades de construcción y de cambios en el caudal y calidad de agua en los ecosistemas (ecosistemas acuáticos)” (Abbasi & Abbasi, 2011). Sin embargo, la IEA enumera algunos impactos adversos que las pequeñas centrales hidroeléctricas pueden causar en el ambiente, tanto en el medio acuático como el terrestre (Abbasi & Abbasi, 2011): 54  Muchos de los impactos ocurren en la etapa de construcción tales como, transporte de materiales, ruido, polvo, etc., inclusive existe impactos adicionales en el ambiente acuático como el incremento de partículas suspendidas y turbidez; sin embargo, con una buena planificación se puede minimizar estos impactos.  La inundación del terreno puede afectar la agricultura, infraestructura local, áreas de conservación o sitios arqueológicos, sin embargo, el área inundada para pequeñas centrales no es grande.  La construcción de un reservorio puede causar alguna alteración en el ambiente, sin embargo, el período de construcción es muy corto.  Los esquemas hidroeléctricos pueden cambiar el nivel de sólidos suspendidos en el agua, afectando a los ecosistemas acuáticos. Estos cambios en el nivel, puede afectar a los peces y otras especies acuáticas durante el desove. Sin embargo, a pesar de todos los posibles impactos mencionados, la mayorías de los mencionados, todos los efectos son pequeños y se pueden mitigar a través de técnicas de diseño apropiadas (Abbasi & Abbasi, 2011). Kosnik (2008) concluye que los impactos que producen los sistemas hidroeléctricos a pequeña escala en los ecosistemas acuáticos, probablemente sean extremadamente pequeños y localizados. 2.5.5. Picocentrales hidroeléctricas Un sistema Pico – Hidroeléctrico, hace referencia a las instalaciones hidroeléctricas con niveles de generación eléctrica menores a 5 kW (Chouhan, Kisheorey, & Shah, 2017), y por lo general, se encuentran en área rurales o de terrenos montañosos (Maher & Smith, 2001). Los sistemas hidroeléctricos de este tipo, presentan grandes ventajas en términos de costo y simplicidad, si se compara con sistemas hidroeléctricos de mayor tamaño y capacidad (Maher y Smith, 2001). En los últimos 30 años las Picocentrales hidroeléctricas han demostrado que son un método rentable, limpio y confiable para producir energía eléctrica fuera de la red, y en especial en las zonas rurales (Agar y Rasi (2008), Edeoja, Ibrahim, & Kucha (2015)). Además, el costo de implementación es muy bajo en comparación con otras fuentes de energía (Uniyal et al., 2016). 55 Para una Picocentral hidroeléctrica, se requiere caudales pequeños y alturas elevadas (Williams & Porter, 2006), y para ello existen numerosas fuentes aprovechables de agua, como manantiales, arroyos, entre otros (Maher y Smith, 2001). Debido a que la maquinaria es pequeña y compacta, los componentes de la Pico central pueden ser transportados de manera sencilla a lugares remotos (Maher y Smith, 2001). La Pico central aprovecha la potencia de la caída del agua para la generación de energía eléctrica, la Figura 5 muestra los componentes de una Picocentral. Figura 5. Componentes de un sistema Pico – hidráulico (Maher y Smith, 2001). En una típico Picocentral hidroeléctrica, el agua pasa de la cámara de carga hasta la turbina, que convierte la potencia hidráulica en energía mecánica, posteriormente, la energía mecánica se convierte en energía eléctrica mediante un generador (Valipour, Gholami, y Eslamian, 2015). 2.5.5.1. Componentes de las pico centrales Según Maher y Smith (2001) los componentes de una pico central hidroeléctrica son los siguientes: 56  Fuente de agua: la fuente de agua es un arroyo, en algunos casos un canal de irrigación o incluso se puede desviar el caudal de un río.  Cámara de descarga: Este pequeño reservorio es de utilidad para el almacenamiento de agua en caso que el caudal sea insuficiente en época de estiaje.  Tubería forzada: Es el conducto por donde fluye el agua por gravedad, desde la cámara de carga hasta salir por una tobera formando un chorro a una elevada presión.  Turbina: es el conjunto de equipos que incluye el rodete, tobera y la carcasa. Después que el chorro a elevada presión incide en la turbina, el rodete transforma la potencia hidráulica en mecánica. La turbina está acoplada a un generador, que convierte la potencia mecánica en potencia eléctrica.  Controlador electrónico: El controlador electrónico tiene la función de hacer que la potencia eléctrica generada corresponda con las cargas eléctricas que están conectadas al sistema.  Sistema de distribución: es el encargado de transmitir la electricidad del generador hacia las viviendas beneficiadas. 2.5.6. Potencia y energía del aprovechamiento hidroeléctrico Para poder caracterizar un aprovechamiento energético, es importante determinar la potencia y energía que se puede producir durante un determinado tiempo (Gardea, 1992). La Figura 6 presenta una partícula de peso 𝑊 que sigue una trayectoria de un punto inicial a un punto final. El trabajo que realiza dicha partícula en su desplazamiento a una distancia |𝑑𝑠| es el producto escalar (Gardea, 1992): 𝑑𝜏 = 𝑊 . 𝑑𝑠 = |𝑊| |𝑑𝑠| cos 𝜃 (Ecuación 9) Como |𝑑𝑠| cos 𝜃 = −𝑑𝑧, y si 𝑊 es el módulo del vector W, puede resultar: 𝑑𝜏 = −𝑊. 𝑑𝑧 (Ecuación 10) El trabajo que se desarrolla desde el punto inicial (punto 1) al punto final (punto 2), es: 2 𝜏 = −𝑊 ∫ 𝑑𝑧 = − 𝑊 (𝑧2 − 𝑧1) = 𝑊. 𝐻 (Ecuación 11) 1 Donde: 𝐻: Desnivel (𝑧2 − 𝑧1) 57 La potencia correspondiente, si el desplazamiento se realizó en un tiempo 𝑡. 𝜏 𝑊.𝐻 𝛾.𝑉 𝜏 = = = . 𝐻 (Ecuación 12) 𝑡 𝑡 𝑡 Donde: 𝛾 Peso específico de la partícula 𝑉 Volumen Sin embargo, en la práctica no se trata de una partícula, sino de un fluido que es conducido por tubería del punto inicial al punto final, donde 𝑉 es el volumen que circula 𝑄 por la sección de la tubería en un tiempo 𝑡. Por ende, el caudal sería , resultando la 𝑡 potencia: 𝑃 = 𝛾 𝑥 𝑄 𝑥 𝐻 (Ecuación 13) Sin embargo, en un aprovechamiento hidroeléctrico, la caracterización no solo se realiza por su potencia, sino también por el tiempo en que puede utilizarse, y a esto se le denomina energía, que representa el trabajo que se desarrolla en un período de tiempo (Gardea, 1992). Figura 6. Concepto matemático de potencia y energía (Gardea, 1992) 58 2.6. Turbinas Hidráulicas Carta et al. (2009) mencionan que la función de una turbina hidráulica es la conversión de la energía cinética y potencial del agua, en energía mecánica. Una turbina es un componente indispensable y el más importante en un sistema hidroeléctrico (Bavishi & Bhagat, 2017) (Figura 7). Figura 7. Esquema conceptual de una turbina hidráulica (Carta et al., 2009) Según el modo de funcionamiento, las turbinas se pueden clasificar en dos grupos: las turbinas de acción que aprovechan la presión dinámica por el efecto de la velocidad del agua en el momento de su acción en la turbina y las turbinas de reacción, que trabajan en el interior de compartimientos cerrados a presión superior a la atmósfera (Carta et al., 2009). El tipo de turbina más adecuado para un proyecto, dependerá de las condiciones topográficas e hidrológicas del lugar, en la cual, la carga hidráulica y el caudal son lo más resaltantes (Mascías, 2012). Bavishi & Bhagat (2017) mencionan que la clasificación de una turbina está relacionada de dos maneras: por los principios de operación, y por la altura de operación, y se pueden agrupar de la siguiente manera (Tabla 7). Tabla 7. Clasificación de turbinas (Bavishi & Bhagat, 2017) Principios de operación Altura de operación Turbinas de Impulso Turbinas de reacción High Head  Pelton  Francis  Turgo  Cross-flow (Michell  Francis Medium Head Banki)  Pelton Multi-jet  Turgo 59 Low Head  Cross-flow (Michell  Propeller Banki)  Kaplan 2.6.1. Turbinas de acción o impulso Son aquellas en las que el fluido de trabajo no sufre cambios de presión importante en su paso a través del rodete. Aprovechan únicamente la velocidad del flujo de agua (Gardea, 1992). Son comúnmente usadas con niveles de altura medios y elevados (Paish, 2002). En una turbina de acción el agua fluye en la cuchilla de la turbina desde el reservorio hasta la tubería forzada en la cual al término de la tubería forzada está conectado a la boquilla, la boquilla tiene como finalidad aumentar la velocidad del chorro, mientras la cuchilla hace mover el eje de la turbina. El eje de la turbina está conectado al eje del generador, donde el generador trabaja para convertir la rotación producida por la turbina en energía eléctrica (Chouhan et al., 2017). La Figura 8 muestra que la cantidad de energía que la turbina recibe, es la existente a la salida de la tubería en la sección 1, y después de accionar las paletas de la rueda, el agua sale por el punto 2, en la cual, si aún hay energía, no puede ser aprovechada (Gardea, 1992). Al aplicar la ecuación de la energía entre los puntos 1 y 2, se obtiene: 𝑉2 21 𝑉= 2 + ℎ𝑓 2.𝑔 2.𝑔 1−2 (Ecuación 14) De la ecuación, se observar que existe una pérdida (ℎ𝑓1−2) entre la entrada y salida de la turbina, y se produce por la transformación a otro tipo de energía. Ésta pérdida, desde el punto de vista hidráulico representa la energía tomada por la turbina, y se denomina carga neta, expresándose con la letra 𝐻 (Gardea, 1992). Cuando se realiza un 𝑉2 buen diseño, 2 = 0 y como resultado la carga neta, adopta el siguiente valor: 2.𝑔 𝑉2 𝐻 = (Ecuación 15) 2.𝑔 Donde 𝑉2 Velocidad absoluta del chorro, al incidir en las palas de la turbina 𝑔: Aceleración de la gravedad 60 Figura 8. Proceso de transformación de energía de una turbina de impulso (Gardea, 1992) En la actualidad existen tres tipos principales de turbinas de impulso que son usados con mayor frecuencia: Pelton, Turgo y Flujo Cruzado (también conocida como Michell-Banki) (Paish, 2002). 2.6.1.1. Pelton La turbina Pelton (Figura 9) consiste en una rueda con una serie de álabes divididos colocados alrededor del borde de la turbina, en la cual, un chorro de agua a alta velocidad impacta tangencialmente en la rueda (Paish, 2002). Este tipo de turbina por lo general trabaja con 1 o múltiples distribuidores, y es apropiado para alturas medias y elevadas (Ghosh & Prelas, 2011). Por lo general los rangos de eficiencia se encuentran entre 70% - 90% (NREL, 2001). El rendimiento es dinámico debido al caudal inestable que impactan en los álabes giratorios (Elbatran, Yaakob, Ahmed, & Shabara, 2015), en la cual el impulso de la velocidad del agua que sale del inyector, golpea las cucharas generando un torque causando que la turbina gire (Narrain, 2017). 61 Figura 9. Turbina Pelton (Paish, 2002). 2.6.1.2. Flujo Cruzado (Michell-Banki) Por lo general, son usadas tanto para una orientación vertical como horizontal en caudales mayores y alturas menores que las usadas habitualmente en las turbinas Pelton y Turgo (Ghosh & Prelas, 2011). Los rangos de eficiencia es un poco menos que la turbina Pelton, sin embargo, su eficiencia relativa está en un rango amplio, ubicándose por encima de los valores óptimos de descarga (Sinagra, Sammartano, Aricò, Collura, & Tucciarelli, 2014) Una típica turbina de flujo cruzado (Figura 10) está constituido por dos componentes principales: el distribuidor y el rodete, en la cual el proceso de transformación de la energía tiene lugar en la superficie de las cuchillas del rodete (Tin Win, Htay, & Thein, 2016). Una operación óptima de la turbina, depende de las cuchillas, el rodete, el diámetro del rodete, inyector y el ángulo de inyección (Motohashi, Goto, Sato, & Tan, 2010). 62 Figura 10. Turbina de Flujo Cruzado (Acharya et al., 2015) 2.6.1.3. Turgo Una turbina Turgo (Figura 11) es similar a una Pelton, con la diferencia que el chorro está diseñado para impactar el plano del rodete en un ángulo típico de 20° (Paish, 2002), en la cual, los álabes tienen un inclinación con respecto al rodete, con el fin de que el agua ingrese a la turbina por un lado y salga por otro para evitar interferencias entre flujos (Fraenkel, Paish, Bokalders, & Harvey, 1991). La eficiencia de una turbina Turgo depende de muchos factores, como el la inclinación del inyector o chorro y el ratio de velocidad, para usos en pequeñas centrales la eficiencia de la turbina es muy sensible a la posición y el ángulo de inclinación del chorro (Williamson, Stark, & Booker (2013) Cobb & Sharp (2013)). 63 Figura 11. Turbina Turgo (Paish, 2002) 2.6.2. Turbinas de reacción Son aquellas en las que el fluido de trabajo sí sufre cambios importantes en su paso a través del rodete y provechan la perdida de presión que se produce en su interior (Gardea, 1992), además, funcionan bajo presión en un régimen de flujo interno (Sangal, Garg, & Kumar, 2008). Debido a que las turbinas de reacción se encuentran alojadas en una cámara hermética, y las presiones son variables dependiendo del paso del agua (Gardea, 1992), al aplicar la ecuación de la energía, entre el punto de entrada (punto 1) de la Figura 12 y punto de salida (punto 2), se obtiene lo siguiente: 𝑃 𝑉2 𝑉2 𝑍1 + 1 + 1 = 2 + ℎ𝑓 (Ecuación 16) 𝛾 2.𝑔 2.𝑔 1−2 El análisis similar a las turbinas de acción, permite llegar a la conclusión que la carga tomada por la turbina (𝐻), es ℎ𝑓1−2, la carga neta, cuya ecuación quedará de la siguiente manera: 𝑃 𝑉2 𝐻 = 𝑍 1 11 + + (Ecuación 17) 𝛾 2.𝑔 64 Figura 12. Proceso de transformación de energía de una turbina de reacción (Gardea, 1992). 2.6.2.1. Turbinas de hélice Una turbina de hélice generalmente tiene un rodete de flujo axial con tres a seis palas dependiendo de la altura de agua diseñado, y trabaja en lugares con baja altura (Okot, 2013). El principio de funcionamiento de esta turbina es similar a la hélice de un motor de barco, pero de manera inversa (Paish, 2002). La generación de energía se produce tanto por la presión como el movimiento de agua (Bobrowicz, 2006). Existen diversos tipos de turbinas de hélice, entre las cuales, se encuentran: Bulb, Straflo, tube turbine y Kaplan (Ghosh & Prela (2011), Brookshier (2004)). Una característica clave de este tipo de turbinas, es que para obtener una buena eficiencia, el agua necesita formar un remolino antes de ingresar a la turbina, esto permite, que el remolino sea absorbido y el agua que emerge fluye directamente hacia el tubo de aspiración (Paish, 2002). 2.6.2.2. Francis La turbina Francis (Figura 13) es la turbina más comúnmente usada en centrales hidroeléctricas (Okot, 2013), y en esencia, es una modificación de una turbina de hélice, en la cual, el agua fluye radialmente hacia el interior del rodete haciéndolo girar de manera axial (Paish, 2002). 65 Esta turbina generalmente presenta un rodete radial o mixto (radial/axial), en la cual es comúnmente montado en una cubierta en forma de espiral con paletas internas ajustables, donde el agua fluye radialmente hacia el interior del rodete y emerge de manera axial, haciéndolo girar (Okot, 2013). Figura 13. Turbina Francis (Paish, 2002) 2.6.3. Velocidad Específica La velocidad específica de una turbina (NS) está relacionado con el caudal a través de la velocidad rotacional de la turbina y la altura (Fraenkel et al., 1991), además brinda una indicación de la geometría de la turbina (Adhikari, Budhathoki, Timilsina, Manandhar, & Bajracharya, 2014). Cada tipo de turbina tiene sus propias características de rangos de velocidad para un alto rendimiento y eficiencia. Las turbinas de impulso por lo general operan con una baja velocidad específica en comparación con las turbinas de reacción, esto implica que para una determinada altura y caudal, las turbinas de reacción operarán con una mayor velocidad de rotación (Ho-Yan, 2012). 66 En la Tabla 8 se puede seleccionar el tipo de turbina según la velocidad específica en las unidades correspondientes. Tabla 8. Rangos de velocidad específica para cada tipo de turbina (Kaunda et al., (2014)a, Nasir (2014b)b, (Theint & Myo, 2018)c, (Dave et al., 2015)d) Tipo de turbina Rangos de velocidad específica Turbina Pelton 8 – 25a - - 8.5 – 47d Turbina de flujo cruzado 90 – 110a 20 - 200b - 20 - 200 d Turbina Turgo - - - 30 – 85 d Turbina Francis 50 – 350a 50 - 350b 80 – 430c 85 - 188 d Turbina de hélice 200 – 900a 200 - 1550b 300 – 1000c - Turbina tubular > 500a - - - 2.7. Turbina Pelton La turbina Pelton, es la turbina de acción más empleada debido a su fácil fabricación, mantenimiento y adaptabilidad para las variaciones en altura y caudal (Sangal et al., 2008). Está compuesto por un disco circular denominado rodete, que tiene montado a su alrededor unas paletas en forma de doble cuchara, y de un inyector que conduce el chorro de agua para que incida sobre las cucharas y provoque el movimiento de la turbina (Mascías (2012), Dixon & Hall (2010)) Este tipo de turbina trabaja con 1 o múltiples distribuidores, sin embargo, en los últimos años, ha sido aplicado para pequeñas centrales con un solo inyector (NREL, 2001). El agua se traslada hasta la turbina por medio de un componente interno, se deja salir a gran velocidad y a presión atmosférica mediante un inyector, que hace incidir el chorro de agua sobre la arista central que separa los dos cucharones, dividiéndose en dos chorros, que salen de manera lateral, después de haber transferido el impulso a la turbina (González, 2009). La característica principal es la cresta afilada que al dividir el chorro logra una mejor eficiencia mecánica (Agar & Rasi, 2008). Este tipo de turbina, se usa más en lugares geográficos donde la altura máxima está disponible pero el caudal es pequeño, fue patentada por Lester Pelton en 1880 y está catalogada como una turbina de impulso (Agar & Rasi, 2008). 67 2.7.1. Componentes de la turbina Pelton La turbina Pelton tiene como componentes principales los distribuidos y rodete, y debido a que son turbinas de acción, y la presión atmosférica es igual a la entrada y salida de la turbina, éstas no cuentan con caja espiral (tubo de aspiración o descarga) (González, 2009). 2.7.1.1. Distribuidor En una turbina Pelton, el distribuidor es un inyector que tiene la función de aumentar la energía cinética del agua, por lo general, el número de inyectores varía entre un mínimo de 1 y un máximo de 6 (Mascías, 2012). El inyector posee una válvula de aguja a la salida del chorro, para la regulación del caudal y el ajuste de la demanda de energía eléctrica (Mascías, 2012). La Figura 14 muestra como el chorro que incide sobre las paletas de doble cuchara, empuja el álabe, generando una velocidad en el rotor, a la vez que el chorro se divide en dos chorros resultantes que se debían 180° respecto al otro. Figura 14. Incidencia del chorro del agua sobre las paletas de doble cuchara de una turbina Pelton (Marchegiani, 2004). 2.7.1.2. Rodete Según Mascías (2012) indica que el rodete “es una rueda con álabes en forma de cucharas o cangilones, con un diseño característico de doble cuchara y situados en su perímetro exterior” (Figura 15). Sobre los álabes mencionados es que incide el chorro de agua de tal manera que se produce en dirección tangencial al rodete (González, 2009) 68 Figura 15. Esquema del rodete de una turbina Pelton (González, 2009) 2.7.1.3. Álabes La característica principal de los álabes de una turbina Pelton (Figura 16) es la mella en la parte exterior de la cuchara, que es simétrica en dirección axial y posee una cresta central afilada para la distribución del chorro de manera simétrica, además tiene como función principal evitar que una cuchara tape a la anterior en el menor tiempo posible (González, 2009). Figura 16. Vista frontal y sección lateral (Izquierda) y sección inferior de un álabe (González, 2009). 69 2.7.2. Potencia teórica y potencia real de la turbina Pelton Según Gardea (1992) la potencia teórica, es aquella potencia que posee un líquido inmediatamente antes de ser accionado por una turbina hidráulica, mientras que la potencia real es la potencia entregada por la turbina al generador. La Figura 17 muestra que al bajar el agua por gravedad, y al ser accionada por una turbina para la transmisión de energía, la carga viene a ser representada por 𝐻𝑏 − ℎ𝑓 (Gardea, 1992), por ende, la potencia entregada a la turbina (potencia teórica) es: 𝑃 = 𝛾𝑄(𝐻𝑏 − ℎ𝑓) = 𝛾𝑄𝐻 (Ecuación 18) donde: 𝛾 ∶ 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑄: 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑞𝑢𝑒 𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑙𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝐻: 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 ℎ𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎 Sin embargo, dentro de la turbina existen pérdidas, que se denominan como un factor 𝑛 llamado eficiencia. Por ende, la potencia real entregada por la turbina es un poco menor: 𝑃𝑟 = 𝜂𝛾𝑄𝐻 (Ecuación 19) Donde: 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝜂 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 Figura 17. Potencia real y teórica de una turbina (Gardea, 1992). 70 2.8. Generador Existen dos tipos de generadores de corriente alterna (AC), que pueden ser usados en pequeñas centrales hidroeléctricas (Reljić, Čorba, & Dumnić, 2010), dependiendo de las características de la red suministrada, se puede elegir entre un generador síncrono o asíncrono (N. Smith, 1994). La Tabla 9 presenta las ventajas y desventajas de ambos generadores. Tabla 9. Ventajas y desventajas de una generador Síncrono y Asíncrono (AHEC, 2012) N° Ítem G. Síncrono G. Asíncrono 1 Excitación Requiere No Requiere 2 Operación aislada Posible No Posible 3 Estabilidad Mantenimiento por control No existe Problema de excitación 4 Mantenimiento Más frecuente Menos frecuente 5 Costo Alto Bajo 6 Factor de potencia Ajustable debido al control No ajustable y determinado de excitación por la carga 7 Variación de voltaje Posible No posible 8 Eficiencia Alta Baja 9 Idóneo para cargas Idóneo No idóneo fluctuantes 2.8.1. Generador Asíncrono o de Inducción Un generador asíncrono es un simple motor de inducción, en la cual no se puede regular el voltaje y el funcionamiento es a una velocidad que está directamente relacionada con la frecuencia del sistema. La corriente de excitación la extraen de la red, por ende no pueden generar cuando están desconectados de la red, porque son incapaces de proporcionar su propia corriente de excitación (N. Smith, 1994). Este tipo de generador, por lo general debe operar en conjunto con otros generadores, y las principales ventajas son: la razón económica, debido a menores costos de inversión (Oros, Veran, Kulic, & Darko, 2008), su peso es más liviano y son más eficiente en comparación de un generador síncrono, no requieren sincronización ni 71 controles de voltaje (Reljić et al., 2010). Sin embargo, presenta una desventaja considerable, por el hecho del retraso del factor de potencia, porque el equipo está magnetizado desde el estator, esto implica que hay menos potencia disponible con una corriente dada (Puranen, 2006). 2.8.2. Generador Síncrono Un generador síncrono está equipado con un sistema de excitación rotativo o estático, asociado con un regulador de voltaje, con el fin de controlar el voltaje, frecuencia y ángulo de fase, antes de que el generador se conecte a la red y suministre la energía requerida por el sistema (N. Smith, 1994). Además, utilizan el mismo principio que un generador de corriente directa (DC), debido a que, cuando el campo magnético alrededor de un conductor cambia, de induce una corriente en éste (Vineesh & Selvakumar, 2012). En principio, el funcionamiento consiste en que un imán giratorio denominado rotor, gira dentro de un conjunto estacionario de conductores enrollados en bobinas en un núcleo de hierro llamado estator (Vineesh & Selvakumar, 2012), la Figura 18 muestra el corte transversal de un generador síncrono de polos saliente, en la cual, el rotor está magnetizado por una bobina envuelta alrededor de él. La principal desventaja de este tipo de generador, es el elevado costo, en comparación con un generador asíncrono (N. Smith, 1994). Figura 18. Corte trasversal de un generador síncrono (Klempner & Kerszenbaum, 2011) 72 CAPÍTULO III METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN 3.1. Lugar de estudio. El presente proyecto tiene como zona de estudio el fundo Buenavista, ubicado en la parte alta del centro poblado Santa Rosa de Cashingari, distrito de Satipo, provincia de Satipo, departamento de Junín (Figura 19). El fundo se encuentra ubicado entre las coordenadas UTM –WGS 84: 18 L 548058 y 8759129 a una altitud de 1 450 msnm. Figura 19. Ubicación del área de estudio 73 3.2. Materiales y equipos 3.2.1. Instalación del sistema Cámara de descarga  Cemento  Hormigón  Barras de acero  Carretilla Tubería forzada  Tubería de PVC  Accesorios Equipos  Turbina tipo Pelton (16 álabes)  Alternador (Modelo STC-5) Sistema de  3 Cables de energía eléctrica (16 mm) distribución  5 Llaves termo magnética (20 amperios)  2 Llaves termo magnéticas (40 amperios)  Postes de madera Herramientas  Alicate  Desarmador  Wincha de 60 m  Lampa  Pico  Machete Otros  GPS  Cronómetro 3.2.2. Estudio topográfico Equipos  GPS (Marca Garmin, modelo c62)  Wincha de 60 m  Teodolito marca Sokkisha Materiales  Libreta de apuntes  Lapiceros 74 3.2.3. Procesamiento de datos Software  ArcGis  AutoCad  STATISTICA  MS Excel Equipos  Laptop  Calculadora  GPS 3.3. Estimación de demanda energética Para la estimación de la demanda de energía eléctrica, se hizo en base al uso eléctrico de las principales actividades que se desarrollan en el fundo, y para ello, se utilizó el método del censo de los aparatos eléctricos (Abril, 2016), que consiste en identificar los equipos que se utilizarán tanto en las actividades domésticas como agrícolas. Posterior a ello, se determinó la potencia requerida de cada equipo eléctrico, tanto para uso domiciliario como para uso propio de las actividades del fundo, y se calculó su consumo diario y mensual. La unidad para la energía es Kilowatt-hora (kWh) (Abril, 2016). Para el cálculo del consumo diario se multiplicó la potencia del artefacto por la cantidad de horas de consumo y para el consumo mensual, se multiplicó el consumo diario por 30 (N° de días del mes). El Ministerio de Energía y Minas presenta equivalencias referenciales de las potencias de los artefactos electrodomésticos (MINEM, 2015), para el cálculo del consumo de energía, se tomó estas equivalencias y se multiplicó por el número de elementos eléctricos, la Tabla 10 presenta de potencia de cada artefacto electrodoméstico y la Tabla 11, de los equipos eléctricos propio de las actividades del fundo. 75 Tabla 10. Potencia de los artefactos electrodomésticos para las actividades domésticas. Artefacto Potencia Watts Kilowatts Focos 50 0.05 Alumbrado 85 0.085 Televisor 250 0.25 Refrigeradora 350 0.35 Olla arrocera 500 0.5 Estufa eléctrica 1200 1.2 Equipo de sonido 500 0.5 Licuadora 300 0.3 DVD 25 0.025 Tabla 11. Potencia de los equipos eléctricos para las actividades agrícolas. Equipo Potencia Watts Kilowatts Esmeril 250 0.25 Taladro 600 0.6 Foco proyector 750 0.75 3.4. Parámetros de diseño 3.4.1. Determinación del caudal El estudio hace referencia a la quebrada Cashingari que está situada cerca al área donde se encuentra el fundo Buenavista. La medición de este cuerpo de agua ofrece una mejor perspectiva del comportamiento del caudal, debido a que no existe esta información. Se ha utilizado el método volumétrico, que es un método para flujos de agua pequeños, arroyos o pequeñas corrientes, y que consiste en medir el tiempo requerido para llenar un contenedor de volumen conocido (Meals & Dressing, 2008). 76 La ecuación quedaría de esta manera: 𝑉 𝑄 = (Ecuación 21) 𝑡 donde: 𝑉 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑒𝑑𝑜𝑟 (𝑚3) 𝑡 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 (𝑠) 3.4.2. Altura bruta La altura bruta hace referencia al aprovechamiento del salto o la caída de las masas de agua, que se produce por el desnivel que existe entre el cauce por donde fluye el cuerpo de agua. Para determinar la altura bruta (𝐻𝑏), se empleó el método de la estación topográfica. 3.4.3. Tubería de presión 3.4.3.1. Material de la tubería La tubería de presión es la encargada de transportar el agua desde la cámara de carga hasta la turbina, siendo uno de los parámetros más importantes al momento de seleccionarla. Para seleccionar el material de la tubería se debe tener en cuenta aspectos como la pérdida por fricción, peso, corrosión, costo y la presión de trabajo (Tabla 12). Tabla 12. Comparación de los diferentes materiales para tuberías de presión (Coz et al., 1996) Material Pérdida por Peso Corrosión Costo Presión de fricción trabajo Hierro dúctil 4 3 2 1 5 Asbesto cemento 3 3 4 4 4 PVC 5 5 4 4 4 Acero comercial 3 3 3 2 5 Polietileno 5 5 5 3 4 Rango: Malo = 1; Excelente = 5 77 3.4.3.2. Diámetro de la tubería El diámetro de la tubería de presión puede ser estimado tomando en consideración los siguientes factores de entrada: caudal, longitud de la tubería y altura bruta ((Vineesh & Selvakumar (2012) Nasir (2014b)). Para ello, se empleó la siguiente ecuación: 2 2 0.1875𝑛𝑝 𝑄 𝐿𝑝 𝐷 = 2.69𝑥 ( ) 𝐻 Donde: 𝐷 = 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 (𝑚) 𝑛𝑝 = 𝑐𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑚𝑎𝑛𝑖𝑛𝑔 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑒𝑙 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 𝑚3 𝑄 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 ( ) 𝑠 𝐿𝑝 = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 (𝑚) 𝐻 = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑟𝑢𝑡𝑎 (𝑚) 3.4.4. Pérdidas de carga 3.4.4.1. Velocidad del flujo Para determinar la velocidad que circula el agua en el interior de la tubería, se empleó la siguiente ecuación: 𝑄 𝑣 = (Ecuación 22) 𝐴𝑇 Donde: 𝑄 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 (𝑚3/𝑠) 𝐴𝑇 = á𝑟𝑒𝑎 ℎ𝑖𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 (𝑚 2) 78 3.4.4.2. Determinación del Número de Reynolds Orborne Reynolds determinó que un flujo viscoso puede ser catalogado como laminar o turbulento, la cual, un flujo laminar es aquel que la dirección de sus partículas están próximas entre sí, y un flujo turbulento, la dirección de las partículas varían de manera irregular (Mascías, 2012). El número de Reynolds se calcula a través de la siguiente ecuación: 𝜌𝐷𝑉 𝐷𝑉 𝑁𝑅 = = (Ecuación 23) 𝜇 𝑣 Donde: 𝜌: 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝐷: 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 𝑚 𝑉: 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎 ( ) 𝑠 𝜇: 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑎 (𝑃𝑎. 𝑠) 𝑚2 𝑣: 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑐𝑖𝑛𝑒𝑚á𝑡𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 ( ) 𝑠 Las propiedades del agua a una temperatura de 20°C se especifican en la Tabla 13. En ANEXO 1 se muestra la Tabla completa de las propiedades del agua. Tabla 13. Propiedades del agua (Mott, 1996) Temperatura (°C) Peso específico Densidad Viscosidad dinámica x10-4 (kN/m3) (Kg/ m3) (Pa.s) 0 9.81 1000 17.5 5 9.81 1000 15.2 10 9.81 1000 13.0 15 9.81 1000 11.5 20 9.79 998 10.2 25 9.78 997 8.91 30 9.77 996 8.0 79 3.4.4.3. Determinación de la rugosidad relativa “La rugosidad relativa es la relación entre el valor típico de rugosidad del material y el diámetro de la tubería de presión” (Llango y Gallegos, 2012, p. 63). Se determinó a través de la siguiente ecuación: 𝜀 𝑆 = (Ecuación 24) 𝐷 Donde 𝜀: 𝑟𝑢𝑔𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝐷: 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 3.4.4.4. Determinación del factor de fricción Para determinar el factor de fricción en un flujo laminar, para valores inferiores de 2000, se utilizó la siguiente ecuación: 64 𝑓 = (Ecuación 25) 𝑁𝑅 donde: 𝑓: 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑙𝑎𝑚𝑖𝑛𝑎𝑟) 𝑁𝑅: 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑦𝑛𝑜𝑙𝑑𝑠 Para el cálculo directo del factor de fricción en régimen turbulento, se empleó la ecuación desarrollada por Swamee y Jain: 0.25 𝑓 = 2 (Ecuación 26) 𝑆 5.74 [𝑙𝑜𝑔∗( + )] 3.7 𝑁 0.9𝑅 donde: 𝑓: 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑢𝑙𝑒𝑛𝑡𝑜) 𝑆: 𝑟𝑢𝑔𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 𝑁𝑅: 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑅𝑒𝑦𝑛𝑜𝑙𝑑𝑠 80 3.4.4.5. Pérdidas por fricción Durante el transporte del agua por la tubería de presión existen pérdidas de energía por la fricción entre el agua y las paredes de la tubería. Para calcular las pérdidas de carga por rozamiento se empleó la ecuación de Darcy y Weisbach. 𝐿 𝑣2 ℎ𝑓 = 𝑓 ( ) (Ecuación 27) 𝐷 2𝑔 donde: 𝑓: 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝐿: 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 (𝑚) 𝐷: 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 (𝑚) 𝑚 𝑣: 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 ( ) 𝑠 𝑚 𝑔: 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑖𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 ( ) 𝑠2 3.4.4.6. Pérdidas de carga secundarias Son aquellas pérdidas de carga que ocurren en las transiciones (entrada o salida) y por los accesorios en la tubería (Llango y Gallegos, 2012). La ecuación para determinar estas pérdidas de carga es la siguiente: 𝑣2 ℎ𝑓 = 𝐾 ( ) (Ecuación 28) 2𝑔 donde: ℎ𝑓: 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑠𝑒𝑐𝑢𝑛𝑑𝑎𝑟𝑖𝑎 𝐾: 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑎𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑑𝑜 𝑎 𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜𝑟𝑖𝑜 𝑎 𝑢𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑟 𝑚 𝑣: 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎 ( ) 𝑠 𝑚 𝑔: 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑖𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 ( ) 𝑠2 81 Para el proyecto se producirán las siguientes pérdidas de carga secundarias:  Conexión de la tubería de presión con la cámara de carga  Expansión de tubería de 4 in a 6 in  Reducción de tubería de 6 in a 4 in  Reducción de tubería de 4 in a 2 in  Unión roscada  Válvula de compuerta  Reducción de tubería de 2 in a 1 in 3.4.4.6.1. Pérdida de entrada Cuando un fluido circula desde un depósito grande hacia una tubería, el fluido debe acelerar desde una velocidad casi nula hasta tomar la velocidad de flujo del conducto. Según la rapidez con la que se realice la aceleración, determinará la cantidad de pérdida de carga y por ende, el valor del coeficiente de resistencia será según la geometría de la entrada (Mott, 1996). La Figura 20 muestra las diferentes geometrías de entrada y sus respectivos valores de K. Figura 20. Coeficientes K, según la geometría de la entrada (Mott, 1996). 82 3.4.4.6.2. Accesorios La Tabla 14 muestra el valor de Lc/D para la válvula de compuerta y se considera que es una constante para un determinado tipo de accesorio. El ANEXO 2 muestra la lista completa de los valores expresados como longitud equivalente en diámetros de conducto (Lc/D). Tabla 14. Resistencia de accesorios expresados como longitud equivalente en diámetros de conducto (Mott, 1996) Tipo Longitud equivalente en diámetros de conducto (Lc/D) Válvula de compuerta – 8 completamente abierta Válvula de compuerta – ¾ abierta 35 Válvula de compuerta – ½ abierta 160 Así mismo, la Tabla 15 muestran los valores de factor de fricción para tamaños estándar de conductos de acero comercial. El ANEXO 3 muestra la Tabla completa del factor de fricción para cada diámetro nominal. Tabla 15. Factor de fricción para conductos de acero comercial (Mott, 1996) Tamaño nominal Factor de fricción ½ 0.027 1 0.023 2 0.019 3.4.4.6.3. Expansión de tubería de 4 in a 6 in Cuando un fluido de una tubería menor se desplaza hacia uno de mayor diámetro, la velocidad disminuye, produciéndose una turbulencia que genera una pérdida de energía (Mott, 1996). La cantidad de energía perdida dependerá mucho del cociente de las dos tuberías, la Tabla 16 muestra la proporción del diámetro de los dos conductos como la magnitud de la velocidad del fluido. El ANEXO 4 muestra la Tabla completa de los coeficientes de resistencia. 83 Tabla 16. Coeficientes de resistencia (Mott, 1996) 𝑫𝟐/𝑫𝟏 Velocidad (m/s) 0.6 1.2 3 1.0 0.0 0.0 0.0 1.2 0.11 0.1 0.09 1.4 0.26 0.25 0.23 1.6 0.4 0.38 0.35 1.8 0.51 0.48 0.45 2.0 0.6 0.56 0.52 3.4.4.6.4. Reducción Cuando se contrae el diámetro de una tubería, las líneas de trayectoria de la corriente del flujo del fluido asumen una trayectoria curva, se desaceleran y deben dilatarse nuevamente para llenar la tubería, la turbulencia que ocasiona la contracción y su posterior dilatación es la que genera las pérdidas de carga (Mott, 1996). La Tabla 17 muestra la proporción del diámetro de los dos conductos como la magnitud de la velocidad del fluido. El ANEXO 5 muestra la Tabla completa de los coeficientes de resistencia. Tabla 17. Coeficientes de resistencia (Mott, 1996) 𝑫𝟏/𝑫𝟐 Velocidad (m/s) 0.6 1.2 1.8 4.5 6 9 1.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.2 0.07 0.07 0.07 0.08 0.09 0.1 1.4 0.17 0.17 0.17 0.18 0.18 0.19 1.6 0.26 0.26 0.26 0.25 0.25 0.25 1.8 0.34 0.34 0.34 0.32 0.29 0.29 2.0 0.38 0.37 0.37 0.34 0.31 0.31 84 3.4.5. Altura neta La altura neta resulta del cálculo entre la altura bruta menos las pérdidas de carga, que se producen por el rozamiento del agua con la tubería, así como, por los accesorios de la tubería de presión. Para el cálculo de la altura neta (𝐻𝑛) se utilizó la siguiente ecuación: 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ℎ𝑓 (Ecuación 29) donde: 𝐻𝑛: 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑛𝑒𝑡𝑎 𝐻𝑏: 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑏𝑟𝑢𝑡𝑎 ℎ𝑓: 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 3.4.6. Selección de turbina 3.4.6.1. Velocidad Específica El proceso de diseño de una turbina, con frecuencia empieza con la selección del tipo de turbina más adecuado para las condiciones de diseño dadas, para ello, se debe tener en cuenta la velocidad específica de una turbina (Ho-Yan (2012), Kaunda, Kimambo, & Nielsen (2014)). La siguiente ecuación expresa la velocidad específica. Se debe que tener en cuenta que la literatura, a menudo descarta la variable gravedad (Dixon & Hall, 2010), 𝑛𝑄0.5 𝑁𝑆 = (𝑔𝐻)0.75 𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒: 𝑛 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (𝑅𝑃𝑀) 𝑄 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝐻 = 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 85 Para el cálculo de la velocidad específica de la turbina, se reformuló la ecuación anterior usando unidades de radianes, quedando de esta manera: 𝜔𝑄0.5 𝑁𝑆 = (𝑔𝐻)0.75 𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒: 𝑛 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑟𝑜𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 (𝑟𝑎𝑑/𝑠) 𝑄 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝐻 = 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 Figura 21. Rangos de velocidad específica para distintos tipos de turbinas (Dixon & Hall, 2010). Otra manera de expresar la velocidad específica, se detalla a continuación, en la cual, la velocidad es proporcional a la raíz cuadrada de la potencia e inversamente proporcional a la altura (elevado a la 5/4): 𝑁√𝑃𝑡 𝑁𝑆 = 𝐻5/4 donde: 𝑁 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑟𝑜𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (𝑅𝑃𝑀) 𝑃𝑡 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝐻 = 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 86 En la Figura 21 se puede seleccionar el tipo de turbina según la velocidad específica en las unidades correspondientes. La Tabla 18 se muestra la selección de turbina Pelton para 1, 2 y 4 inyectores según el rango de la velocidad específica. Tabla 18. Rangos de velocidad específica para Turbina Pelton (Nasir (2014b)a, (Theint & Myo (2018)b) N° Inyectores Rangos de velocidad específica Pelton con 1 inyector 5 – 25a 4 – 35b Pelton con 2 inyectores 7 – 35a 17 – 50b Pelton con 4 inyectores 10 – 50a 24 – 70b 3.4.6.2. Relación Altura - Caudal Prácticamente el proceso de selección de turbinas en un lugar en particular, puede resultar del proceso de interacción de la potencia de salida y la velocidad rotacional, aunque, el primer paso es establecer la altura neta y diseño del caudal del lugar (Kaunda et al., 2014). Es por ello, que teniendo los datos de entrada de altura y caudal, se procedió a seleccionar el modelo de turbina adecuado, según la Figura 22. Figura 22. Gráfico que muestra la aplicabilidad de diversos tipos de turbinas dependiendo de la altura y caudal (Kaunda et al., 2014) 87 3.4.6.3. Diámetro del chorro e inyector Las principales dimensiones de una turbina Pelton están determinadas por el diámetro del chorro, debido a que una vez que el diámetro del chorro ha sido calculado, se puede determinar las demás dimensiones. El tamaño del diámetro de chorro, determina el tamaño mínimo de los álabes, el tamaño del rodete y de toda la turbina (Eisenring, 1991). El cálculo del diámetro del chorro se determinó a través de la siguiente ecuación: 4𝑄 𝑑 = √ 𝜋𝐶1 Donde: 𝑑 = 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑐ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜 (𝑚) 𝑚 𝐶1 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑎𝑏𝑠𝑜𝑙𝑢𝑡𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜 ( ) 𝑠 𝑚3 𝑄 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 ( ) 𝑠 y, 𝐶1 está expresado: 𝐶1 = 𝐾𝑐√2𝑔𝐻𝑛 Donde: 𝐾𝑐 = 𝑐𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟 (0.96~0.98) 𝐻𝑛 = 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑛𝑒𝑡𝑎 (𝑚) El diámetro del inyector, se determinó a través de la siguiente relación: 𝑑1 = (1.2~1.25)𝑑 Así mismo, la Figura 23 muestra el rango de aplicación de una turbina micro Pelton para seleccionar el diámetro del chorro, teniendo como parámetros de entrada, el caudal de descarga y la altura. 88 Figura 23. Gráfico que muestra el rango de aplicación de una Micro Turbina Pelton (Eisenring, 1991) 3.4.7. Selección de alternador La velocidad de un generador, está limitada por la velocidad de una turbina, que depende de la velocidad específica de la misma (Nasir, 2014b). Por ello, la velocidad de un generador se determinó de la siguiente manera: 120𝑓 𝑁 = 𝑃 Donde 𝑁 = 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 (𝑅𝑃𝑀) 𝑓 = 𝑓𝑟𝑒𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑃 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙𝑜𝑠 Dependiendo de la frecuencia recomendad en cada país, la Tabla 19 muestra una lista de posibles valores de velocidad síncrona correspondientes a varios números de polos. 89 Tabla 19. Diferentes velocidades síncronas para un generador de 50 Hz y 60 Hz de frecuencia (Kaunda et al., 2014). N° de polos Velocidad síncrona (RPM) 50 Hz 60 Hz 4 1 500 1 800 6 1 000 1 200 8 750 900 10 600 720 12 500 600 14 429 514 16 375 450 18 333 400 20 300 360 24 250 300 3.5. Potencia y eficiencia de la Picocentral hidroeléctrica 3.5.1. Potencia hidráulica La potencia hidráulica en vatios de este recurso se estimó haciendo uso de la siguiente ecuación: 𝑃 = 𝛾 𝑥 𝑄 𝑥 𝐻 (Ecuación 30) donde 𝛾: 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑄: 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝐻: 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 ℎ𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎 90 3.5.2. Potencia neta/de salida 𝑃𝑛 = 𝜂𝑇 ∗ 𝜂𝐺 ∗ 𝜂𝑇𝑟 ∗ 𝑃ℎ (Ecuación 31) Donde: 𝑃𝑛 ∶ 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑛𝑒𝑡𝑎/𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 (𝑘𝑊) 𝜂𝑇 = 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝜂𝐺 = 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝜂𝑇𝑟 = 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑃ℎ = 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 ℎ𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎 Los diversos tipos de turbinas presentan variados perfiles de eficiencia con respecto a la descarga. La turbina Pelton es una de las más eficientes (alrededor del 90%), debido a que puede mantener una eficiencia elevada cuando hay un rango variable de caudales (Kaunda, Kimambo, & Nielsen, 2012). El rendimiento de la turbina Pelton es del 85% según la descarga relativa de caudal, el ANEXO 6 muestra el gráfico de las curvas de eficiencia típicas de diversas turbinas. La eficiencia de un generador síncrono con una potencia nominal inferior a 10 kW es del 91%, a medida que la potencia nominal aumenta, la eficiencia se incrementará (Amilibia & Aio, 2010). La eficiencia en la transmisión es del 90 % (Gudukeya & Mbohwa, 2017). Los rendimientos se muestran en la Tabla 20. Tabla 20. Rendimiento de los diversos componentes del sistema pico – hidráulico. Eficiencia Eficiencia Turbina Pelton 85 % Generador síncrono 91 % Transmisión 90 % 3.5.3. Eficiencia de la Picocentral La eficiencia del sistema resultó de la división entre la potencia eléctrica medida en campo (voltaje e intensidad de corriente) y la potencia neta. 91 𝑃 𝜂 = 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 (Ecuación 32) 𝑃𝑛𝑒𝑡𝑎 donde: 𝑃𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎: 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙 𝑃𝑛𝑒𝑡𝑎: 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑉∗𝐼 𝜂 = (Ecuación 33) 𝜂𝑇∗ 𝜂𝐺∗ 𝜂𝑇𝑟∗𝑃ℎ donde: 𝑉 ∶ 𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑗𝑒 𝐼 ∶ 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝜂𝑇 = 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 𝜂𝐺 = 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝜂𝑇𝑟 = 𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 𝑃ℎ = 𝑝𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 ℎ𝑖𝑑𝑟á𝑢𝑙𝑖𝑐𝑎 3.6. Estudio topográfico El estudio topográfico corresponde al levantamiento desde la toma de agua hasta el lugar donde se instalará la casa de máquinas, para ello se usó un GPS marca Garmin modelo c62, una wincha de 60 metros y un teodolito marca Sokkisha. 3.7. Estudio hidrológico Uno de los principales inconvenientes para la puesta en marcha de proyectos hidro-energéticos es la ausencia de información hidro-meteorológica, que principalmente sucede en cuencas de zonas rurales. Para ello se desarrollará un estudio hidrológico de la Micro-cuenca Cashingari. 92 3.7.1. Descripción de la cuenca A través del software ArcGis (V. 10.2) se determinó las características de la Micro-cuenca Cashingari, así como su clasificación según su área (Tabla 21) elaborada por I-Pai Wu y R. Springall G. (Campos, 1984). Tabla 21. Clasificación de una cuenca según su área (Campos, 1984) Tamaño de la cuenca (km2) Descripción < 25 Muy pequeña 25 – 250 Pequeña 250 – 500 Intermedia – pequeña 500 – 2500 Intermedia – grande 2500 – 5000 Grande 5000 > Muy grande 3.7.2. Parámetros geomorfológicos de la cuenca 3.7.2.1. Parámetros generales Los parámetros generales de la cuenca se determinaron a través del software ArcGis (V. 10.2), tales como: área, perímetro, desnivel altitudinal y longitud del cauce principal. 3.7.2.2. Parámetros de forma  Coeficiente de compacidad “El coeficiente de compacidad se define como la relación entre la longitud del límite de la cuenca de drenaje (perímetro) y el perímetro de un círculo con la misma área” (Bardossy & Schmidt, 2002). 𝑃 𝐶𝑐 = 0.282 𝑥 (Ecuación 34) √𝐴 Donde: 𝑃 = 𝑃𝑒𝑟í𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 (𝑘𝑚) 𝐴 = Á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 (𝑘𝑚2) 93 La Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura (FAO) estableció rangos para el coeficiente de compacidad (Tabla 22). Tabla 22. Rangos del coeficiente de compacidad (Reyes, Barroso, & Carvajal, 2010) Clase Rango Forma Kc1 1 – 1.25 Redonda a oval redonda Kc2 1.25 – 1.5 Oval redonda a oval oblonga Kc3 1.5 – 1.75 Oval oblonga a rectangular oblonga Kc4 > 1.75 Rectangular oblonga  Factor de forma Según Reyes et al. (2010) el factor de forma es el “Parámetro que mide la tendencia de la cuenca hacia las crecidas, rápidas y muy intensas a lentas y sostenidas, según su comportamiento, si tiende hacia valores extremos grandes o pequeños”. Cuando el valor es superior a 1 indica que la cuenca es achatada y existe una tendencia a ocurrencia de avenidas, en cambio, cuando el valor es inferior a 1, la forma de la cuenca es alargada y tiene una baja probabilidad de ocurrencia de avenidas (Reyes et al., 2010). 𝐴 𝐹𝐹 = (Ecuación 35) 𝐿2 Donde: 𝐴 = Á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 𝐿 = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑢𝑐𝑒 𝑝𝑟𝑖𝑛𝑐𝑖𝑝𝑎𝑙  Densidad de drenaje “La densidad de drenaje está definida como la longitud total de las corrientes por unidad de área, dividida por el área de la cuenca de drenaje” (Horton, 1945). 𝐿 𝐷 = 𝑇𝑑 (Ecuación 36) 𝐴 donde: 𝐿𝑇 = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑐𝑎𝑢𝑐𝑒𝑠 𝑑𝑒𝑛𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 𝐴 = Á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎  Índice de elongación 94 Está definido como: ”La relación entre el diámetro de un círculo de la misma área que la cuenca y la longitud de la cuenca” (Schumm, 1956). Los valores inferiores a 1 indican una forma alargada de la cuenca, y mientras más se acerque a 0, más alargada será la cuenca (Jardí, 1985). √𝐴 𝑅𝑒 = 1.129 (Ecuación 37) 𝐿 Donde: 𝐴 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 𝐿 = 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎  Índice de circularidad “El índice de circularidad compara el área de la cuenca con el área de un círculo cuya circunferencia es igual al perímetro de la cuenca, es decir lo contrario al índice de compacidad” (Miller, 1953). 4𝜋𝐴 𝑅𝑐 = (Ecuación 38) 𝑃2 Donde: 𝐴 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 𝑃 = 𝑝𝑒𝑟í𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 3.7.2.3. Parámetros de relieve Algunos parámetros de relieve se determinaron a través del software ArcGis (V. 10.2), tales como: cota mínima, cota máxima, elevación media, centroide X y centroide Y. Los parámetros de longitud del lado mayor y menor del rectángulo equivalente y la pendiente de la cuenca se determinaron a través de las siguientes ecuaciones:  Pendiente de la cuenca Para determinar la pendiente de la microcuenca se empleó el criterio de Alvord: 𝐷 𝑆𝑐 = 𝑥 ∑𝑛=1𝑖=𝑛 𝐿𝑖 (Ecuación 39) 𝐴 95 Donde: 𝐷 = 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑑𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑜 𝑑𝑒𝑠𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 (𝑘𝑚) 𝐴 = Á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 (𝐾𝑚2) 𝐿𝑖 = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑟𝑣𝑎 𝑑𝑒 𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 "𝑖" (𝐾𝑚) Según el Reglamento de clasificación de tierras por su capacidad de uso mayor (D.S 017-2009-AG, 2009) la pendiente se clasifican según el porcentaje de inclinación. La Tabla 23 muestra el rango de pendientes. Tabla 23.Rango de pendientes (D.S 017-2009-AG, 2009) % Clase < 2 Plana 2 – 4 Ligeramente inclinada 4 – 8 Moderadamente inclinada 8 – 15 Fuertemente inclinada 15 – 25 Moderadamente empinada 25 -50 Empinada 50 – 75 Muy empinada > 75 Extremadamente empinada  Rectángulo equivalente “El rectángulo equivalente es aquel de igual perímetro y área que la cuenca, al depender del valor del perímetro, la forma del rectángulo es también dependiente del factor f utilizado” (Roche, 1963). De esta manera, las cotas aparecen en rectas paralelas al lado menor del rectángulo, en la cual, la desembocadura forma parte de uno de los lados mencionados (Llamas, 1993). 𝐾𝑐√𝐴 1.128 2 𝐿, 𝑙 = [1 ± √1 − ( ) ] (Ecuación 40) 1.128 𝐾𝑐 Donde: 𝐿 = 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑚𝑎𝑦𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑐𝑡á𝑛𝑔𝑢𝑙𝑜 𝑙 = 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑙𝑎𝑑𝑜 𝑚𝑒𝑛𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙 𝑟𝑒𝑐𝑡á𝑛𝑔𝑢𝑙𝑜 𝐾𝑐 = 𝑐𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 96 𝐴 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 3.7.3. Precipitación 3.7.3.1. Red de estaciones Para la presente investigación se tomaron en cuenta 17 estaciones, las cuales son: Comas, Huasahuasi, Ingenio, Jauja, La Oroya, Mazamari, Mezapata, Oxapampa, Pampa Whaley, Pichanaki, Puerto Ocopa, Ricran, Runatullo, San Miguel de Bocaz, Santa Ana, Satipo y Tarma, la cual tiene las siguientes características:  La información histórica de precipitación total mensual y total anual de las estaciones está registrada por el Servicio Nacional de Meteorología Hidrología (SENAMHI).  De las 17 estaciones elegidas, 11 pertenecen a la cuenca del Perené, 4 a la cuenca del Mantaro y 2 a la cuenca Pachitea.  Las estaciones Huasahuasi, Tarma, Ricran, Comas y Runatullo se ubican en la parte alta de la cuenca Perené, las estaciones Mezapata, Pampa Whaley y Pichanaki en la cuenca media y las estaciones Satipo, Mazamari y Puerto Ocopa en la parte baja de la cuenca. La Tabla 24 y la Figura 24 muestran la ubicación y coordenadas de las estaciones empleadas para la presente investigación. Así también, la Tabla 25 muestra los períodos de registro de cada estación, la Tabla 26 muestra de manera ejemplificada los años de registro de las estaciones entre los años 1992 – 2012 y la Tabla 27 muestra los años de registro entre 1964 – 1980. 97 Tabla 24. Ubicación de las estaciones pluviométricas Estación Ubicación Coordenadas UTM Altitud Departamento Provincia Distrito Este Norte Comas Junín Concepción Comas 485926 8701241 3640 Tarma Junín Tarma Tarma 424692 8740040 3200 Runatullo Junín Concepción Comas 494459 8719519 3475 Huasahuasi Junín Tarma Huasahuasi 432237 8755016 3359 Pichanaki Junín Chanchamayo Pichanaki 518300 8787824 526 Satipo Junín Satipo Satipo 541754 8758777 588 Puerto ocopa Junín Satipo Río Tambo 581868 8769144 830 Oxapampa Pasco Oxapampa Oxapampa 458065 8830065 1850 San Miguel de Bocaz Pasco Oxapampa Villa Rica 483593 8824559 1075 Pampa Whaley Junín Chanchamayo Chamchamayo 472680 8795066 990 Mezapata Pasco Oxapampa Oxapampa 458083 8815323 2310 Mazamari Junín Satipo Satipo 552757 8756334 1582 Santa Ana Junín Huancayo El Tambo 475961 8672976 3298 Ricran Junín Jauja Ricran 442874 8724321 3580 La Oroya Junín Yauli La Oroya 395388 8720972 3957 Jauja Junín Jauja Jauja 446956 8696993 3378 Ingenio Junín Concepción Santa Rosa de Ocopa 468659 8686607 3450 99 Figura 24. Ubicación de las estaciones pluviométricas (SENAMHI) 100 Tabla 25. Período y año de registro de las estaciones pluviométricas Estación Período Años de registro Comas 1995 – 2010 16 Tarma 1996 – 2010 15 Ronatullo 1993 – 2010 18 Huasahuasi 1996 – 2009 14 Pichanaki 2001 – 2010 10 Satipo 2001 – 2012 12 Puerto Ocopa 1964 – 1978, 1980 – 1982, 1999 - 2010 30 Oxapampa 2001 – 2010 10 San miguel de Bocaz 1964 – 1973 10 Pampa Whaley 1964 – 1969, 1971 – 1972 y 1977 9 Mezapata 1991 – 1997 y 1999 – 2003 12 Mazamari 1969, 1976 – 1977 y 1979 - 1980 5 Santa Ana 2000 - 2010 11 Ricran 2000 - 2010 11 La Oroya 2000 - 2010 11 Jauja 2000 - 2010 11 Ingenio 2000 - 2010 11 Tabla 26. Períodos de registro de las estaciones pluviométricas entre 1992 – 2012 (SENAMHI) Años Estaciones 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Comas Tarma Runatullo Huasahuasi Pichanaki Satipo Puerto ocopa Oxapampa Santa Ana Ricran La Oroya Jauja Ingenio Tabla 27. Períodos de registro de las estaciones pluviométricas entre 1964 – 1980 (SENAMHI) Años Estaciones 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1980 1980 San Miguel de Bocaz Pampa Whaley Mazamari Puerto ocopa Mazamari 3.7.3.2. Análisis de consistencia de precipitación Para el análisis de consistencia de los registros de precipitación se usó el método de análisis de doble masa, un método muy usado para verificar la homogeneidad de registros pluviométricos, el fin de este análisis es detectar alguna irregularidad en las estaciones durante el tiempo de registro. Para efectos del análisis de consistencia de las 17 estaciones, se agrupó en 4 grupos, teniendo en cuenta la ubicación espacial (altitud) y el periodo de registro.  Grupo 1: Comas, Ronatullo, Santa Ana, Jauja e Ingenio  Grupo 2: Tarma, Huasahuasi, Ricran y La Oroya  Grupo 3: Pichanaki, Satipo, Puerto Ocopa y Oxapampa  Grupo 4: San Miguel de Bocaz y Pampa Whaley Las estaciones Mazamari y Mezapata no se tomaron en cuenta, debido a que sus periodos de registro no presentan años en común. 3.7.3.3. Precipitación de la cuenca Para determinar la precipitación aereal de Micro-cuenca Cashingari se utilizó el método de las Isoyetas debido a que es el método de mejor aproximación y representatividad al ingresar los efectos orográficos de la cuenca. Para la construcción de las isoyetas a nivel total anual y medias mensuales, se empleó las 17 estaciones pluviométricas las cuales son: Comas, Huasahuasi, Ingenio, Jauja, La Oroya, Mazamari, Mezapata, Oxapampa, Pampa Whaley, Pichanaki, Puerto ocopa, Ricran, Runatullo, San Miguel de Bocaz, Santa Ana, Satipo y Tarma. 3.7.4. Caudal promedio Debido a la ausencia de información hidrométrica dentro de la cuenca Cashingari, se determinó los caudales promedios mensuales a través del método de regionalización de área de drenaje (Transposición de caudales). 3.7.4.1. Transposición de caudal Para determinar la serie de caudales en la Micro-cuenca Cashingari se empleó el método de regionalización del área de drenaje que consiste en transponer los datos de caudal de una cuenca cercana con la cuenca de estudio (Fatoyinbo, Stretch, Amoo, & Allopi, 2017). Este método es más confiable cuando la proporción del área de drenaje entre ambas cuencas está dentro del rango de 0.5 – 1.5 (Fry, Hunter, Phanikumar, Fortin, & Gronewold (2013); Hortness (2006)). Para determinar el caudal se debe conocer las áreas de la cuenca de estudio y la cuenca que tiene similares características, además la precisión en la estimación del caudal dependerá de la proximidad y similitudes en el área de la cuenca y demás características físicas y climáticas (Hortness, 2006). Las condiciones similares que tienen que presentar ambas cuencas son: hidrometereológicas (precipitación, temperatura, humedad) y características geomorfológicas (área, perímetro, elevación, pendiente, demás factores y coeficientes, etc) (Ruiz, 2016). La ecuación se presenta a continuación. 𝐴 𝑄𝑠 = 𝑄𝑐 𝑥 ( 𝑠) (Ecuación 41) 𝐴𝑐 Donde: 𝑄𝑠 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 sin 𝑖𝑛𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑄𝑐 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 𝑐𝑜𝑛 𝑖𝑛𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐴𝑠 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 sin 𝑖𝑛𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐴𝑐 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 con 𝑖𝑛𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 3.7.5. Máximas avenidas 3.7.5.1. Caudales de avenidas de la cuenca Para determinar los caudales de avenida de la Micro-cuenca Cashingari, se ha utilizado la ecuación envolvente de Creager, que para el caso específico del Perú ha sido adaptada por Wolfang Trau y Raúl Gutierrez (Trau & Gutierrez, 1979) para diferentes períodos de retorno, según las regiones y cuencas que integran. La ecuación de Creager es una de las más usadas y conocidas, debido a que proporciona una estimación de la descarga máxima esperada en función del área de drenaje (De Lima, Marcellini, Neill, & Salla, 2017). 104 −𝑛 𝑄𝑚𝑎𝑥 = (𝐶1 + 𝐶2) 𝑥 𝐿𝑜𝑔(𝑇) 𝑥 𝐴 𝑚 𝑥 𝐴 (Ecuación 42) Donde: 𝑚3 𝑄𝑚𝑎𝑥 = 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 ( ) 𝑠 𝐶1 = 𝑐𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑐𝑎𝑙𝑎, 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝐶2 = 𝑐𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑒𝑠𝑐𝑎𝑙𝑎, 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑇 = 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 (𝑎ñ𝑜) 𝐴 = á𝑟𝑒𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑢𝑒𝑛𝑐𝑎 (𝑘𝑚2) 𝑚 = 𝑒𝑥𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒, 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 𝑛 = 𝑒𝑥𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙 De la ecuación descrita, los exponentes 𝑚 y 𝑛 determinan la forma y la pendiente de la curva, y los coeficientes 𝐶1 y 𝐶2 la escala de la curva. Los valores de los exponentes y coeficientes mencionados se muestran en la Tabla 28. Tabla 28. Coeficientes y exponentes según región del Perú. Región C1 C2 m n 1 1.01 4.37 1.02 0.04 2 0.10 1.28 1.02 0.04 3 0.27 1.48 1.02 0.04 4 0.09 0.36 1.24 0.04 5 0.11 0.26 1.24 0.04 6 0.18 0.31 1.24 0.04 7 0.22 0.37 1.24 0.04 3.7.5.2. Tiempo de concentración El tiempo de concentración es aquel tiempo que se requiere para que la escorrentía viaje desde el punto hidráulicamente más distante de la cuenca hasta la salida. El punto más distante en términos hidráulicos, es el punto que tiene el viaje más largos a la salida de la cuenca, y no necesariamente el punto con la distancia de flujo más larga a la salida (USDA, 2010). Para determinar el tiempo de concentración se empleó la ecuación de la California Culvert Practice, diseñado para cuencas pequeñas de áreas montañosas (Sharifi & Hosseini, 2011). 105 3 0.385𝐿 𝑇𝑐 = 0.87 ( ) (Ecuación 43) ∆𝐻 donde: 𝑇𝑐 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝐿 = 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑢𝑐𝑒 𝑝𝑟𝑖𝑛𝑐𝑖𝑝𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑘𝑚 ∆𝐻 = 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑙𝑒𝑣𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑦 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑢𝑐𝑒 𝑝𝑟𝑖𝑛𝑐𝑖𝑝𝑎𝑙 3.7.5.3. Intensidad de precipitación La intensidad de precipitación está definida como el volumen de lluvia para un intervalo de tiempo definido (Cooley & Chang, 2017). Para determinar la intensidad de precipitación en distintos intervalos de tiempo, se empleó la siguiente ecuación: 615 𝑥 𝑇 0.18 𝐼 = 𝑟 (Ecuación 44) (𝑇 +5)0.685𝑐 donde: 𝐼 = 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑝𝑖𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑇𝑟 = 𝑝𝑒𝑟í𝑜𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑜𝑟𝑛𝑜 𝑇𝑐 = 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 3.8. Evaluación de impacto ambiental Para la evaluación de impacto ambiental, se tomó en consideración la metodología propuesta por Vicente Conesa (Conesa, 2010), que es útil para realizar una valoración cualitativa y cuantifica de los impactos generados al ambiente por las actividades del proyecto. 106 3.8.1. Identificación de impactos ambientales 3.8.1.1. Identificación de actividades del proyecto Para el análisis ambiental se tomó en cuenta todas las actividades comprendidas en el proyecto que pudieran impactar algún componente ambiental en el área de estudio, para ello se elaborará una matriz de doble entrada, en la cual se clasificará según las etapas (construcción y operación) y las actividades del proyecto. 3.8.1.2. Identificación de factores ambientales Para la identificación de factores ambientales, se determinó los componentes ambientales que podrían ser afectados durante las etapas de construcción y operación. 3.8.1.3. Identificación de impactos ambientales Posterior a la identificación de las actividades del proyecto y los factores ambientales, se procedió con la identificación de impactos ambientales potenciales que permitirá mostrar las interacciones entre las actividades del proyecto y los componentes del ambiente, a través de una matriz. La Figura 25 muestra un ejemplo de la matriz de identificación de impactos. Según Cuentas (2009) “La matriz permitirá identificar, prevenir y comunicar los efectos del proyecto en el medio, para posteriormente, obtener una valoración de los mismos.” Figura 25. Matriz de identificación de impactos (Conesa, 2010) 107 3.8.2. Evaluación de impactos ambientales Para la evaluación de impactos se elaboró una matriz de impactos ambientales. Para ello, se tomó en consideración los criterios en la cual se establece la importancia del impacto a través de los atributo ambientales que se muestran en la Tabla 29 (Conesa, 2010) Tabla 29. Criterios de evaluación para la valoración del impacto Atributo Abreviatura Signo (+) ó (-) Intensidad I Extensión EX Momento MO Persistencia PE Reversibilidad RV Recuperación del impacto MC Sinergia SI Acumulación AC Efecto EF Perioricidad PR Los atributos presentan valoraciones que indican una acción con el factor ambiental que será afectado, la valoración de cada atributo se muestra en la Tabla 30. 108 Tabla 30. Valoración de cada atributo (Conesa, 2010) Signo Valor Intensidad Valor Beneficioso + Baja 1 Perjudicial - Media 2 Alta 4 Muy alta 8 Total 12 Extensión Valor Momento Valor Puntual 1 Inmediato/corto plazo 4 Parcial 2 Medio plazo 2 Extenso 4 Largo plazo 1 Total 8 Persistencia Valor Reversibilidad Valor Fugaz 1 Corto plazo 1 Temporal 2 Mediano plazo 2 Permanente 4 Irreversible 4 Recuperación del impacto Valor Sinergia Valor Recuperable inmediato 1 Sin sinergismo 1 Recuperable a mediano plazo 2 Sinérgico 2 Recuperable a largo plazo 4 Muy sinérgico 4 Irrecuperable 8 Acumulación Valor Efecto Valor Simple 1 Indirecto 1 Acumulativo 4 Directo 4 Periodicidad Valor Irregular Periódico Continuo Para determinar la importancia del impacto, se realizará a través de la siguiente ecuación: 𝐼 = ±(3𝐼 + 2𝐸𝑋 + 𝑀𝑂 + 𝑃𝐸 + 𝑅𝑉 + 𝑆𝐼 + 𝐴𝐶 + 𝐸𝐹 + 𝑃𝑅 + 𝑀𝐶) (Ecuación 45) 109 La importancia toma como valor mínimo el 13 y como valor máximo el 100. En función del resultado se clasifica de la siguiente manera (Tabla 30): Tabla 31. Valoración de importancia de los impactos ambientales Significancia Impactos Rango NO significativo Irrelevante < 25 Moderado 25 – 50 Significativo Severo 51 - 75 Crítico > 75 3.9. Variables de estudio Las variables independientes seleccionadas son: Caudal y Altura hidráulica, debido a que estos dos parámetros son los más importantes para garantizar el buen funcionamiento de un sistema Pico-hidroeléctrico (Yadav & Chauhan (2014), Zainuddin, Yahaya, Lazi, Basar, & Ibrahim (2009), Basar, Ahmad, Hasim, & Sopian (2011)). Las variables dependientes son: Eficiencia (%), Potencia Real (Watts) y Reducción de emisiones de CO2. 3.9.1. Variables independientes  Caudal a la salida del inyector en un rango de 10 L/s a 12 L/s.  Altura hidráulica en un rango de 35 m a 45 m. 3.9.2. Variables dependientes  Potencia real (Watts)  Eficiencia (%)  Reducción de emisiones de CO2 110 3.10. Diseño experimental. 3.10.1. Diseño factorial completo 22 y mixto. El diseño factorial se usa ampliamente en experimentos que incluyen dos o más factores y se puede estudiar el efecto conjunto de los factores sobre una respuesta, en la cual, se investigan todas las combinaciones posibles de los niveles de los factores (Montgomery, 2004). El modelo de un experimento factorial, se representa en la siguiente ecuación: 𝑦𝑖𝑗𝑘 = 𝜇 + 𝜏𝑖 + 𝛽𝑗 + (𝜏𝛽)𝑖𝑗 + 𝜀𝑖𝑗𝑘 (Ecuación 46) Donde 𝜇 = 𝑒𝑠 𝑒𝑙 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑔𝑙𝑜𝑏𝑎𝑙 𝜏𝑖 = 𝑒𝑙 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑖 − é𝑠𝑖𝑚𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜 𝐴 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑟𝑒𝑛𝑔𝑙𝑜𝑛𝑒𝑠 𝛽𝑗 = e𝑙 𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙 𝑗 − é𝑠𝑖𝑚𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜 𝐵 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑙𝑢𝑚𝑛𝑎𝑠 (𝜏𝛽)𝑖𝑗 = es el efecto de la interacción entre 𝜏𝑖 𝑦 𝛽𝑗 𝜀𝑖𝑗𝑘 = 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒𝑙 𝑒𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑎𝑙𝑒𝑎𝑡𝑜𝑟𝑖𝑜 En primera instancia, se realizó un diseño factorial completo 22, teniendo como factores el caudal (L/s) y la altura. Cada factor tiene 2 niveles, para el factor caudal se consideró 10 L/s y 11 L/s, mientras que para la altura 35 y 45 m. Posteriormente, se construyó un diseño factorial mixto 2x3, el cual está constituido por dos factores: el caudal a la salida del inyector (m3/s) y la altura (m), para el primer factor se consideró tres niveles y para el segundo factor dos niveles. Los niveles codificados de cada factor se presentan en la Tabla 32.  Variables independientes son: Caudal y la Altura Hidráulica  Variables dependientes son: Eficiencia, Potencia y Reducción de emisión de CO2 111 Tabla 32. Codificación de los niveles a emplear para el diseño estadístico Factorial 22 Factorial mixto 2x3 Superficie de respuesta 32 -1 +1 -1 0 +1 -1 0 +1 Caudal (L/s) 10 11 10 11 12 10 11 12 Altura (m) 35 45 35 - 45 35 40 45 Así mismo la Tabla 33, muestra la distribución de los ensayos que se combinarán al momento de generar energía hidráulica mediante la turbina Pelton, en donde X1 representa la altura hidráulica (m) (l/s) y X2 representa el caudal a la salida del inyector Tabla 33. Distribución parámetros codificados y no codificados Ensayo X1 X2 Q (l/s) h(m) 1 -1 -1 10 35 Factorial 22 2 +1 -1 10 45 (factorial 3 -1 +1 11 35 completo) 4 +1 +1 11 45 1 -1 -1 10 35 2 +1 -1 10 45 Factorial 3 -1 0 11 35 mixto 2x3 4 +1 0 11 45 (Anova 5 -1 +1 12 35 6 +1 +1 12 45 factorial) 1 -1 -1 10 35 2 -1 0 10 40 Factorial 32 3 -1 1 10 45 (Superficie 4 0 -1 11 35 de 5 0 0 11 40 6 0 1 11 45 respuesta) 7 1 -1 12 35 8 1 0 12 40 9 1 1 12 45 Q: Caudal, h: Altura hidráulica (m) 112 3.10.2. Simulación de superficie de respuesta Se construyó un diseño de superficie de respuesta 32, se ajustó a un modelo cuadrático para obtener los puntos centrales y niveles de significancia considerando como energía ideal. Los niveles para cada factor considerado, se muestran en la Tabla 32 y la distribución de los ensayos en la Tabla 33. Con el resultado obtenido con las combinaciones del Caudal y la Carga Hidráulica, se determinó la Eficiencia (%) y la Potencia Real (watts) del sistema Pico hidráulico. El análisis estadístico se realizó en el software Statistica v.13.1 3.11. Reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) Para determinar la reducción de emisiones de CO2, se empleó el método general para estimar las emisiones de CO2, a través de la metodología de la IPCC (IPCC, 2001). Por ende, se necesita saber la energía generada y el factor de emisión. La ecuación es la siguiente. 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 (𝐶𝑂 ) = 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑥 𝐹𝑒 (Ecuación 20) 2 Donde: 𝐹𝑒: 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 Para ello, se debe conocer el factor de emisión más desagregado que se disponga del país. En el Perú, según el MINEM (2015) el factor de emisión en electricidad es de 0.615 KgCO2/kWh. Posteriormente, se determinó la energía que el sistema hidroeléctrico generó. 113 CAPÍTULO IV RESULTADOS Y DISCUSIONES 4.1. Estimación de demanda energética La Tabla 34 y Tabla 35 muestra la estimación de la demanda energética requerida por el fundo Buenavista para las actividades domésticas y agrícolas del fundo, teniendo una demanda diaria de 50.9 𝑘𝑤ℎ . Tabla 34. Requerimiento energético doméstico del fundo Buenavista Artefacto Cantidad Potencia Consumo Total diario Watts Kilowatts diario (horas) (kWh) Focos 25 50 0.05 8 10 Alumbrado 5 85 0.085 12 5.1 Televisor 2 250 0.25 8 4 Refrigeradora 1 350 0.35 24 8.4 Olla arrocera 1 500 0.5 4 2 Estufa eléctrica 1 1200 1.2 6 7.2 Equipo de sonido 1 500 0.5 6 3 Licuadora 1 300 0.3 1 0.3 DVD 2 25 0.025 4 0.2 Total consumo diario (kWh) 40.2 Tabla 35. Requerimiento energético de las actividades agrícolas del fundo Buenavista. Equipo Cantidad Potencia Consumo Total diario Watts Kilowatts diario (horas) (kWh) Esmeril 1 250 0.25 2 0.5 Taladro 1 600 0.6 2 1.2 Foco proyector 1 750 0.75 12 9 Total consumo diario (kWh) 10.7 114 El requerimiento total diario del fundo Buenavista es la sumatoria del consumo energético doméstico y agrícola: 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 = 40.2 𝑘𝑊ℎ + 10.7 𝑘𝑊ℎ (Ecuacion 20) 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 = 50.9 𝑘𝑊ℎ El requerimiento por hora, es el siguiente: 50.9 𝑘𝑊ℎ 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 ℎ𝑜𝑟𝑎 = (Ecuación 22) 24 ℎ 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 ℎ𝑜𝑟𝑎 = 2.12 𝑘𝑊ℎ El requerimiento mensual del fundo Buenavista es el siguiente 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 ∗ 30 𝑑í𝑎𝑠 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 50.9 𝑘𝑊ℎ ∗ 30 𝑑í𝑎𝑠 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1 527 𝑘𝑊ℎ 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 1.527 𝑀𝑊ℎ El requerimiento anual del fundo Buenavista es el siguiente: 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑎 ∗ 365 𝑑í𝑎𝑠 (Ecuacion 21) 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 50.9 𝑘𝑊ℎ ∗ 365 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 18 578.5 𝑘𝑊ℎ 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 18.5785 𝑀𝑊ℎ 115 4.2. Parámetros de diseño 4.2.1. Altura bruta A través del método de la estación topográfica, la altura bruta N° 1 es 35 m y la altura bruta N° 2 es 45 m. 4.2.2. Tubería de presión La tubería de presión seleccionada es de PVC, debido a que reúne las mejores condiciones de selección, como peso liviano, mínimas pérdidas por fricción, resistente a la corrosión y bajo costo económico. Así mismo, los diámetros seleccionados para una tubería de PVC, son de 4 pulg. y 6 pulg. En la Tabla 36 se tiene las características. Tabla 36. Características de las tuberías de PVC de 4 pulg. y 6 pulg. clase 10 y acero de 2 pulg. cédula 40. Diam. Exterior Diam, interior Espesor Área transversal (mm) (mm) (mm) (m2) Tubería 2 pulg. 60.3 52.5 3.91 0.0022 Tubería 4 pulg. 114a 103.2 5.4 a 0.0084 Tubería 6 pulg. 168 a 152 8.0 a 0.018 a Fuente: (PAVCO, 2018) 4.2.3. Pérdidas de carga 4.2.3.1. Velocidad de flujo Tomando en consideración los caudales de diseño: 10, 11 y 12 L/s y las tuberías de 4 in y 6 in, la velocidad en cada caso se muestran en la Tabla 37. 116 Tabla 37. Velocidad del flujo para cada diámetro de tubería. Diámetro de tubería Caudal (L/s) (pulg.) 4 6 10 𝑚 𝑚1.2 0.56 𝑠 𝑠 11 𝑚 𝑚1.3 0.6 𝑠 𝑠 12 𝑚 𝑚1.4 0.67 𝑠 𝑠 4.2.3.2. Determinación del número de Reynolds Teniendo en cuenta las propiedades del agua a una temperatura de 20°C y reemplazando los datos conocidos, se obtiene los siguientes números de Reynolds (Tabla 38): Tabla 38. Número de Reynolds Diámetro de tubería (pulg.) Velocidad (m/s) 4 6 1 120 934 83 284 2 131 011 90 720 3 141 089 99 643 4.2.3.3. Determinación de la rugosidad relativa La rugosidad absoluta para una tubería de PVC es de 3x10-7, por ende, la rugosidad relativa para la tubería de 4 pulg. es de 2.9 𝑥 10−6, mientras que para la tubería de 6 in es de = 1.97 𝑥 10−6. 4.2.3.4. Determinación del factor de fricción Reemplazando los datos conocidos, se obtiene los siguientes factores de fricción, para una tubería de PVC de 4 y 6 pulg. (Tabla 39). 117 Tabla 39. Factor de fricción para cada tipo de tubería Factor de Diámetro de tubería (pulg.) fricción 4 6 1 0.017 0.0186 2 0.0169 0.0182 3 0.0166 0.0179 4.2.3.5. Pérdidas por fricción Se determinó las pérdidas de carga por fricción en la tubería de PVC para 6 pulg. y 4 pulg., los resultados se muestran en la Tabla 40. Tabla 40. Pérdidas de energía por fricción Pérdidas Diámetro de tubería (pulg.) 4 6 1 0.42 𝑚 0.11 𝑚 2 0.49 𝑚 0.13 𝑚 3 0.56 𝑚 0.15 𝑚 4.2.3.6. Pérdida de carga secundaria 4.2.3.6.1. Pérdidas a la entrada El coeficiente K para un conducto con proyección hacia adentro es 1.0, por tanto, las pérdidas de energía a la entrada quedaría de la siguiente manera (Tabla 41). Tabla 41. Pérdidas de energía a la entrada Pérdidas Diámetro de tubería (pulg.) 4 6 1 0.073 0.016 2 0.086 0.019 3 0.1 0.023 118 4.2.3.6.2. Accesorios  Válvula de compuerta Debido a que la tubería es de 2 in de acero comercial, el coeficiente de fricción es 0.019, las pérdidas de energía se muestran en la Tabla 42. Tabla 42. Pérdidas de energía en la válvula de compuerta Pérdidas de energía 1 3.1 𝑚 2 0.84 𝑚 3 0.23 𝑚  Unión roscada El coeficiente K para una unión roscada es 0.04, en la Tabla 43 se muestra las pérdidas de energía para cada caso. Tabla 43. Pérdidas de energía en la unión roscada Pérdidas de energía (unión roscada 1 0.06 2 0.076 3 0.092 4.2.3.6.3. Expansión de tubería de 4 in a 6 in El cociente entre los dos diámetros de la tubería de presión es 1.5 y las velocidades son 1.2 m/s, 1.3 m/s y 1.4 m/s. Por tanto, los coeficientes de resistencia serían: 0.315, 0.314, 0.312. Con los datos mencionados, se determinó las pérdidas de energía por la expansión de la tubería, mostrada en la Tabla 44. 119 Tabla 44. Pérdidas de energía en la expansión de la tubería de 4 a 6 pulg. Pérdidas de energía (4 pulg.) 1 0.23 2 0.27 3 0.31 4.2.3.6.4. Reducción El cociente entre los diámetros de las tuberías de 6 in y 4 in es 1.5 y las velocidades son 0.56 m/s, 0.61 m/s y 0.67 m/s. El cociente entre los diámetros de las tuberías de 4 in y 2 in es 2 y las velocidades son 1.2 m/s, 1.3 m/s y 1.4 m/s. El cociente entre los diámetros de las tuberías de 2 in y 1 in es 1.5 y las velocidades son 5.5 m/s, 6 m/s y 6.7 m/s. Por tanto, los coeficientes de resistencia son:  Para la reducción de 6 pulg. a 4 pulg.: 0.215  Para la reducción de 4 pulg a 2 pulg: 0.37  Para la reducción de 2 pulg a 1 pulg: 0.215 Con los datos mencionados, se calculó las pérdidas de energía para las diversas reducciones existentes (Tabla 45). Tabla 45. Pérdidas de energía en las diversas reducciones N° Reducción de 6 a Reducción de 4 a Reducción de 2 a 4 pulg. 2 pulg. 1 pulg. 1 0.0034 0.027 0.22 2 0.004 0.03 0.27 3 0.0049 0.037 0.33 120 4.2.4. Altura neta Se determinó la altura neta, para el tramo 1 que comprende una altura bruta de 35 m y el tramo 2 con una altura bruta de 45 m. Los resultados se detallan a continuación: 4.2.4.1. Tramo 1: casa de máquinas – cámara de carga 1 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ∑ ℎ𝑓 (Ecuación 35) ∑ ℎ𝑓 = (ℎ𝑡𝑢𝑏 + ℎ𝑒𝑛𝑡 + ℎ𝑟𝑒𝑑1 + ℎ𝑟𝑒𝑑2 + ℎ𝑟𝑒𝑑3 + ℎ𝑢𝑟 + ℎ𝑣𝑎𝑙𝑣) Donde: ℎ𝑡𝑢𝑏 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 (𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛) ℎ𝑒𝑛𝑡 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 ℎ𝑟𝑒𝑑1 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 6 𝑖𝑛 𝑎 4 𝑖𝑛 ℎ𝑟𝑒𝑑2 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 4 𝑖𝑛 𝑎 2 𝑖𝑛 ℎ𝑟𝑒𝑑3 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 2 𝑖𝑛 𝑎 1 𝑖𝑛 ℎ𝑢𝑟 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑢𝑛𝑖ó𝑛 𝑟𝑜𝑠𝑐𝑎𝑑𝑎 ℎ𝑣𝑎𝑙𝑣 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑣á𝑙𝑣𝑢𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖ó𝑛  Caudal 10 L/s 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ∑ ℎ𝑓 (Ecuación 36) 𝐻𝑛 = 31.5 𝑚  Caudal 11 L/s 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ∑ ℎ𝑓 (Ecuación 37) 𝐻𝑛 = 33.6 𝑚  Caudal 12 L/s 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ∑ ℎ𝑓 (Ecuacion 38) 𝐻𝑛 = 34.1 𝑚 121 4.2.4.2. Tramo 2: casa de máquinas – cámara de carga 2 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ∑ ℎ𝑓 (Ecuacion 39) ∑ ℎ𝑓 = (ℎ𝑡𝑢𝑏 + ℎ𝑒𝑛𝑡 + ℎ𝑒𝑥𝑝 + ℎ𝑟𝑒𝑑1 + ℎ𝑟𝑒𝑑2 + ℎ𝑟𝑒𝑑3 + ℎ𝑢𝑟 + ℎ𝑣𝑎𝑙𝑣) Donde: ℎ𝑡𝑢𝑏 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 (𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛) ℎ𝑒𝑛𝑡 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 ℎ𝑒𝑥𝑝 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑒𝑥𝑝𝑎𝑛𝑠𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 4 𝑖𝑛 𝑎 6 𝑖𝑛 ℎ𝑟𝑒𝑑1 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 6 𝑖𝑛 𝑎 4 𝑖𝑛 ℎ𝑟𝑒𝑑2 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 4 𝑖𝑛 𝑎 2 𝑖𝑛 ℎ𝑟𝑒𝑑3 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 2 𝑖𝑛 𝑎 1 𝑖𝑛 ℎ𝑢𝑟 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑢𝑛𝑖ó𝑛 𝑟𝑜𝑠𝑐𝑎𝑑𝑎 ℎ𝑣𝑎𝑙𝑣 = 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑒𝑛 𝑙𝑎 𝑣á𝑙𝑣𝑢𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖ó𝑛  Caudal 10 L/s 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ∑ ℎ𝑓 (Ecuación 40) 𝐻𝑛 = 40.8 𝑚  Caudal 11 L/s 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ∑ ℎ𝑓 (Ecuación 41) 𝐻𝑛 = 42.8 𝑚  Caudal 12 L/s 𝐻𝑛 = 𝐻𝑏 − ∑ ℎ𝑓 (Ecuación 42) 𝐻𝑛 = 43.2 122 4.2.5. Selección de turbina La velocidad específica de la turbina, reformulada en unidades de radianes, quedó de la siguiente manera: 𝜔𝑄0.5 𝑁𝑆 = (𝑔𝐻)0.75 𝑁𝑆 = 19.5 La velocidad específica en donde la velocidad es proporcional a la raíz cuadrada de la potencia e inversamente proporcional a la potencia, resultó: 𝑁√𝑃𝑡 𝑁𝑆 = 𝐻5/4 𝑁𝑆 = 28.4 Tomando en cuenta la Figura 22 y la Tabla 18, la turbina seleccionada según la velocidad específica corresponde a un Turbina Pelton de 1 inyector. Así mismo, teniendo en consideración la relación caudal (10 – 12 L/s) y altura (35 y 45 m), el tipo de turbina seleccionada para el sistema, es una tipo Pelton, como se muestra en la Figura 26 donde se observa la selección teniendo en cuenta los parámetros mencionados. Figura 26. Selección de la turbina Pelton 123 4.2.6. Selección de Alternador Se seleccionó un generador Síncrono, debido a que pueden funcionar en una red eléctrica aislada y es el más adecuado para centrales hidroeléctricas a pequeña escala (Reljić et al., 2010). Se seleccionó 4 polos, y una frecuencia de 60 Hz, según el Código Nacional de Electricidad (Perú), reemplazando los datos en la ecuación siguiente 120𝑓 𝑁 = 𝑃 resultó una velocidad de 1 800 RPM. El alternador seleccionado, es un Three – Phase A.C Syncrhonous Generator modelo STC – 5 (ANEXO 7), en la Tabla 46 se muestra la información nominal del alternador. Tabla 46. Información nominal del Alternador Modelo STC – 5 Potencia máxima (kW) 5 Revoluciones (RPM) 1 800 Voltaje (V) 380-400 Fase Trifásico (3 fases) N° Polos 4 Frecuencia (Hz) 60 124 4.2.7. Potencia hidráulica 4.2.7.1. Carga hidráulica de 35 m  Caudal: 10 L/s 𝑃 = 𝛾 𝑥 𝑄 𝑥 𝐻 (Ecuación 44) 𝑃 = 3.08 𝑘𝑊  Caudal: 11 L/s 𝑃 = 𝛾 𝑥 𝑄 𝑥 𝐻 (Ecuación 45) 𝑃 = 3.62 𝑘𝑊  Caudal: 12 L/s 𝑃 = 𝛾 𝑥 𝑄 𝑥 𝐻 (Ecuación 46) 𝑃 = 4.0 𝑘𝑊 4.2.7.2. Carga hidráulica de 45 m  Caudal: 10 L/s 𝑃 = 𝛾 𝑥 𝑄 𝑥 𝐻 (Ecuación 47) 𝑃 = 3.99 𝑘𝑊  Caudal: 11 L/s 𝑃 = 𝛾 𝑥 𝑄 𝑥 𝐻 (Ecuacion 48) 𝑃 = 4.6 𝑘𝑊  Caudal: 12 L/s 𝑃 = 𝛾 𝑥 𝑄 𝑥 𝐻 (Ecuación 49) 𝑃 = 5.08 𝑘𝑊 125 4.2.8. Potencia neta/de salida Se determinó la potencia neta o potencia de salida, que consiste en la multiplicación de la potencia hidráulica estimada con los factores de rendimiento de la turbina, generador y transmisión de energía. 4.2.8.1. Carga hidráulica de 45 m  Caudal: 10 L/s 𝑃𝐸 = 𝜂𝑇 ∗ 𝜂𝐺 ∗ 𝜂𝑇𝑟 ∗ 𝑃ℎ (Ecuación 51) 𝑃𝐸 = 2.78 𝑘𝑊  Caudal: 11 L/s 𝑃𝐸 = 𝜂𝑇 ∗ 𝜂𝐺 ∗ 𝜂𝑇𝑟 ∗ 𝑃ℎ (Ecuación 52) 𝑃𝐸 = 3.2 𝑘𝑊  Caudal: 12 L/s 𝑃𝐸 = 𝜂𝑇 ∗ 𝜂𝐺 ∗ 𝜂𝑇𝑟 ∗ 𝑃ℎ (Ecuación 53) 𝑃𝐸 = 3.54 𝑘𝑊 4.2.8.2. Carga hidráulica de 35 m  Caudal: 10 L/s 𝑃𝐸 = 𝜂𝑇 ∗ 𝜂𝐺 ∗ 𝜂𝑇𝑟 ∗ 𝑃ℎ (Ecuación 54) 𝑃𝐸 = 2.14 𝑘𝑊  Caudal: 11 L/s 𝑃𝐸 = 𝜂𝑇 ∗ 𝜂𝐺 ∗ 𝜂𝑇𝑟 ∗ 𝑃ℎ (Ecuación 55) 𝑃𝐸 = 2.52 𝑘𝑊  Caudal: 12 L/s 𝑃𝐸 = 𝜂𝑇 ∗ 𝜂𝐺 ∗ 𝜂𝑇𝑟 ∗ 𝑃ℎ (Ecuación 56) 𝑃𝐸 = 2.79 𝑘𝑊 126 4.3. Estudio topográfico Los resultados se muestran en la Tabla 47 y 48. El ANEXO 8 muestra el plano del levantamiento topográfico desde la captación hasta la casa de máquinas y el ANEXO 9 muestra el plano topográfico de toda la zona de estudio. Tabla 47. Medidas obtenidas del levantamiento topográfico Puntos Abscisas Elevación Descripción 1 0+000 1331.35 Toma de agua 2 0+007.01 1330.23 Cámara de carga 2 3 0+042.85 1318.25 Cámara de carga 1 4 0+063.19 1295.61 - 5 0+099.66 1282.92 Casa de máquinas Tabla 48. Coordenadas de los puntos del levantamiento topográfico Puntos Posición X Posición Y Elevación 1 547 891.32 8 758 731.33 1331.35 2 547 884.32 8 758 731.71 1330.23 3 547 850.13 8 758 743.13 1318.25 4 547 830.78 8 758 748.66 1295.61 5 547 797.78 8 758 764.66 1282.92 En la Figura 27 se muestra el perfil longitudinal, para tener una perspectiva de la altura y la pendiente del terreno en el área de estudio. 127 Perfil longitudinal 1330 1320 1310 1300 1290 1280 0+000 0+007 0+042 0+063 0+099 ABSCISAS Figura 27. Perfil longitudinal del terreno de la zona de estudio 4.4. Estudio hidrológico 4.4.1. Descripción de la cuenca La microcuenca Cashingari se encuentra ubicada dentro de la subcuenca Sanibeni y de la cuenca Satipo (ANEXO 10), como cuenca general se encuentra la cuenca Perené. El área de la microcuenca es de 6.82 km2 y su longitud de 14.7 km, teniendo como máxima elevación los 1 593 msnm y como elevación mínima los 597 msnm. La microcuenca Cashingari está clasificado como una cuenca Muy Pequeña debido a que su área es menor a los 25 km2. 4.4.2. Parámetros geomorfológicos de la cuenca Según la metodología descrita para determinar cada tipo de parámetros (generales de forma y geomorfológicos), la Tabla 49, Tabla 50 y Tabla 51 muestran los resultados de cada parámetro analizado. 128 COTAS Tabla 49. Parámetros generales de la cuenca Parámetro Datos Área 6.82 km2 Perímetro 14.7 km Desnivel altitudinal 996 m Longitud del cauce principal 3.939 km Tabla 50. Parámetros de forma de la cuenca Parámetro Datos Coeficiente de compacidad 1.89 Densidad de drenaje 0.73 Factor de forma 0.44 Razón de elongación 0.2 Índice de circularidad 0.39 Tabla 51. Parámetros de relieve de la cuenca Parámetro Datos Cota mínima 597 msnm Cota máxima 1 593 msnm Elevación media 1 144 mnsm Centroide X 547084 Centroide Y 8758966 Longitud del lado mayor del rectángulo Equivalente 7.89 km Longitud del lado menor del rectángulo Equivalente 0.87 km Pendiente de la cuenca (método de Alvord) 42 % Pendiente del cauce principal 22 % Para determinar la pendiente de la cuenca, se requiere de la longitud de cada curva de nivel dentro de la misma, y se muestran en la Tabla 52. 129 Tabla 52. Longitud de cada curva de nivel ID Cota (msnm) Longitud (Km) 1 1600 0.32 2 1600 0.27 3 1550 0.51 4 1550 0.32 5 1550 2.40 6 1550 0.19 7 1550 0.65 8 1550 1.65 9 1400 3.52 10 1200 2.28 11 1000 2.62 12 1500 6.39 13 1450 4.48 14 1350 2.74 15 1150 2.31 16 1100 2.44 17 1250 2.39 18 1300 2.64 19 850 2.78 20 800 2.43 21 900 2.50 22 950 2.43 23 700 1.80 24 1050 2.58 25 600 0.38 26 750 2.00 27 650 1.62 TOTAL 56.63 La pendiente de la microcuenca es 42 % y según el reglamento de clasificación de tierras, la microcuenca se define como empinada. El ANEXO 11 muestra el mapa de pendientes de la microcuenca Cashingari. 130 4.4.3. Precipitación 4.4.3.1. Análisis de consistencia de precipitación  Grupo 1 - Resultados: El periodo utilizado para el análisis de doble masa es entre los años 2000 – 2010. En la Figura 29 se observa la curva de doble masa en la cual se puede visualizar la gráfica entre la precipitación acumulada y la precipitación promedio acumulada de las cinco estaciones, del análisis se observa que no existen saltos significativos y que las curvas que forman las estaciones forman rectas invariables, confirmando que las estaciones tienen registros homogéneos y son consistentes. Análisis de Doble Masa 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Precipitación promedio acumulada (mm) Comas Runatullo Santa Ana Jauja Ingenio Figura 28. Análisis de doble masa del grupo 1  Grupo 2 El periodo utilizado para el análisis de doble masa es entre los años 2000 – 2009. En la Figura 30 se observa la curva de doble masa en la cual se puede visualizar la gráfica entre la precipitación acumulada y la precipitación promedio acumulada de las cuatro estaciones, del análisis se observa que no existen saltos significativos y que las curvas que forman las estaciones forman rectas invariables, confirmando que las estaciones tienen registros homogéneos y son consistentes. 131 Preciitación acumulada (mm) Análisis de Doble Masa 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Precipitación promedio acumulada (mm) Tarma Huasahuasi Ricran La oroya Figura 29. Análisis de doble masa del grupo 2  Grupo 3 El periodo utilizado para el análisis de doble masa es entre los años 2001 – 2010. En la Figura 31 se observa la curva de doble masa en la cual se puede visualizar la gráfica entre la precipitación acumulada y la precipitación promedio acumulada de las cuatro estaciones, del análisis se observa que no existen saltos significativos y que las curvas que forman las estaciones forman rectas invariables, confirmando que las estaciones tienen registros homogéneos y son consistentes. 132 Precipitación acumulada (mm) Análisis de Doble Masa 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 Precipitación promedio acumulada (mm) Pichanaki Satipo Puerto Ocopa Oxapampa Figura 30. Análisis de doble masa del grupo 3  Grupo 4 El periodo utilizado para el análisis de doble masa es entre los años 1964 – 1969. En la Figura 32 se observa la curva de doble masa en la cual se puede visualizar la gráfica entre la precipitación acumulada y la precipitación promedio acumulada de las dos estaciones, del análisis se observa que no existen saltos significativos y que las curvas que forman las estaciones forman rectas invariables, confirmando que las estaciones tienen registros homogéneos y son consistentes. 133 Precipitación acumulada (mm) Análisis de Doble Masa 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 Precipitación promedio acumulada (mm) Pampa Whaley San Miguel de Bocaz Figura 31. Análisis de doble masa del grupo 4 4.4.3.2. Precipitación de la cuenca 4.4.3.2.1. Total anual La distribución de las isoyetas anuales se realizó cada 50 mm y como resultado se obtuvo la precipitación total anual de la cuenca, el cálculo se muestra en la Tabla 53 y el mapa de isoyetas de la cuenca Perené se muestra en el ANEXO 12 y el de la Micro-cuenca Cashingari en el ANEXO 13. Tabla 53. Cálculo de la precipitación total anual Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 1784 – 1750 1.72 1767 3039.24 1750 – 1700 3.36 1725 5796 1700 - 1652 1.74 1676 2916.24 6.82 11751.48 Precipitación total anual 1723.09 134 Precipitación acumulada (mm) 4.4.3.2.2. Media mensual Se realizó 12 distribuciones de isoyetas de los meses de enero a diciembre, siendo generadas cada 10 mm, como resultado se obtuvo la precipitación mensual de la cuenca (Tabla 5 y Figura 32), el cálculo mensual se muestra entre las Tablas 55 a 66. Tabla 54. Precipitación mensual de la Micro-cuenca Cashingari Meses Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Precpitación 228.04 223.1 209.9 129.9 66.8 51.4 60.3 70.7 100.1 156.6 173 252.6 Precipitación mensual 300 252.6 250 228.04 223.1 209.9 200 173 156.6 150 129.9 100.1 100 66.8 70.760.3 51.4 50 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Figura 32. Precipitación mensual de la cuenca Tabla 55. Cálculo de la precipitación mensual - Enero Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 217 – 220 0.38 218.5 83.03 220 – 230 3.86 225 868.5 230 – 238 2.58 234 603.72 6.82 1555.25 Precipitación mensual 228.04 135 Precipitación (mm) Tabla 56. Cálculo de la precipitación mensual - Febrero Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 207 – 210 0.23 208.5 47.96 210 – 220 2.09 215 449.35 220 - 230 2.84 225 639 230 – 240 1.64 235 385.4 6.82 1521.71 Precipitación mensual 223.1 Tabla 57. Cálculo de la precipitación mensual - Marzo Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 204 – 2010 3.23 207 668.61 210 – 215 3.59 212.5 762.88 6.82 1431.49 Precipitación mensual 209.9 Tabla 58. Cálculo de la precipitación mensual - Abril Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 129 – 130 5.1 129.5 660.45 130 – 132 1.72 131 225.32 6.82 885.77 Precipitación mensual 129.9 136 Tabla 59. Cálculo de la precipitación mensual - Mayo Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 59 – 60 0.03 59.5 1.785 60 – 70 5.05 65 328.25 70 – 74 1.74 72 125.28 6.82 455.32 Precipitación mensual 66.8 Tabla 60. Cálculo de la precipitación mensual - Junio Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 45 – 50 2.58 47.5 122.55 50 – 58 4.24 54 228.96 6.82 351.51 Precipitación mensual 51.4 Tabla 61. Cálculo de la precipitación mensual - Julio Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 50 – 60 3.23 55 177.65 60 - 70 3.59 65 233.35 6.82 411 Precipitación mensual 60.3 137 Tabla 62. Cálculo de la precipitación mensual - Agosto Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 67 – 70 3.03 68.5 207.56 70 – 75 3.79 72.5 274.78 6.82 482.34 Precipitación mensual 70.7 Tabla 63. Cálculo de la precipitación mensual - Setiembre Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 97 – 100 2.39 97.5 233.03 100 – 105 4.43 101.5 449.65 6.82 Precipitación mensual 100.1 Tabla 64. Cálculo de la precipitación mensual - Octubre Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 140 – 150 1.51 145 218.95 150 – 160 2.8 155 434 160 - 170 2.39 165 394.35 170 - 172 0.12 171 20.52 6.82 1067.82 Precipitación mensual 156.6 138 Tabla 65. Cálculo de la precipitación mensual - Noviembre Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 172 - 176 6.82 173 1189.86 Precipitación mensual 173.0 Tabla 66. Cálculo de la precipitación mensual - Diciembre Isoyetas (mm) Área entre isoyetas Precipitación media Área x (km2) (mm) precipitación 247 – 250 1.20 248.5 298.2 250 – 257 5.62 253.5 1421.67 6.82 1722.87 Precipitación mensual 252.6 4.4.4. Caudal promedio 4.4.4.1. Transposición de caudal La cuenca elegida para el método de transposición de caudales es la cuenca de la quebrada Ourohuari, en el ANEXO 14 se muestra la ubicación de la cuenca. Las características geomorfológicas e hidro-meteorológicas entre ambas cuencas son similares, no existiendo variaciones significativas. Para verificar estas similitudes, se realizaron los respectivos análisis. 139 4.4.4.1.1. Características geomorfológicas Los datos geomorfológicos de las cuencas Cashingari y Ourohuari se muestran en la Tabla 67. Tabla 67. Características geomorfológicas Tipo de Parámetro Cuenca parámetro Cashingari Ourohuari Área 6.82 km2 8.1 km2 Parámetros Perímetro 14.7 km 13.4 km generales Desnivel altitudinal 996 m 745 m Longitud del cauce principal 3.939 km 4.5 km Coeficiente de compacidad 1.89 1.33 Parámetros Densidad de drenaje 0.73 0.56 de forma Factor de forma 0.44 0.40 Razón de elongación 0.20 0.24 Índice de circularidad 0.39 0.57 Cota mínima 597 msnm 675 msnm Cota máxima 1 593 msnm 1 420 msnm Elevación media 1 144 mnsm 1 042 msnm Parámetros Longitud del lado mayor del rectángulo 7.89 km 4.90 km de relieve Equivalente Longitud del lado menor del rectángulo 0.87 km 1.60 km Equivalente Pendiente de la cuenca (método de Alvord) 42 % 27 % La proporción del área entre ambas cuencas está dentro del rango de 0.5 – 1.5, la diferencia entre la longitud de sus cauces principales es mínima, además, todos los parámetros de forma son similares, a excepción del coeficiente de compacidad, lo que demuestra que la cuenca Cashingari presenta una forma más alargada y la cuenca Ourohuari tiene una forma más redondeada. Por ende, las características geomorfológicas entre las cuencas mencionadas son similares. 140 4.4.4.1.2. Características hidrometeorológicas Los valores de precipitación total mensual interanual de ambas cuencas se muestran en la Tabla 68, y el gráfico de la variación de precipitación total mensual se muestra en la Figura 33. Tabla 68. Precipitación total mensual Meses Precipitación (mm) Cashingari Ourohuari Enero 228.04 251.9 Febrero 223.1 262.1 Marzo 209.9 196.7 Abril 129.9 125.2 Mayo 66.8 82.5 Junio 51.4 62.9 Julio 60.3 82.6 Agosto 70.7 76.4 Setiembre 100.1 92.0 Octubre 156.6 190.7 Noviembre 173.0 173.5 Diciembre 252.6 263.4 Anual 1723.09 1 860.0 141 Variación de la precipitación total mensual 300 250 200 150 100 50 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Cashingari Ourohuari Figura 33. Variación de la precipitación total mensual de la cuenca Cahingari y Ourohuari. 4.4.4.1.3. Zonas de Vida Dentro de la cuenca Cashingari, se identificó dos zonas de vida que explican el comportamiento hidrológico: Bosque húmedo premontano tropical (bh – PT) y Bosque húmedo tropical (bh – T). Así mismo, la cuenca Ourohuari presenta las mismas zonas de vida que la cuenca Cashingari. Estos indicó una similitud de los parámetros climáticos, principalmente de la temperatura y la precipitación entre ambas cuencas. Los ANEXOS 15 y 16 presentan el mapa de zonas de vida de cada microcuenca. 4.4.4.1.4. Obtención de caudales En el ANEXO 17 se muestra la obtención del caudal promedio mensual de cada año entre los años 1965 – 2014 de la cuenca Cashingari. 142 Precipitación (mm) 4.4.5. Máximas avenidas 4.4.5.1. Caudal de máximas avenidas La Micro-cuenca Cashingari se encuentra dentro de la región 7, por ende, los coeficientes que le corresponden son: C1=0.22, C2=0.37, m=0.24, n=0.04. Los períodos de retorno elegidos son: 5, 10, 25, 50 y 100 años. Los caudales de avenidas se muestran en la Tabla 69. Tabla 69. Caudales de avenidas de la Micro-cuenca Cashingari Período de retorno Caudal de avenida 5 años 5.4 m3/s 10 años 7.7 m3/s 25 años 10.8 m3/s 50 años 13.1 m3/s 100 años 15. 4 m3/s 4.4.5.2. Tiempo de concentración El tiempo de concentración resultante para la microcuenca Cashingari fue de 20.06 minutos, como se muestra a continuación: 3 0.385𝐿 𝑇𝑐 = 0.87 ( ) (Ecuación 43) ∆𝐻 𝑇𝑐 = 20.06 𝑚𝑖𝑛𝑢𝑡𝑜𝑠 4.4.5.3. Intensidad de precipitación La intensidad de precipitación determinada para diferentes intervalos de tiempo, se muestra en la Tabla 70. 143 Tabla 70. Intensidad de precipitación en diferentes intervalos de tiempo Años Intensidad 5 años 90.45 mm/h 10 años 102.46 mm/h 25 años 120.84 mm/h 50 años 136.9 mm/h 100 años 155.09 mm/h 4.5. Evaluación de Impacto Ambiental 4.5.1. Identificación de impactos ambientales 4.5.1.1. Identificación de actividades del proyecto Se identificó las principales actividades del proyecto, la cual se agruparon según las fases: fase de construcción y, fase de operación y mantenimiento. La Tabla 71 muestra las actividades a desarrollar de la Pico-central. 4.5.1.1.1. Fase de construcción. A. Actividades previas  Habilitación de vías de acceso: habilitación de caminos de acceso peatonal para el traslado de materiales y equipos necesarios en la construcción de la Pico-central hidroeléctrica.  Estudio topográfico: levantamiento topográfico que comprende el levantamiento desde la toma de agua hasta el lugar donde se instalará la casa de máquinas. B. Obras civiles  Preparación del terreno: actividades relacionadas con el desbroce y despalme de las áreas donde se instalarán los diversos componentes de la Pico-central hidroeléctrica. 144  Transporte de materiales: abarca las actividades relacionadas con el traslado de equipos, herramientas e insumos hacia la zona del proyecto.  Excavación y movimiento de tierras: actividades relacionadas con el movimiento de tierras en las áreas donde se ubicarán los diversos componentes de la Pico-central.  Construcción de obras hidráulicas: construcción de obras hidráulicas como: toma de agua, cámaras de carga y obras complementarias.  Instalación de tubería forzada: colocación de tubería de conducción. C. Casa de máquinas  Construcción de casa de máquinas: actividades relacionadas con la construcción de la caseta de maniobras, lugar donde albergará los equipos electromecánicos.  Transporte de equipos electromecánicos: incluye las actividades relacionadas con el traslado de los equipos que operarán la Pico-central a la casa de máquinas.  Montaje de equipos electromecánicos: instalación de equipos electromecánicos en la casa de máquinas. D. Instalación eléctrica  Transporte de línea eléctrica y accesorios: abarca las actividades que incluyen el traslado la línea y los accesorios para la instalación eléctrica.  Tendido de línea eléctrica: instalación de la línea eléctrica desde el punto de generación hasta el fundo Buenavista. 4.5.1.1.2. Fase de operación y mantenimiento  Operación de las obras de derivación y captación: operación de la tubería de derivación y las cámaras de carga para el almacenamiento del agua.  Operación de la casa de máquinas: operación de los equipos electromecánicos para la generación de energía eléctrica. 145  Descarga de aguas turbinadas: descarga libre a la quebrada Cashingari del agua turbinada empleada para la generación de energía eléctrica.  Operación de la línea eléctrica  Mantenimiento de las estructuras hidráulicas: limpieza de las cámaras de carga, tuberías forzadas y tubería de derivación.  Mantenimiento y limpieza de equipos electromecánicos: actividades requeridas para garantizar el óptimo funcionamiento de los equipos mecano- eléctricos (turbina, alternador, válvulas). Tabla 71. Actividades de la Pico-central durante las fases de construcción, operación y mantenimiento. ETAPA CONSTRUCCION Actividades Previas Habilitación de vías de acceso A1 Estudio topográfico A2 Obras civiles Preparación del terreno A3 Transporte de materiales A4 Excavación y movimiento de tierras A5 Construcción de obras hidráulicas A6 Instalación de tubería forzada A7 Casa de máquinas Construcción de casa de máquinas A8 Transporte de equipos electromecánicos A9 Montaje de equipos electromecánicos A10 Instalación eléctrica Transporte de línea eléctrica y accesorios A11 Tendido de línea eléctrica A12 ETAPA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Operación Operación de las obras de derivación y captación A13 Operación de la casa de máquinas A14 Descarga de aguas turbinadas A15 Operación de la línea eléctrica A16 Mantenimiento Mantenimiento y limpieza de las estructuras hidráulicas A17 146 Mantenimiento y limpieza de equipos electromecánicos A18 4.5.1.2. Identificación de factores ambientales Conesa (2010) propone una estructura jerárquica del entorno que está constituido por elementos y procesos interrelacionados: sistemas, subsistemas, componentes y factores. Así mismo, a cada factor se le atribuye un índice ponderal expresado en unidades de importancia (UIP), para determinar la importancia relativa de cada parámetro ambiental. En la Tabla 72 se muestra los factores ambientales del proyecto y sus respectivos UIP. Tabla 72. Factores ambientales del proyecto Sistema Subsistema Componente Factor Ambiental UIP Calidad de aire C1 25 Aire Ruido C2 25 Topografía C3 25 Tierra y suelo Calidad del suelo C4 50 Medio Inerte Calidad de agua C5 75 superficial Agua Cantidad de agua C6 75 superficial Procesos Erosión del suelo C7 25 Medio TOTAL MEDIO INERTE 300 Físico Diversidad y abundancia C8 50 del sotobosque Flora Diversidad y abundancia C9 50 arbórea Diversidad y abundancia C10 50 Medio de fauna terrestre Biótico Diversidad y abundancia Fauna C11 50 de aves Diversidad y abundancia C12 50 de fauna acuática TOTAL MEDIO BIÓTICO 250 Paisaje Paisaje Intrínseco C13 50 147 Medio TOTAL MEDIO PERCEPTUAL 50 Perceptual TOTAL MEDIO FÍSICO 600 Uso Productivo Usos del territorio C14 50 Infraestructura Accesos y vías C15 50 Medio Rural Otras infraestructuras C16 25 TOTAL MEDIO RURAL 125 Aspectos Desarrollo local C17 50 colectivos Percepción acerca del C18 25 proyecto Medio Medio Aspectos Socio- Socio Calidad de vida C19 50 humanos económico Cultural Aceptación social de la C20 25 actividad TOTAL MEDIO SOCIO CULTURAL 150 Empleo C21 75 Economía Medio Dinamización del C22 50 Ecónomico comercio local TOTAL MEDIO ECONÓMICO 125 TOTAL MEDIO SOCIO-ECONÓMICO 400 TOTAL AMBIENTE AFECTADO 1000 4.5.1.3. Identificación de impactos ambientales Una vez definidos las actividades del proyecto y los factores ambientales del entorno, se realizó la identificación de los impactos, sean positivos o negativos según corresponda, como se muestra en la Tabla 73. 148 4.5.2. Evaluación de impactos ambientales 4.5.2.1. Importancia del impacto La Tabla 74 presenta la caracterización de impactos, resultado de la interacción entre cada componente del proyecto y los factores identificados del entorno, la estimación de los impactos se realizó en función de once atributos definidos por (Conesa, 2010). 4.5.2.2. Ponderación de la importancia Se realizó la ponderación de la importancia relativa de cada parámetro ambiental expresado en UIP (Unidades de Importancia), para determinar el nivel de contribución al entorno, como se muestra en el ANEXO 18. 149 Tabla 73. Matriz de identificación de impactos MATRIZ DE ETAPA OPERACIÓN Y ETAPA CONSTRUCCION MANTENIMIENTO IDENTIFICACIÓN DE Actividades Casa de Instalación Mantenimi IMPACTOS Obras civiles Operación Previas máquinas eléctrica -ento Sistema Subsistema Componente Ci A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 A17 A18 C1 X X X Aire C2 X X Tierra y C3 X Medio suelo C4 X X X X X X X X Inerte C5 X X X Agua C6 X X X Medio Procesos C7 X X X X X X Fisico C8 X X X X X Flora C9 X X Medio C10 X X X X Biótico Fauna C11 X X C12 X X X Medio Paisaje C13 X X X X X X X Perceptual Uso Medio Medio C14 X X X Productivo Socio- Rural C15 X económic Infraestruc- C16 o tura Aspectos C17 X X colectivos Medio Socio C18 X X X X Cultural Aspectos C19 X X humanos C20 X X X X Medio C21 X X X X X X X X X X X Ecónomic Economía o C22 X X X 151 Tabla 74. Matriz de impactos ambientales ETAPA OPERACIÓN Y ETAPA CONSTRUCCION MANTENIMIENTO MATRIZ DE IMPACTOS Actividades Casa de Instalació Manteni Obras civiles Operación Previas máquinas n eléctrica miento Sistema Subsistema Componente Ci A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 A12 A13 A14 A15 A16 A17 A18 C1 -19 -19 33 Aire C2 -19 -35 C3 -24 Tierra y suelo C4 -21 -21 -22 -20 -26 -24 -24 -20 Medio Inerte C5 -22 -24 -22 Agua C6 -21 -29 29 Procesos C7 -24 -25 -24 -27 -22 -23 Medio TOTAL -45 -21 -85 -44 -118 -45 0 -46 -43 0 0 0 -29 -2 5 0 -22 0 Fisico C8 -22 -20 -26 -24 -22 Flora C9 -24 -18 Medio C10 -17 -18 -18 -24 Biótico Fauna C11 -24 -28 C12 -21 -22 -23 TOTAL -39 -20 -92 0 -39 -42 -22 0 0 0 0 0 -22 -24 -23 -28 0 0 Medio Paisaje C13 -24 -23 -23 -24 -23 -24 -22 Perceptual TOTAL -24 0 -23 0 -23 -24 -23 -24 0 0 0 -22 0 0 0 0 0 0 Uso Productivo C14 -18 -19 -19 C15 22 Medio Rural Infraestructura C16 TOTAL 22 0 0 0 -18 -19 0 -19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Aspectos C17 59 59 colectivos Medio C18 -20 -23 -20 -20 Socio- Medio Socio Aspectos economico Cultural C19 47 47 humanos C20 -18 -21 -18 -18 TOTAL 0 0 -38 0 -44 -38 0 -38 0 0 0 0 0 106 0 106 0 0 C21 20 20 20 20 20 20 20 20 20 21 21 Medio Economía C22 20 20 20 Ecónomico TOTAL 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 0 0 0 0 21 21 153 4.5.3. Análisis de Impactos 4.5.3.1. Por componentes ambientales Según la evaluación de impactos realizada, los impactos producidos se distribuyen de la siguiente forma: 51 impactos sobre el medio físico (27 medio inerte, 17 medio biótico y 7 medio perceptual) que representa el 63% (Figura 34) y 30 impactos sobre el medio socio-económico (4 medio rural, 12 medio socio cultural y 14 medio económico) que representa el 37%. En la Tabla 75 se muestra el total de interacciones por cada factor ambiental. Tabla 75. Interacciones totales por cada factor ambiental Sistema Subsistema Componente Factor Ambiental Interacción Calidad de aire C1 3 Aire Ruido C2 2 Topografía C3 1 Tierra y suelo Calidad del suelo C4 8 Medio Inerte Calidad de agua C5 3 superficial Agua Cantidad de agua C6 3 superficial Procesos Erosión del suelo C7 6 Medio TOTAL MEDIO INERTE 27 Físico Diversidad y abundancia C8 5 del sotobosque Flora Diversidad y abundancia C9 2 arbórea Diversidad y abundancia Medio C10 4 de fauna terrestre Biótico Diversidad y abundancia Fauna C11 2 de aves Diversidad y abundancia C12 3 de fauna acuática TOTAL MEDIO BIÓTICO 17 Medio Paisaje Paisaje Intrínseco C13 7 Perceptual TOTAL MEDIO PERCEPTUAL 7 TOTAL MEDIO FÍSICO 51 154 Uso Productivo Usos del territorio C14 3 Infraestructura Accesos y vías C 1 Medio 15 Rural Otras infraestructuras C16 0 TOTAL MEDIO RURAL 4 Aspectos Desarrollo local C17 2 colectivos Percepción acerca del C18 4 Medio proyecto Socio Aspectos Calidad de vida C19 2 Medio Cultural humanos Aceptación social de la Socio- C20 4 actividad económico TOTAL MEDIO SOCIO CULTURAL 12 Empleo C21 11 Economía Medio Dinamización del C22 3 Ecónomico comercio local TOTAL MEDIO ECONÓMICO 14 TOTAL MEDIO SOCIO-ECONÓMICO 30 TOTAL AMBIENTE AFECTADO 81 Interacción por Sistemas Medio Socio - económico, 37% Medio Físico, 63% Figura 34. Interacción total por sistema 155 El orden de interacciones de mayor a menor, comienza con el medio inerte que representa el 33% del total, seguido del medio biótico con un 21%, medio económico con 17%, medio socio-cultural con 15%, medio perceptual con un 9% y el medio rural con 5%, esto se representa en la Figura 35. Interacción por Subsistemas Medio Económico, 17% Medio Socio- Medio Inerte, cultural, 15% 33% Medio Biótico, 21% Medio Rural, 5% Medio Perceptual, 9% Figura 35. Interacción total por subsistemas Según la metodología desarrollada por Conesa (2010) se realizaron dos tipos de valoración: importancia absoluta e importancia relativa, tomando en consideración las UIP que se le asignaron a cada factor ambiental. En la Tabla 76, se muestra los resultados de la importancia absoluta, donde señala de mayor a menor los factores ambientales afectados durante la etapa de construcción y operación de la Pico-central. Se puede apreciar que, de manera negativa, los principales factores afectados fueron la calidad del suelo, el paisaje intrínseco y la erosión del suelo, mientras que el empleo y el desarrollo local proporcionaron efectos positivos. En la Figura 36, se grafica la importancia absoluta de los factores. 156 Tabla 76. Importancia absoluta de cada factor ambiental Total Factores Ambientales % Absoluto C21 Empleo 222 12.8% C4 Calidad del suelo -178 10.2% C13 Paisaje Intrínseco -163 9.4% C7 Erosión del suelo -145 8.3% C17 Desarrollo local 118 6.8% C8 Diversidad y abundancia del sotobosque -114 6.6% C19 Calidad de vida 94 5.4% C18 Percepción acerca del proyecto -83 4.8% Diversidad y abundancia de fauna C10 -77 4.4% terrestre C20 Aceptación social de la actividad -75 4.3% C5 Calidad de agua superficial -68 3.9% Diversidad y abundancia de fauna C12 -66 3.8% acuática C22 Dinamización del comercio local 60 3.5% C14 Usos del territorio -56 3.2% C2 Ruido -54 3.1% C11 Diversidad y abundancia de aves -52 3.0% C9 Diversidad y abundancia arbórea -42 2.4% C3 Topografía -24 1.4% C15 Accesos y vías 22 1.3% C6 Cantidad de agua superficial -21 1.2% C1 Calidad de aire -5 0.3% C16 Otras infraestructuras 0 0.0% 157 Importancia Absoluta 250 222 200 150 118 94 100 60 50 22 0 0 -5 -50 -24 -21 -42 -54 -52 -56 -100 -68 -77 -66 -83 -75 -150 -114 -145 -200 -163-178 Figura 36. Distribución de la importancia absoluta por factor ambiental Seguidamente, la Tabla 77 muestra los resultados de la importancia relativa de cada factor ambiental, en la cual el empleo ocupa el primer lugar con un 19.6%, seguido de la calidad del suelo (10.5%) y paisaje intrínseco (9.6%), no existiendo variación con la posición resultante en la Tabla 76. En la Figura 37, se grafica la importancia relativa de cada factor del ambiente. Tabla 77. Importancia relativa de cada factor ambiental Total Factores Ambientales % Relativo C21 Empleo 16.65 19.6% C4 Calidad del suelo -8.90 10.5% C13 Paisaje Intrínseco -8.15 9.6% C17 Desarrollo local 5.90 6.9% C8 Diversidad y abundancia del sotobosque -5.70 6.7% C5 Calidad de agua superficial -5.10 6.0% C19 Calidad de vida 4.70 5.5% Diversidad y abundancia de fauna C10 -3.85 4.5% terrestre C7 Erosión del suelo -3.63 4.3% Diversidad y abundancia de fauna C12 -3.30 3.9% acuática C22 Dinamización del comercio local 3.00 3.5% C14 Usos del territorio -2.80 3.3% 158 C11 Diversidad y abundancia de aves -2.60 3.1% C9 Diversidad y abundancia arbórea -2.10 2.5% C18 Percepción acerca del proyecto -2.08 2.4% C20 Aceptación social de la actividad -1.88 2.2% C6 Cantidad de agua superficial -1.58 1.9% C2 Ruido -1.35 1.6% C15 Accesos y vías 1.10 1.3% C3 Topografía -0.60 0.7% C1 Calidad de aire -0.13 0.1% C16 Otras infraestructuras 0.00 0.0% Importancia Relativa 20 16.65 15 10 5.9 4.7 5 3 1.1 0 0 -0.125 -1.35 -0.6 -1.575 -5 -2.1 -2.6 -2.8 -2.075 -1.875 -3.625 -3.85 -3.3 -5.1 -5.7 -10 -8.9 -8.15 -15 Figura 37. Distribución de la importancia relativa por factor ambiental 4.5.3.2. Por actividades del proyecto Según las actividades del proyecto, el mayor porcentaje de afectación al ambiente por las actividades del proyecto, se producirán en el medio físico (79%), y menor proporción (21%) ocurrirá en el medio socio-económico. En la Tabla 78 se muestra el porcentaje de afectación de cada actividad. 159 Tabla 78. Porcentaje de afectación de cada actividad M. M. Actividades Total % Físico SE Habilitación de vías de acceso 5 2 7 8.6% Estudio topográfico 2 1 3 3.7% Preparación del terreno 9 3 12 14.8% Transporte de materiales 2 1 3 3.7% Excavación y movimiento de tierras 8 4 12 14.8% Construcción de obras hidráulicas 5 4 9 11.1% Instalación de tubería forzada 2 1 3 3.7% Construcción de casa de máquinas 3 4 7 8.6% Transporte de equipos electromecánicos 2 1 3 3.7% Montaje de equipos electromecánicos 0 1 1 1.2% Transporte de línea eléctrica y accesorios 0 1 1 1.2% Tendido de línea eléctrica 2 1 3 3.7% Total Etapa de Construcción 40 24 64 79% Operación de las obras de derivación y captación 2 0 2 2.5% Operación de la casa de máquinas 3 2 5 6.2% Descarga de aguas turbinadas 3 0 3 3.7% Operación de la línea eléctrica 1 2 3 3.7% Mantenimientos y limpieza de las estructuras hidráulicas 1 1 2 2.5% Mantenimiento y limpieza de equipos electromecánicos 1 1 2 2.5% Total Etapa de Operación y Mantenimiento 11 6 17 21% TOTAL ACTIVIDADES 51 30 81 100.0% Al realizar la valoración absoluta de los impactos, producto de las actividades comprendidas en la fase de construcción y, operación y mantenimiento, se puede apreciar en la Tabla 79, que la excavación y moviente de tierras, la preparación del terreno y la construcción (obras hidráulicas y casa de máquinas), son las principales actividades que impactan sobre el entorno, siendo el 60.6% del total. En la Figura 38 se muestra la distribución de la importancia total absoluta de cada actividad del proyecto. 160 Tabla 79. Porcentaje de afectación de cada actividad Total Actividades % Absoluto A5 Excavación y movimiento de tierras -222 19.4% A3 Preparación del terreno -218 19.0% A6 Construcción de obras hidráulicas -148 12.9% A8 Construcción de casa de máquinas -107 9.3% A14 Operación de la casa de máquinas 80 7.0% A16 Operación de la línea eléctrica 78 6.8% A1 Habilitación de vías de acceso -66 5.8% A13 Operación de las obras de derivación y captación -51 4.5% A7 Instalación de tubería forzada -25 2.2% A4 Transporte de materiales -24 2.1% A9 Transporte de equipos electromecánicos -23 2.0% A18 Mantenimiento y limpieza de equipos electromecánicos 21 1.8% A2 Estudio topográfico -21 1.8% A10 Montaje de equipos electromecánicos 20 1.7% A11 Transporte de línea eléctrica y accesorios 20 1.7% A15 Descarga de aguas turbinadas -18 1.6% A12 Tendido de línea eléctrica -2 0.2% A17 Mantenimientos y limpieza de las estructuras hidráulicas -1 0.1% Importancia Absoluta 100 80 78 50 20 20 21 0 -2 -1 -21 -23 -18 -50 -24 -25 -51 -66 -100 -107 -150 -148 -200 -218 -222 -250 Figura 38. Distribución de la importancia absoluta por actividad 161 Las tres primeras actividades mantienen la misma posición (excavación y movimiento de tierras, preparación del terreno y construcción de obras hidráulicas) tomando en cuenta la Tabla de importancia absoluta (Tabla 79), lo cual representa el 48% del total relativo (Tabla 80). La Figura 39 ejemplifica la distribución de cada actividad. Tabla 80. Importancia relativa de cada componente del proyecto Total Actividades % Relativo A5 Excavación y movimiento de tierras -8.30 17.6% A3 Preparación del terreno -7.88 16.7% A6 Construcción de obras hidráulicas -6.48 13.7% A14 Operación de la casa de máquinas 4.05 8.6% A16 Operación de la línea eléctrica 3.90 8.3% A8 Construcción de casa de máquinas -3.35 7.1% A13 Operación de las obras de derivación y captación -3.28 6.9% A1 Habilitación de vías de acceso -2.20 4.7% A18 Mantenimiento y limpieza de equipos electromecánicos 1.58 3.3% A10 Montaje de equipos electromecánicos 1.50 3.2% A11 Transporte de línea eléctrica y accesorios 1.00 2.1% A15 Descarga de aguas turbinadas -0.78 1.6% A7 Instalación de tubería forzada -0.75 1.6% A4 Transporte de materiales -0.60 1.3% A9 Transporte de equipos electromecánicos -0.58 1.2% A2 Estudio topográfico -0.55 1.2% A12 Tendido de línea eléctrica 0.40 0.8% A17 Mantenimientos y limpieza de las estructuras hidráulicas -0.08 0.2% 162 Importancia Relativa 6.00 4.05 3.90 4.00 1.50 1.582.00 1.00 0.40 0.00 -0.08 -0.55 -0.60 -0.75 -0.58 -0.78 -2.00 -2.20 -4.00 -3.35 -3.28 -6.00 -6.48 -8.00 -7.88 -8.30 -10.00 Figura 39. Distribución de la importancia relativa por actividad 4.5.3.3. Jerarquización de impactos Según los resultados obtenidos en la matriz de importancia absoluta de impactos, la Tabla 81 muestra la distribución de los impactos por sistemas, teniendo en cuenta los niveles de jerarquización establecido en la metodología. Tabla 81. Jerarquización de impactos por sistemas y su naturaleza. Medio Ambiente TOTAL Físico Socio Económico Irrelevante 0 15 15 Moderado 2 2 4 21 Severo 0 2 2 Crítico 0 0 0 Irrelevante 40 11 51 Moderado 7 0 7 58 Severo 0 0 0 Crítico 0 0 0 TOTAL 49 30 79 163 Negativo Positivo Según la Tabla 81, se observa que el proyecto producirá 2 impactos severos en el medio socio-económico, este efecto es de forma positiva y se produce en el desarrollo local para beneficio de los habitantes de la zona del proyecto. También se producirá 13 impactos moderados al entorno: 9 en el medio físico de los cuales 7 son negativos (1 en el ruido, 1 en calidad del suelo, 1 en calidad superficial, 2 en erosión del suelo, 1 en diversidad y abundancia de sotobosque y, 1 en diversidad y abundancia de aves) y 2 en el medio socio-económico que son positivos (2 en calidad de vida). Así mismo, el mayor número de impactos es de un nivel irrelevante, siendo 66 en total, de los cuales 40 ocurren en el medio físico (40 de carácter negativo) y 26 en el medio socio-económico (15 de carácter positivo y 51 de negativo). La Figura 40, muestra la distribución de los impactos por su naturaleza y sistema al que pertenece. Distribución de Impactos por Sistema 45 40 40 35 30 25 20 15 15 11 10 7 5 2 2 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Crítico Severo Moderado Irrelevate Irrelevate Moderado Severo Crítico + + + + - - - - Medio Físico Medio Socio Económico Figura 40. Distribución de los impactos por Sistema La Tabla 82 muestra la jerarquización de los impactos de manera resumida, donde la categoría irrelevante predomina con 66 impacto de un total de 79 impactos, seguido de moderado con 11 impactos y severo con 2 impactos, la categoría crítico no presentó impactos al ambiente. 164 Número de Impactos Tabla 82. Jerarquización de impactos Categorías Total Total (%) Irrelevante 66 83.5% Moderado 11 13.9% Severo 2 2.5% Crítico 0 0.0% TOTAL 79 100.0% En resumen, según los resultados obtenidos siguiendo la metodología descrita en apartados anteriores, el impacto al entorno se puede calificar como irrelevante porque representa el 83.5% (66 de los 79 impactos) del total (Figura 41). Distribución de Impactos (%) Severo, 2.5% Moderado, 13.9% Irrelevate, 83.5% Irrelevate Moderado Severo Crítico Figura 41. Distribución de Impactos 165 4.6. Análisis estadístico 4.6.1. Diseño factorial 22 4.6.1.1. Potencia Real (Watts) En primera instancia se realizó un diseño factorial 22, en el diagrama de Pareto, Figura 42, se observa de manera consecutiva los factores de mayor a menor significancia, en la cual, las barras que sobrepasen la línea de significancia, indican que son significativos, trabajando a un nivel de confianza del 95%, tomando en consideración los valores-P del análisis ANOVA. En este caso, todos los factores estudiados, así como sus interacciones fueron influyentes en la Potencia Real (Watts): el factor Caudal (0.000000), Altura (0.000008) y la interacción entre ambos (0.000000), siendo el caudal, la variable con mayor significancia. El ANEXO 19 muestra la tabla ANOVA para la Potencia Real. Pareto Chart of Standardized Effects; Variable: Potencia Real (Watts) 2 factors at two levels; MS Residual=1044.75 DV: Potencia Real (Watts) (2)Caudal (L/s) 45.22363 1by2 -18.7188 (1)Altura (m) -10.0901 p=.05 Standardized Effect Estimate (Absolute Value) Figura 42. Diagrama de Pareto para la Potencia Real (Watts) del diseño factorial 22 166 Debido a que el Caudal (L/s) es el más influyente en la Potencia Real (Watts), su carácter es positivo, esto significa que, ante un incremento de éste factor, se obtiene mayores niveles de la variable respuesta mencionada. Este comportamiento se puede observar en la superficie de respuesta de la Figura 43, pues a mayores niveles de caudal, mayor es la Potencia generada. Sin embargo, la Altura (m) y la interacción muestran un valor negativo, pues muestra su aporte en la disminución de la Potencia Real (Watts) ante el incremento de sus valores. Por ello, el caudal óptimo resultante para la potencia real, es de 11.2 L/s y una alturaF ditete d3 S4u mrfa.c e; Variable: Potencia Real (Watts) 2 factors at two levels; MS Residual=1044.75 DV: Potencia Real (Watts) 11.2 11.0 10.8 10.6 10.4 10.2 > 3500 10.0 < 3500 < 3000 < 2500 9.8 < 2000 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 < 1500 Altura (m): (Cont.) < 1000 Figura 43. Superficie de respuesta estimada de la Potencia Real (Watts) para el diseño factorial 22. El modelo matemático obtenido como resultado en el presente diseño factorial 22, para la Potencia Real (Watts), fue: Potencia Real (Watts)=-46341.14+809.035*x+4702.9*y-79.08*x*y 𝐷𝑜𝑛𝑑𝑒: 𝑥 = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚) 𝐿 𝑦 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 ( ) 𝑠 𝑥 ∗ 𝑦 = 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚)𝑦 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 (𝑦) 167 Caudal (L/s): (Cont.) 4.6.1.2. Eficiencia (%) En el diagrama de Pareto mostrado en la Figura 44, se aprecia que el factor Caudal (0.000000), la interacción entre Caudal y Altura (0.000105), y la Altura (0.023723) fueron significativos con un nivel de confianza del 95%, tomando en cuenta los valores- P del ANOVA, además, el Caudal fue la variable más influyente debido a que es el factor más alejado de la línea de significancia. El ANEXO 19 muestra la tabla ANOVA para la Eficiencia. Pareto Chart of Standardized Effects; Variable: Eficiencia (%) 2 factors at two levels; MS Residual=1.416667 DV: Eficiencia (%) (2)Caudal (L/s) 28.00865 1by2 7.070865 (1)Altura (m) -2.78549 p=.05 Standardized Effect Estimate (Absolute Value) Figura 44. Diagrama de Pareto para la Eficiencia (%) del diseño factorial 22 La variable Caudal y la interacción entre caudal y altura son de carácter positivo, lo que explica que ante un incremento de sus valores, se obtiene mayores niveles de la variable respuesta Eficiencia (%), esto se puede apreciar en la superficie de respuesta de la Figura 45, pues a un mayor caudal, mayor es la eficiencia del sistema. 168 Fitted Surface; Variable: Eficiencia (%) 2 factors at two levels; MS Residual=1.416667 DV: Eficiencia (%) 11.2 11.0 10.8 10.6 10.4 10.2 > 90 10.0 < 90 < 80 < 70 9.8 < 60 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 < 50 Altura (m): (Cont.) < 40 Figura 45. Superficie de respuesta estimada de la eficiencia (%) para el diseño factorial 22. El modelo matemático obtenido como resultado en el presente diseño factorial 22, para la Eficiencia (%), fue: Eficiencia (%)=293.50-11.766*x-20.500*y+1.1*x*y Donde: 𝑥 = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚) 𝐿 𝑦 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 ( ) 𝑠 𝑥 ∗ 𝑦 = 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚)𝑦 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 (𝑦) La correlación del modelo de primer orden permitió un ajuste de R2 de 0.99659 y 0.99297 para la Potencia Real (Watts) y la Eficiencia (%) respectivamente. Según los modelos mencionados, los mejores niveles de Potencia Real y Eficiencia (%) se alcanzaron con un incremento del caudal, obteniéndose mejores resultados. En la búsqueda de alcanzar mayor Potencia y Porcentaje de Eficiencia, se exploró valores más altos para el caudal, así mismo, debido a que la altura no es tan significativo, se decidió 169 Caudal (L/s): (Cont.) considerar únicamente la variable caudal. El ANEXO 20 muestra la tabla del coeficiente de regresión para la Potencia Real y la Eficiencia. Es por ello, que se planteó la construcción de un diseño factorial mixto 2x3, es decir, la adición de un nivel en el caudal (12 L/s) con el fin de encontrar mayores niveles de Potencia Real (Watts) y Porcentaje de Eficiencia (%). 4.6.2. Diseño ANOVA factorial mixto 2x3 4.6.2.1. Potencia Real (Watts): A través de la Tabla 83, se puede apreciar que los factores Altura (m), Caudal (L/s) y la interacción entre ambos tuvieron influencia significativa sobre la Potencia Real (Watts), esto debido a que el valor-P de cada factor y su respectiva interacción son menores al 0.05 (varianza del 95%), lo que indica que son significativamente diferentes de cero a un nivel de confianza del 95%. Así mismo, se puede comprobar que el Caudal nuevamente es el factor más relevante que produce cambios en la Potencia Real (Watts), debido a que su cuadrado medio es el más alto en comparación con el cuadrado medio de la Altura y la interacción entre altura y Caudal. Tabla 83. Análisis de varianza para la Potencia Real (watts) Univariate Results for Each DV Potencia Real (Watts) Sigma-restricted parameterization Effective hypothesis decomposition Effect Degr. of SS MS F p Intercept 1 64214289 64214289 52596.87 0.000000 (1)Altura (m) 1 302409 302409 247.70 0.000000 (2) Caudal (L/s) 2 2973152 1486576 1217.63 0.000000 Altura (m)*Caudal (L/s) 2 120624 60312 49.40 0.000002 Error 12 14651 1221 Total 17 3410835 170 En la Figura 46, correspondiente al factor Caudal, se observa que se obtiene altos valores de Potencia Real (Watts) en un nivel de Caudal Intermedio (11 L/s), siendo el mismo efecto a una Altura de 35 m y 45 m. Mientras que a Caudales de 12 L/s y de 10 L/s, se presentan valores bajos de Potencia Real. Así mismo, en la Figura 47, que corresponde al factor Altura (m), se aprecia que una mayor Potencia Real (Watts) es producto de un incremento en el nivel de Altura, teniendo igual efecto a un Caudal de 10, 11 y 12 L/s. Tanto en la Figura 46 del Caudal y la Figura 47 de la Altura, se puede comprobar la interacción entre ambos factores, que a un Caudal Intermedio (11 L/s) y a una mayor Altura (45 m), se obtiene una mayor Potencia Real (Watts). Altura (m)*Caudal (L/s); LS Means Wilks lambda=.02802, F(4, 22)=27.356, p=.00000 Effective hypothesis decomposition Vertical bars denote 0.95 confidence intervals 3000 2800 2600 2400 2200 2000 1800 1600 1400 1200 1000 Altura (m) 10 11 12 35 Altura (m) Caudal (L/s) 45 Figura 46. Valores obtenidos de Potencia Real con caudal 171 Potencia Real (Watts) Altura (m)*Caudal (L/s); LS Means Wilks lambda=.02802, F(4, 22)=27.356, p=.00000 Effective hypothesis decomposition Vertical bars denote 0.95 confidence intervals 3000 2800 2600 2400 2200 2000 1800 1600 1400 Caudal (L/s) 1200 10 1000 Caudal (L/s) 35 45 11 Caudal (L/s) Altura (m) 12 Figura 47. Valores obtenidos de Potencia Real con altura 4.6.2.2. Eficiencia (%) En la Tabla 84, se puede comprobar que los factores Altura (m), Caudal (L/s) y la interacción entre ambos tuvieron influencia significativa sobre la Potencia Real (Watts), esto debido a que el valor-P de cada factor y su respectiva interacción son menores al 0.05 (varianza del 95%), lo que indica que son significativamente diferentes de cero a un nivel de confianza del 95%. Así mismo, se puede comprobar que el Caudal es el factor más relevante que produce cambios en la Eficiencia (%), debido a que su cuadrado medio es el más alto en comparación con el cuadrado medio de la Altura y la interacción entre Altura y Caudal. 172 Potencia Real (Watts) Tabla 84. Análisis de varianza para la Eficiencia (%) Univariate Results for Each DV Eficiencia (%) Sigma-restricted parameterization Effective hypothesis decomposition Effect Degr. of SS MS F p Intercept 1 80802.00 80802.00 60601.50 0.000000 (1)Altura (m) 1 213.56 213.56 160.17 0.000000 (2) Caudal (L/s) 2 2707.00 1353.50 1015.12 0.000000 Altura (m)*Caudal (L/s) 2 45.44 22.72 17.04 0.000312 Error 12 16.00 1.33 Total 17 2982.00 En la Figura 48, correspondiente al factor Caudal, se observa que se obtiene altos niveles de Eficiencia (%) con un Caudal Intermedio (11 L/s), siendo el mismo efecto a una Altura de 35 m y 45 m. Mientras que a Caudal de 12 L/s y de 10 L/s, se presentan dígitos bajos de Eficiencia (%). Así mismo, en la Figura 49, que corresponde al factor Altura (m), se aprecia que un incremento de la Eficiencia (%) es el resultado del menor nivel de Altura (35 m), mientras que un aumento de la misma, provoca una disminución en la Eficiencia (%), el efecto es el mismo es los tres niveles de Caudal (10, 11 y 12 L/s). En la Figura 48 y la Figura 49, se puede apreciar que la interacción entre el Caudal y la Altura, genera que a un Caudal Intermedio (11 L/s) y a una Altura menor (35 m), se obtiene una mayor Eficiencia, por encima del 85%. 173 Altura (m)*Caudal (L/s); LS Means Wilks lambda=.02802, F(4, 22)=27.356, p=.00000 Effective hypothesis decomposition Vertical bars denote 0.95 confidence intervals 95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 45 Altura (m) 10 11 12 35 Altura (m) Caudal (L/s) 45 Figura 48. Valores obtenidos de Eficiencia con caudal Altura (m)*Caudal (L/s); LS Means Wilks lambda=.02802, F(4, 22)=27.356, p=.00000 Effective hypothesis decomposition Vertical bars denote 0.95 confidence intervals 95 90 85 80 75 70 65 60 55 Caudal (L/s) 50 10 45 Caudal (L/s) 35 45 11 Caudal (L/s) Altura (m) 12 Figura 49. Valores obtenidos de Eficiencia con altura 174 Eficiencia (%) Eficiencia (%) La correlación del ajuste del Modelo permitió una buena R2 de 0.993 y 0.992 para la Potencia Real (Watts) y la Eficiencia (%) respectivamente. Con la adición de un nivel al factor Caudal (L/s), se determinó que a 11 L/s es donde se obtiene una mayor Potencia Real y Eficiencia, comprobándose que ya no es necesario seguir adicionando más niveles, porque el efecto será una disminución en las variables respuesta. Sin embargo, con respecto al factor Altura, existe una contradicción, debido a que a una mayor altura se obtiene mayor Potencia Real, mientras que sucede un efecto inverso con la Eficiencia. Para ello, se planteó realizar una Simulación por Superficie de Respuesta Factorial 32, en la cual se adiciona un punto central a la Altura (40 m). 4.6.3. Simulación por Superficie de Respuesta 32 4.6.3.1. Potencia Real (Watts) En la Figura 50, el diagrama de Pareto señala que el factor relevante e influyente para el sistema es el Caudal cuadrático, y en menor proporción el Caudal lineal, sin embargo, el factor Altura y su correspondiente segundo grado, además de la interacción entre Caudal y Altura resultaron no ser significativos. Pareto Chart of Standardized Effects; Variable: Potencia Real (Watts) 2 3-level factors, 1 Blocks, 9 Runs; MS Residual=13191.48 DV: Potencia Real (Watts) Caudal (L/s)(Q) 9.564352 (2)Caudal (L/s)(L) 4.093087 (1)Altura (m)(L) 2.742024 1Lby2L -.293307 Altura (m)(Q) .0000718 p=.05 Standardized Effect Estimate (Absolute Value) Figura 50. Diagrama de Pareto para la Potencia Real (watts) de la simulación por superficie de respuesta 32. 175 Los resultados obtenidos en la superficie de respuesta se muestran en la Figura 51, la cual se presenta la interacción entre los factores y la Potencia Real (Watts). Se puede apreciar el contorno de la variable respuesta simulado, en la cual, la mayor Potencia Real alcanzada son valores superiores a los 2 400 watts con caudales entre 11.0 y 11.2 L/s. Siendo éste caudal el óptimo para el sistema y la generación de mayor potencia. Sin embargo, teniendo en cuenta que la altura no es significativa, indistintamente de los valores que tome esta variable, con un caudal entre 11.0 y 11.2 L/s, la potencia generada es mayor a 2 300 watts, potencia superior a la mínima requerida para el fundo. Figura 51. Superficie de respuesta simulada y estimada de la potencia real (watts) para la simulación por superficie de respuesta 32. El modelo matemático obtenido como resultado en el presente diseño por superficie de respuesta factorial 32, para la Potencia Real (Watts), fue: Potencia Real (Watts)= - 96201.43+62.78A-0.00023A2+17415.41C-776.76C2-3.36AC 176 Donde: 𝐴 = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚) 𝐿 𝐶 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 ( ) 𝑠 𝐴 ∗ 𝐶 = 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑦 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 El modelo de segundo orden corrobora que el coeficiente de correlación del caudal cuadrático tiene un efecto significativo en la potencia real. El ANEXO 21 muestra la tabla del coeficiente de regresión para la Potencia Real. 4.6.3.2. Eficiencia (%) El diagrama de Pareto mostrado en la Figura 52, muestra al Caudal cuadrático como el factor más significativo para el sistema, mientras que la Altura lineal también es significativa pero en menor proporción, sin embargo, el caudal lineal, la interacción entre factores y la altura cuadrática, resultaron no ser relevantes para la eficiencia. Pareto Chart of Standardized Effects; Variable: Eficiencia (%) 2 3-level factors, 1 Blocks, 9 Runs; MS Residual=4.84 DV: Eficiencia (%) Caudal (L/s)(Q) 16.64915 (1)Altura (m)(L) -3.89692 (2)Caudal (L/s)(L) 2.171139 1Lby2L -.5 Altura (m)(Q) 0. p=.05 Standardized Effect Estimate (Absolute Value) Figura 52. Diagrama de Pareto para la Eficiencia (%) de la simulación por superficie de respuesta 32. 177 Los resultados obtenidos en la superficie de respuesta se muestran en la Figura 53, la cual, se presenta la interacción entre los factores y la Eficiencia (%). Se observa que la simulación de optimización de mayor eficiencia obtenida, está definida por un caudal intermedio de 11.1 L/s y una Altura de 34 m. Indistintamente de los valores que tome la variable altura, la eficiencia sigue siendo mayor al 80%, una eficiencia alta para un sistema hidroeléctrico a pequeña escala. Figura 53. Superficie de respuesta estimada de la eficiencia (%) para la simulación por superficie de respuesta 32. El modelo matemático obtenido como resultado en el presente diseño por superficie de respuesta factorial 32, para la Eficiencia (%), fue: Eficiencia (%) = -3091.45+0.51A-0.7x10-8A2+576.15C-25.9C2-0.11AC Donde: 𝐴 = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚) 𝐿 𝐶 = 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 ( ) 𝑠 𝐴 ∗ 𝐶 = 𝐼𝑛𝑡𝑒𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚)𝑦 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 (𝑦) 178 El modelo de segundo orden corrobora que el coeficiente de correlación del caudal cuadrático seguido de la altura lineal tiene un efecto significativo en la eficiencia. El ANEXO 21 muestra la tabla del coeficiente de regresión para la Eficiencia. 4.7. Reducción de emisiones de dióxido de carbono (CO2) Según el diseño estadístico considerado (Diseño factorial 22, diseño factorial mixto 2x3 y simulación por superficie de respuesta 32) y tomando en cuenta las dos variables: caudal y altura, y cada uno con sus respectivos niveles, la energía mínima generada fue de 30.96 kWh y la máxima fue de 64.2 kWh por día. Así mismo, el factor de emisión para la electricidad es de 0.615 𝐾𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑊ℎ . La reducción de emisiones de CO2 anual y en un período de vida útil de 15 años para la energía mínima generada, será la siguiente: 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (𝐶𝑂 ) = 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎(𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙) 𝑥 𝐹𝑒 2 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (𝐶𝑂 ) = (30.96 𝑘𝑊ℎ 𝑥 365)𝑥 0.615 𝐾𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑊ℎ 2 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (𝐶𝑂 ) = 6 949 𝐾𝑔𝐶𝑂2 2/𝑎ñ𝑜 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (𝐶𝑂 ) = 6.949 𝑇𝑛𝐶𝑂2/𝑎ñ𝑜 2 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 15 𝑎ñ𝑜𝑠 (𝐶𝑂 ) = 104.235 𝑇𝑛𝐶𝑂2 2 La reducción de emisiones de CO2 anual y en un período de vida útil de 15 años para la energía máxima, será la siguiente: 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (𝐶𝑂 ) = (64.62 𝑘𝑊ℎ 𝑥 365) 𝑥 0.615 𝐾𝑔𝐶𝑂2/𝑘𝑊ℎ 2 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (𝐶𝑂 ) = 14 505.57 𝐾𝑔𝐶𝑂2 2 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 (𝐶𝑂 ) = 14.5 𝑇𝑛𝐶𝑂2/𝑎ñ𝑜 2 𝐸𝑚𝑖𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 15 𝑎ñ𝑜𝑠 (𝐶𝑂 ) = 217.5 𝑇𝑛𝐶𝑂 2 2 179 Anualmente, con una energía mínima y máxima generada, se dejara de emitir 6.949 𝑇𝑛𝐶𝑂2 y 14.5 𝑇𝑛𝐶𝑂2 respectivamente. La Tabla 85 presenta las reducciones anuales acumuladas en un tiempo de vida útil de 15 años, y la Figura 55 ejemplifica estas reducciones. Tabla 85. Reducción de emisiones de CO2 en un tiempo de vida útil de 15 años. Años Mínima (𝑇𝑛𝐶𝑂2) Máxima (𝑇𝑛𝐶𝑂2) 1 6.95 14.5 2 13.90 29.0 3 20.85 43.5 4 27.80 58.0 5 34.75 72.5 6 41.69 87.0 7 48.64 101.5 8 55.59 116.0 9 62.54 130.5 10 69.49 145.0 11 76.44 159.5 12 83.39 174.0 13 90.34 188.5 14 97.29 203.0 15 104.24 217.5 180 220 200 y = 14.5x 180 160 140 120 100 80 60 y = 6.949x - 3E-14 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Años Figura 54. Reducción de emisiones de CO2 en un tiempo de vida útil de 15 años. 181 𝑇𝑛𝐶𝑂2 4.8. Discusiones 4.8.1. Variable Potencia Real (Watts) La mayor Potencia Real (Watts) alcanzada se obtuvo con una altura de 46 m, alcanzando valores superiores a los 2 300 watts, sin embargo, con una altura intermedia de 40 m simulada a través de una superficie de respuesta 32 y a una altura menor de 35 m se obtuvieron valores inferiores. En las investigaciones de Pabilona et al., (2017), el efecto fue similar, donde la tendencia fue ascendente, a medida que se incrementaba la altura, la potencia era mayor. Esta relación de altura y potencia es directamente proporcional, en la cual el aumento de la potencia será producido por un incremento en la altura disponible (Kholifah, Setyawan, Wijayanto, Widiastuti, & Saputro, (2018), Nasir (2014a)). Por otro lado, con un caudal de 10 L/s se obtuvo valores de Potencia inferiores, y, cuando se trabajó con un caudal superior de 11 L/s surgió un efecto ascendente con la potencia, sin embargo, cuando se adicionó un nivel y se realizó las pruebas con 12 L/s, se registró un decrecimiento. Rantererung, Soeparman, Soenoko, & Wahyudi (2016) obtuvieron el mismo efecto, en la cual realizaron diversas pruebas trabajando a diferentes caudales, y obtuvieron como resultado una tendencia ascendente a medida que se incrementaba el caudal hasta que alcanzó un pico en la potencia y luego ésta comenzó a decrecer. Este efecto de alcanzar una máxima potencia y luego decrecer ante un aumento del caudal se explica debido a diversos factores tales como: pérdidas de carga, cavitación, colisión del agua detrás de las cuchillas de la turbina y la turbulencia (Nasir (2014a), Pelikan (2014)). Sin embargo, la explicación sobre la disminución de la potencia ante un incremento del caudal, puede estar relacionado a otros factores como el diámetro del inyecto, el número de inyectores, la forma de los álabes y el número de álabes (Nasir, 2013). Kholifah et al., (2018) comprobó que el diámetro de la boquilla afecta significativamente a la potencia generada, en la cual, mayores caudales iban acompañados de un mayor diámetro de la boquilla, y esto generó una tendencia lineal del aumento de la potencia con el aumento del diámetro, este fenómeno se debe, a que el diámetro de la boquilla más grande drenará más fluido y creará una mayor velocidad de flujo que hará girar la turbina Pelton, sin embargo, se debe tener en cuenta que existe un tamaño óptimo, ya que, un diámetro excesivo tendrá menos presión de agua. Además, 182 usar una boquilla ajustable es una solución para variar la presión y de esa manera compensar las pérdidas por fricción (Zainuddin et al., 2009). La experimentación a caudales de 10 L/s, 11 L/s y 12 L/s se realizó con un solo diámetro de boquilla, al emplear un solo diámetro se corre el riesgo de que se produzca disipación de la energía a medida que se incremente al caudal, producto de una fricción mayor. Por lo tanto, el caudal óptimo, para obtener valores de Potencia Real superiores a los 2 400 watts, está entre 11.0 y 11.2 L/s, sin embargo, indistintamente de los valores que tome la altura (entre 35 y 45 m), al interactuar con los caudales mencionados, la potencia está por encima de los 2 300 watts, potencia superior a la mínima requerida para el fundo. 4.8.2. Variable Eficiencia (%) Los resultados arrojaron que a través de un caudal intermedio de 11.1 L/s se obtiene mayores niveles de Eficiencia (%) por encima del 80%, indistintamente de los valores de altura adoptados (entre 35 y 45m), este resultado concuerda con la literatura, pues en las investigaciones de Phitaksurachai, Pan-Aram, Sritrakul, & Tiaple (2017) se concluyó que una óptima eficiencia se consigue mediante caudales intermedios (0.5 – 0.55 m3/s) teniendo en cuenta que el rango oscila entre 0.3 y 0.8 m3/s. Este efecto, fue similar en las investigaciones de optimización de energía de 3 pequeñas centrales hidroeléctricas en Sri Lanka, desarrollado por Sanjeewa (2014), en la cual la máxima eficiencia en cada planta, se obtuvo con caudales intermedios, mientras que a caudales mayores o menores, la eficiencia decrece. Rantererung, Soeparman, Soenoko, & Wahyudi (2016), encontraron una tendencia ascendente entre el caudal y eficiencia, sin embargo, cuando la potencia llegó a su máximo valor, hubo un decrecimiento a pesar de que se accionaba mayores caudales. Así mismo, Pabilona, Villanueva, Pallugna, Magomnang, & Pepito (2017) llegaron a la conclusión que la eficiencia máxima de una turbina Pelton para una Pico central hidroeléctrica, que bordee el 80%, se obtiene con una altura menor, y que a alturas mayores la eficiencia comienza a decrecer. Este efecto sucedió en los resultados obtenidos tanto para el diseño factorial mixto 2x3 como para la simulación por Superficie de 183 Respuesta 32, en la cual la mayor eficiencia obtenida, valores por encima del 80 % resultó con una menor altura (35 m). 184 CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. Conclusiones Del diseño de la Picocentral hidroeléctrica los componentes son los siguientes: tubería forzada de material de PVC con un diámetro nominal de 4 pulg. y 6 pulg., turbina tipo Pelton de eje vertical con 16 álabes, un generador síncrono trifásico de 5 kW de potencia nominal modelo “STC – 5”. La implementación del sistema Pico hidroeléctrico resultó en la generación de energía eléctrica para la ejecución de diversas actividades tanto domésticas como agrícolas, para la mejora de la calidad de vida de las personas que residen en el fundo Buenavista. Los mayores valores de Potencia Real generada, se alcanzaron con un caudal intermedio, siendo entre 11.0 y 11.2 L/s, valores que superan los 2 300 watts, energía superior a la requerida para las actividades del Fundo Buenavista. Esta misma tendencia, ocurre con la eficiencia, en la cual, se obtuvo una eficiencia superior al 80%, cuando se accionaba el sistema con un caudal de 11.1 L/s. La variable altura, según los resultados obtenidos, no es relevante para el sistema con respecto a la potencia real, debido a que, indistintamente de los valores que se tome, la potencia de salida sigue siendo superiora a los 2 300 watts. Con respecto a la eficiencia, la influencia es relevante, pero en menor proporción que el caudal. La generación de energía eléctrica a través de una fuente renovable, no contaminante y amigable con el ambiente, como es el agua, en reemplazo de los combustibles fósiles ayuda en la reducción de emisiones de CO2, pues teniendo en cuenta los resultados con la energía mínima y máxima generada, anualmente, se dejara de emitir 6.949 𝑇𝑛𝐶𝑂2/𝑎ñ𝑜 y 14.5 𝑇𝑛𝐶𝑂2/𝑎ñ𝑜 respectivamente, contribuyendo así, a reducir los efectos nocivos sobre la naturaleza. Además, tomando en cuenta, los 15 años de vida útil, en 15 años se dejarán de emitir 104.235 𝑇𝑛𝐶𝑂2 y 217.5 𝑇𝑛𝐶𝑂2 para la energía máxima y mínima generada. 185 Finalmente, le generación de energía eléctrica mediante una Picocentral, resultó en una potencia eléctrica resultante superior a la que requiere el fundo Buenavista, con lo cual, la energía generada abastece todas las actividades domésticas y agrícolas, así mismo, se obtuvo una muy buena eficiencia, tomando en cuenta que es una central hidroeléctrica a pequeña escala. Por otra parte, la cantidad de dióxido de carbono que se está dejando de emitir a la atmósfera al utilizar el agua como fuente de generación de energía, es considerable, contribuyéndose de esta manera a la mitigación del cambio climático. 186 5.2. Recomendaciones Evaluar a diversos diámetros de la boquilla del inyector, bajo los mismos parámetros y las mismas condiciones de tratamiento, debido a que los resultados del presente trabajo, muestran señales de que trabajar a mayores diámetros de boquilla, cuando se incremente el caudal y la altura, se puede encontrar mejores valores de Eficiencia y Potencia Real. Evaluar a una altura intermedia, la Potencia Real y Eficiencia, para corroborar los datos teóricos obtenidos, debido a que los resultados arrojados, fue a través de una simulación por Superficie de Respuesta. 187 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Abbasi, T., & Abbasi, S. (2011). Small hydro and the environmental implications of its extensive utilization. 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Retrieved from https://waset.org/publications/6168/design-and-development-of-pico-hydro- generation-system-for-energy-storage-using-consuming-water-distributed-to- houses 207 ANEXOS 208 Anexo 1 – Propiedades del agua (Mott, 1996) 209 Anexo 2 – Resistencia de accesorios expresados como longitud equivalente en diámetros de conducto (Mott, 1996). 210 Anexo 3 – Factor de fricción para conductos de acero comercial (Mott, 1996) Anexo 4 - Coeficientes de resistencia (dilatación) (Mott, 1996) Anexo 5 – Coeficientes de resistencia (contracción) (Mott, 1996) 211 Anexo 6 – Curvas de eficiencia típicas para diferentes turbinas 212 Anexo 7 – Levantamiento topográfico desde la captación hasta la casa de máquinas 213 Anexo 8 – Topografía de toda la zona de estudio 214 Anexo 9 – Modelo de Alternador 215 Anexo 10 – Mapa de ubicación de la microcuenca Cashingari 216 Anexo 11 – Mapa de pendientes de la microcuenca Cashingari 217 Anexo 12– Mapa de Isoyetas de la Cuenca Perené 218 Anexo 13– Mapa de Isoyetas de la Microcuenca Cashingari 219 Anexo 14– Ubicación de la microcuenca Ourohuari 220 Anexo 15– Zonas de vida de la Microcuenca Cashingari 221 Anexo 16– Zonas de vida de la Microcuenca Ourohuari 222 Anexo 17- Caudal promedio mensual de cada año Caudales generados (L/s)- Cuenca Cashingari Promedio AÑO Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Anual 1965 174.8 288.7 333.4 196.4 97.4 61.3 56.5 53.2 115.4 120.7 143.3 199.9 153.4 1966 260.5 262.8 220.6 123.2 146.3 63.2 47.9 43.4 70.9 142.7 168.0 225.7 147.9 1967 257.9 382.0 465.4 239.1 104.0 70.7 58.9 55.7 75.9 183.6 108.4 167.6 180.8 1968 265.8 325.3 334.0 172.9 107.9 76.2 61.1 68.6 69.2 156.1 153.7 169.9 163.4 1969 152.7 268.6 176.0 162.6 74.4 70.8 56.8 40.8 52.9 95.4 132.4 211.8 124.6 1970 291.0 286.7 251.3 235.3 135.6 81.8 72.5 54.6 96.5 79.0 130.3 209.5 160.3 1971 332.4 307.2 358.7 348.7 128.5 82.8 65.6 53.7 46.1 93.0 76.6 173.5 172.2 1972 256.1 200.8 365.6 265.4 126.4 72.9 60.3 46.1 81.3 127.1 119.7 205.4 160.6 1973 364.4 499.9 376.4 275.3 121.2 92.7 80.6 84.6 115.3 181.4 161.3 323.9 223.1 1974 521.2 467.1 319.4 308.8 118.5 76.9 93.3 71.1 73.4 139.6 102.2 177.3 205.7 1975 293.8 329.0 395.3 160.7 152.7 86.9 59.6 49.3 107.0 120.6 157.7 213.6 177.2 1976 356.3 329.1 266.0 194.8 100.9 75.5 53.0 58.3 113.9 62.1 95.4 121.2 152.2 1977 238.9 247.0 325.2 192.8 125.7 72.7 52.2 44.8 85.5 91.4 271.3 161.7 159.1 1978 284.8 257.2 303.8 202.8 129.2 72.4 52.6 38.5 90.8 87.1 155.7 157.0 152.7 1979 155.6 321.2 474.7 291.2 107.7 64.2 55.2 54.1 53.2 95.1 132.9 132.1 161.4 1980 162.8 266.1 308.2 164.2 83.6 54.8 60.4 55.6 53.1 156.1 127.3 157.2 137.5 1981 202.1 435.3 341.2 203.0 94.4 64.2 44.9 68.0 64.4 167.4 207.2 279.4 180.9 1982 320.6 344.8 272.2 203.2 112.5 92.1 70.4 71.1 95.1 170.6 245.4 208.8 183.9 223 1983 244.3 239.0 266.8 237.2 103.2 86.3 57.7 56.1 93.0 103.6 108.9 191.5 149.0 1984 258.1 570.9 408.9 310.9 121.8 90.9 74.6 79.1 63.1 116.2 185.4 206.2 207.2 1985 184.6 317.3 309.4 285.9 203.6 94.0 69.0 58.8 180.2 113.3 157.4 213.3 182.2 1986 335.8 438.8 453.8 272.3 185.0 85.2 83.9 87.0 91.8 102.5 128.4 142.9 200.6 1987 387.8 296.1 191.4 157.8 99.7 89.2 98.8 49.7 63.1 102.5 142.7 140.1 151.6 1988 420.9 339.1 221.4 227.9 119.6 83.8 66.4 47.0 51.3 78.6 75.5 146.3 156.5 1989 350.2 368.4 401.2 265.2 116.2 92.2 67.7 62.7 72.2 146.3 135.1 124.1 183.4 1990 300.6 194.2 228.5 142.0 96.8 136.0 78.2 53.2 80.8 230.6 290.6 237.6 172.4 1991 204.1 299.0 417.4 217.8 134.5 104.3 65.3 45.2 51.9 93.7 159.5 116.5 159.1 1992 169.3 157.0 220.4 124.2 61.4 59.2 46.3 57.8 51.2 132.5 104.7 74.5 104.9 1993 200.3 335.9 299.7 227.7 128.3 72.9 64.8 67.9 105.2 132.3 270.6 430.5 194.7 1994 352.4 466.1 287.1 254.6 113.8 74.0 65.0 55.6 57.0 83.8 116.4 102.9 169.1 1995 232.6 199.3 353.0 180.1 87.2 49.6 44.9 46.1 48.2 84.6 133.7 145.9 133.8 1996 203.7 266.1 283.1 227.8 111.2 63.2 43.5 50.5 61.7 78.7 86.7 161.7 136.5 1997 173.3 289.6 265.3 140.2 90.0 51.4 42.8 74.3 79.5 93.4 146.3 215.3 138.4 1998 350.7 446.0 380.8 225.0 83.8 65.4 51.9 44.5 46.1 98.8 122.2 158.1 172.8 1999 298.4 423.2 410.5 288.3 137.4 70.3 54.2 45.6 64.8 101.6 86.8 141.9 176.9 2000 235.6 359.1 397.7 269.8 106.4 72.7 69.0 79.1 77.3 80.8 80.5 172.9 166.7 2001 432.9 447.6 395.3 248.5 121.0 69.0 59.0 44.9 56.6 91.5 168.9 186.0 193.4 2002 116.8 331.7 380.3 220.0 119.1 63.2 102.6 52.6 67.0 125.4 218.0 232.6 169.1 2003 230.4 326.8 398.4 266.4 142.7 78.7 52.5 60.5 62.5 66.3 72.1 239.7 166.4 2004 139.6 250.5 232.4 132.4 86.0 74.0 86.8 72.2 98.3 197.2 149.6 219.7 144.9 2005 178.0 270.5 335.4 163.0 76.6 55.1 48.0 45.3 42.2 117.3 83.7 179.6 132.9 224 2006 274.7 243.5 295.5 265.6 90.3 72.3 52.3 53.7 55.1 183.8 199.3 233.3 168.3 2007 318.4 250.6 478.4 292.4 145.5 78.2 61.3 48.3 61.8 101.5 119.4 153.2 175.8 2008 222.8 265.0 209.6 169.3 111.3 73.2 55.9 52.1 101.7 90.8 80.7 282.7 142.9 2009 333.8 300.2 276.8 217.0 119.1 81.0 58.4 72.0 83.7 92.5 91.6 88.8 151.2 2010 227.4 351.8 249.6 209.6 117.2 65.4 67.4 48.8 53.2 168.2 126.4 173.8 154.9 2011 274.6 274.5 407.6 127.1 101.0 69.0 64.4 64.6 66.5 161.7 243.6 152.3 167.2 2012 308.9 330.4 354.5 134.5 97.8 71.1 46.3 44.4 43.4 156.1 252.3 218.8 171.5 2013 284.9 377.7 417.6 363.6 166.6 81.5 80.7 61.0 59.0 80.2 117.0 216.2 192.2 2014 248.8 318.5 351.0 289.9 121.0 77.2 73.8 55.6 64.3 115.0 120.6 142.7 164.9 Promedio 267.7 323.3 329.3 221.9 115.6 75.6 63.1 57.0 74.3 119.8 145.3 186.7 165.0 Mínimo 116.8 157.0 176.0 123.2 61.4 49.6 42.8 38.5 42.2 62.1 72.1 74.5 84.7 Máximo 521.2 570.9 478.4 363.6 203.6 136.0 102.6 87.0 180.2 230.6 290.6 430.5 223.1 225 Anexo 18 - Ponderación de la importancia relativa 226 Anexo 19 – Tabla ANOVA DOE factorial 22 para la Potencia Real y Eficiencia ANOVA; Var.: Potencia Real (Watts); R-sqr=.99752; Adj:.99659 (Design: 2**(2-0) design+ (Spreadsheet1) 2 factors at two levels; MS Residual=1044.75 DV: Potencia Real (Watts) Factor SS dF MS F p (1) Altura (m) 106367 1 106367 101.811 0.000008 (2) Caudal (L/s) 2136698 1 2136698 2045.177 0.000000 1 by 2 366075 1 366075 350.395 0.000000 Error 8358 8 1045 Total SS 3365793 11 ANOVA; Var.: Eficiencia (%); R-sqr=.99489; Adj:.99297 (Design: 2**(2-0) design (Spreadsheet1) 2 factors at two levels; MS Residual=1.416667 DV: Eficiencia (%) Factor SS dF MS F p (1)Altura (m) 10.992 1 10.992 7.7590 0.023723 (2) Caudal (L/s) 1111.353 1 1111.353 784.4843 0.000000 1 by 2 70.829 1 70.829 49.9971 0.000105 Error 11.333 8 1.417 Total SS 2216.917 11 227 Anexo 20 – Tabla del coeficiente de regresión DOE factorial 22 para la Potencia Real y Eficiencia Regr. Coefficients; Var.:Potencia Real (Watts); R-sqr=.99752; Adj:.99659 (Design: 2**(2-0) design (Spreadsheet1) 2 factors at two levels; MS Residual=1044.75 DV: Potencia Real (Watts) Factor -95.% +95.% Regress Std.Err. t(8) p Cnf.Lim Cnf.Lim (Mean/Interc. -46341.1 1999.967 -23.1710 0.000000 -50953.1 -41729.2 (1)Altura (m) 809.0 43.944 18.4107 0.000000 707.7 910.4 (2)Caudal (L/s) 4702.9 193.964 24.2463 0.000000 4255.6 5150.2 1 by 2 -79.1 4.225 -18.7188 0.000000 -88.8 -69.3 Regr. Coefficients; Var.:Eficiencia (%); R-sqr=.99489; Adj:.99297 (Design: 2**(2-0) design (Spreadsheet1) 2 factors at two levels; MS Residual=1.416667 DV: Eficiencia (%) Factor -95.% +95.% Regress Std.Err. t(8) p Cnf.Lim Cnf.Lim (Mean/Interc. 293.5000 73.64623 3.98527 0.004032 123.6715 463.3285 (1)Altura (m) -11.7667 1.61817 -7.27159 0.000086 -15.4982 -8.0352 (2)Caudal (L/s) -20.5000 7.14246 -2.87016 0.020824 -36.9705 -4.0295 1 by 2 1.1000 0.15557 7.07086 0.000105 0.7413 1.4587 228 Anexo 21 – Tabla del coeficiente de regresión para Superficie de Respuesta 32 de la Potencia Real y Eficiencia Regr. Coefficients; Var.:Potencia Real (Watts); R-sqr=.97475; Adj:.93268 Factor Regressn -95.% +95.% Std.Err t p coeff CnF.Limt CnF.Limt Mean/Interc. -96201.4 12161.83 -7.91011 0.004212 -134906 -57497.1 (1)Altura 62.8 289.12 0.21717 0.842004 -857 982.9 (m)(L) Altura (m)(Q) -0.0 3.25 -0.00007 0.999947 -10 10.3 (2)Caudal 17415.4 1845.43 9.43706 0.002522 11542 23288.4 (L/s)(L) Caudal (L/s)(Q) -776.8 81.21 -9.56435 0.002425 -1035 -518.3 1L by 2L -3.4 11.49 -0.29331 0.788407 -40 33.2 Regr. Coefficients DV: Eficiencia (%); R-sqr=.99001; Adj:.97336 Factor Regressn -95.% +95.% Std.Err t p coeff CnF.Limt CnF.Limt Mean/Interc. -3091.45 232.9566 -13.2705 0.000925 -3832.82 -2350.08 (1)Altura 0.51 5.5380 0.0921 0.932431 -17.11 18.13 (m)(L) Altura (m)(Q) -0.00 0.0622 -0.0000 1.000000 -0.20 0.20 (2)Caudal 576.15 35.3486 16.2991 0.000502 463.65 688.65 (L/s)(L) Caudal (L/s)(Q) -25.90 1.5556 -16.6492 0.000472 -30.85 -20.95 1L by 2L -0.11 0.2200 -0.5000 0.651448 -0.81 0.59 229 Anexo 22 – ANEXO FOTOGRÁFICO 230 Figura 55. Río Cashingari Figura 56. Mediciones de Caudal en el río Cashingari. 231 Figura 57. Fundo Buenavista Figura 58. Construcción de la carcasa, montaje y pintado de los equipos electro- mecánicos. 232 Figura 59. Transporte de los equipos electromecánicos 233 Figura 60. Tendido eléctrico Figura 61. Montaje y funcionamiento de equipos electromecánicos. 234 Figura 62. Pruebas de energía eléctrica en el Fundo Buenavista 235