Estudio de viabilidad y diseño de componentes hidráulicos ...

E.T.S de Ingeniería de Caminos, Canales y Puertos y de Ingeniería de

Minas

Estudio de viabilidad y diseño de

componentes hidráulicos para el

aprovechamiento hidroeléctrico del

Embalse de Cenajo (Cuenca del Segura)

Titulación: Grado en Ingeniería de Recursos Minerales y Energía Alumno/a: Adrián Murcia Morales

Director/a/s: Dr. Blas Zamora Parra

Cartagena, 4 de Julio de 2017

Estudio de viabilidad y diseño de componentes hidráulicos para el aprovechamiento hidroeléctrico del


2 Trabajo Fin de Grado




Agradecimientos

A mi familia y a mi Director de Proyecto, Don Blas Zamora Parra




Índice

Capítulo 1. Introducción y objetivos ........................................................... 10

1.1. Antecedentes ................................................................................................................................ 10

1.2. Tipos de aprovechamiento hidroeléctrico ........................................................................ 12

1.3. Objetivos ........................................................................................................................................ 13

Capítulo 2. Descripción general del emplazamiento. Embalse del

Cenajo .................................................................................................................... 15

2.1. Situación geográfica del emplazamiento ........................................................................... 15

2.2. Acceso a la presa y embalse .................................................................................................... 16

2.3. Marco histórico. Construcción del Embalse del Cenajo ................................................ 16

2.4. Cuenca vertiente ......................................................................................................................... 19

2.5. Características técnicas ............................................................................................................ 19

2.5.1. Cuerpo de la presa .............................................................................................................................. 19

2.5.2. Aliviadero ............................................................................................................................................... 20

2.5.3. Desagüe de la toma intermedia ..................................................................................................... 21

2.5.4. Desagüe de fondo ................................................................................................................................ 21

2.6. Explotación y finalidad actual ................................................................................................ 22

2.7. Geología del emplazamiento .................................................................................................. 22

2.8. Sismología del emplazamiento .............................................................................................. 23

2.9. Condiciones climáticas de la zona ........................................................................................ 24

Capítulo 3. Datos de partida y consideraciones ...................................... 25

3.1. Introducción ................................................................................................................................. 25

3.2. Reseña del Túnel de conexión Talave-Cenajo .................................................................. 26

3.3. Caudales turbinables ................................................................................................................. 27




3.4. Resumen de las consideraciones iniciales ......................................................................... 30

Capítulo 4. Simulación del funcionamiento de la central y estudio de

alternativas ......................................................................................................... 31

4.1. Ubicación del edificio de la central y trazado de la tubería forzada ........................ 31

4.2. Procedimiento de simulación de funcionamiento de la central ................................ 32

4.2.1. Producción ............................................................................................................................................. 33

4.2.2. Estimación del rendimiento de la turbina ................................................................................ 34

4.2.3. Estimación de la altura neta de funcionamiento .................................................................... 34

4.2.4. Estimación del diámetro de la tubería forzada ....................................................................... 35

4.2.5. Cálculo de las pérdidas de carga en la tubería forzada ....................................................... 36

4.3. Estimación de la producción y estudio de alternativas ................................................ 42

Capítulo 5. Estudio de viabilidad económica de las alternativas ...... 46

5.1. Introducción ................................................................................................................................. 46

5.2. Estimación de la inversión inicial y de los costes de operación y mantenimiento47

5.2.1. Estimación de la inversión inicial ................................................................................................. 47

5.2.2. Estimación de los costes de operación y mantenimiento ................................................... 48

5.3. Estimación de ingresos ............................................................................................................. 49

5.4. Análisis de rentabilidad ........................................................................................................... 50

5.4.1. Introducción a los medidores de rentabilidad ........................................................................ 50

5.4.2. Periodo de retorno simple............................................................................................................... 50

5.4.3. Índice de potencia ............................................................................................................................... 50

5.4.4. Índice de energía ................................................................................................................................. 51

5.4.5. VAN (Valor Actual Neto) .................................................................................................................. 51

5.4.6. TIR (Tasa Interna de Retorno) ...................................................................................................... 52

5.5. Análisis económico de las alternativas ............................................................................... 53

5.6. Conclusiones ................................................................................................................................. 61

Capítulo 6. Cálculo de la tubería forzada .................................................. 63

6.1. Obtención del diámetro económico u óptimo .................................................................. 63

6.2. Cálculo de las pérdidas de carga definitivas en la tubería forzada .......................... 67

6.3. Cálculo de la altura neta ........................................................................................................... 68

6.4. Estimación del espesor de la tubería forzada .................................................................. 68




6.5. Dimensionado final de la tubería forzada. Golpe de ariete ......................................... 69

6.5.1. Introducción .......................................................................................................................................... 69

6.5.2. Proceso de cálculo............................................................................................................................... 70

6.5.3. Espesor definitivo de la tubería forzada .................................................................................... 72

6.6. Dispositivos de atenuación del golpe de ariete ............................................................... 73

6.7. Trazado y anclaje ........................................................................................................................ 74

Capítulo 7. Selección de la turbina y diseño del rodete ....................... 75

7.1. Selección del tipo de turbina hidráulica ............................................................................. 75

7.2. Características de la turbinas Francis ................................................................................. 77

7.3. Cálculo de la velocidad de rotación. Velocidad específica ........................................... 79

7.4. Disposición del eje de la turbina ........................................................................................... 82

7.5. Dimensiones iniciales del rodete de la turbina ............................................................... 83

7.5.1. Método de las magnitudes reducidas ......................................................................................... 84

7.6. Diseño del rodete. Trazado del perfil hidráulico ............................................................ 86

7.6.1. Explicación del proceso .................................................................................................................... 86

7.6.2. Trazado del perfil hidráulico. Parámetros de cálculo .......................................................... 88

7.6.3. Trazado de la arista de entrada al álabe y diámetros de entrada ................................... 95

7.6.4. Trazado de la arista de salida al álabe y diámetros de salida ........................................... 97

7.6.5. Ancho del rodete ................................................................................................................................. 97

7.6.6. Determinación del número de álabes ......................................................................................... 99

Capítulo 8. Diseño del distribuidor, predistribuidor, cámara espiral

y tubo de aspiración ....................................................................................... 101

8.1. Introducción ............................................................................................................................... 101

8.2. Diseño del distribuidor........................................................................................................... 101

8.2.1. Introducción al diseño del distribuidor .................................................................................. 101

8.2.2. Regulación del caudal y de la potencia en las turbinas hidráulicas de reacción .... 102

8.2.3. Descripción del distribuidor Fink y tipos de regulación .................................................. 102

8.2.4. Parámetros del distribuidor Fink .............................................................................................. 106

8.2.5. Número de álabes del distribuidor ........................................................................................... 110

8.2.6. Perfil de los álabes del distribuidor .......................................................................................... 111

8.2.7. Momento hidráulico sobre los álabes ...................................................................................... 114

8.3. Diseño del predistribuidor .................................................................................................... 117




8.3.1. Forma de los álabes del predistribuidor ................................................................................ 117

8.4. Diseño de la cámara espiral o voluta ................................................................................. 118

8.4.1. Introducción ....................................................................................................................................... 118

8.4.2. Deducción de la ecuación general de la cámara espiral ................................................... 120

8.4.3. Determinación del material de la cámara espiral ............................................................... 122

8.4.4. Sección circular de la cámara espiral ....................................................................................... 122

8.4.5. Corrección del diseño de la cámara espiral por el rozamiento ..................................... 124

8.5. Diseño del tubo de aspiración .............................................................................................. 127

8.5.1. Función del tubo de aspiración .................................................................................................. 127

8.5.2. Dimensiones principales del tubo de aspiración ................................................................ 129

Capítulo 9. Curvas características de la turbina ................................... 131

9.1. Introducción ............................................................................................................................... 131

9.2. Triángulos de velocidades ..................................................................................................... 132

9.2.1. Triángulo de velocidad a la entrada ......................................................................................... 132

9.2.2. Triángulo de velocidades a la salida ......................................................................................... 132

9.3. Curvas características a velocidad de giro constante .................................................. 134

9.3.1. Curva de altura útil (Hu) ................................................................................................................ 134

9.3.2. Curva de altura neta (Hn) ............................................................................................................. 136

9.3.3. Curva de potencia útil (Pu) ........................................................................................................... 138

9.3.4. Curva de rendimiento hidráulico (ηh) ...................................................................................... 139

9.4. Curvas con ángulo del distribuidor variable y velocidad de giro constante ....... 140

Capítulo 10. Estudio de Impacto Ambiental (EIA) ............................... 143

10.1. Introducción ............................................................................................................................. 143

10.2. Legislación aplicable ............................................................................................................. 144

10.3. Análisis del proyecto ............................................................................................................. 144

10.4. Inventario ambiental ............................................................................................................ 146

10.4.1. Vegetación ........................................................................................................................................ 146

10.4.2. Fauna .................................................................................................................................................. 146

10.5. Identificación y valorización de impactos ..................................................................... 147

10.5.1. Impactos en la fase de construcción ...................................................................................... 147

10.5.2. Impactos en la fase de explotación ......................................................................................... 148

10.6. Medidas preventivas y correctoras ................................................................................. 148




10.7. Programa de Vigilancia Ambiental (PVA) ..................................................................... 150

10.8. Efectos ambientales positivos ........................................................................................... 151

10.9. Conclusiones ............................................................................................................................ 151

Capítulo 11. Conclusiones del proyecto ................................................... 152

Anexos ................................................................................................................. 156

Referencias ........................................................................................................ 182




Capítulo 1. Introducción y objetivos

1.1. Antecedentes A pesar de la incertidumbre actual respecto de la evolución de la economía mundial y su recuperación en el futuro, la demanda energética mundial sigue creciendo a un ritmo considerable. Existe una concienciación cada vez mayor sobre los efectos medioambientales que conlleva el actual sistema de desarrollo económico, como son el cambio climático, la lluvia ácida o el agujero de la capa de ozono. Las sociedades modernas, que sustentan su crecimiento en un sistema energético basado principalmente en la obtención de energía a través de combustibles fósiles, se inclinan cada vez más hacia la adopción de medidas que protejan nuestro planeta. Así lo reflejan las actuales políticas nacionales y los acuerdos y tratados internacionales que incluyen como objetivo prioritario un desarrollo sostenible que no comprometa los recursos naturales de las futuras generaciones. El incremento de costes de los combustibles fósiles parece que seguirá manteniéndose en el tiempo, y el hecho de que España sea dependiente energéticamente del exterior, es una cuestión clave para evaluar la competitividad de las energías renovables, ya no solo a efectos ambientales, sino también porque actualmente han dejado de ser tecnologías caras y minoritarias para ser plenamente competitivas y eficaces de cara a cubrir las necesidades de la demanda, minimizando así la dependencia energética exterior, al permitir una mayor autonomía de los sistemas energéticos nacionales. Dentro de estas energías renovables se encuentra la energía hidroeléctrica, como principal aliado en la generación de energía limpia y autóctona. La energía hidroeléctrica es aquella que se obtiene de aprovechar la energía potencial de una masa de agua situada en el cauce del río, para convertirla primero en energía mecánica y posteriormente en energía eléctrica. España cuenta con un consolidado sistema de generación de energía hidroeléctrica y un sector tecnológicamente maduro en esta área, situándose en tercer lugar respecto




al resto de países de la Unión Europea en cuanto a potencia hidroeléctrica instalada con centrales menores de 10 MW y en cuarto lugar en cuanto a centrales de potencia mayor de 10 MW. El parque hidroeléctrico español supone el 10% del parque de la UE-25. Esto se debe a una larga tradición histórica en el desarrollo de aprovechamientos hidroeléctricos. El potencial pendiente de desarrollar, sobre todo el correspondiente a centrales grandes, es muy difícil que pueda aprovecharse, fundamentalmente, por razones medioambientales o por competencia en los usos del agua. No obstante, existe todavía un alto potencial pendiente de desarrollar mediante minicentrales hidroeléctricas, viable técnica y medioambientalmente. Se denomina minicentral a aquella cuya potencia instalada no supera los 10 MW. La potencia instalada en España en el año 2016, en referencia a las minicentrales hidroeléctricas, ha sido de 2000 MW aproximadamente, y se espera que para el año 2020 se lleguen a los 2200 MW, según el Plan de Energías Renovables de 2011-2020. Se está fomentando la rehabilitación, modernización y/o ampliación de centrales hidroeléctricas ya existentes, mediante la renovación de instalaciones deterioradas, sustitución de antiguos equipos por nuevos de alta eficiencia, implantación de nuevos sistemas de automatización y telegestión, conexión a la red eléctrica en el caso de centrales aisladas, etc., con el objetivo de mantener y/o aumentar la capacidad de producción de energía hidroeléctrica, de forma compatible con la preservación de los valores ambientales y acordes con la planificación hidrológica. Asimismo, se quiere fomentar, por parte de la Administración competente, la convocatoria de concursos públicos para el aprovechamiento hidroeléctrico de infraestructuras existentes de titularidad pública (presas, canales de riego, etc.) para otorgar concesiones de agua para producción de eléctrica, de manera compatible con otros usos del agua y con los valores medioambientales, promoviendo el incremento del potencial hidroeléctrico disponible en el ámbito territorial de las Confederaciones Hidrográficas.

En esta línea, en el presente proyecto se pone en estudio un embalse susceptible de aprovechamiento hidroeléctrico, concretamente se habla del Embalse del Cenajo, situado en la cuenca del río Segura. Para ello, nos hemos basado en la declaración de impacto ambiental sobre el proyecto 20040002HID, salto de Pie de Presa del Embalse del Cenajo sobre el río Segura de Moratalla (Murcia), con RESOLUCIÓN de 11 de enero de 2007, de la Secretaría General para la Prevención de la Contaminación y el Cambio Climático, y que nos servirá de punto de partida. Además, se dispone de datos y planos reales, basados en la obra hidráulica ya existente. Estos aspectos darán al proyecto una gran aproximación a la realidad. A continuación se hace una descripción de los tipos de aprovechamientos hidroeléctricos, esto nos permitirá tener una mejor perspectiva de los temas tratados más adelante.




1.2. Tipos de aprovechamiento hidroeléctrico Existen distintos tipos de aprovechamiento hidroeléctrico: Centrales de agua fluyente: son los aprovechamientos que, mediante una obra

de toma, captan una parte del caudal circulante por el rio y lo conducen hacia la central para ser turbinado y posteriormente restituido al rio, no existiendo por tanto almacenamiento de agua. Si la central se dispone sobre un curso artificial, desviado del río, se denominan centrales en derivación.

Centrales de agua embalsada: son los aprovechamientos que, mediante la

construcción de una presa o utilización de una existente con posibilidades de almacenar las aportaciones del rio, pueden regular los caudales a turbinar en el momento preciso. La disposición habitual de las turbinas es lo más cercana posible a la base de la presa; en este caso, se llaman centrales a pie de presa. Dentro de esta tipología, cabe destacar: - Centrales de regulación: que tienen capacidad para acopiar grandes volúmenes de agua en el embalse. Prestan un gran servicio en situaciones de bajos caudales, regulándose éstos convenientemente para la producción. Se adaptan muy bien para cubrir las horas punta de consumo. - Centrales de acumulación por bombeo. Centrales reversibles: Son plantas que, además de funcionar como una central convencional generando energía (modo turbinacion), tienen la capacidad de elevar el agua a un embalse o depósito consumiendo energía eléctrica (modo bombeo). El rendimiento total de una central de acumulación por bombeo está en torno al 75 %, puesto que es preciso invertir más energía en bombear un caudal dado de agua que la que se obtiene turbinando este mismo caudal de agua desde la altura a la que se ha elevado por bombeo. Sin embargo, la diferencia de precio entre la energía consumida de la red y la energía producida en diferentes períodos del día es el factor que hace que estas centrales lleguen a ser económicamente rentables. Estas centrales, y en general cualquier central reversible, suelen ser de los dos tipos siguientes:

- De conjuntos de bombas y turbinas: en los que son frecuentes la utilización de conjuntos compuestos por una turbina, un alternador-motor síncrono y una bomba, dispuestos en un mismo árbol. También se denominan de grupo ternario. Obviamente, el funcionamiento puede ser: turbina-alternador para suministrar energía eléctrica a la red, o bien: alternador funcionando como motor, moviendo a la bomba para impulsar el agua. - De máquinas reversibles (grupos turbina-bomba): Existen diversos tipos de máquinas reversibles, que pueden funcionar alternativamente como bomba o




como turbina. También se denominan de grupo binario. Están adaptados a diferentes rangos de alturas del salto: máquinas radiales derivadas de las turbinas tipo Francis; máquinas semiaxiales con distribuidor cónico de álabes fijos y móviles; grupos bulbo, etc. El diseño de este tipo de máquinas es considerablemente más complejo que el de una bomba o una turbina simples. Por supuesto, el motor debe funcionar también como alternador.

Existen tres tipos básicos de centrales de acumulación por bombeo, en función del tipo de bombeo. En las centrales de acumulación por bombeo puro, el embalse superior sólo recibe aportaciones de agua por parte del sistema de bombeo. En las centrales de bombeo mixto, el embalse recibe alguna aportación adicional de agua por medios naturales. Por último, en las centrales de bombeo diferencial, se efectúan bombeos intermedios, lo que obliga a su vez al establecimiento de varios embalses intermedios.

En este caso, la Directiva 2009/28/CE de fomento del uso de energías procedentes de fuentes renovables, establece que la electricidad producida en unidades de acumulación por bombeo que utilizan agua que se ha bombeado aguas arriba no debe considerarse electricidad producida a partir de fuentes renovables.

Centrales integradas en redes de agua: Son normalmente centrales de tamaño

reducido, y están tomando especial relevancia en el mundo de la energía minihidráulica. Pueden instalarse en los sistemas de alimentación de agua potable, en los sistemas de depuración de aguas residuales, o en los canales de irrigación (riego). En el caso de los sistemas de reparto de agua potable, por ejemplo, la turbina se interpone entre el depósito y la instalación de tratamiento previa al abastecimiento de agua. De esta manera, la necesaria reducción de presión que se efectuaba mediante válvulas de regulación, la realiza ahora la turbina, consiguiendo de este modo una energía aprovechable.

1.3. Objetivos

El objetivo principal del presente proyecto será el diseño, cálculo y optimización de

una central minihidráulica situada a pie de presa del Embalse del Cenajo.

Para ello, se llevará a cabo una descripción detallada del emplazamiento, centrando la atención en aquellos aspectos más influyentes en la toma de decisiones de nuestro aprovechamiento hidroeléctrico. A continuación, se determinarán los caudales turbinables de la futura central, a partir de los datos facilitados por la Confederación Hidrográfica del Segura (C.H.S.). Obtenidos los caudales susceptibles de turbinación, se realizará una simulación del funcionamiento de la central. Se plantearán diferentes alternativas, ya sea con la instalación de una o varias turbinas, a fin de estimar las alternativas con mayor producción hidroeléctrica, y que serán las que se estudiarán en detalle.




Se realizará un estudio de viabilidad económica de las alternativas, a fin de obtener la mejor configuración de la central. Tras definir la mejor configuración de la futura central, nos centraremos con mayor interés en la que es sin duda la parte más importante de la turbomáquina, el rodete, basándonos en los métodos de diseño clásicos de la bibliografía. Además, se llevará a cabo un prediseño de las partes fijas de la turbina, a saber; distribuidor, predistribuidor, cámara espiral y el tubo de aspiración. Se realizarán las curvas características de la turbina, que nos permitirán conocer mejor su funcionamiento. Por último, se realizará un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto de explotación hidráulica.




Capítulo 2. Descripción general del

emplazamiento. Embalse del Cenajo

2.1. Situación geográfica del emplazamiento La presa del embalse del Cenajo se ubica en el río Segura, a caballo entre las provincias de Albacete y Murcia, en el denominado estrecho de la Herradura. La margen derecha de la cerrada pertenece al término municipal de Moratalla (Murcia), mientras que la margen izquierda se ubica en el término de Hellín (Albacete). El embalse creado por la presa también ocupa terrenos de los términos municipales de Socovos y Férez, ambos en la provincia de Albacete.

La intersección del eje de la presa con el cauce del río se produce en el punto de coordenadas geográficas siguientes:

- Las coordenadas geográficas (referidas al meridiano de Greenwich) son:

Longitud 1° 46' 29,48" Oeste Latitud 38° 21' 50,88" Norte

- Sistema de Referencia ETRS89. Huso= 30

X = 606.925 Y = 4.247.085

Las instalaciones de la presa y el embalse se localizan en la hoja número 868, del Mapa Geográfico Nacional a escala 1:50.000, editado por el Instituto Geográfico Nacional (IGN).




Figura 2.1. Presa del Cenajo a escala 1:1500. Tomada de www.chs.es.

2.2. Acceso a la presa y embalse

El acceso a la zona de la presa por la margen izquierda se efectúa desde la carretera autonómica CM-412 de Almansa a Ciudad Real, en su tramo Hellín - Elche de la Sierra. A 14 km de Hellín se accede por la izquierda a la carretera que llega a las instalaciones y cruza la coronación de la presa. El acceso por la margen derecha puede realizarse desde la carretera autonómica MU-510 de Calasparra a Moratalla en una desviación a la derecha a 6 km de Calasparra (dirección El Chopillo) que, tras un recorrido de 13 km, llega a la carretera de acceso a la presa, a unos 4 km de ésta. Hay un acceso alternativo a esta intersección desde la carretera autonómica C-3314, de Caravaca a Jumilla, en su tramo Calasparra - Venta del Olivo. A 2 km de Calasparra se toma una desviación a la izquierda, con dirección Las Minas, que conduce a la carretera de acceso a la presa por la margen derecha.

2.3. Marco histórico. Construcción del Embalse del Cenajo Durante el siglo XIX se produjeron importantes avenidas con consecuencias catastróficas para la población. Estos hechos dieron lugar a la redacción del plan titulado Proyecto de obras de defensa contra las inundaciones en el valle del río Segura en 1886. Ya en 1928, se realizaron otros estudios como el de Ordenación General de los Ríos y las Obras de Defensa y Regulación, donde queda incluido el Anteproyecto del Pantano del Zenajo, partiendo de los trabajos de don Emilio Arévalo titulado Regulación del río Segura y sus afluentes. Este anteproyecto fue firmado por el Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos, D. Pablo Quílez Araque.




En diciembre de 1929, la Confederación Sindical Hidrográfica del Segura aprobó el Plan de Trabajos para el siguiente año hidrológico que incluiría el Proyecto para la Construcción del Pantano del Zenajo. No sería el último ya que, en febrero del año siguiente, se redactó un segundo anteproyecto donde todavía no se especificaba su emplazamiento definitivo, quedando pendiente la redacción del proyecto definitivo. Tras llevarse a cabo una serie de estudios geotécnicos y geológicos se decidió que el cuerpo de presa quedaría ubicado en la denominada cerrada de la Herradura.

Figura 2.2. Vista panorámica de las obras en 1947. Tomada de www.chs.es.

Ya en el año 1933 se incluye el Proyecto de Construcción del Pantano del Cenajo, dentro del Plan Nacional de Obras Hidráulicas. El proceso de ejecución fue definiéndose a partir de distintos proyectos que abarcaban diferentes áreas de trabajo, los cuales se fueron redactando entre 1933 y 1936, viéndose paralizados en el periodo que abarcó la Guerra Civil y retomados al final de esta. En enero de 1942 se aprueba el Proyecto general del pantano del Cenajo, cuya redacción corrió a cargo del Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos de la Confederación Hidrográfica del Segura, Don Rafael Couchoud Sebastiá. Los usos principales que se contemplaban para la futura explotación de la presa serían el riego y la producción de energía eléctrica, aunque esta última nunca se llevaría cabo. La aprobación del Proyecto General de la presa del Cenajo señalaba la necesidad de la realización de un proyecto de replanteo previo a la subasta de las obras, que se llevó a cabo con el título de Proyecto de replanteo previo de la presa de 84 metros de altura y del aliviadero de superficie y tomas de agua del pantano del Cenajo, término municipal de Moratalla (Murcia). En los sucesivos concursos para la subasta de las obras, éstos quedaban repetidamente desiertos por el aumento continuo de los precios de los materiales, así como la mano de obra, y que hacían necesaria la elaboración de los consecuentes Proyectos Reformados que recogiesen estos incrementos. En 1946, las obras de construcción fueron adjudicadas a la empresa Construcciones Civiles S.A. por 62.055.616,71 pesetas. Las obras comenzaron al año siguiente, aunque no sin inconvenientes técnicos y burocráticos que hicieron necesaria la redacción de hasta ocho Proyectos Reformados entre 1953 y 1960, adicionales a los dos que ya se habían realizado, es decir, un total de diez Proyectos Reformados.

El plazo inicial de las obras fue de siete años, aunque se fueron prolongando por la concesión de las prórrogas respectivas hasta que se concluyeron de forma definitiva el 31 de diciembre de 1960. Es preciso comentar que durante la primeras etapas de




construcción se sucedieron algunas avenidas de especial consideración (cabe destacar la del 20 y 21 de octubre de 1948), provocando daños en las obras realizadas, tales como las ataguías y el túnel de desvío.

Una obra de tal magnitud precisó de un gran efectivo de obreros. Según los datos que se manejan, alrededor de 7.700 obreros trabajaron durante este tiempo en la construcción de la presa. Por este motivo, se levantó un poblado en las inmediaciones del Cenajo con una capacidad de 150 viviendas familiares y en torno a 1.000 dormitorios individuales donde se alojaron a los obreros que participaron en la construcción de la presa. El día 29 de junio de 1962 se firma el Acta de Recepción Provisional de las obras, pero no fue hasta el 6 de junio de 1963 cuando se produjo la inauguración oficial de la presa (Figura 2.4) con la firma del Acta de Recepción Definitiva un mes más tarde, aprovechando la alta cota de agua embalsada que se alcanzó en el mes de junio de ese mismo año, tras acumular las aguas de la primavera y los deshielos del invierno.

Figura 2.4. Inauguración el día 6 de junio de 1963 del Embalse del Cenajo. Tomada de www.chs.es.

Figura 2.3. Construcción del cuerpo de la presa en 1959. Tomada de www.chs.es.




2.4. Cuenca vertiente

La cuenca vertiente total a la presa del Cenajo ocupa una extensión de 2.602,4 km2, de los cuales 1.220,6 km² corresponden a la cuenca de la presa de la Fuensanta, situada en el río Segura aguas arriba de la del Cenajo. La cuenca propia de la presa del Cenajo tiene por tanto una extensión de 1.381,8 km².

La cuenca total tiene una altitud media de 1.107 m y se extiende por las provincias de Albacete, Murcia, Jaén y Granada. Los principales afluentes del Segura en la cuenca son el río Zumeta, el río Tus (que confluye con el Segura en el embalse de la Fuensanta) y el río Taibilla.

El embalse del Cenajo ocupa una superficie de 1.732 ha a cota de nivel máximo normal, que se distribuye por los términos municipales de Hellín, Socovos y Férez, en la provincia de Albacete, y de Moratalla, en la provincia de Murcia. La capacidad de embalse a esa cota es de 437 Hm³, la mayor de todos los embalses de la cuenca. La longitud de costa del embalse es de 72 km, mientras que la longitud de cauce inundado por el vaso alcanza los 31 km.

2.5. Características técnicas

Previamente se deben aclarar una serie de conceptos:

- Nivel Máximo Normal (NMN): Es el máximo nivel de agua que puede alcanzar la lámina de agua de manera normal, es decir, este nivel corresponde con la capacidad máxima del embalse. - Nivel de Avenida de Proyecto (NAP): Es el máximo nivel que se alcanzará en el embalse cuando reciba la avenida de proyecto, teniendo en cuenta la laminación de la misma por los órganos de desagüe de la presa. - Cota Relativa (CR): Hace referencia a la cota relativa, tomando como base la cimentación de la presa. - Cota Absoluta (CA): Es la cota o altura referida al nivel medio del mar como referencia única y universal. A continuación se procederá a la descripción de las características y magnitudes que definen la presa del Cenajo, clasificándolas según pertenezcan al cuerpo de presa, a los aliviaderos, a los desagües de fondo o a las tomas de agua. 2.5.1. Cuerpo de la presa Una presa es toda estructura que actúa como barrera, interrumpiendo la libre circulación del agua a través de sus cauces normales, dependiendo su configuración de la orografía del lugar de asentamiento. Se construyen con dos fines principales:




- Obtener una elevación del nivel del agua, para formar un salto. - Crear un depósito, de grandes dimensiones, para almacenar el agua y regular la utilización de la misma.

La presa del Cenajo es de gravedad y de planta recta. En este tipo de presas las acciones de vuelco y deslizamiento sobre los cimientos debidas al empuje del agua son contrarrestadas por el propio peso de la presa. Para su construcción se utilizó principalmente hormigón en masa. Tiene una altura sobre el cauce de alrededor de 84,2 m y una altura sobre cimientos de 102,20 m. En cuanto a la coronación se encuentra a cota 437,2 m, tiene una longitud de 201,00 m y una anchura de 8,1 m. La cota del cauce se sitúa entonces sobre los 353 m, referida a cota absoluta. Cuenta con 3 galerías de inspección y drenaje situadas a diferentes alturas.

2.5.2. Aliviadero Todas las centrales hidroeléctricas disponen de dispositivos que permiten el paso del agua desde el embalse hasta el cauce del río, aguas abajo, para evitar el peligro que podrían ocasionar las avenidas. Éstas pueden provocar una subida del nivel del agua en el embalse que sobrepase el máximo permitido. En estos casos es necesario poder evacuar el agua sobrante sin necesidad de que pase por la central. Las compuertas y válvulas son aquellos elementos que permiten regular y controlar los niveles del embalse. En el embalse del Cenajo se dispone de un único aliviadero de superficie, situado en presa y posición con respecto a la corriente frontal. Cuenta con un total de 3 vanos. La longitud libre de cada vano es de unos 11 m, siendo el total de longitud libre de unos 38,6 m. La capacidad del aliviadero a NMN (CR= 80,40 m; CA= 433,40 m) es de 496 m3/s, y para NAP (CR= 82,00 m; CA= 435,00 m) de 858 m3/s aproximadamente. El cuenco amortiguador tiene unos 90 m de longitud. El tipo de cierre es de compuertas tipo Taintor Figura 2.6). Este tipo de compuertas consisten en una estructura metálica con una superficie en forma cilíndrica, que gira alrededor de un eje al que está unido a través de brazos radiales. La apertura se realiza con un movimiento hacia arriba, dejando pasar el agua por abajo de la misma.

Figura 2.5. Presa del Cenajo en la actualidad. Tomada de www.chs.es.




2.5.3. Desagüe de la toma intermedia El desagüe intermedio está compuesto por dos conductos de 162,5 m de longitud cada uno. La pendiente media de la conducción es de 4,93%, con una capacidad de desagüe (con NMN) de 29,4 m3/s. Las válvulas utilizadas son de tipo Howell-Bunger.

Figura 2.7. Desagüe de la toma intermedia del Embalse del Cenajo. Tomada de www.chs.es.

2.5.4. Desagüe de fondo El desagüe de fondo cuenta con dos galerías y un total de 3 conductos por galería. Tiene una longitud total de 371,61 m dividido en 3 tramos. Características de cada uno de los tramos: - Tramo 1: De hormigón, cuyo espesor es de unos 40 cm. Sección elíptica y una longitud de 46 m. - Tramo 2: Es metálico, de sección variable y una longitud de 38,25 m. - Tramo 3: De hormigón, sección elíptica y aproximadamente 287,36 m.

Figura 2.6. Compuertas Taintor del aliviadero del Embalse del Cenajo. Tomada de www.chs.es.




Figura 2.8. Desagüe de fondo del Embalse del Cenajo. Tomada de www.chs.es.

2.6. Explotación y finalidad actual Las tareas de conservación, así como la explotación de la presa del Cenajo, están realizadas, coordinadas y supervisadas por un equipo de personal adscrito al Departamento de Explotación de la Dirección Técnica de la Confederación Hidrográfica del Segura. Actualmente, los usos del embalse del Cenajo son la regulación de caudales para atender las demandas de los aprovechamientos del Segura (riegos, abastecimiento, etc.), y la laminación de las avenidas de la cuenca alta del Segura. La explotación de la presa del Cenajo se realiza de manera coordinada con la de la Fuensanta, ubicada a unos 62 km aguas arriba, con la que forma el sistema de regulación de cabecera de la cuenca del río Segura.

2.7. Geología del emplazamiento

Las formaciones más antiguas que encontramos en la zona datan del Triásico, cuyas facies "Keuper" forman una unidad litológicamente constituida por arcillas, limolitas y margas yesíferas, en las que se pueden diferenciar potentes paquetes de yesos que han favorecido los procesos de diapirismo. Esta formación aparece dispersa en pequeños afloramientos en los alrededores del embalse, siendo su espesor difícil de precisar.

El Jurásico está bien representado en la zona en estudio por una monótona serie dolomítica de aspecto masivo, granuda, de grano medio a grueso, que suele presentar "de visu" aspecto brechoide debido a los procesos secundarios de dolomitización y que, en la zona de la cerrada y en la margen derecha del embalse, se presenta cargada de terrígenos (arena y grava de cuarzo) con distribución irregular en la vertical. Este tramo presenta abundantes estructuras de corriente parcialmente borradas por la diagénesis, aunque se pueden reconocer canales con estratificación en relleno de




surco y "lags" con cantos de cuarcita, por lo que el ambiente sedimentario podría corresponder a un tipo submareal. Su potencia se estima en unos 50 m.

Otro nivel bien representado en la zona, principalmente al norte del río Segura, y abarcando toda la margen izquierda del embalse en estudio, es el Mioceno-superior-Plioceno, formado por depósitos sedimentarios en la Cuenca del Segura, con potencias totales cercanas a los 500 m.

Un primer tramo está litológicamente formado por conglomerados y areniscas procedentes del Jurásico, de los depósitos detríticos del Cretácico inferior y del Mioceno Marino, con pequeñas pasadas carbonáticas. Junto a la cerrada de la presa su espesor oscila alrededor de los 90 m. Su edad debe corresponder al Tortoniense medio (Vallesiense superior), ya que solo se han observado restos de espículas y algas sin ningún valor cronoestratigráfico.

Un segundo tramo, muy desarrollado en la zona, está formado por margas arcillosas blancas con evaporitas, en las que localmente se pueden encontrar nivelillos de lignito y azufre. Este tramo, con potencias comprendidas entre los 150 y los 200 m, puede contener niveles de Globigerinas, que indican una relación de esta zona con otras marinas o con una resedimentación del Mioceno marino, depositándose como fragmentos de rocas calcáreas.

Por último podemos encontrar otro tramo litológicamente formado por margas y calizas tableadas blancas que, ocasionalmente, intercalan algunos niveles arenosos. En el techo de este tramo abundan niveles ricos en diatomitas, que son intensamente explotados en las proximidades de la presa. Su espesor es de unos 250 m. Su edad ha podido ser determinada gracias a la abundancia de restos fósiles (micromamíferos, peces, gasterópodos), muy bien conservados en el seno de las diatomitas y los niveles margosos asociados, que permiten situar este tramo en el Turoliense superior (Messiniense).

Además, es importante señalar las explotaciones mineras próximas al embalse tanto de azufre como de dolomías, que aunque en la actualidad se encuentran sin actividad, han supuesto durante décadas un importante impulso económico en la zona. Uno de los aspectos más relevantes a tener en cuenta, referidos al entorno natural y los valores ambientales que la zona posee es, entre otros, el volcán de Salmerón, también conocido como el cerro de Salmerón o del Monaguillo, con una antigüedad geológica de 5 millones de años. La zona fue declarada Lugar Geológico de Interés Mundial debido al altísimo contenido en potasio de la lava que emanó del volcán y que dio origen a las rocas volcánicas que predominan en la zona. De hecho, este tipo de rocas volcánicas (ultrapotásicas) son sumamente escasas en todo el planeta encontrándose sólo en los términos municipales de la zona, como.Calasparra, Hellín o Jumilla.

2.8. Sismología del emplazamiento

La Norma de construcción sismorresistente NCSR-02, aprobada mediante Real Decreto 997/2002, incluye en su apartado 2.1 un mapa de peligrosidad sísmica. Esta




peligrosidad se expresa en función de la aceleración sísmica básica ab -un valor característico de la aceleración horizontal de la superficie del terreno en función de la aceleración de la gravedad g- y del coeficiente de contribución K, que tiene en cuenta la influencia de los distintos tipos de terremotos esperados en la peligrosidad sísmica de cada punto.

El rango de valores de ab en las zonas de nuestro país con peligrosidad sísmica oscila entre 0,04g y 0,24g, mientras que el de K está comprendido entre 1,0 y 1,3.

De acuerdo con el citado mapa y el Anejo 1 de la Norma, que incluye una relación de valores de ab y K en diferentes términos municipales españoles, los parámetros característicos de la peligrosidad sísmica en la zona en la que se enmarca la presa del Cenajo son los siguientes: ab=0,07g; K=1,0.

2.9. Condiciones climáticas de la zona En cuanto las condiciones climáticas, podemos resumir que se trata de un clima eminentemente mediterráneo. Las temperaturas marcan unos inviernos suaves, veranos cálidos y gran varia C anuales entre el mes más frío (enero 8,2 C de media) y e C de media). En cuanto a las precipitaciones, se distribuyen de manera uniforme a lo largo del año hidrológico y son de intensidad media (característica que no coincide con el resto de la cuenca del río Segura cuyas precipitaciones asociadas presentan importantes heterogeneidades temporales) con una media anual aproximada de 350 mm. Los meses de octubre y mayo se presentan como los más pluviosos (46,85 mm y 48,47 mm de media respectivamente), en contraposición con los meses de julio y agosto, con registros medios de 8,71 mm y 16,53 mm respectivamente.




Capítulo 3. Datos de partida y

consideraciones

3.1. Introducción

En el caso de España, el clima es enormemente variado debido a su compleja topografía y situación geográfica. Durante el siglo XX, las temperaturas en España han aumentado de forma general y en magnitud superior a la media mundial. Todos los estudios y análisis científicos relativos a los impactos del cambio climático en España apuntan a una disminución general de los recursos hídricos, que afectará a la producción de energía hidroeléctrica. Las principales conclusiones obtenidas de la Evaluación preliminar de los Impactos en España por Efectos del Cambio Climatico (realizado por la Oficina del Cambio Climatico del MARM, 2005) sobre los recursos hídricos son: La sensibilidad de los recursos hídricos al aumento de la temperatura y

disminución de precipitación es muy alta, sobre todo en las zonas con temperaturas medias altas y con precipitaciones bajas.

Los recursos hídricos sufrirán en España disminuciones importantes como consecuencia del cambio climático. Para el horizonte del año 2030, simulaciones con aumentos de temperatura de 1oC y disminuciones medias de precipitación de un 5% ocasionarían disminuciones medias de aportaciones hídricas en régimen natural de entre un 5 y un 14%.

Junto la disminución de los recursos se prevé un aumento de la variabilidad interanual de los mismos. El impacto se manifestará más severamente en las cuencas del Guadiana, Canarias, Segura, Júcar, Guadalquivir, Sur y Baleares.

Esta futura disminución de las aportaciones hidrológicas de los ríos afectara a la producción hidroeléctrica, sobre todo a la de tipo fluyente sin capacidad de regulación, y se traducirá en una disminución en las horas equivalentes de funcionamiento.




Por tanto, al desarrollar el presente proyecto deben tenerse en cuenta estos factores y cambiar la filosofía de utilizar series hidrológicas muy largas en el pasado. En esta línea, se ha optado por trabajar con los datos hidrológicos correspondientes a los últimos 21 años, esto es desde 1996 hasta 2016. De esta manera, se analiza una serie histórica amplia, con el objeto de obtener resultados suficientemente representativos, amortiguando así los efectos de las oscilaciones climáticas puntuales. Los datos han sido tomados de la web de la Confederación Hidrográfica del Segura, www.chs.es, de donde puede obtenerse la serie hidrológica histórica del Embalse, con datos medios tomados día a día. Los datos más significativos a utilizar en nuestro estudio son:

Hb: Altura bruta (m).

Desagüe: Volumen que se ha vertido aguas abajo del embalse (m3).

A partir de los que se podrá obtener el caudal turbinable y la altura neta, que son

parámetros clave en la simulación de la producción hidroeléctrica de nuestra

propuesta, como se mostrará más adelante.

3.2. Reseña del Túnel de conexión Talave-Cenajo

Antes de entrar en el apartado de caudales turbinables se debe hacer una breve

descripción del túnel que conecta los embalses del Talave y del Cenajo. Este túnel

tiene una extensión de más de siete kilómetros, más otros tres que se añadieron

posteriormente.

Su construcción finalizó en la primavera de 2008. El fin para el que fue construido era

el de mejorar la calidad de las aguas procedentes del Tajo. Con la construcción del

túnel de conexión Talave-Cenajo se evita el paso por el río Mundo, donde el agua se

carga de sales y sulfatos. No obstante, al quedar paralizada la construcción del

segundo tramo, esto es, el tramo que transportaría las aguas desde el Cenajo hasta las

plantas potabilizadoras, las aguas serían vertidas mezclándose de nuevo con aguas de

peor calidad, del río Mundo y del propio Segura. Por tanto hasta que no entre en

servicio este segundo tramo no se le puede dar el uso para el cual fue diseñado.

Actualmente el único servicio que puede prestar el túnel es reducir el peligro de

avenidas. Puede laminar las crecidas pasando aguas del Talave al Cenajo, aunque de

una forma muy limitada, al disponerse únicamente de un caudal máximo de 10 m3/s.

Tampoco las aportaciones que recibe el Talave desde el Trasvase Tajo-Segura han

sido las esperadas, y es previsible que de cara al futuro estas aportaciones se sigan




reduciendo, por lo que se puede decir que a día de hoy el túnel de conexión está sin

uso alguno, y por tanto, a la hora de la toma de datos, no se han tenido en cuenta las

posibles aportaciones que pudiera recibir el Embalse del Cenajo desde el Talave, por

ser estas prácticamente nulas.

3.3. Caudales turbinables

Para decidir cuáles serán los caudales turbinables, se deben tener en cuenta el caudal

vertido y el caudal ecológico. El caudal ecológico ecológicoQ es el mínimo que debe

circular aguas abajo del embalse para la preservación de la flora y la fauna acuáticas,

es decir, para la conservación del sistema biótico. En algunos casos, también se tiene

en cuenta el impacto paisajístico. Este caudal debe ser determinado en cada caso por

los órganos de cuenca pertinentes (en este caso la Confederación Hidrográfica del

Segura). Es importante reseñar que el caudal ecológico no se turbina; en sentido

estricto, debe ser desviado a través de una derivación o by-pass (es decir, se debe

cortocircuitar del sistema de turbinado).

En nuestro caso la Confederación Hidrográfica del Segura establece los siguientes

regímenes de caudales mínimos para la situación aguas abajo del embalse del Cenajo:

Por tanto a la hora de definir cuáles serán nuestros caudales turbinables deberemos

asegurar que se vierten aguas abajo del embalse un mínimo de 2,02 m3/s sin turbinar.

En cuanto al caudal vertido diario se ha obtenido de la siguiente forma.

s

m

hs

díah

mdesagüedeVolumen

sdesagüedetiempo

mdesagüedeVolumenQvertido

333

360024)(

,

3.1

estando en condiciones de obtener el caudal turbinable diario. Se establece entonces:

ecológicovertidoturbinable QQQ 3.2

Régimen de caudales mínimos con discretización temporal trimestral

MASA

RÉGIMEN DE CAUDALES MÍNIMOS (m³/s)

CÓDIGO NOMBRE Oct-Dic Ene-Mar Abr-Jun Jul-Sep Media ES0701010109 Río Segura desde Cenajo

hasta CH de Cañaverosa 2,01 2,18 2,2 1,68 2,02

Tabla 3.1. Regímenes de caudales mínimos obtenidos de www.chs.es.




A continuación se muestran los caudales medios turbinables para los 21 años, a fin de

dar una perspectiva más detallada de su evolución:

- Periodo 1996 – 2000

Figura 3.1. Evolución del caudal medio turbinable para el periodo 1996-2000.

- Periodo 2001 – 2005





- Periodo 2006 – 2010


- Periodo 2011 – 2016





3.4. Resumen de las consideraciones iniciales En el apartado 3.3 se ha obtenido la evolución del caudal medio turbinable a lo largo de los 21 años, habiéndose considerado que el caudal ecológico impuesto por la C.H.S. no es turbinable. En cuanto al caudal medio turbinable para los 21 años seria de 5,81 m3/s. Como se comentó en el apartado 2.6, el Embalse del Cenajo está sujeto a la regulación de caudales para atender las demandas de los aprovechamientos del Segura (riegos, abastecimiento, etc.), y la laminación de las avenidas de la cuenca alta del Segura, lo que explica los picos que se observan en las Figuras mostradas en el apartado 3.3. Se pretende que el futuro aprovechamiento hidroeléctrico tenga la dimensión suficiente para aprovechar de la mejor manera posible estos picos, ya que serán en estas situaciones en las que se obtendrán las mejores producciones hidroeléctricas.

En el siguiente capítulo se llevará a cabo una simulación del funcionamiento de la

central hidroeléctrica, de manera que se buscará una optimización de la producción

energética de la misma.




Capítulo 4. Simulación del funcionamiento de

la central y estudio de alternativas

Se pretende en este capítulo efectuar una simulación del funcionamiento de la central

hidroeléctrica propuesta, con el objetivo de plantear distintas alternativas de caudal

de funcionamiento y de número de turbinas, buscando la maximización de la

producción energética, y la mejor solución desde el punto de vista operativo.

4.1. Ubicación del edificio de la central y trazado de la tubería

forzada

Antes de entrar en la simulación del funcionamiento de la central y en el estudio de

alternativas se debe ubicar el edificio de la central y el trazado de la tubería forzada:

Edificio de la central: Es el emplazamiento donde se sitúa el equipamiento:

turbinas, bancadas, generadores, alternadores, cuadros eléctricos, cuadros de

control, etc.

La ubicación del edificio debe analizarse muy atentamente, considerando los estudios topográficos, geológicos y geotécnicos, y la accesibilidad al mismo. El edificio puede estar junto al azud o presa, situarse al pie de éste, estar separado aguas abajo cuando hay posibilidad de aumentar la altura del salto, e incluso puede construirse bajo tierra. Esta última opción se realiza cuando las excavaciones van a ser más económicas, además de evitar el impacto visual que acompaña a este tipo de construcciones, o bien cuando la central se construye al mismo tiempo que la presa (en grandes presas). Independientemente del lugar donde se ubique, el edificio contará con las conducciones necesarias para que el agua llegue hasta la turbina con las menores pérdidas de carga posibles. Además, hay que realizar el desagüe hacia el canal de descarga. El proyecto final del edificio va a depender del tipo de maquinaria que vaya a ser utilizado, que a su vez depende del caudal de equipamiento y del salto del




aprovechamiento. Es muy importante que en el diseño de la central los costes económicos se minimicen al máximo, así como el impacto visual. El futuro edificio de la central será de planta rectangular, y quedará ubicado a pie de presa, a cota absoluta 358 m y en las siguientes coordenadas: - Sistema de Referencia ETRS89. Huso= 30.

X = 607.079,8 Y = 424.7091,9

Se adjunta plano de la situación (Ver Anexo 2).

Tubería forzada: Se encargará de llevar el agua desde el embalse hasta las turbinas. Debe estar preparada para soportar la presión que produce la columna de agua, además de la sobrepresión que provoca el golpe de ariete en caso de parada brusca de la central.

La tubería será de acero soldado. El trazado será de aproximadamente 450 m, dividido en dos tramos:

- Primer tramo: Tramo recto de 273 m desde el embalse hasta el codo.

- Segundo tramo: Tramo recto de 177 m desde el codo hasta las turbinas.

Se adjunta plano de la situación (Ver Anexo 2).

4.2. Procedimiento de simulación de funcionamiento de la central

En el Capítulo 3 se han obtenido los caudales diarios susceptibles de turbinación

correspondientes a los últimos 21 años, a partir de los volúmenes desaguados por el

embalse en la serie histórica obtenida de la C.H.S. Estos caudales serán utilizados para

hacer una estimación de las características y número de turbinas a utilizar en la

futura central, así como la producción que se obtendría en diferentes situaciones y

que nos permitirá tomar decisiones acerca de la opción más factible u óptima posible,

como se ha indicado anteriormente.

Dadas las características del salto, es previsible que sean turbinas tipo Francis las más

adecuadas para este tipo de aprovechamiento; en función de esto llevaremos a cabo la

simulación del funcionamiento de la central.

Se estima que las turbinas puedan funcionar en un rango de caudales comprendido

entre un 45% y un 100% de su caudal de equipamiento eqQ . En caso de ser más de

una turbina las que se instalen en el aprovechamiento hidroeléctrico, será




únicamente la última en entrar en operación la que pueda funcionar hasta un 120%

de su caudal de equipamiento. El caudal de equipamiento, también llamado caudal de

diseño o nominal, es para el que se obtendría el rendimiento óptimo de la turbina o

rendimiento de equipamiento eq , establecido en un 80%.

4.2.1. Producción En cuanto a la producción, es habitual expresarla como la potencia desarrollada

durante un cierto intervalo de tiempo, que por convenio es un año. El resultado suele

expresarse en Wh/año. En nuestro caso se ha expresado en MWh/año para evitar el

caso de números excesivamente grandes.

Inicialmente, los parámetros de diseño de una central deben conseguir el objetivo de

maximizar la producción.

Para el cálculo de la producción en el intervalo de tiempo de un año, primeramente se

ha obtenido la producción de cada uno de los días de ese año, y posteriormente se ha

realizado un sumatorio de los mismos.

Para el cálculo de la producción de un día se utilizará la siguiente expresión:

66 10

2481,91000

10

24día

hHQdía

hHQgP

nturtnturt

4.1

Donde:

- P = Producción de la turbina (MWh/día)

- t = Rendimiento diario de la turbina

- = Densidad del agua (kg/m3)

- g = Aceleración de la gravedad (m/s2)

- turQ = Caudal turbinado (m3/s)

- nH = Altura neta (m)

Se calculará la producción para cada año y posteriormente se obtendrá la producción

media anual para las distintas alternativas propuestas, que serán la base para la toma

de decisiones.

No obstante, se desconocen la altura neta nH (de los datos disponibles se puede

obtener la altura bruta Hb) y el rendimiento de la turbina t . En los siguientes

apartados se explicará el proceso de cálculo que se ha llevado a cabo.




4.2.2. Estimación del rendimiento de la turbina Para el cálculo del rendimiento de la turbina se ha hecho uso de una curva típica

eqeq QQ de una turbina tipo Francis, que se muestra a continuación:

Tabla 4.1. Curva Q/Qeq – η/ηeq de una turbina Francis.

La curva típica anterior puede apuntarse por:

1284,08406,19729,0

2

eq

tur

eq

tur

eq

t

Q

Q

Q

Q

4.2

De manera que:

eq

eq

tur

eq

turt

Q

Q

Q

Q

1284,08406,19729,0

2

4.3

De este modo puede hacerse una estimación del valor del rendimiento diario de la

turbina, en función del caudal turbinado en cada momento.

4.2.3. Estimación de la altura neta de funcionamiento Para el cálculo de la altura neta hacemos uso de la siguiente expresión:

instbn HHH 4.4

y = -0,9729x2 + 1,8406x + 0,1284

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

0,45 0,6 0,75 0,9 1,05 1,2

η/ηeq

Q/Qeq

Curva Turbina Francis




Donde:

- nH = Altura neta (m)

- bH = Altura bruta (m)

- instH = Pérdidas hidráulicas totales de la instalación

Se deben aclarar estos términos antes de continuar en el procedimiento de cálculo. En

una central hidroeléctrica, la turbina aprovecha un salto hidráulico natural. Esta

gí “b ” v h b z d d d b

salto bruto) que puede definirse como la diferencia de cotas entre la superficie libre

del agua en el embalse, y la superficie libre en el desagüe en el que la turbina descarga

el agua. Es decir, la altura bruta bH es la energía potencial máxima aprovechable por

la turbina.

No obstante, es la altura neta nH , “ ” q d b z

cálculos, puesto que en toda instalación hidráulica existen unas pérdidas que deben

descontarse, en este caso, a la altura bruta bH .

En cuanto a las pérdidas hidráulicas totales en la instalación, instH , se calcularán

sobre los sistemas de tuberías que conducen el agua a la entrada de la turbina

(tuberías forzadas, válvulas, codos, colectores, etc.), no incluyendo los tubos de

descarga que se encuentran situados después de que el agua atraviese el rodete de la

turbina.

Para ello se deben desarrollar ahora los cálculos correspondientes a la tubería

forzada y resto de elementos auxiliares de la instalación.

4.2.4. Estimación del diámetro de la tubería forzada A partir de la velocidad y del caudal podemos hacer una estimación del diámetro de la tubería forzada. Según el texto de Viedma y Zamora (1) las velocidades recomendadas de diseño oscilan entre 4 y 6 m/s. En nuestro estudio se propone inicialmente una velocidad de 4 m/s. Para la estimación del diámetro de la tubería forzada se ha utilizado la siguiente expresión:

V =A

Q=

2

4

D

Q

4.5

De donde se obtiene el diámetro D :




D =V

Q

4

4.6

Donde: - Q = Caudal medio (m3/s).

- V = Velocidad media del agua en la tubería forzada (m/s). Como se dijo anteriormente, se propone una velocidad de 4 m/s. - D = Diámetro de la tubería (m). 4.2.5. Cálculo de las pérdidas de carga en la tubería forzada Para el cálculo de estas pérdidas se recurre a la fórmula de Darcy-Weisbach:

instH =g

V

D

L

2

2

4.7

Donde: - = Factor de fricción. - L = Longitud de la tubería forzada, 450 m. - D = Diámetro de la tubería (m). - V = Velocidad media del agua en la tubería forzada (m/s). - = Constante de pérdidas secundaria de cada uno de los accesorios. Estas pérdidas de carga son de dos tipos, pérdidas por fricción y pérdidas localizadas. Cálculo de las pérdidas de carga por fricción:

Las pérdidas de carga por fricción, también llamadas pérdidas de carga primarias, son aquellas que se producen en los tramos de conducción con sección constante, a causa del rozamiento del fluido con las paredes de la tubería a su paso por la misma. Se calculan a partir de la expresión de Darcy:

g

V

D

LH fricción

2

2

4.8

Para determinar el factor de fricción o de pérdidas de carga de Darcy , es necesario conocer primeramente el número de Reynolds Re y la rugosidad relativa . La expresión más común para el cálculo del número de Reynolds es:




Re =

VD

4.9

Donde V es la velocidad en m/s a lo largo de la tubería, D es el diámetro de la misma medido en metros y es la viscosidad cinemática medida en m2/s y que para el agua se establece su valor en 1,007·10-6 m2/s. Las paredes de las tuberías comerciales se caracterizan por su rugosidad no uniforme, con gran dispersión de las magnitudes de las protuberancias con respecto al valor medio. Puede aceptarse que la rugosidad no uniforme de la pared interna de un conducto comercial depende de la altura media de las irregularidades de la superficie, de su forma, de la separación entre adyacentes, etc. Prácticamente, es imposible tener en cuenta todos estos factores, por lo que se acepta que la rugosidad puede expresarse mediante una longitud k , o rugosidad absoluta, que es una medida de la altura media de las protuberancias de su pared interna y que se considera representativa del conjunto de características geométricas de su superficie. Se suele referir a una longitud característica de la conducción circular como es el diámetro, ya que su influencia también depende de esta variable, apareciendo entonces el término adimensional rugosidad relativa, , ya mencionado antes y que es ampliamente usado como representante de la influencia en el flujo del estado de la superficie interna de la conducción y que se expresa como:

=D

k

4.10

El valor de la rugosidad absoluta k depende del material del que este fabricado la conducción, se obtiene de la siguiente tabla:

Tabla 4.2. Obtenida de Guía para el aprovechamiento de una pequeña central hidroeléctrica (ESHA 2006). Para nuestra tubería forzada se ha utilizado acero soldado, por tanto:




k = mm6,0

Una vez se obtienen el valor de Re y de se entra en el diagrama de Moody. El diagrama de Moody es la representación gráfica en escala doblemente logarítmica del factor de fricción en función del Re y de la rugosidad relativa. De este diagrama se obtiene el factor de fricción .

Tabla 4.3. Diagrama de Moody obtenido de Guía para el aprovechamiento de una pequeña central hidroeléctrica (ESHA 2006)

Cálculo de las pérdidas de carga localizadas:

Las pérdidas de carga localizadas, también llamadas pérdidas de carga secundarias, son las que se producen en el fluido a su paso por los elementos auxiliares de la instalación, esto es, rejillas, válvulas, compuertas, y también las producidas por las variaciones de dirección en la tubería, por ejemplo, los codos. Así pues, se estudiara la pérdida de carga que proporciona cada elemento: - Pérdidas en la válvula de compuerta: Esta válvula, realizará sólo y exclusivamente las funciones de apertura y cierre, no siendo adecuada para regular el paso del agua, colocando el dispositivo de obturación en posiciones intermedias, debido a las pérdidas de carga que se producen. Este tipo de válvulas introducen unas pérdidas de carga al paso del agua incluso estando totalmente abiertas. Se instalará a la entrada de la tubería forzada. Puede observarse un esquema de este tipo de válvulas en la Figura 4.1.




Figura 4.1. Esquema de una válvula de compuerta utilizada en centrales hidroeléctricas.

Para calcular las pérdidas en la válvula que controla la entrada en la tubería forzada, se ha empleado el texto de Viedma y Zamora (1), de donde según Weisbach la pérdida de carga para la válvula abierta es de 25,0K .

- Pérdidas en la rejilla:

A la entrada de la tubería forzada, suele instalarse una rejilla para impedir el paso de la broza. El agua al atravesar la rejilla, genera una turbulencia que se traduce en una pérdida de carga. Aunque generalmente pequeña, esta pérdida de carga se calcula a partir de la Ecuación de Kirschmer (Ecuación 4.11), cuyos parámetros vienen definidos a continuación:

siendo t el espesor de las barras en la dirección perpendicular al flujo, a la

separación entre ellas, V la velocidad del flujo incidente, el ángulo de la rejilla con

respecto a la horizontal, y β un factor de forma de las barras que oscila desde 2,42

(barras rectangulares) a 1,79 (barras circulares).

En este caso:

- t = 0,012 m

- a = 0,04 m

- =70

- β = 2,42

Aplicando la Ecuación 4.11 se tiene:

H = seng

V

a

t

2

23

4

=

g

V

2

2

,

4.11




H = º70204,0

012,042,2

23

4

seng

V

=

g

V

2456,0

2

K = 456,0

- Pérdidas en las válvulas de esfera: Diseñadas para realizar la apertura o cierre total en un conducto, el obturador está constituido por una esfera ajustada perfectamente al cuerpo de la válvula. Dicha esfera está atravesada por un orificio que, en posición de abierto, da continuidad al conducto y, en posición de cerrado, se coloca perpendicularmente a éste. Puede observarse un esquema de este tipo de válvulas en la Figura 4.2. En la actualidad se construyen válvulas esféricas en las que, por su configuración, se eliminan las vibraciones pudiéndose emplear como válvulas de regulación. Esta válvula estará encargada del cierre de la admisión a la turbina.

Figura 4.2. Esquema de una válvula de esfera utilizada en centrales hidroeléctricas.

Se ha tomado el valor de 6,0K .

- Pérdidas en el colector y en el pantalón:

Inicialmente se ha previsto la instalación de una única tubería forzada. En el supuesto de que sean más de una turbina las que se instalarán en nuestro aprovechamiento hidroeléctrico, se montará en la parte inferior un colector que distribuya el caudal circulante. A fin de disminuir la pérdida de carga, se introducirá un pantalón con derivaciones oblicuas, evitando los ángulos rectos. De este modo, la pérdida de carga introducida será, según el texto de Zoppetti (2) de

35,0K .

- Pérdidas por cambio de dirección. Codo: En un cambio de dirección, el flujo deja de ser unidireccional. En un codo brusco se producen zonas de remanso y otras de recirculación que dan lugar a pérdidas de




carga adicionales. Para evitarlo es preciso redondear las aristas interiores y realizar un acodamiento suave. Aunque los acodamientos no sean muy bruscos, los cambios de dirección significan siempre flujos secundarios transversales que dan lugar a términos adicionales convectivos y pérdidas de carga suplementarias. En un codo suave, la aparición de un doble flujo secundario superpuesto al flujo principal puede explicarse como sigue: debido a la curvatura del tubo, aparecen fuerzas centrífugas hacia afuera; estas fuerzas se compensan con un gradiente de presión hacia el centro de curvatura, pero como la velocidad es menor junto a las paredes, la fuerza centrífuga aquí no es capaz de compensar el gradiente de presiones, y por tanto aparece una corriente secundaria hacia el centro de curvatura, que debe compensarse por continuidad con otra corriente secundaria en el centro del conducto. El resultado son dos ovillos secundarios superpuestos en un plano perpendicular al flujo principal. La pérdida de carga producida por un codo suave depende de la relación entre el radio de curvatura y el diámetro del conducto, además del ángulo de encuentro de los dos ramales de tubería, pudiéndose definir como una constante de K de pérdida o como un múltiplo del factor de fricción, puesto que la longitud de tubería que ocupa el codo puede ser apreciable. En este caso, se han considerado una pérdida de carga de 15,0K de acuerdo con el

texto de Viedma y Zamora (1).

Figura 4.3. Situación en un cambio de dirección.

Se obtiene de esta forma las pérdidas de carga localizadas:

81,92

15,035,06456,025,02

22

V

g

VKH slocalizada

4.12

Cálculo de las pérdidas totales: Las pérdidas totales se obtienen de la suma de las pérdidas de carga por fricción y de las pérdidas de carga localizadas:

slocalizadafriccióninst HHH 4.13




En este caso:

81,92

15,035,06456,025,081,92

450 22

VV

DH inst

4.14

4.3. Estimación de la producción y estudio de alternativas

Explicado el procedimiento de simulación de funcionamiento de la central, se muestra

ahora una parte de la hoja Excel utilizada para la realización de la misma (Tabla 4.4).

Los datos mostrados a continuación, se corresponden a una simulación con tres

turbinas de caudal de equipamiento unitario de 3,5 m3/s.

FECHA Hb (m) VOLUMEN

(m³)

DESAGÜE

(m³)

Q VER

(m³/s)

Q ECO

(m³/s)

Q

TURBINABLE

(m³/s)

Hn (m)

Q

TURBINADO

(1ª

Turbina)

(m³/s)

Producción

(W·h/año) η η/ηeq Q/Qeq

15/03/96 48,90 85.485.439 1.040.000 12,04 2,02 10,02 40,07 3,5 26.413.215,27 0,8 0,9961 1

16/03/96 48,91 85.547.349 1.040.000 12,04 2,02 10,02 40,08 3,5 26.419.807,59 0,8 0,9961 1

17/03/96 48,91 85.547.349 1.040.000 12,04 2,02 10,02 40,08 3,5 26.419.807,59 0,8 0,9961 1

18/03/96 48,93 85.671.170 1.040.000 12,04 2,02 10,02 40,10 3,5 26.432.992,23 0,8 0,9961 1

19/03/96 48,95 85.794.991 1.040.000 12,04 2,02 10,02 40,12 3,5 26.446.176,87 0,8 0,9961 1

FECHA

Q

TURBINABL

E (2ª

Turbina)

(m³/s)

Q

TURBINADO

(2ª

Turbina)

(m³/s)

Producción

(W·h/año) η

η/η

eq

Q/Q

eq

Q TURBINABLE

(3ª Turbina)

(m³/s)

Q TURBINADO (3ª

Turbina) (m³/s)

Producción

(W·h/año) η

η/ηe

q

Q/Q

eq

15/03/96 6,52 3,5 26.413.215,27 0,8 1 1 3,02 3,02 22.588.404,80 0,79 0,99 0,86

16/03/96 6,52 3,5 26.419.807,59 0,8 1 1 3,02 3,02 22.594.042,51 0,79 0,99 0,86

17/03/96 6,52 3,5 26.419.807,59 0,8 1 1 3,02 3,02 22.594.042,51 0,79 0,99 0,86

18/03/96 6,52 3,5 26.432.992,23 0,8 1 1 3,02 3,02 22.605.317,93 0,79 0,99 0,86

19/03/96 6,52 3,5 26.446.176,87 0,8 1 1 3,02 3,02 22.616.593,34 0,79 0,99 0,86

Tabla 4.4 Simulación de funcionamiento de la central para la situación de tres turbinas de caudal de equipamiento unitario de 3,5 m3/s.

A fin de tomar una decisión en cuanto al número de turbinas que tendrá la

instalación, en la Tabla 4.5 se proponen diferentes caudales de equipamiento con la

correspondiente relación de turbinas.




Tabla 4.5. Relación de combinaciones número de turbinas – caudal de equipamiento considerado para la optimización de la producción.

A partir de la hoja Excel ya mencionada, se ha obtenido la producción media a nivel de

los últimos 21 años, para las situaciones propuestas en la Tabla 4.5, y que nos

permitirá decidir el número de turbinas óptimo de la instalación.

A continuación se muestran los resultados obtenidos:

Figura 4.4. Producción media anual correspondiente a los 21 años de la serie histórica con una turbina y caudales

entre 4 y 30 m3/s.

Una turbina

Dos turbinas Tres turbinas

Turbina 1 Turbina 2 Turbina 1 Turbina 2 Turbina 3

C

au

da

les

de

eq

uip

am

ien

to (

m³/

s)

4 4 2 2

5 5 3 2

6 6 3 3 2 2 2

7 7 4 3

7,5 2,5 2,5 2,5

8 8 4 4

9 9 5 4 3 3 3

10 10 5 5

10,5 3,5 3,5 3,5

11 11 6 5

12 12 6 6 4 4 4

13,5 4,5 4,5 4,5

15 15 8 7 5 5 5

16,5 5,5 5,5 5,5

18 18 9 9 6 6 6

19,5 6,5 6,5 6,5

21 21 11 10 7 7 7

22,5 7,5 7,5 7,5

24 8 8 8

25 25 13 12

25,5 8,5 8,5 8,5

27 27 14 13 9 9 9

30 30 15 15 10 10 10




Figura 4.5. Producción media anual correspondiente a los 21 años de la serie histórica con dos turbinas y caudales

entre 4 y 30 m3/s.

Figura 4.6. Producción media anual correspondiente a los 21 años de la serie histórica con tres turbinas y caudales

entre 4 y 30 m3/s.




De los resultados se deduce lo siguiente:

Para la situación de una turbina, la mejor alternativa sería la de un caudal de

equipamiento de 21 m3/s, con unas producciones medias anuales para los 21

años en estudio de 14.102 MWh/año.

Para la situación de dos turbinas, la mejor alternativa sería la de un caudal de

equipamiento total de 27 m3/s con unas producciones medias anuales para los 21

años en estudio de 16.541 MWh/año. Con la correspondiente relación de

turbinas:

- Turbina 1: Q = 14 m3/s - Turbina 2: Q = 13 m3/s

Para la situación de tres turbinas, la mejor alternativa sería la de un caudal de

equipamiento total de 25,5 m3/s con unas producciones medias anuales para los

21 años en estudio de 17.770 MWh/año. Cada turbina tendrá entonces un caudal

de equipamiento unitario de 8,5 m3/s.

Se puede concluir que la situación de tres turbinas será la mejor opción, puesto que

para mismo caudal de equipamiento, con tres turbinas siempre se obtienen mejores

producciones. Por tanto, serán tres turbinas las que se instalarán en el

aprovechamiento hidroeléctrico. Partiendo de la base de tres turbinas, en el

siguiente capítulo se llevará a cabo un estudio de viabilidad económica, a fin de

decidir cuál será finalmente el caudal de equipamiento total de la instalación, este

será el que haga económicamente más rentable la instalación.




Capítulo 5. Estudio de viabilidad económica

de las alternativas

5.1. Introducción

El análisis económico que se realiza en este capítulo, tiene como objetivo comparar

ingresos y gastos para cada una de las posibles alternativas a fin de decidir cuál de

entre ellas es la que conviene acometer, o si hay que renunciar definitivamente al

proyecto.

Un proyecto de inversión en un aprovechamiento hidroeléctrico exige unos pagos,

extendidos a lo largo de su ciclo de vida, y proporciona unos ingresos también

distribuidos en el mismo periodo de tiempo. Los pagos incluyen el costo inicial de

inversión, extendido en el tiempo gracias a los mecanismos de financiación externa, y

unas cantidades anuales con una parte fija (seguros e impuestos diferentes del que

grava los beneficios) y otra variable (gastos de operación y mantenimiento) mientras

que los ingresos corresponden a las ventas de la electricidad generada. Al final del

proyecto, cuya vida está en general limitada por la duración de la autorización

administrativa, quedará un valor residual que en teoría es siempre positivo.

En la práctica se considera que los gastos y los ingresos se ven igualmente afectados por la inflación por lo que, en general, se recomienda elaborar el análisis en moneda constante. Con esta perspectiva los costes futuros, de renovación o de cualquier otro tipo, se evalúan a los precios actuales. Si hay razones para creer que ciertos factores evolucionarán con una tasa diferente a la del Índice de Precios al Consumo (IPC), estos se harán crecer, o disminuir, a la tasa de inflación diferencial. Para realizar el análisis económico nos hemos basado en el IDAE, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía. El IDAE es un organismo adscrito al Ministerio de Energía, Turismo y Agenda Digital, a través de la Secretaría de Estado de Energía, de quien depende orgánicamente.




Contribuye a la consecución de los objetivos que tiene adquiridos nuestro país en materia de mejora de la eficiencia energética, energías renovables y otras tecnologías bajas en carbono.

En este sentido, el IDAE lleva a cabo acciones de difusión y formación, asesoramiento técnico, desarrollo de programas específicos y financiación de proyectos de innovación tecnológica y carácter replicable. Así mismo, el Instituto lidera una intensa actividad internacional en el marco de distintos programas europeos y cooperación con terceros países.

5.2. Estimación de la inversión inicial y de los costes de operación y

mantenimiento

5.2.1. Estimación de la inversión inicial

El primer paso para evaluar económicamente un proyecto es el de estimar con la mayor precisión posible el costo de la inversión. El coste de inversión e implantación de una central hidroeléctrica depende de diversos factores como la orografía del terreno, el tipo de instalación, el tamaño y el punto de conexión. Además, hay que tener en cuenta las distintas partes del proceso y los costes que implica cada una: primero está la fase de proyecto, después la fase de ejecución y, por último, la fase de funcionamiento. En la primera fase se elaboran los proyectos de obra civil, mecánico y eléctrico de la central hidroeléctrica, donde se define el volumen de obra, el equipamiento, la potencia a instalar y la producción eléctrica. En la siguiente fase de ejecución del proyecto se distinguen tres aspectos que influyen decisivamente en el coste: obra civil, grupo/s turbogenerador, sistema eléctrico y control y línea de conexión. La última fase es la puesta en funcionamiento de la minicentral, que implica costes de explotación, mantenimiento y reparación. Hay que tener en cuenta que esto incluye costes de personal, materiales de repuestos, fungibles, seguros, impuestos, tasas y gravámenes, además de los costes generales derivados de la organización y administración. El cálculo de estos costes se realiza anualmente y depende de múltiples factores como el tipo de equipo instalado, el grado de automatismo y el índice de averías. Los porcentajes correspondientes a cada partida varían según el tipo de actuación, ya sea rehabilitación o nueva construcción, y según el tipo de central, fluyente, pie de presa o canal de riego o abastecimiento.




A continuación, se muestra de modo genérico la distribución porcentual de la inversión en una central hidroeléctrica:

Figura 5.1. Distribución porcentual de la inversión en una central hidroeléctrica. Fuente IDAE.

Los porcentajes correspondientes a cada partida pueden variar dependiendo de las características de la central. Por ejemplo, en una rehabilitación de una central existente, el porcentaje correspondiente a obra civil disminuye dependiendo de la infraestructura aprovechable, mientras que en una central de nueva construcción de tipo fluyente, la parte correspondiente de obra civil será mayor, debido a la necesidad de ejecutar todas las instalaciones nuevas, incluyendo el azud o presa. En nuestro caso ya disponemos de la infraestructura de la presa, la obra civil de mayor importancia será la relativa a la tubería forzada y al edificio de la central. En los últimos tiempos, la evolución del coste de inversión de una central no ha decrecido debido a dos motivos fundamentales: uno, a que para poder desarrollar el potencial hidroeléctrico disponible, de una manera sostenible, ha sido necesario realizar mayores inversiones en los aspectos medioambientales y sociales y, otro, la elevación de las materias. Basándonos en el IDAE, el coste de la inversión para una instalación a pie de presa estaría comprendido entre 1300 y 1.500 €/kW. No obstante, en nuestro caso se ha estimado que el coste de la inversión será de unos 1.400 €/kW yé d é todos los costes que pudieran derivarse.

5.2.2. Estimación de los costes de operación y mantenimiento

El plan de mantenimiento esta previsto para conocer el estado actual y la evolución futura de los distintos equipos de la central, con el objetivo de detectar cualquier anomalía antes de que origine un grave daño y una parada no programada. En la inversión inicial se han incluido los costes por operación y mantenimiento del primer año.




El mantenimiento está previsto que se realice anualmente. Basándonos en el IDAE, los costes por operación y mantenimiento supondrán el 10% de los ingresos anuales.

5.3. Estimación de ingresos

El presente proyecto queda acogido al régimen retributivo específico por medio del

Real Decreto 359/2017, de 31 de marzo, que establece una convocatoria para el

otorgamiento del régimen retributivo específico a nuevas instalaciones de producción

de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables incluidas en la categoría

b), de acuerdo con la clasificación establecida en el artículo 2 del Real Decreto

413/2014, de 6 de junio, situadas en el sistema eléctrico peninsular.

A estos efectos, se entenderá que una instalación es nueva, cuando no disponga de autorización de explotación definitiva ni hubiera resultado inscrita con carácter definitivo en el Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica, con anterioridad a que surta efectos este Real Decreto. De acuerdo con la clasificación establecida en el artículo 2 del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, el presente proyecto pertenece al Grupo b.4 Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW, y a su vez al subgrupo b.4.2 Centrales hidroeléctricas que hayan sido construidas en infraestructuras existentes (presas, canales o conducciones) o dedicadas a otros usos distintos al hidroeléctrico. No quedará excluido de la aplicación del Real Decreto 359/2017, puesto que la construcción de las instalaciones no supondrá el cierre o la reducción de potencia de otra instalación de la misma tecnología, y se prevé que las instalaciones estén constituidas por nuevos equipos. De acuerdo con el régimen retributivo específico se estima un precio fijo de venta de gí d 0 08 €/kWh.

Como ya se ha comentado anteriormente, los ingresos vendrán de la venta de energía generada. Para calcular los ingresos anuales se utiliza la siguiente expresión:

kWhenergíadeventadepreciokWhPIngresosredavertidaanualmediaanuales € 5.1

Para obtener la producción media anual vertida a red, se obtiene a partir de la siguiente expresión:

añokWhPañokWhPproducidaanualmediaalternadorredavertidaanualmedia

5.2

El rendimiento del alternador se estima que será del 95%.




En cuanto a la producción media anual producida se obtiene a partir del apartado 4.3.

5.4. Análisis de rentabilidad

5.4.1. Introducción a los medidores de rentabilidad Para considerar la rentabilidad de una central hidroeléctrica, se deben estudiar los medidores generales que se tienen en cuenta en cualquier inversión (VAN, TIR, periodo de retorno de la inversión), además de ciertos índices como el de potencia y energía. Para que la inversión se considere rentable y se pueda llevar a cabo, estos medidores de rentabilidad deben estar dentro de los rangos aceptables. Para este estudio se van a considerar los siguientes aspectos: Inversión inicial (en adelante se le denotará por A): La suma de los pagos por la

adquisición de los distintos equipos, la puesta en servicio de la central, y el mantenimiento del primer año.

Pagos: los realizados a lo largo del periodo de operación por mantenimiento y operación.

Vida útil de proyecto: 25 años. Impuestos: Se ha tomado un IVA del 21%. Índice de precios al consumo: Se ha tomado un 2% de IPC. Tasa de interés: Se ha tomado una tasa de interés del 6%. La rentabilidad de una minicentral puede valorarse utilizando los siguientes índices:

5.4.2. Periodo de retorno simple Es el tiempo que se tarda en recuperar la inversión. Basándonos en el IDAE, se consideraran rentables aquellos aprovechamientos que recuperan la inversión en un máximo de 12 años. 5.4.3. Índice de potencia El índice de potencia es el cociente entre la inversión inicial y la potencia instalada, es

un buen ratio de comparación entre las diferentes alternativas.

)(

(€)

kWinstaladaPotencia

InicialInversiónpotenciadeÍndice

5.3

Basándonos en el IDAE, se pueden considerar rentables aquellos aprovechamientos que tienen valores comprendidos en el siguiente intervalo:




Índice de potencia: 1.500 – .000 €/kW.

5.4.4. Índice de energía

El índice de energía es el cociente entre la inversión inicial y su producción media

anual.

)(

(€)

kWhanualmediaproducción

InicialInversiónenergíadeÍndice

5.4

Basándonos en el IDAE, se pueden considerar rentables aquellos aprovechamientos que tienen valores comprendidos en el siguiente intervalo: Índice de energía: 40 – 0 €/kWh. 5.4.5. VAN (Valor Actual Neto)

Dado que la unidad monetaria de hoy no vale igual que la de dentro de un año, ya que

podrá invertirse en una operación financiera y obtener de ella unos intereses, se

obtiene lo que se denomina capitalización del dinero, que consiste en calcular la

cantidad futura equivalente a una cantidad que se dispone hoy.

Si se capitaliza un volumen de fondos inicial, C0, en el período 0, al cabo de n años se

habrán convertido en Cn+1 que será igual al capital que se tenía C0 más los intereses

producidos durante ese año k·C0, donde k es la tasa de interés anual a la que se ha

colocado el capital C0. Se puede expresar matemáticamente por:

nn kCC 10 5.5

Al valor de 1+k se le denomina factor de capitalización.

La actualización es el proceso inverso al de capitalización, obtiene el capital futuro

dentro de n años actualizado a través de la expresión:

nn

k

CC

10

5.6

Al factor 1/(1+k) se le denomina factor de actualización.

El proceso de actualización, por el cual se traen al momento actual capitales futuros,

también se conoce con el nombre técnico de descuento; de la misma manera al factor




de actualización se le llama factor de descuento y a la tasa k de actualización, tasa de

descuento. El efecto inflacionario es sumable al valor cronológico del dinero. La razón

principal es que permite un mejor dimensionamiento financiero del proyecto y de las

necesidades de fondos que van a requerir, en especial las de capital circulante. Otro

aspecto importante en el análisis económico de una inversión es en el cálculo del

cash-flow de la deuda, al que se incorpora siempre la inflación, ya que los tipos

nominales de interés bancario de las operaciones de préstamo incluyen la inflación.

Se denomina Valor Actual Neto (VAN) o Valor Presente a la ganancia total neta,

actualizada al momento inicial y cuyos cálculos se obtiene como suma de todos los

cash-flows anuales, con lo que se obtiene la ganancia bruta de la inversión, de manera

que al restarles el coste total de está al capital invertido, se obtiene la ganancia total

neta.

Se utiliza la siguiente expresión:

n

tt

t

k

FNCAVAN

1 1

5.7

Donde:

- A: Inversión inicial (€)

- tFNC : Flujo de caja para el periodo t.

- k: Tasa de interés considerada. En este caso se tomará una tasa de interés del 6%.

- n: Número de años. En este caso 12 años.

Para aceptar una inversión deberá de tener un VAN positivo, lo cual significa que la

valoración de los flujos de caja, o cash-flows, es superior al desembolso inicial de la

misma. Entre dos alternativas será la más rentable la que tenga un VAN superior.

5.4.6. TIR (Tasa Interna de Retorno)

L TIR “ d z ó q V C ” q “

máximo tipo de interés que se puede pagar por el capital invertido a lo largo de la

vida de la inversión, sin perd y ”.

El procedimiento para su cálculo estriba en definir la tasa de interés que anula la

suma de movimientos de fondos actualizados al momento inicial del proyecto. Es el

valor de la tasa de interés que hace nulo el Valor Actual Neto (VAN). Deberá

resolverse según la expresión matemática, siguiente:




0

11...

1 1

1

n

k t

t

n

n

k

FNCA

k

FNC

k

FNCA

5.8

Puede interpretarse como la tasa de interés que el proyecto de inversión es capaz de

proporcionar y, por tanto, si es superior a la tasa de interés a la que la empresa puede

obtener fondos, la inversión será en general deseable, siempre y cuando este

incremento compense el grado de riesgo que la empresa asume al acometer el

proyecto. Entre dos alternativas comparables, siempre será más rentable el que tenga

un TIR superior.

Como principal ventaja se tiene que la TIR considera el momento de obtención de las

disponibilidades monetarias liberadas por el proyecto, actualiza los flujos netos de

caja, con lo que recoge el deseo del inversor de recibir el dinero cuanto antes.

También se puede añadir que esta tasa es más representativa que el VAN puesto que

proporciona una media relativa de rentabilidad de proyecto, por lo que es más

expresiva que la rentabilidad total.

5.5. Análisis económico de las alternativas

En el apartado 4.3 se ha decidido que la instalación contará finalmente con un total de

3 turbinas.

A continuación se pretende realizar un análisis económico que nos permita decidir el

caudal de equipamiento total de la instalación, este será aquel que haga la instalación

económicamente más rentable. Este análisis económico se realizará a partir de lo

comentado en los diferentes apartados de este capítulo.

Para ello se han estudiado las alternativas disponibles en la Figura 4.6, a fin de decidir

cuál será la alternativa óptima. No obstante solo se mostrarán aquellas alternativas

que se han considerado más representativas, y que serán explicadas más en detalle en

el apartado 5.6, correspondiente a las conclusiones de este capítulo.

El análisis económico ha sido realizado por medio de Excel.

A continuación se muestra el análisis económico correspondiente a cada alternativa:




Alternativa 1

Se han utilizado tres turbinas de caudal de equipamiento unitario 8,5 m3/s.

Hn (m) 46,354

Q equipamiento total (m³/s) 25,5

Potencia instalada kW 9.276,57

Producción media vertida a la red kWh/año 16.881.181,93

Inversión inicial € 15.714.513,26 IVA INCLUIDO

Año Ingresos (€) Gastos (€) Flujo caja (€) VAN (k=6%)

Inicio 0,00 0,00 0,00 -15.714.513,26 1,00 1.350.494,55 163.409,84 1.187.084,71 -14.594.622,02

2,00 1.377.504,45 170.011,60 1.207.492,85 -13.519.957,69

3,00 1.405.054,53 173.411,83 1.231.642,70 -12.485.846,72

4,00 1.433.155,63 176.880,07 1.256.275,56 -11.490.758,81

5,00 1.461.818,74 180.417,67 1.281.401,07 -10.533.221,39

6,00 1.491.055,11 184.026,02 1.307.029,09 -9.611.817,46

7,00 1.520.876,21 187.706,54 1.333.169,67 -8.725.183,48

8,00 1.551.293,74 191.460,67 1.359.833,07 -7.872.007,40

9,00 1.582.319,61 195.289,89 1.387.029,73 -7.051.026,63

10,00 1.613.966,01 199.195,68 1.414.770,32 -6.261.026,27

11,00 1.646.245,33 203.179,60 1.443.065,73 -5.500.837,25

12,00 1.679.170,23 207.243,19 1.471.927,04 -4.769.334,60

TIR (%) 0%

Índice de potencia 1694 €/kW

Índice de energía 0,930889397 €/kWh




Alternativa 2

Se han utilizado tres turbinas de caudal de equipamiento unitario 6 m3/s.

Hn (m) 45,98

Q equipamiento total (m³/s) 18





Inicio 0,00 0,00 0,00 -11.002.950,93

1,00 1.284.947,65 155.478,67 1.129.468,99 -9.937.414,15

2,00 1.310.646,60 161.760,00 1.148.886,60 -8.914.909,17

3,00 1.336.859,54 164.995,20 1.171.864,33 -7.930.989,28

4,00 1.363.596,73 168.295,11 1.195.301,62 -6.984.198,44

5,00 1.390.868,66 171.661,01 1.219.207,65 -6.073.135,56

6,00 1.418.686,03 175.094,23 1.243.591,80 -5.196.452,41

7,00 1.447.059,75 178.596,11 1.268.463,64 -4.352.851,64

8,00 1.476.000,95 182.168,04 1.293.832,91 -3.541.084,86

9,00 1.505.520,97 185.811,40 1.319.709,57 -2.759.950,80

10,00 1.535.631,39 189.527,63 1.346.103,76 -2.008.293,49

11,00 1.566.344,02 193.318,18 1.373.025,84 -1.285.000,60

12,00 1.597.670,90 197.184,54 1.400.486,35 -589.001,79

TIR (%) 5%






Alternativa 3


Hn (m) 45,755






Inicio 0,00 0,00 0,00 -9.124.369,31

1,00 1.208.191,78 146.191,20 1.062.000,57 -8.122.481,98

2,00 1.232.355,61 152.097,33 1.080.258,28 -7.161.055,95

3,00 1.257.002,72 155.139,28 1.101.863,45 -6.235.910,16

4,00 1.282.142,78 158.242,06 1.123.900,72 -5.345.675,52

5,00 1.307.785,63 161.406,90 1.146.378,73 -4.489.034,64

6,00 1.333.941,35 164.635,04 1.169.306,31 -3.664.719,84

7,00 1.360.620,17 167.927,74 1.192.692,43 -2.871.511,25

8,00 1.387.832,58 171.286,30 1.216.546,28 -2.108.235,07

9,00 1.415.589,23 174.712,02 1.240.877,21 -1.373.761,76

10,00 1.443.901,01 178.206,26 1.265.694,75 -667.004,42

11,00 1.472.779,03 181.770,39 1.291.008,64 13.082,83

12,00 1.502.234,61 185.405,80 1.316.828,82 667.506,41

TIR (%) 7%






Alternativa 4


Hn (m) 45,627






Inicio 0,00 0,00 0,00 -8.188.943,18

1,00 1.152.737,63 139.481,25 1.013.256,38 -7.233.040,94

2,00 1.175.792,39 145.116,30 1.030.676,09 -6.315.742,89

3,00 1.199.308,23 148.018,62 1.051.289,61 -5.433.059,86

4,00 1.223.294,40 150.978,99 1.072.315,40 -4.583.685,62

5,00 1.247.760,29 153.998,57 1.093.761,71 -3.766.363,25

6,00 1.272.715,49 157.078,55 1.115.636,95 -2.979.883,22

7,00 1.298.169,80 160.220,12 1.137.949,68 -2.223.081,69

8,00 1.324.133,20 163.424,52 1.160.708,68 -1.494.838,70

9,00 1.350.615,86 166.693,01 1.183.922,85 -794.076,59

10,00 1.377.628,18 170.026,87 1.207.601,31 -119.758,32

11,00 1.405.180,74 173.427,41 1.231.753,34 529.113,97

12,00 1.433.284,36 176.895,96 1.256.388,40 1.153.500,51

TIR (%) 8%






Alternativa 5


Hn (m) 45,445






Inicio 0,00 0,00 0,00 -7.249.948,86

1,00 1.085.284,97 131.319,48 953.965,49 -6.349.981,42

2,00 1.106.990,67 136.624,79 970.365,89 -5.486.359,24

3,00 1.129.130,49 139.357,28 989.773,20 -4.655.326,57

4,00 1.151.713,10 142.144,43 1.009.568,67 -3.855.653,62

5,00 1.174.747,36 144.987,32 1.029.760,04 -3.086.157,02

6,00 1.198.242,31 147.887,07 1.050.355,24 -2.345.698,02

7,00 1.222.207,15 150.844,81 1.071.362,35 -1.633.180,87

8,00 1.246.651,30 153.861,70 1.092.789,59 -947.551,16

9,00 1.271.584,32 156.938,94 1.114.645,38 -287.794,27

10,00 1.297.016,01 160.077,72 1.136.938,29 347.066,13

11,00 1.322.956,33 163.279,27 1.159.677,06 957.969,54

12,00 1.349.415,45 166.544,86 1.182.870,60 1.545.819,99

TIR (%) 10%






Alternativa 6


Hn (m) 44,91






Inicio 0,00 0,00 0,00 -5.372.781,66

1,00 896.408,29 108.465,40 787.942,89 -4.629.439,31

2,00 914.336,46 112.847,41 801.489,05 -3.916.116,91

3,00 932.623,19 115.104,35 817.518,83 -3.229.712,33

4,00 951.275,65 117.406,44 833.869,21 -2.569.209,82

5,00 970.301,16 119.754,57 850.546,59 -1.933.631,92

6,00 989.707,19 122.149,66 867.557,53 -1.322.038,10

7,00 1.009.501,33 124.592,65 884.908,68 -733.523,29

8,00 1.029.691,36 127.084,51 902.606,85 -167.216,59

9,00 1.050.285,18 129.626,20 920.658,99 377.720,05

10,00 1.071.290,89 132.218,72 939.072,17 902.093,05

11,00 1.092.716,71 134.863,10 957.853,61 1.406.678,38

12,00 1.114.571,04 137.560,36 977.010,68 1.892.222,76

TIR (%) 12%






Alternativa 7


Hn (m) 44,577






Inicio 0,00 0,00 0,00 -4.444.286,38

1,00 784.449,58 94.918,40 689.531,18 -3.793.785,27

2,00 800.138,57 98.753,10 701.385,47 -3.169.554,70

3,00 816.141,35 100.728,16 715.413,18 -2.568.880,00

4,00 832.464,17 102.742,73 729.721,44 -1.990.872,26

5,00 849.113,46 104.797,58 744.315,87 -1.434.676,15

6,00 866.095,72 106.893,53 759.202,19 -899.468,56

7,00 883.417,64 109.031,40 774.386,23 -384.457,49

8,00 901.085,99 111.212,03 789.873,96 111.119,21

9,00 919.107,71 113.436,27 805.671,44 587.994,89

10,00 937.489,87 115.705,00 821.784,87 1.046.875,27

11,00 956.239,66 118.019,10 838.220,56 1.488.439,41

12,00 975.364,46 120.379,48 854.984,98 1.913.340,75

TIR (%) 13%






5.6. Conclusiones De los resultados obtenidos se deduce lo siguiente: La Alternativa 1 es la alternativa cuyas producciones serían máximas. Nos

encontramos con que al cabo de los doce años estimados se arroja un VAN negativo de -4. 6 .334 6 € y TIR d 0%. Por tanto, a pesar de que es la alternativa que mayores ingresos podría proporcionar, no pagaría la inversión inicial que habría que realizar, llegando a la conclusión de que el proyecto no sería rentable para la Alternativa 1.

La Alternativa 2 se enfrenta a la misma situación que la Alternativa 1. No se

recuperaría la inversión al cabo de los 12 años, arrojándose un VAN negativo de -589.001,79 € y TIR d %.

La Alternativa 3 arrojaría un VAN positivo al cabo de los doce años de 667.506,41

€ y TIR d % á d v ó ñ . La Alternativa 4 arrojaría un VAN positivo al cabo de los doce años de

1.153.500,51 € y un TIR del 8 %, recuperándose la inversión en los 11 primeros años.

La Alternativa 5 arrojaría un VAN positivo al cabo de los doce años de 1.545.819,99 € y un TIR del 10 %, recuperándose la inversión en los 10 primeros años.

La Alternativa 6 arrojaría un VAN positivo al cabo de los doce años de 1.892.222,76 € y un TIR del 12 %, recuperándose la inversión en los 9 primeros años.

La Alternativa 7 es la alternativa teóricamente más rentable, puesto que arrojaría un VAN positivo de 1.913.340,75 € y TIR d 3% al cabo de los doce años, recuperándose la inversión en los 8 primeros años.

No obstante, tras analizar en profundidad las Alternativas económicamente rentables, esto es, las Alternativas 3, 4, 5, 6 y 7, nos enfrentamos a la siguiente problemática. Para los 21 años en estudio se obtendría que las turbinas habrían estado funcionando con un caudal medio superior al de diseño en las Alternativas 5, 6 y 7, algo que no es lógico y llevaría a costes y a otros problemas adicionales que inicialmente no se han tenido en cuenta en la estimación, por tanto las Alternativas 5, 6 y 7 han sido desestimadas.

Se puede concluir que son las Alternativas 3 y 4 las más interesantes, siendo

escogida finalmente la Alternativa 4 por ser algo más rentable económicamente que la Alternativa 3.




Por tanto, del estudio de viabilidad económica de las alternativas se decide finalmente la instalación de tres turbinas de caudal de equipamiento unitario 4,5 m3/s (caudal de equipamiento total 13,5 m3/s), esto es, la Alternativa 4. Lo que justifica lo que se ha comentado en el apartado 3.4, se llega a una solución alejada del caudal medio turbinable obtenido de 5,81 m3/s, pero nos aseguramos de que el futuro aprovechamiento hidroeléctrico tenga la dimensión suficiente para aprovechar de la mejor manera posible los picos, ya que serán en estas situaciones en las que se obtendrán las mejores producciones hidroeléctricas. Se propone entonces una solución económicamente rentable, que se encuentra próxima a la consecución de la máxima producción posible.




Capítulo 6. Cálculo de la tubería forzada

6.1. Obtención del diámetro económico u óptimo

El diámetro económico u óptimo es el que hace mínimo el coste total de la instalación.

En la Figura 6.1 se ha representado un esquema de la curva de costes en función del

diámetro. A medida que aumenta el diámetro, las pérdidas por rozamiento son

menores, se pierde menos energía y puede recuperarse la inversión, pero sin

embargo el coste de amortización de la tubería aumenta al aumentar el peso del

material y el coste de instalación. Estos dos efectos contrapuestos llevan a que la

curva de costes totales tenga un mínimo, que es el que se corresponde con el llamado

diámetro óptimo o económico.

Figura 6.1. Esquema de obtención del diámetro económico u óptimo.

Lógicamente, el cálculo del diámetro económico implica el hecho de conocer precios,

gastos de amortización, pesos, etc, y además debe ser forzosamente iterativo. Como el

proceso es trabajoso, a menudo se utilizan fórmulas aproximadas. En este caso se ha

utilizado la que aparece en el texto de Agüera Soriano (3). Una expresión muy sencilla,




derivada de la práctica, y que funciona bien para tuberías forzadas (instalaciones de

turbinado) es la siguiente:

462,0

154,0

3

'1025,25,0165,1 Q

p

phDeco

6.1

Donde:

Deco = Diámetro económico u óptimo de la tubería forzada en metros. = Factor de fricción. = Rendimiento del grupo turbina-generador. Establecido en el 80%.

h = Número total de horas de funcionamiento al año. 4.036 horas. p = Precio actual de la tarifa a utilizar. p’ = Precio actual de la tarifa de referencia. Q = Caudal de equipamiento total en m3/s.

Para esta estimación se puede tomar p/p´=1.

Para las condiciones de diseño impuestas en el Capítulo 4 se tiene:

Velocidad media del agua en la tubería forzada: 4 m/s.

Rendimiento del grupo turbina-generador del 80%.

Y del Capítulo 5 se tiene:

Caudal de equipamiento total: 13,5 m3/s

A partir de la Ecuación 4.6 se estima inicialmente el diámetro de la tubería forzada:

mV

QD 07,2

5,134

Para estas condiciones de caudal y de velocidad, y una vez estimado el diámetro de la

tubería forzada, se obtiene el a partir de Re y :

0149,0

10898,22070

6,0

1022,810007,1

07,24Re

4

6

6

mm




Con este factor de fricción se hace una primera estimación del diámetro económico u

óptimo:

mDeco 97,25,13140361025,25,08,0

0149,0165,1 462,0

154,0

3

Se obtiene un primer diámetro económico u óptimo de 2,97 m. No obstante, para este

diámetro la velocidad del agua en la tubería forzada es diferente, por tanto se

recalcula a partir de la Ecuación 4.5 tal que:

smD

QV /94,1

97,2

5,134422

,

y también cambia el factor de fricción, al ser modificado el diámetro de la tubería

forzada y la velocidad del agua. Se vuelve a recalcular:

014,0

1002,22970

6,0

10721,510007,1

97,294,1Re

4

6

6

mm

Se obtiene un factor de fricción de 0,014. Ahora con este factor de fricción se vuelve a recalcular el diámetro económico u óptimo:

mDeco 94,25,13140361025,25,08,0

014,0165,1 462,0

154,0

3

smD

QV /98,1

94,2

5,134422

Se obtiene un diámetro económico u óptimo definitivo de 2,94 m y una velocidad

media de 1,98 m/s.

No obstante, se debe asegurar que el agua en el interior de la tubería forzada tenga

una velocidad mínima de 0,5-0,6 m/s. Se comprueba ahora la situación que se tendría

si solo funcionará una sola turbina con el caudal mínimo técnico:

sm

D

QVmín /298,0

94,2

5,445,04422




Se tendría una velocidad muy inferior al mínimo exigido. Por tanto se plantea como

alternativa el uso de otra expresión diferente para el cálculo del diámetro económico

u óptimo, que es la planteada en el texto de Merino Azcárraga (4):

14,043,0

beco HQCD , 6.2

donde:

Deco = Diámetro económico u óptimo de la tubería forzada en metros. Q = Caudal de equipamiento total en m3/s. Hb = Altura bruta en metros. C = 1,43.


mD 5,214,545,1343,1 14,043,0

Se calcula ahora la velocidad media del agua en el interior de la tubería forzada:

smD

QV /74,2

5,2

5,134422

Se obtiene un diámetro económico u óptimo de 2,5 m y una velocidad media de 2,74

m/s.

Ahora se comprueba que para este diámetro la velocidad del agua en el interior de la

tubería forzada cumple con el mínimo exigido:

sm

D

QVmín /413,0

5,2

5,445,04422

Se obtiene una velocidad mínima de 0,413 m/s, muy cercana al mínimo exigido,

considerándose dentro de un rango aceptable. Nos quedamos pues con la expresión

del texto de Merino Azcárraga (4).

Finalmente se fija el diámetro económico u óptimo en 2,5 m.




6.2. Cálculo de las pérdidas de carga definitivas en la tubería

forzada

Una vez se ha determinado el diámetro de la tubería forzada, desarrollamos ahora el

cálculo correspondiente a las pérdidas de carga definitivas. Para el cálculo de las

pérdidas de carga en la tubería forzada se ha seguido el procedimiento de cálculo

desarrollado en el apartado 4.2.5.

Se recalcula el factor de fricción:

0144,0

104,22500

6,0

108,610007,1

5,274,2Re

4

6

6

mm

Aplicando la Ecuación 4.14:

75,381,92

74,215,035,06456,025,0

81,92

74,2

50,2

4500144,0

22

instH

Se tienen por tanto unas pérdidas de carga en la tubería forzada de 3,75 m.c.a.

Podemos deducir ahora el porcentaje de pérdidas o pendiente de carga de la tubería forzada utilizando la siguiente expresión:

b

inst

H

Hpérdidas

%

6.3


%7007,014,54

75,3% pérdidas

Lo que nos deja un 7% de pérdidas en la tubería forzada. La norma habitual de diseño

es que la pérdida de carga a lo largo de las conducciones esté comprendida entre 2 y

el 5% de la altura bruta del salto, aunque a veces este rango puede verse ampliado

incluso hasta el 10%, sobre todo por el hecho de disminuir el diámetro de la tubería

forzada, y por tanto disminuir el impacto ambiental, por lo que unas pérdidas del 7%

se consideran razonables.




6.3. Cálculo de la altura neta

Una vez se han calculado las pérdidas de carga en la tubería forzada se puede calcular

ahora la altura neta, para las condiciones nominales o condiciones de equipamiento.

La altura neta se obtiene siguiendo el desarrollo descrito en el apartado 4.2.3. Se sabe

que la altura bruta tiene un valor medio de 54,14 m.

Por tanto, aplicando la Ecuación 4.4 se tiene:

mHHH instbn 39,5075,314,54

Se obtiene una altura neta de 50,39 m.

6.4. Estimación del espesor de la tubería forzada

A continuación se estima un valor para el espesor e de la tubería forzada, para ello se recurre al texto de la ESHA (5) en el que se utiliza la expresión de Mott:

esk

DPe

ff

i

2

6.4

Donde:

iP = Presión interna en la tubería forzada (MPa).

D = Diámetro en milímetros de la misma.

f = Resistencia a tracción (1.400 kg/cm2 = 137.3 MPa).

fk = 0,9, para uniones soldadas y radiografiadas (eficacia de la unión).

es = Sobrespesor de 1 mm para tener en cuenta la corrosión. La presión interna en la tubería forzada es de 54,14 m.c.a. como consecuencia de la altura bruta, es decir, 0,531 MPa. Se aplica ahora la Ecuación 6.4:

mme 37,619,03,1372

2500531,0

Se obtiene un espesor para la tubería forzada de 6,37 mm. No obstante, este espesor

no se puede considerar como definitivo, ya que debe tenerse en cuenta la




sobrepresión generada por el fenómeno de golpe de ariete. Por tanto, más adelante se

debe volver a calcular.

6.5. Dimensionado final de la tubería forzada. Golpe de ariete

6.5.1. Introducción

La variabilidad de la potencia eléctrica exigida por el mercado conduce a frecuentes

maniobras de cierre o apertura parciales o totales del distribuidor de las turbinas de

los aprovechamientos hidroeléctricos a cargo de la regulación del sistema y, por

tanto, a variaciones rápidas del caudal suministrado por la tubería de alimentación;

estas variaciones del caudal circulante modifican la energía cinética de la columna de

agua, lo cual provoca cambios bruscos en la presión del agua en la tubería y en la

cámara espiral que, por asemejarse a impacto, se denominan habitualmente golpe de

ariete. Los casos extremos opuestos corresponden al disparo de interruptores con el

correspondiente cierre total del órgano obturador de la turbina, y a la apertura total

simultánea de todos los grupos de la central.

En el cierre de estos órganos, que designaremos abreviadamente con el nombre de

válvula, puede producirse una elevación anormal de la presión en el conducto que

procede al órgano de cierre o regulación, y un descenso de la presión en el tubo de

aspiración conectado después, mientras que en la apertura puede producirse el

fenómeno contrario, a saber, descenso excesivo de presión aguas arriba del

mencionado órgano, y elevación excesiva de la presión aguas abajo.

Fundamentalmente la sobrepresión, positiva o negativa no es más que la reacción

(fuerza de inercia) del agua contra los órganos que provocan su aceleración o

deceleración.

Esta sobrepresión depende de los siguientes:

- Longitud, diámetro, espesor y material de la tubería.

- Velocidad del agua en dicha tubería, y característica de la variación de la misma en el

proceso de regulación.

- Tiempo o duración del cierre o apertura de los órganos de regulación.

El fenómeno tiene una gran influencia en el dimensionamiento de la tubería forzada y

en el comportamiento dinámico del grupo turbogenerador, ya que la sobrepresión

generada puede ocasionar graves daños en la instalación, por lo que debe analizarse

en detalle.




6.5.2. Proceso de cálculo

La velocidad de propagación de las ondas de presión a en el seno de un fluido es igual

a:

o

tensentropiaco

Epa

tan

2

6.5

La velocidad de propagación de las ondas de presión también se conoce como

velocidad del sonido a . Para el caso de un líquido puede calcularse a partir de su

módulo de elasticidad. En el caso del agua, su módulo de elasticidad está en torno a

Eo = 2 · 109 N/m2, y su densidad ρ = 1000 kg/m3, de modo que la velocidad de

propagación del sonido en el agua resulta en torno a 1400 m/s.

sma 14001000

102 9

Sin embargo, los efectos de la elasticidad de la tubería hacen disminuir esta velocidad,

conocida como celeridad c. Se calcula a partir de la expresión de Joukowski:

eE

Da

a

eE

DE

E

co

o

2

2

11

,

6.6

donde:

= Densidad del agua (1000 kg/m3)

e = Espesor estimado de la tubería forzada (m)

D = Diámetro de la tubería forzada (m)

E = Módulo de elasticidad del material (Para el acero soldado = 2,1·1011 N/m2)

oE = Módulo de deformación del agua (2·109 N/m2)


sm

e

Dc /33,648

00637,0101,2

5,2100014001

1400

101,2

100014001

1400

11

2

2

11

2

2




El resultado obtenido parece razonable, puesto que el valor de c suele estar comprendido entre 600 y 1200 m/s, inferiores en cualquier caso a la velocidad del sonido.

Como se ha explicado, el golpe de ariete se produce por un cierre rápido de una válvula, por tanto será ese tiempo de cierre el que determine el cálculo de la sobrepresión. A continuación se definen los posibles tipos de cierre en función del tiempo. Sea:

0t = Tiempo de cierre de la válvula.

rt = Tiempo de residencia de una partícula fluida en el conducto.

ivt = Tiempo de ida y vuelta de las ondas de presión.

- Cierre lento: Cuando el tiempo de cierre de la válvula es mayor que el tiempo de residencia de una partícula fluida en el conducto, VLtr . No se producen

sobrepresiones. - Cierre intermedio: Si el tiempo de cierre es rtt 0 el término inercial no es

despreciable, siendo las sobrepresiones del orden de 2V . No obstante, los efectos de

compresibilidad siguen siendo despreciables. - Cierre rápido, pero no instantáneo: Cuando el tiempo de cierre es rt > 0t > ivt siendo ivt

el tiempo de ida y vuelta de las ondas de presión cLtiv 2 . La sobrepresión generada

puede calcularse de modo aproximado mediante la fórmula de Michaud, suponiendo que la ley de cierre de la válvula es lineal con el tiempo.

0

2

t

LVp

6.7

- Cierre rápido e instantáneo: Cuando el tiempo de cierre es 0t < ivt (aunque puede

aceptarse que basta con que sean del mismo orden), se tiene propiamente lo que se conoce por golpe de ariete. Esta solución se conoce como de Allievi:

Vcp 6.8

Puesto que la válvula encargada del cierre de la admisión a las turbinas, (y por tanto la susceptible de provocar una sobrepresión) es la válvula de esfera situada aguas arriba de las mismas, será esta la que determine el tiempo de cierre, y por tanto el posible golpe de ariete. Se plantean dos situaciones:




Cierre rápido, pero no instantáneo La válvula de esfera dispuesta tiene un tiempo de cierre aproximado de st 5,30 .

Se calculan a continuación los tiempos de residencia y de ida y vuelta de la onda de

presión:

sV

Ltr 234,164

74,2

450

sc

Ltiv 39,1

33,648

45022

Se tiene por tanto un cierre rápido, pero no instantáneo, puesto que el tiempo de

cierre es rt > 0t > ivt . La sobrepresión generada se calculará en este supuesto mediante

la expresión de Michaud, esto es, la Ecuación 6.7:

MPap 7045,05,3

74,245010002

Se obtiene una sobrepresión de 0,7045 MPa a partir de la expresión de Michaud.

Cierre rápido e instantáneo

La situación más desfavorable sería la provocada por un cierre rápido e instantáneo, en este supuesto la sobrepresión generada se calcula mediante la expresión de Allievi. Aplicando la Ecuación 6.8 se tiene:

MPap 78,174,233,6481000

Se obtiene una sobrepresión de 1,78 MPa a partir de la expresión de Allievi.

No obstante, situándonos del lado de la seguridad, será la sobrepresión calculada

mediante la expresión de Allievi la que se tendrá en cuenta a la hora de calcular el

espesor definitivo de la tubería forzada, por ser la situación más desfavorable posible.

6.5.3. Espesor definitivo de la tubería forzada Una vez se ha calculado la sobrepresión Δp, se calcula la presión de diseño. Esta presión de diseño contempla el supuesto más desfavorable, esto es, la aparición del fenómeno de golpe de ariete. Se obtiene a partir de la siguiente expresión:




pPp idiseño 6.9


MPapdiseño 311,278,1531,0

Una vez obtenida la presión de diseño, se vuelve a calcular el espesor de la tubería

forzada a partir de la Ecuación 6.4:

mme 37,2419,03,1372

2500311,2

Se obtiene por tanto un espesor definitivo para la tubería forzada de 24,37 mm 25

mm.

6.6. Dispositivos de atenuación del golpe de ariete

La sobrepresión generada es tanto mayor cuanto mayor es la longitud de la tubería, y

menor es el tiempo de cierre; así pues, los casos más críticos tienen lugar en las

centrales de turbinado de mediana y de alta potencia, en las que las tuberías forzadas

suelen tener una mayor longitud. Para evitar el golpe de ariete, se utilizan depósitos

intermedios tales como la chimenea de equilibrio.

En este caso, al tratarse de una instalación de pequeño tamaño, en la que la longitud

de diseño para la tubería forzada no es demasiado grande, no se prevé que sea

necesario incorporar chimenea de equilibrio. En su lugar se incorporará una válvula

de descarga síncrona, en paralelo con la turbina, de forma que ésta abra cuando se

cierra la de entrada a la turbina. Su instalación está especialmente indicada con

turbinas Francis equipadas de regulador.

Su funcionamiento se basa sobre el siguiente principio: cuando se cierra la válvula de

entrada a la turbina se abre, en la misma proporción, un orificio compensador. Si la

válvula se detiene en su recorrido de cierre, este orificio se cierra lentamente; por el

contrario si la válvula continúa cerrándose, el orificio se abre aun más. Cuando la

válvula se abre, el orificio se cierra. En cualquier caso, si la válvula se cierra

lentamente el orificio no actúa. Si por causas técnicas el orificio no funcionase, el

conjunto actuaría como un sistema amortiguador, limitando la velocidad de cierre de

la válvula a valores incompatibles con el golpe de ariete. Su precio es elevado pero




evita la construcción de una chimenea de equilibrio, cara, aparatosa y con frecuencia

difícil de ubicar.

6.7. Trazado y anclaje Dada la orografía del terreno se prevé que el trazado de la tubería forzada este enterrado. Se dispondrá de una cama de arena en el fondo de la zanja sobre la que apoyará la tubería, y se instalan anclajes de hormigón en los cambios de dirección de la tubería. Al estar sometida a menos variaciones de temperatura no será necesaria la instalación de juntas de dilatación, aunque en función del tipo de terreno sí pueden sufrir problemas de corrosión. Para contrarrestarlo se instalará protección catódica.




Capítulo 7. Selección de la turbina y diseño

del rodete

7.1. Selección del tipo de turbina hidráulica La selección de las turbinas hidráulicas parte de los datos característicos o de diseño disponibles; estos son en general la altura bruta Hb y el caudal Q. Como se ha explicado en anteriores capítulos, las pérdidas en el conducto de admisión o tubería forzada, reducirán la altura bruta a la neta. En las pérdidas que se producen en la tubería forzada intervienen la longitud de la conducción, la sección de la misma y las características particulares del emplazamiento, que puede hacer que existan a lo largo de la conducción codos, bifurcaciones, y otros elementos singulares. La elección del tipo de turbina, y su posterior dimensionado y diseño se realizará a partir de estos datos de altura neta Hn y de caudal Q. Partimos de un caudal de equipamiento total de 13,5 m3/s y una altura neta de 50,39 m. Como se ha especificado en capítulos anteriores, serán tres las turbinas que se instalaran en paralelo, todas ellas iguales. Esta solución será sin lugar a dudas la más económica, pues instalar tres turbinas gemelas permite menores costes de construcción en las turbomaquinas. Puesto que las tres turbinas serán iguales, no es necesario entrar en el estudio y diseño hidráulico correspondiente a cada turbina. Por tanto, partiendo de las condiciones de diseño unitarias (Q = 4,5 m3/s y Hn = 50,39 m) se ha determinado que los grupos instalados sean tres turbinas tipo Francis. La Figura 7.1, extraída del texto de la ESHA (5), apoya esta selección, pues para tales valores de altura neta, caudal y potencia útil, la turbina Francis será la mejor opción. Dicha gráfica se ha elaborado integrando los datos de varios fabricantes europeos, y muestra las envolventes operacionales de los tipos de turbina más utilizados. La potencia útil Pútil es la potencia neta evaluada con el rendimiento total de la turbina. El rendimiento de la turbomaquina se ha fijado en el 80%.




La potencia útil se obtiene a partir de la siguiente fórmula:

ntútil HgQP 7.1

Donde: - = Densidad del agua (kg/m3)

- t = Rendimiento total de la turbina.

- Q= Caudal de equipamiento unitario (m3/s). - g = Aceleración de la gravedad (m/s2). - Hn = Altura neta (m). En este caso:

CVkWWPútil 76,386.257,779.1570.779.139,5081,95,48,01000

Se han expresado los valores de potencia tanto en kW como en CV, debido a que en la bibliografía empleada las tablas y las gráficas están expresadas en CV.

Figura 7.1. Envolventes operacionales de los tipos de turbina hidráulica más utilizados.

No obstante, posteriormente se comprobará que la turbina idónea para la instalación sigue siendo la Francis, pues la elección del tipo de turbina depende además de la velocidad de giro Ω, que vendrá impuesta por el alternador.




7.2. Características de la turbinas Francis

Son turbinas de reacción, es decir, las que aprovechan, no sólo la velocidad del agua, sino también su presión. De flujo radial y admisión total, muy utilizadas en saltos de altura media (10-350 m), y dentro de una amplia gama de caudales (hasta 200 m3/s, e incluso superior en algunas instalaciones), lo que hace que hoy en día sean las turbinas más instaladas. Están equipadas con un distribuidor de alabes regulables y un rodete de alabes fijos. En las turbinas Francis rápidas la admisión sigue siendo radial, pero la salida tiende a ser axial. Los elementos que componen este tipo de turbinas son los siguientes: - Distribuidor: Contiene una serie de álabes fijos y regulables que orientan el agua hacia el rodete. - Rodete: Formado por una corona de paletas fijas, con una forma tal que cambian la dirección del agua de radial a axial. El rodete es el elemento más importante, los restantes elementos son construidos en torno a él.

Figura 7.2. Rodete de una turbina Francis.

- Cámara espiral: Su misión es la de conseguir que la velocidad de entrada del agua a la turbina sea igual en todo su perímetro. Esto se logra de la siguiente manera, conforme la tubería comienza a estar en contacto con la turbina, está comienza a consumir agua, con lo cual disminuye el caudal transportado. De esta forma, la única manera de mantener constante la velocidad hasta el final de la tubería, es ir reduciendo la superficie de paso de ésta. Puede ser abierta o cerrada, y tiene forma espiral para dar una componente radial al flujo de agua.

- Tubo de aspiración: En las turbinas de reacción, el agua a la salida del rodete, debe pasar antes de llegar al canal de descarga, por el tubo de aspiración o difusor, cuya misión es recuperar parte de la energía cinética contenida en el agua que abandona el rodete a una velocidad elevada, así como mantener la diferencia de presiones adecuada para el buen funcionamiento de la turbina. Para disminuir la velocidad con que el agua llega al canal de descarga - la pérdida cinética es proporcional al cuadrado de la velocidad - se aumenta la sección de salida del difusor adoptando un perfil cónico. Su función es especialmente crítica en los rodetes de alta velocidad específica, porque el agua sale de estos rodetes a una velocidad especialmente elevada. En




turbinas de eje horizontal es importante que el cuerpo de la turbina esté perfectamente anclado en bloques de hormigón para evitar que las vibraciones limiten su campo de funcionamiento.

Figura 7.3. Turbina Francis de eje horizontal con la cámara espiral y el tubo de aspiración en primer plano.

En las turbinas Francis el agua se desplaza encauzada mediante una conducción forzada, pasando del distribuidor –fijo al rodete -móvil- al que cede su energía, sin entrar, en ningún momento, en contacto con la atmósfera. La Figura 7.3 muestra una turbina Francis de eje horizontal en la que puede verse como los álabes distribuidores que regulan el caudal de agua que entra al rodete giran accionados mediante bielas accionadas por un anillo exterior que sincroniza su movimiento.

Figura 7.4. Figura 7.5.

En la Figura 7.4 se aprecian los ejes de giro de los álabes del distribuidor y las bielas conectadas al anillo de accionamiento. La Figura 7.5 muestra los álabes en posición abierta 1 y en posición cerrada 2. En esta última posición la extremidad de un álabe se apoya completamente sobre el flanco del anterior, cerrando prácticamente el paso del agua al rodete. Las turbinas Francis pueden ser de cámara abierta (generalmente para saltos de poca altura) o de cámara en espiral. En las turbinas con cámara en espiral, la carcasa,




dependiendo del tamaño, se construye en hormigón armado, en acero soldado o en hierro fundido. Al ser uniforme el volumen de agua que llega a cada álabe del distribuidor, el caudal que pasa por cada sección del caracol es proporcional al arco que le queda por abastecer. Estos álabes, cuando son pequeños suelen fabricarse en fundición de bronce al aluminio formando un solo cuerpo con el cubo. Cuando los rodetes son grandes los álabes, generalmente en chapa de acero inoxidable, se sueldan al cubo y a la llanta, generalmente en acero fundido.

7.3. Cálculo de la velocidad de rotación. Velocidad específica Una vez que se ha seleccionado turbinas tipo Francis y en base a los valores obtenidos de Q, Hn y ηt supuesto, estamos en condiciones de calcular la velocidad de rotación máxima admisible mediante la siguiente expresión:

...

45

mprP

Hnn

útil

ns

7.2

En la Ecuación 7.2, ns es la velocidad específica máxima admisible sin peligro de cavitación según la altura del salto Hn, que puede obtenerse por medio de la Figura 7.6:

Figura 7.6. Hn máxima en función de ns para una turbina Francis. Tomada de Mataix (6).

De la Figura 7.6 obtenemos aproximadamente ns = 225, quedando la Ecuación 7.2:




...31,61876,2386

39,50225 4545

mprP

Hnn

útil

ns

Dado que la finalidad del aprovechamiento es la producción de energía eléctrica, el eje de la turbina habrá de ir acoplado directamente al alternador. Para nuestro aprovechamiento hidroeléctrico se han utilizado alternadores síncronos. Esto implica que el eje ha de girar a velocidad rigurosamente constante para mantener constante la frecuencia de la intensidad de corriente generada. Dicha velocidad de sincronismo dependerá del valor de la frecuencia (f) y del número de pares de polos (np) del alternador, mediante la expresión:

...60 mprn

fn

p

7.3

También del texto de Mataix (6) se ha extraído la Tabla 7.1, en la que quedan reflejadas las velocidades de sincronismo de las turbinas directamente acopladas a los alternadores de 1 a 28 pares de polos. De dicha tabla obtenemos que el alternador dispondrá de 5 pares de polos y una velocidad de sincronismo de 600 r.p.m.

pn .)..( mprn pn .)..( mprn

1 3000 13 230,8 2 1500 14 214,3 3 1000 15 200 4 750 16 187,5 5 600 17 176,5 6 500 18 166,7 7 428,6 19 157,9 8 375 20 150 9 333,3 22 136,4

10 300 24 125 11 272,7 26 115,4 12 250 28 107,1

Tabla 7.1. Velocidades de los grupos hidroeléctricos en función del número np de pares de polos del alternador para una frecuencia f de 50 Hz. Tomada de Mataix (6).

Una vez obtenida la velocidad de sincronismo y el número de pares de polos del alternador, se calculará con dichos valores la velocidad específica (parámetro adimensional) de la turbina en estudio. Para ello emplearemos la Ecuación 7.4 que puede encontrarse, por ejemplo en el texto de Viedma y Zamora (1):

s =

máxngH

Q

4

3

21

7.4

En este caso:




s =

27,139,5081,9

5,4

60

2600

43

21

Establecida la velocidad específica para la situación propuesta y teniendo en cuenta que se desea obtener un rendimiento máximo en estas condiciones nominales, el tipo de turbina adecuado se obtiene a partir de la Tabla 7.2 tomada del texto Viedma y Zamora (1):

Tipo de turbina Características Ωs Hn (m)

Pelton

1 chorro 3 4 … chorros

0,05 a 0,15 0,15 a 0,35

250 a 1800 100 a 800

Francis Lenta Normal Rápida

0,35 a 0,67 0,67 a 1,20 1,20 a 2,70

150 a 350 80 a 150 25 a 80

Hélice y Kaplan Lenta Rápida Ultra rápida

1,60 a 2,75 2,75 a 3,65 3,65 a 5,50

18 a 35 12 a 18 5 a 12

Tabla 7.2. Rangos de velocidad específica y de altura neta para los distintos tipos de turbinas.

De la Tabla 7.2 se deduce que es la Turbina Francis Rápida la que mejor se adapta. En el estudio de las turbinas hidráulicas uno de los parámetros más importantes será la velocidad específica ns. Este valor determinará la geometría del rodete de la turbomaquina, ya que a cada geometría le corresponderá un valor de ns determinado. Así pues, todas las máquinas geométricamente semejantes, aunque sean de distinto tamaño, tendrán el mismo valor de velocidad específica. Este valor variará conforme lo haga la geometría del rodete. En el caso que nos ocupa el valor de ns (velocidad específica dimensional), lo recalculamos con los datos de nuestra turbina. La potencia viene expresada en CV.

...34,218

39,50

76,23866004545

mprH

Pnn

n

útil

s

Obtenida la velocidad específica, se empleará la Figura 7.7 para confirmar la elección de la turbina. Se comprueba de nuevo que estamos dentro del campo de aplicación de las turbinas tipo Francis.




Figura 7.7. Variación de la forma del rodete y del triangulo de velocidades de entrada de las turbinas hidráulicas al

aumentar ns. Extraída del texto de Mataix (6).

7.4. Disposición del eje de la turbina Los primeros grupos turbogeneradores hidráulicos se instalaron con el eje horizontal, puesto que es la disposición más simple y la que proporciona mayores facilidades para el montaje y el mantenimiento o reparación, ya que todas las partes del grupo son fácilmente accesibles. Está disposición tiene el grave inconveniente de requerir una superficie grande por lo que, al aumentar la capacidad de los grupos, se hizo necesario disponerlos con el eje vertical para reducir las dimensiones y el coste de la obra civil. Por esta razón las turbinas Francis de tamaño medio o grande (por ejemplo mayores de 4-8 MW, dependiendo de la velocidad) se disponen casi sin excepción con el eje vertical, mientras que las pequeñas (por ejemplo menores de 2 MW) se instalan con el eje horizontal. Para nuestro aprovechamiento hidroeléctrico los grupos turbogeneradores se instalarán con el eje horizontal.




7.5. Dimensiones iniciales del rodete de la turbina Antes de comenzar el diseño definitivo se debe realizar una primera estimación de las dimensiones principales del rodete de la turbina. Dado que no existe un método generalmente aceptado para el diseño de las turbomáquinas hidráulicas, se ha optado por utilizar un método clásico de diseño basado en la experiencia, el método de Bovet. Antes de desarrollar el método de Bovet, vamos a proceder al cálculo del prediseño mediante el método de las magnitudes reducidas propuesto por Mataix (6). Se indican a continuación las distintas velocidades que se presentan en el flujo de la máquina hidráulica, para normalizar la nomenclatura.

Figura 7.8. Triángulo típico de velocidades de una turbomaquina hidráulica, según la teoría general unidimensional.

El triángulo anterior muestra las diferentes velocidades presentes en una

turbomáquina hidráulica:

- v = Es la velocidad absoluta del fluido en un punto del rodete.

- w = Es la velocidad relativa del flujo.

- u = Es la velocidad de arrastre a que se somete al flujo, velocidad del rodete en ese punto.

- vm = Es la componente meridional de la velocidad absoluta.

- vu =Es la componente periférica de la velocidad absoluta.

- α2 = Es el ángulo que forman la velocidad absoluta y la de arrastre.

- β2 =Es el ángulo que forma la velocidad relativa con el de arrastre, ángulo de orientación de los

álabes a la salida del flujo.

La Figura 7.8 muestra la simbología con subíndice 2 puesto que se trata de una

imagen del triángulo de velocidades presente en la sección de salida del rodete.

Emplearemos pues, los subíndices 1 y 2 para las secciones de entrada y salida

respectivamente, y los subíndices 0 y 3 para la entrada del distribuidor y la salida del

difusor.




Figura 7.9. Dimensiones principales del rodete de una turbina Francis. Tomado de Mataix (6).

7.5.1. Método de las magnitudes reducidas

Las leyes de semejanza nos permiten reducir los valores obtenidos

experimentalmente en el ensayo de un modelo de turbina hidráulica, de tamaño

cualquiera y ensayada en un salto cualquiera, a los que corresponden a una turbina

“ ” geométricamente semejante a 1 metro de diámetro y funcionando bajo un

salto de 1 metro de altura. Estos valores, designados con el subíndice 11 se

denominan valores unitarios o reducidos.

Se seguirá el método expuesto por Mataix (6). Puede calcularse por:

nHn

nd 11

7.5

Donde:

- d = Diámetro característico en metros.

- n = La velocidad de giro en r.p.m.

- n11 = Velocidad de giro reducida, tomada de la tabla, en función de la velocidad específica.

ns Q11 n11 d1i/d d1’/d d3/d b0/d li/d le/d

60 0,123 61 1,0 1,04 0,6 0,055 0,36 0,27 100 0,230 62,5 1,0 1,052 0,68 0,1 0,32 0,22 200 0,715 70 0,92 1,02 0,955 0,23 0,26 0,14 300 1,166 82,5 0,775 1,03 1,12 0,326 0,26 0,14 350 1,280 92,5 0,695 0,99 1,15 0,327 0,28 0,15

Tabla 7.3. Dimensiones principales de los rodetes de las turbinas Francis en función de la velocidad específica.

A partir de la velocidad especifica obtenida ns = 218,34 r.p.m., entramos en la Tabla 7.3

y por interpolación se obtiene n11 = 72,293.

Se obtiene por tanto un valor para el diámetro característico a partir de la Ecuación

7.5:




md 855,039,50600

293,72

Y para el resto de dimensiones de la turbina:

El valor d1i/d se ha obtenido mediante la Tabla 7.3 y por interpolación 0,893, de

donde obtenemos el valor de d1i:

md i 764,0893,0855,01

El valor d1’/d se ha obtenido mediante la Tabla 7.3 y por interpolación 1,021, de donde

obtenemos el valor de d1’:

md 874,0021,1855,0'1

El valor d3/d se ha obtenido mediante la Tabla 7.3 y por interpolación 0,985, de donde

obtenemos el valor de d3:

md 842,0985,0855,03

El valor b0/d se ha obtenido mediante la Tabla 7.3 y por interpolación 0,247, de

donde obtenemos el valor de b0:

mb 2117,02476,0855,00

El valor li/d se ha obtenido mediante la Tabla 7.3, en este caso 0,26. Se obtiene el

valor de li:

mli 2223,026,0855,0

El valor le/d se ha obtenido mediante la Tabla 7.3, en este caso 0,14. Se obtiene el

valor de le:

mle 1197,014,0855,0

En la Tabla 7.4 se muestran las dimensiones del prediseño del rodete obtenidas.

Parámetros de prediseño

Dimensiones en metros

d 0,855 d1i 0,764 d1’ 0,874 d3 0,842 b0 0,2117 li 0,2223 le 0,1197

Tabla 7.4. Parámetros de diseño mediante el método de magnitudes reducidas, descrito por Mataix (6).




A continuación representamos las dimensiones iniciales de nuestra turbina en el

dibujo inicial de la Figura 7.9, con los datos de la Tabla 7.4.

Figura 7.10. Dimensiones del prediseño de la turbina Francis obtenidas a partir del método de las magnitudes reducidas, descrito por Mataix (6).

7.6. Diseño del rodete. Trazado del perfil hidráulico 7.6.1. Explicación del proceso Realizado el diseño de las dimensiones iniciales de la turbina, pasamos a calcular el diseño del rodete. Existen distintos métodos para el diseño del rodete de las turbinas hidráulicas. Para las turbinas Francis, uno de los métodos clásicos más utilizados es el de T. Bovet L’ P y h q F d d L F ) década de los años sesenta. Básicamente, el método propone el dimensionado del rodete de la turbina a partir del concepto de perfil hidráulico. En una turbina Francis, el flujo en el rodete queda limitado por dos superficies de revolución, una exterior y otra interior. Las intersecciones de estas superficies con un plano meridiano que pasa por el eje de revolución del rodete forman el denominado perfil hidráulico. La corriente fluida entra por la arista o sección de entrada 1 y sale por la arista 2. De este modo todo el espacio que será ocupado por los álabes queda limitado por cuatro superficies de revolución, cuyas meridianas son las cuatro líneas que se han dibujado en la Figura 7.11.




Figura 7.11. Perfil hidráulico de Bovet para el diseño de un rodete Francis. Tomado de Mataix (6).

Bovet ha propuesto expresiones analíticas para estas aristas exteriores e interiores del perfil hidráulico, parametrizadas en función de la velocidad especifica, de modo que existe una evolución desde un rodete prácticamente radial para bajas velocidades específicas, hasta otro helicocentripeto (con gran componente axial) para velocidades específicas altas. Una vez determinado completamente el perfil hidráulico del rodete, el método propone dividir el canal de paso que se ha elegido (sin ninguna componente acimutal de velocidad) en una serie de canales delimitados por líneas de corriente, que dan lugar a turbinas parciales. Se supone para ello que el flujo es ideal e irrotacional, de modo que el plano del perfil hidráulico, es un plano meridiano que contiene al eje de la máquina, como se ha indicado anteriormente. De esta manera, el método exige la construcción de la denominada red de corriente, es decir, del trazado de las líneas de corriente que delimitan las turbinas parciales, junto con las líneas equipotenciales, perpendiculares a las anteriores. El método propone que entre cada dos líneas de corriente, la velocidad meridiana sea la misma, y que entre cada dos líneas equipotenciales, la diferencia de potencial de velocidad sea constante. Como resultado, de este proceso, se obtiene la forma geométrica final del perfil hidráulico, junto con la distribución de velocidad meridiana a través de la sección de paso. El dimensionado del rodete se completa con la imposición de cesión de energía en forma de momento cinético, a partir de la aplicación de la Ecuación de Euler a cada una de las turbinas parciales resultantes de la red de corriente. Aunque existen más posibilidades, la más utilizada y sencilla de aplicar es la condición de cesión gradual de energía para el conjunto de las turbinas parciales, desde la sección de entrada a la sección de salida del rodete. El campo de velocidad acimutal impuesto al aplicar la condición de cesión de energía cambia el flujo de irrotacional a rotacional, y óg d “ b ” d perfil hidráulico inicialmente supuesto. Se impone una distribución de ángulos relativos β1 y β2, además de un cierto ángulo circunferencial ϕ ocupado desde la arista de entrada a la arista de salida del rodete, necesarios para que el salto energético a través del rodete sea la altura útil Ht, cumpliendo la ecuación de conservación del momento cinético, es decir, la Ecuación de Euler.




No obstante, este procedimiento no se llevará a cabo en el presente proyecto. 7.6.2. Trazado del perfil hidráulico. Parámetros de cálculo Se seguirá el procedimiento de Bovet, descrito en el texto de Mataix (6). El flujo dentro

del rodete queda limitado por dos superficies de revolución, una interior, i, y otra

exterior, e; la primera constituye el cubo de la rueda y la segunda el zuncho, que en

las turbinas hidráulicas de elevado número de revoluciones queda reducido a un aro

o llanta: lo que llamaremos el perfil hidráulico del rodete.

La corriente entra en los álabes por la arista de entrada 1, y sale por la arista de salida

2. Si suponemos que ambas aristas se encuentran en un plano axial 1 se verán en su

verdadera forma en el plano meridional de la Figura 7.12, mientras que el álabe

ocupa, desde la arista de entrada a la de salida, un ángulo circunferencial. De este

modo queda todo el espacio A que será ocupado por los álabes limitado por las cuatro

superficies de revolución, cuyas meridianas son i, e, 1 y 2.

Las turbinas hidráulicas Francis son máquinas diagonales o semiaxiales. En ellas un

hilo de corriente tal como el I en la Figura 7.12 no puede ya tomarse como

representativo del flujo total que pasa por el rodete. Basta ver que en la arista de

salida, por ejemplo, en los puntos 2e, 2’, 2’’, 2’’’ y 2i las velocidades periféricas son

distintas, y como consecuencia serán distintos también los triángulos de velocidades

y los ángulos β2. Lo mismo sucederá en la arista de entrada y en general en todo el

álabe.

La superficie de éste, que deberá conformarse a la dirección de la corriente relativa

exigida por el diseño del álabe, no podrá ya ser cilíndrica, sino alabeada o de doble

curvatura en el espacio.

Curvas limite del volumen ocupado por los alabes. Radios característicos de las aristas de entrada y salida

Figura 7.12. Representación aristas interiores y exteriores del canal de paso de una turbina Francis. Tomado de Mataix (6).




Bovet a base de turbinas hidráulicas ya construidas, ha deducido unas fórmulas empíricas que permiten en función de ns, obtener el perfil hidráulico (curvas i y e) de una nueva turbina hidráulica. Bovet no utiliza nuestro ns, sino un número específico adimensional n0 de revoluciones definido así:

43

21

0

2 ngH

Qn

n

7.6

Donde n se expresa en rad/s. Obtenemos un valor para n0 a partir de los datos iniciales. Aplicando la Ecuación 7.6 se tiene:

4265,0

39,5081,92

5,4

60

2600

43

21

0

n

Mataix (6) sostiene que el número específico de revoluciones n0 para las turbinas Francis suele estar comprendido entre:

8,01,0 0 n

Las coordenadas x, y de los puntos de las curvas i y e y todas las dimensiones acotadas en la Figura 7.13 están referidas a una dimensión básica e2 que se toma

como unidad, igual al radio del punto 2e, diámetro exterior de la arista de salida del álabe.




Figura 7.13. a) Curvas límite interior y exterior del perfil hidráulico. b) Dimensiones características del canal del

rodete. Tomado de Mataix (6).

Con referencia a la Figura 7.13 las curvas interior i y exterior e del perfil hidráulico vienen dadas por la Ecuación 7.7:

xxx

y

y

m

1108,3

7.7

Siendo los valores de ym para la curva interior de:

08,0

16,07,0

0

0

n

y imi

7.8

En este caso:

016,108,04265,0

16,07,00

imiy

El valor de i vendrá expresado por la Ecuación 7.9:

0022,32,3 nni 7.9

En este caso:

3475,54265,04265,022,32,3 i




Y para la curva exterior:

0029,14,2 nne 7.10

En este caso:

125,14265,04265,029,14,2 e

De manera que, aplicando la Ecuación 7.7, se tiene para la curva exterior:

e

e

e

e

e

e

me

e xxx

y

y

2222 1108,3

7.11

Donde es preciso determinar x2e e y2e. Para x2e se toma un valor constante independiente de n0:

5,02 ex

Y para y2e usaremos la Ecuación 7.12:

102 eey 7.12

Para oe y las restantes magnitudes que completan la geometría del perfil hidráulico

de la Figura 7.13 se recomiendan los valores siguientes: Para 275,00 n

03,0255,1 noe 7.13

Por tanto:

12705,14265,03,0255,1 oe

Una vez calculado e0 , podemos calcular ahora ey2 , aplicando la Ecuación 7.12:

12705,0112705,12 ey

Además,




000 28,0 nnb 7.14

En este caso:

537,04265,04265,028,00 b

Volvemos a la Ecuación 7.11 y calculamos mey :

1494,08503,0

12705,0

125,1

5,01

125,1

5,0

125,1

5,0108,3

12705,0

meme

me

yyy

El valor de me se calculará mediante la Ecuación 7.15:

meoeme y 7.15

En este caso:

978,01494,012705,1 me

En la Figura 7.14 observamos algunos perfiles hidráulicos calculados por las fórmulas precedentes para valores desde n0=0,1 hasta n0=0,8. Se observa la variación gradual del perfil hidráulico exigida por un caudal relativamente creciente y una altura de salto relativamente decreciente.

Figura 7.14. Perfiles hidráulicos de turbinas Francis obtenidos por el procedimiento de Bovet, en función de n0.

Tomada de Mataix (6).

Al ser n0 = 0,4265, estamos ante el caso de una Turbina Francis Semiaxial.




Todas las dimensiones de la Figura 7.14 son relativas a 12 e . Es preciso entonces

determinar e2 , lo que fijará el tamaño de la turbina. Esto se logra dando un valor

conveniente al coeficiente de caudal e2 que aparece en la Ecuación 7.16:

31

2

22602

e

en

Q

7.16

Con Q en m3/s y n en r.p.m. El valor de e2 debe ser el que proporciona el rendimiento

óptimo. La experiencia adquirida con los ensayos realizados aconseja un valor en el intervalo 0,260 - 0,280, pudiéndose tomar como valor medio:

270,02 e


439,0

27,0606002

5,431

22

e

Obtenidas las dimensiones relativas, podemos calcular ahora los valores correspondientes a las dimensiones absolutas. Se obtiene la siguiente tabla:

Parámetros Dimensiones relativas en

metros

Dimensiones absolutas en

metros

imiy 0 1,016 0,446

i 5,3475 2,348

e 1,125 0,494

ey2 0,12705 0,056

e0 1,12705 0,495

0b 0,537 0,236

ex2 0,5 0,2195

mey 0,1494 0,066

me 0,978 0,429

e2 1 0,439

Tabla 7.5. Valores relativos y absolutos para el canal de paso del rodete.

Ahora se hace una representación gráfica correspondientes a las dimensiones absolutas del canal de paso del rodete.




Figura 7.15. Dimensiones absolutas en metros del canal del rodete.

A continuación se representan las curvas interior y exterior del perfil hidráulico: Trazado del perfil hidráulico. Curva interior Se obtiene a partir de la siguiente expresión:

iii

mi

xxxyy

1108,3

7.17

En este caso:

348.21

348,2348,2137368,1

xxxy

Se representa como sigue:

Figura 7.16. Curva limite interior del perfil hidráulico del álabe del rodete.




Trazado del perfil hidráulico. Curva exterior Se obtiene a partir de la siguiente expresión:

eee

me

xxxyy

1108,3

7.18

En este caso:

494,01

494,0494,0120328,0

xxxy

Se representa como sigue:

Figura 7.17. Curva limite exterior del perfil hidráulico del álabe del rodete.

7.6.3. Trazado de la arista de entrada al álabe y diámetros de entrada La experiencia aconseja que, así como de la acertada elección del punto 2e, ya

determinado, depende conseguir el rendimiento óptimo con relación al caudal. El

rendimiento óptimo con relación al salto neto depende de la recta selección del punto

1i. Definamos entonces, análogamente al coeficiente de caudal definido para fijar el

punto 2e, el coeficiente de presión referido al punto 1i:

g

H

i

ni

22

1

1

7.19

Los ensayos realizados recomiendan coger un valor para el coeficiente de depresión

de 1,65 - 2. Mataix (6) recomienda utilizar 72,11 i .

Al despejar i1 de la Ecuación 7.19, introduciendo el valor de i1 se tiene:




2

1

172,1

2

2

60

n

i

Hg

n

En este caso:

382,072,1

39,5081,92

6002

60 2

1

1

i

Queda ya fijado un punto de la curva 1, el punto 1i, por lo que falta por determinar el

punto 1e. La forma final de la curva 1 la elegiremos de un modo más o menos

arbitrario, teniendo en cuenta que esta forma influirá de distintas maneras sobre

ciertos parámetros que enunciaremos:

Influye en que aparezca o no el fenómeno de cavitación, si al desplazar la arista se

acorta el álabe pueden aumentar las depresiones en el extradós del álabe así como

sobrepresiones en el intradós y presentarse la cavitación en caudales muy reducidos.

Puede variarse para conseguir ángulos 1 más favorables. Se puede disminuir 1

desplazando la arista de entrada hacia el exterior al tener que:

11

1

1

u

m

vu

vtg

7.20

Permite variar la velocidad del embalamiento, que según la experiencia, disminuye al

alejar la arista de entrada del eje de rotación, en particular aumenta ρ1, lo cual solo se

podrá hacer sacrificando el rendimiento.

En función de las características que deseemos obtener, la forma de la curva obtendrá

una geometría u otra.

Lo que se ha hecho finalmente es partir de las dimensiones absolutas obtenidas a

partir del método de Bovet (Figura 7.15) para calcular los puntos interiores y

exteriores de la arista de entrada de los álabes. Al calcular dichos puntos, no tenemos

la geometría de la curva que forma esa arista de entrada, pero como la diferencia de

los diámetros interior y exterior de entrada es pequeña, se procede a hallar una

geometría estimada para la curva de la arista, manteniendo un punto medio de dicha

curva, y pudiendo calcular el diámetro de entrada, interior y exterior, midiendo las

cotas con el programa AutoCAD, como se muestra en la Figura 7.18. De este modo

tendremos una mejor aproximación a los diámetros del rodete que la que ofrece el

texto de Mataix (6) como prediseño.




7.6.4. Trazado de la arista de salida al álabe y diámetros de salida En esta arista tendremos ya fijado el punto 2e. La forma completa de la curva 2 influirá también en una serie de variables, de modo que resulta imprescindible seguir datos experimentales de maquinas que funcionen con buenos rendimientos. La forma completa de la curva 2: Según conduzca a alabes cortos o no, inducirá a que aparezca cavitación o no. Puede variarse para modificar los ángulos β2 de dos maneras: deslizando el punto

2i hacia arriba o abajo con lo que aumenta o disminuye u2, también disminuye o aumenta Cu2, y disminuye o aumenta β2 ya que:

22

2

2

u

m

vu

vtg

7.21

El segundo procedimiento consiste en variar las líneas de corriente sin alterar la arista de salida. Si se desplaza la arista de salida hacia el centro, es decir si se desplaza el punto 2i por la curva i de manera que disminuya la longitud del alabe y la sección de fijación del mismo al cubo, dicha sección estará sujeta a esfuerzos más elevados. Pero, si con esta medida se excede el esfuerzo máximo admisible aun se puede trabajar el esfuerzo unitario aumentando el espesor del alabe o también se puede usar una aleación de más calidad. Para el trazado de esta arista de salida del álabe se ha realizado un procedimiento muy similar al del cálculo de la arista interior, es decir, partir del método de Bovet (Figura 7.15). Al no conocerse la geometría de la curva que une los puntos, se ha supuesto una forma típica, como la de la misma Figura 7.15. Se puede ahora calcular el diámetro de salida, interior y exterior, midiendo las cotas al igual que para la arista de entrada al álabe. Se representa en la Figura 7.18 como quedarían las aristas en el canal de paso del rodete.

7.6.5. Ancho del rodete A continuación se determina la anchura del rodete a la entrada y a la salida para finalizar con el diseño del mismo. Para calcular 1b , anchura del rodete a la entrada, conocemos que la salida del

distribuidor está muy cercana a la entrada al rodete, por lo que en esa parte el flujo apenas sufrirá variación y se estimará que el ancho del distribuidor es igual al ancho del rodete a la entrada, es decir:

mbb 236,001

Por otra parte, para el cálculo de b2, ancho del rodete a la salida, se supondrá que el flujo es axial en todo momento, asemejando la velocidad meridional a la velocidad axial mediante la Ecuación 7.22:




4

2

,2

2

,2 ie

vaxialm

dd

Qvv

7.22

Sustituyendo este valor en:

2,2 bd

Qvv

e

vaxialm

,

7.23

donde: - v : Rendimiento volumétrico. Se estima que será del 95%.

- Q : Caudal de equipamiento unitario (m3/s).

- ed ,2

: Diámetro exterior de salida (m).

- 2b : Ancho del rodete a la salida (m).


smvv axialm /63,5

4

35262,00444,1

5,495,022

Y entrando con ese valor de la velocidad en la Ecuación 7.23 obtenemos el ancho de salida del rodete.

mbb

231,00444,1

5,495,063,5 2

2

Finalmente se obtiene el diseño definitivo del rodete:




Figura 7.18. Aristas de entrada (en verde) y salida (en azul) de los álabes y diámetros del diseño del rodete en mm.

A continuación se muestran los diámetros que se utilizaran para el diseño de nuestro rodete:

Diámetro interior de entrada (d1i) 0,934 m Diámetro exterior de entrada (d1e) 1,07234 m

Diámetro interior de salida (d2i) 0,35262 m Diámetro exterior de salida (d2e) 1,0444 m

Tabla 7.6. Diámetros del rodete.

7.6.6. Determinación del número de álabes El número de álabes óptimo del rodete puede estimarse en función de ns, mediante la

Figura 7.19 escogiendo dicho número entre dos curvas según tamaño y altura neta.

Para nuestro diseño: ns = 218,34 r.p.m., entrando con este valor en la Figura 7.19 el

número de álabes estará entre 11 y 14 álabes.

Tomaremos un valor intermedio, z = 12.

Figura 7.19. Estimación del número de álabes en función de ns.




Capítulo 8. Diseño del distribuidor,

predistribuidor, cámara espiral y tubo de

aspiración

8.1. Introducción

La turbina diseñada anteriormente está compuesta, además de por el rodete, por una serie de elementos fijos, que configuran el estator de la turbomáquina. Estos elementos son el distribuidor, el predistribuidor, la cámara espiral y el tubo de aspiración. En este capítulo se llevará a cabo un prediseño del distribuidor, determinando el tipo de distribuidor empleado (tipo Fink), el número de álabes orientables de que constará, así como algunos aspectos de su geometría. Además, se hará una breve descripción del predistribuidor y se realizará un prediseño de la cámara espiral, determinando la sección de paso más habitual. En cuanto al tubo de aspiración, se determinará su geometría y se calcularán sus dimensiones principales. Para el desarrollo de este capítulo se ha seguido el procedimiento descrito en Mataix

(6).

8.2. Diseño del distribuidor

8.2.1. Introducción al diseño del distribuidor Es el dispositivo encargado de regular y controlar el flujo de agua hacia el rodete; está

integrado por una serie de álabes giratorios de perfil hidrodinámico situados entre el

predistribuidor y el rodete, y por un sistema de accionamiento para colocar los álabes

con la orientación y aberturas deseadas.

Para turbinas de reacción, como el caso que nos ocupa, el distribuidor más comúnmente utilizado es el denominado distribuidor Fink.




El distribuidor Fink puede ser, en virtud de la disposición de los ejes de los álabes directrices, de tres tipos: - Cilíndrico: Si los ejes de giro se encuentran en la superficie de un cilindro cuyo eje coincide con el eje de la máquina, y el flujo en el distribuidor carece de componente axial. Se puede apreciar en la Figura 8.1. - Axial: Si los ejes de giro se encuentran en un plano transversal al eje de la máquina, y el flujo en el distribuidor carece de componente radial; (se aplica en aquellas centrales en las que el flujo es axial no sólo en el rodete, sino también a la entrada de la turbina). - Cónico: Si los ejes de giro se encuentran en una superficie cónica. Las turbinas Francis suelen instalarse siempre con distribuidor de álabes orientables, por tanto será este tipo de distribuidor el que se utilizará. 8.2.2. Regulación del caudal y de la potencia en las turbinas hidráulicas de reacción La función principal del distribuidor será la regulación de la potencia de la turbina

según la carga, mediante la regulación del caudal. Si α0 es el ángulo de salida de la

corriente absoluta del distribuidor, y b0 es la longitud axial de los álabes del mismo, es

decir, la altura del álabe, la variación del caudal puede lograrse:

- Variando el ángulo α0.

- Variando la altura b0.

- Variando el ángulo de salida de los álabes del rodete β2.

- Variando los ángulos α0 y β2 simultáneamente.

La disminución del caudal se provoca disminuyendo 0 , 0b y 2 ; y el aumento del

mismo, aumentando los mismos parámetros.

El procedimiento que se emplea normalmente a la hora de regular el caudal en las

turbinas Francis es el de la variación del ángulo 0 , puesto que constructivamente no

es posible variar 0b ni 2 .

8.2.3. Descripción del distribuidor Fink y tipos de regulación El distribuidor Fink de álabes giratorios realiza con gran perfección y elevado

rendimiento para la carga variable de la turbina las funciones siguientes:




- Crear el campo de velocidades más favorable en toda la periferia de entrada del

rodete, en cuanto al módulo del vector velocidad y el ángulo 1 , de manera que la

circulación de entrada tenga un valor adecuado, y se consiga además una entrada sin

choque.

- Regular el caudal, y con él la potencia suministrada al rodete en conformidad con la

carga.

- Cerrar la turbina en la parada y en caso de anulación de la carga, para evitar el

embalamiento.

Aunque dejar en seco la turbina para proceder a su revisión y desmontaje no es misión del distribuidor sino de la válvula de admisión de la turbina, el distribuidor cerrado, si no es del todo estanco debe reducir por razones de seguridad el caudal a un valor inferior al caudal de la turbina en la marcha en vacio. El distribuidor Fink de la Figura 8.1 consta de los siguientes elementos:

1. Anillo inferior, donde van montados los álabes. 2. Álabes directrices giratorios de perfil aerodinámico, montados entre el anillo inferior y el superior. 3. Anillo superior. 4. Manivelas solidarias de los álabes. 5. Bielas regulables fijas por un extremo a las manivelas y por el otro al anillo de regulación. 6. Anillo de regulación, que provoca al girar el sentido simultáneo de todos los álabes directrices en un mismo ángulo.

Figura 8.1. Elementos del distribuidor Fink de alabes orientables. Tomada de Mataix (6).




Los álabes directrices de perfil aerodinámico simétrico o asimétrico (línea media recta o ligeramente curvada) como se observa en la Figura 8.2, con frecuencia se funden en una pieza con su pivote. El giro del anillo de regulación se realiza mediante uno o dos brazos movidos por uno o dos servomotores.

Figura 8.2. Geometría de álabes directrices del distribuidor de una turbina Francis. Tomada de Mataix (6).

En las turbinas pequeñas el anillo de regulación es exterior (Figura 8.3a) pero en las grandes se prefiere el anillo interior (Figura 8.3b), por constituir una forma más compacta. La forma más frecuente de accionamiento del anillo exterior es un servomotor que hace girar el eje, al cual está fija una palanca angular en cuyos extremos se articulan dos brazos articulados en el otro extremo al anillo de regulación. El distribuidor se abre o se cierra según el sentido de giro de la palanca.

Figura 8.3. Distribuidor Fink: a) anillo de regulación exterior; b) anillo de regulación interior. Tomada de Mataix (6).

Se distinguen dos tipos de distribuidor o dos tipos de regulación:

Regulación interior o mojada: En este tipo algunos de los órganos de

regulación, y en particular en las turbinas en cámara de agua abierta, el anillo de

regulación, se encuentra en el interior de la turbina y es bañado por la corriente

de agua. El pivote del álabe estará directamente unido a la corona de regulación

por medio de una pequeña biela.




La ventaja de este tipo de regulación será su construcción más económica, y la desventaja las pérdidas hidráulicas en la corriente que baña dichos órganos y la corrosión. Por ello sólo se aplica en las turbinas hidráulicas de salto y de dimensiones reducidas lo que conduce a presiones reducidas sobre los álabes directrices y velocidades pequeñas, por lo que se suelen construir estos en fundición gris sin mecanizar.

Regulación exterior o en seco: En este tipo el pivote y el álabe directriz

constituyen una sola pieza. El pivote atraviesa el anillo superior a través de una

junta de estanqueidad, como puede verse en la Figura 8.4, y el álabe directriz está

unido con el anillo de regulación por medio de una manivela y una biela. A veces

la manivela de mando sometida a un trabajo duro se construye en dos piezas,

como en la Figura 8.5, una fija al pivote del álabe y la otra fija a la biela, unidas

entre sí por un bulón fácilmente reemplazable en caso de rotura.

Se utilizan para alturas de salto y potencias elevadas, el álabe directriz se funde de

acero en una pieza con el pivote. En las turbinas hidráulicas de gran altura los

álabes se alisan posteriormente a mano para disminuir la fricción, y para mayores

alturas, sobre todo si el agua acarrea arenilla, para evitar la erosión, los álabes se

construyen de acero inoxidable, y el pivote del álabe, que tiene que soportar el

esfuerzo mayor, ya que en él se articula la manivela de regulación, después de

fundido se forja para hacerlo más resistente.

Figura 8.4. Álabe directriz de un distribuidor Fink. Tomada de Mataix (6).




Figura 8.5. Biela articulada de mando de los álabes directrices de un distribuidor Fink. Tomada de Mataix (6).

En el diseño que nos ocupa se ha optado por un sistema de regulación exterior, por ser el más adecuado para los rangos de las magnitudes que intervienen en el diseño. 8.2.4. Parámetros del distribuidor Fink En el esquema del distribuidor Fink (Figura 8.6) se ha acotado el diámetro de los ejes de los pivotes de los álabes directrices,

gd ; el diámetro de salida de la corona

directriz, 00 2 rd y el de entrada de los álabes del rodete, 11 2 rd .

Figura 8.6. Distribuidor Fink: a) cerrado b) abierto. Tomada de Mataix (6).

Los parámetros principales de la corona directriz son:

- El ancho b0.

- El ángulo α0 de salida de los álabes directrices.

- El diámetro de los pivotes de los álabes dg.

- Las características del perfil del álabe (forma geométrica y cuerda).




- La solidez, es decir, la relación t

L(donde L – cuerda del perfil,

d

g

z

dt

- es el paso

de los álabes en el diámetro dg, y zd es el número de álabes del distribuidor).

- Excentricidad relativa 21

21

''2

''

LL

LL

.

Estos parámetros permanecen constantes para una misma corona directriz. Además

se elige un parámetro variable que caracterice el grado de apertura. Puede utilizarse

como tal parámetro la longitud a0 (Figura 8.7a y c), distancia geométrica del borde de

salida de un álabe a la superficie inferior del álabe siguiente; pero en la práctica

muchas veces se prefiere utilizar un parámetro adimensional, cuyos valores para los

distintos porcentajes de apertura sean iguales en todas las turbinas hidráulicas

geométricamente semejantes.

Por lo que si dos turbinas son geométricamente semejantes en cuanto al distribuidor

y al rodete se refiere, de manera que la relación 1dd g

sea la misma, la apertura del

distribuidor es directamente proporcional al diámetro del rodete, e inversamente

proporcional al número de álabes fijos zd. El parámetro de apertura se define

entonces así:

1

00

d

zaa d

, 8.1

que en virtud de lo dicho será independiente del diámetro del rodete d1e, e igual para

todos los distribuidores geométricamente semejantes. En la Figura 8.7c puede verse

que el valor máximo de a0 en el caso de los álabes simétricos o álabes de cola

simétrica corresponde a la posición radial de la línea media, verificándose que:

1

10 2Ld

zz

da g

dd

máx

8.2

Aunque el parámetro adimensional a0 resulta cómodo para estudiar una serie de

turbinas geométricamente semejantes de distinto tamaño, si las turbinas no son

geométricamente semejantes no resulta ya el parámetro de apertura adecuado, por lo

que el caudal no depende de a0 sino de α0.

Se puede considerar por tanto que:

8.3

0

0

0

vu

vm

K

Karctg




Se calcula el ángulo 0 considerando que:

000

0

00

00

0

00

22tan

bvr

Q

d

vr

bd

Q

K

K

uuvu

vm

8.4

Se desconocen 0r y 0uv , partimos de la Ecuación de Euler:

2211 uut vuvuHg , 8.5

donde tH , es la altura teórica de Euler o útil que debe ser calculada. Para ello

utilizamos la siguiente ecuación:

n

t

hH

H ,

8.6

donde:

h = Rendimiento hidráulico de la turbina.

tH = Altura teórica de Euler o útil (m).

nH = Altura neta (m).

Para obtener tH , primeramente debemos calcular h . Se puede calcular a partir de

la siguiente ecuación:

ov

t

h

,

8.7

donde:

t = Rendimiento total de la turbina.

v = Rendimiento volumétrico.

o = Rendimiento orgánico, estimado en un 92%.

Aplicando la Ecuación 8.7:

%5,91915,092,095,0

8,0

h

Se obtiene un rendimiento hidráulico de la turbina del 91,5%.

Podemos ahora calcular la altura teórica de Euler a partir de la Ecuación 8.6:




mHH nht 11,4639,50915,0

Volviendo a la Ecuación 8.5, se puede suponer que no existe momento cinético a la salida o que el momento cinético es el 10% del inicial. Decidimos optar por la segunda hipótesis pues es la que más se ajusta a la realidad.

111111 9,01,0 uuut vuvuvuHg

Conocemos d1e y que:

smd

nu e 69,332

07234,1

60

2600

2

11

Por tanto:

smu

gHv t

u 92,1469,339,0

11,4681,9

9,0 1

1

Una vez obtenida 1uv y conocido 1r podemos calcular 0r y 0uv , suponiendo que 0r es

un 5% mayor que 1r :

mrr 5629,053617,005,105,1 10 ,

En el espacio libre entre la salida del distribuidor y entrada del rodete se supone, con

suficiente aproximación para el caso, la siguiente ecuación del fluido ideal e

irrotacional:

1100 uu vrvr 8.8

A partir de la Ecuación 8.8 se puede calcular 0uv :

smvv uu 21,1492,1453617,05629,0 00

Obtenidos 0r y 0uv , y a partir de la Ecuación 8.4, se puede calcular el ángulo α0:

379,0236,021,145629,02

5,4

2tan

000

0

bvr

Q

u

º77,20379,00 arctg




Los álabes directrices del distribuidor deberán alcanzar un ángulo máximo de apertura que permita el trasiego del caudal máximo, mayorando:

025,1 máx , 8.9

que para el distribuidor de la central será:

º97,2577,2025,1 máx

También es necesario determinar el diámetro

máxd , que es el diámetro del borde de

salida de los álabes del rodete en la posición de máxima apertura. Consideraremos:

eddmáx 105,1 8.10

En este caso:

mdmáx

126,107234,105,1

Figura 8.7. Distintas posiciones de los alabes del distribuidor a) abiertos b) cerrados c) apertura máxima. Tomada de

Mataix (6).

8.2.5. Número de álabes del distribuidor La semejanza geométrica de dos distribuidores no suele extenderse al número de álabes directrices, porque resulta ventajoso aumentar el número de álabes a medida que aumenta el tamaño de la turbina. De esta manera la cuerda de los perfiles es menor, ya que esta viene determinada por la relación de un solape mínimo entre los




álabes en la posición de cierre, para que este sea lo más estanco posible, y de esta manera al aumentar su número, los álabes pueden ser más cortos. Orientativamente podemos usar la siguiente ecuación:

644

1adz

máxd , 8.11

donde: - dz = Número de álabes directrices.

-máx

d = Diámetro del borde de salida de los álabes del rodete en la posición de máxima

apertura (mm). El valor dz de no debe ser igual ni múltiplo del número de álabes del rodete para

evitar la transmisión de vibraciones a dicho rodete y a la tubería forzada. En este caso:

1538,14611264

1dz

El distribuidor tendrá un total de 15 álabes para que estos no coincidan con los del rodete y que además supere el número de álabes de este. Para una turbina Francis:

2812 dz

Observamos que el número de álabes del distribuidor de la instalación es un valor común dentro de las turbinas Francis.

8.2.6. Perfil de los álabes del distribuidor

Teóricamente (fluido ideal) la forma del perfil es arbitraria, salvo la forma de la línea media en la proximidad al borde de salida, ya que de ella depende la obtención de una configuración del flujo adecuada a la entrada del rodete, que es el papel que debe cumplir el distribuidor. En cuanto al problema con fluido real, la forma del perfil ha de ser tal que se reduzcan las pérdidas a un mínimo; aunque la forma a la salida sigue siendo la más importante. A la salida del distribuidor y entrada del rodete el agua ha de poseer una circulación

112 uvr . El perfil ideal de la línea media sin influjo en la corriente debe mantener en el

distribuidor la circulación constante, es decir, Ctevr u . El perfil será pues una

espiral logarítmica. El perfil en forma de espiral logarítmica debe cumplir las siguientes condiciones:




- Deberá crear conductos entre los álabes de contracción constante, para engendrar gradualmente el incremento de energía cinética deseado. - Deberá tener la forma de perfil aerodinámico, de manera que las pérdidas se reduzcan a un mínimo. Cada casa constructora tiene las formas y tamaños de sus perfiles normalizados, generalmente en función del diámetro del rodete de la turbina. Si se toman los perfiles de un catálogo aerodinámico hay que tener en cuenta que dichos perfiles suponen una corriente paralela antes y después del perfil; mientras que los álabes directrices deben crear una corriente con la circulación y componente radial convenientes.

También es posible modificar el perfil aumentando el espesor sin variar la calidad del perfil, buscando dar al perfil una resistencia mecánica deseada. A continuación se calcula el perfil de los álabes del distribuidor.

L1, distancia desde el eje de giro del álabe hasta la punta de este, se calcula como:

rtL d 8,12,165,055,01

Por tanto, tomando valores medios se llega a las siguientes ecuaciones:

rL 5,11 8.12

dtL 6,01 8.13

El diámetro de pivotamiento de los álabes se puede obtener (para la condición de

αmáx) a partir de la siguiente ecuación:

r

Lz

sen

dd

d

máx

gmáx

11

21

8.14

En este caso, y sustituyendo la Ecuación 8.12 en la Ecuación 8.14 se obtiene:

msen

d g 215,1

5,1115

97,2521

126,1




A continuación calculamos el paso de los álabes en el diámetro dg a partir de la

siguiente ecuación:

d

g

dz

dt

8.15

En este caso:

mtd 2545,015

215,1

Podemos calcular ahora L1 a partir de la Ecuación 8.13:

mL 1527,02545,06,01

Y a su vez, podemos calcular r a partir de la Ecuación 8.12:

mr 1018,05,1

1527,0

L2, distancia desde el eje de giro del perfil hasta el extremo final del álabe, será igual a:

rL 5,13,12 8.16

En este caso:

mL 14252,01018,04,12

La cuerda o longitud del álabe será la suma de las dos distancias anteriores (Figura

8.8):

21 LLL 8.17

En este caso:

mL 29522,014252,01527,0




Figura 8.8. Perfil del álabe del distribuidor con distancias desde el eje de giro del álabe. Tomada de Mataix (6).

En la Tabla 8.1 se muestran los valores que definen el perfil de los álabes del distribuidor:

dg 1,2150 m

td 0,2545 m

L1 0,1527 m

L2 0,1425 m

L 0,2952 m

r 0,1018 m Tabla 8.1. Valores del perfil de los álabes del distribuidor.

A partir de los ensayos realizados en otras turbinas, el espesor máximo de los álabes se ha estimado en un 18% de la cuerda, por tanto:

mmmtmáx 14,5305314,02952,018,0

8.2.7. Momento hidráulico sobre los álabes Es el momento resultante de las fuerzas de presión que actúan sobre ambas caras de los álabes directrices. Este momento varía en intensidad y sentido según el grado de apertura. A cada momento corresponde una fuerza en el mecanismo de mando del distribuidor y su cálculo es necesario para el estudio del sistema de regulación. Se supone el momento hidráulico con un grado de apertura cero, es decir, con el distribuidor totalmente cerrado. En estas condiciones el cálculo se realiza fácilmente, ya que la presión aguas arriba del distribuidor será siempre igual a gH , siendo H la diferencia de cota entre la

entrada del distribuidor y el nivel del embalse, igual o aproximadamente igual, según los casos, a la altura neta; y la presión aguas abajo del distribuidor es fácil calcularla en los tres casos que pueden presentarse: - Distribuidor cerrado y rodete en marcha:




En este caso la presión de salida del rodete es igual a 2zg y a la entrada del

rodete, aguas abajo del distribuidor, es

g

uuzg

2

2

2

2

11 , ya que en este caso

02

2

1

2

2 ww

, donde z1 y z2 son las cotas de entrada y salida del rodete. Por tanto la

diferencia de presiones que actúa en cada punto de la superficie formada por los álabes directrices en posición cierre en este caso, será:

g

uuzHg

g

uuzHgp

22

2

2

2

11

2

2

2

11 ,

8.18

que origina una fuerza de presión sobre cada álabe:

g

uuzHgbtpbtFp

2

2

2

2

1100 ,

8.19

donde 12 '' LLt (Figura 8.7). La línea de aplicación pasa por el punto medio de la

línea t; pero en general no pasa por el eje de giro de los álabes, sino que se encuentra a una distancia rw, de manera que el momento hidráulico sobre un álabe será:

g

uuzHgbtrFrM wp

2'

2

2

2

110

8.20

- Distribuidor cerrado, rodete parado y tubo de aspiración lleno de agua:

En este caso el término 02

2

2

2

1

g

uu pues el rodete está parado, y el momento

hidráulico será:

10'' zHgbtrM 8.21

- Distribuidor cerrado, rodete parado y tubo de aspiración lleno de aire:

Si en la cámara interior del distribuidor ha penetrado aire, se tendrá:

HgbtrM 0''' 8.22

Tras el estudio de las tres posibilidades con el distribuidor totalmente cerrado

llegamos a la siguiente conclusión:




'''''' MMM

Así, el cálculo de los esfuerzos y del par de accionamiento necesario en el anillo de regulación se realizara a partir del momento máximo, es decir a partir de M’’.

En la Ecuación 8.21 para el cálculo de M’’ aparece:

- b0 = Anchura del distribuidor ya definida y hallada, en nuestro caso b0= 0,236 m. - td = Paso del distribuidor, hallado en el apartado 8.2.6, td =0,2545 m. - z1 = Altura del tubo de aspiración, que ha sido calculado en el apartado 8.5.1. Tiene un valor de z1=2,51 m. - H = Altura neta, Hn=50,39 m. - rw = Es la distancia de la línea media al eje de giro de los álabes. El texto de Mataix (6) proporciona una expresión teórica para realizar el cálculo:

dw tr 14,005,0 8.23

En este caso:

mrw 0241,02545,0095,0

Por lo que finalmente M’’ se obtiene aplicando la Ecuación 8.21:

NmM 18,75151,239,5081,91000236,02545,00241,0''

Figura 8.9. Cálculo del momento hidráulico sobre los álabes del distribuidor. Tomada de Mataix (6).




8.3. Diseño del predistribuidor

El predistribuidor, a veces denominado estator de la turbina, aunque con este nombre se designa más bien al conjunto de los órganos fijos, tiene por misión transmitir a los cimientos de la central las cargas debidas al peso de los órganos fijos (peso del acero de la cámara espiral, etc.), y móviles y al empuje axial sobre el rodete. El estator no contribuye a la mejora del flujo, como la cámara espiral y el distribuidor, ni es esta su misión, sino servir de soporte a la turbina. En la cámara espiral metálica el predistribuidor se suelda a la cámara espiral formando un conjunto con la misma. Puede construirse de dos maneras: - En forma de unidades (columnas o pilares) aisladas con bridas de fijación en la parte superior e inferior. - En forma de unidad completa, que consta de dos aros o anillos paralelos unidos entre sí por pilares o álabes fijos, que sirven de guía del agua. La segunda opción da mayor rigidez al conjunto y es la más empleada. Los pilares del predistribuidor están bañados por la corriente creada por la cámara espiral; su presencia, necesaria para la transmisión de las cargas mencionadas, entraña una pérdida que depende del perfil de los pilares y de su colocación con respecto a la corriente que sale de la cámara espiral. Estas pérdidas son relativamente pequeñas, a causa de que la cuerda del perfil aerodinámico suele ser pequeña, y las velocidades relativamente bajas. Las experiencias realizadas con formas diversas confirman que la forma y posición óptima del perfil de los pilares es la forma misma de las líneas de corriente, y una colocación según dichas líneas de corriente. Una disposición de los pilares que no sea según la línea de corriente empeorará el rendimiento.

8.3.1. Forma de los álabes del predistribuidor

Los álabes del predistribuidor presentan la misma forma que los del distribuidor, aunque como es lógico con dimensiones algo mayores (un 25%), y de espesor máximo de un 9% de la cuerda de este. El número de álabes del predistribuidor será 15, en coherencia con el distribuidor, y se situarán entre álabes del distribuidor. Se dispondrán con una inclinación de aproximadamente el 75% de α0, quedando:

075,0 pred 8.24

En este caso:

º58,1577,2075,0 pred




8.4. Diseño de la cámara espiral o voluta

8.4.1. Introducción La cámara espiral o voluta es la pieza de sección transversal circular y directriz en

forma de espiral que recibe el caudal de agua en presión de la tubería forzada y la

distribuye regularmente a lo largo de la periferia de un anillo con álabes fijos, el

predistribuidor, que encauza el flujo hacia el distribuidor de álabes orientables y

finalmente al rodete. La cámara tiene una sección circular de diámetro decreciente, ya

que debe conservar una velocidad constante y el caudal disminuye uniformemente

desde la sección de entrada hasta la final.

El proyecto de la cámara espiral está íntimamente ligado con ambas partes,

predistribuidor y distribuidor. El rendimiento del distribuidor, de importancia

decisiva para el rendimiento total de la turbina, depende en gran parte de la magnitud

y dirección de la velocidad del fluido proveniente de la cámara espiral.

En el presente proyecto se buscará unas dimensiones mínimas de la cámara que

proporcionen un rendimiento máximo.

El cálculo hidráulico de la cámara espiral se lleva cabo suponiendo un fluido ideal en

movimiento irrotacional, a partir de la Ecuación 8.28. Las cámaras espirales

modernas de formas muy diversas calculadas a partir de esta ecuación presentan un

elevado rendimiento, debido sin duda a que la configuración del flujo real no se

diferencia esencialmente de la del fluido ideal e irrotacional presupuesto como base

de cálculo.

La constante C que aparece en la Ecuación 8.28, se calcula en las turbinas hidráulicas

a la entrada del rodete. Si el número de revoluciones n y el diámetro de entrada al

rodete ed1 , se han determinado previamente al cálculo de la cámara espiral y se

supone salida sin circulación 02 uv , se tendrá:

g

vH u

h1 ,

8.25

y

nru 11 2 , 8.26

11

11 2u

uh vr

g

n

g

vuH

8.27




Y finalmente:

n

HCrvvr h

uu

2

211

8.28

La constante C se puede calcular como sigue:

899,792,142

07234,1

21

1

11 u

e

u vd

vrC

En cuanto al ángulo de desarrollo de la cámara espiral máx se forma acotando el radio

principal er normal al conducto de admisión donde arranca la cámara espiral.

Las cámaras espirales pueden ser: - Totales: Si º360máx , o convencionalmente, si º320máx .

- Parciales: Si º320máx .

Las totales son más favorables porque producen un flujo mejor distribuido en la periferia de entrada del distribuidor. Son muy usada también las de º180máx .

En los saltos de mediana altura se utilizan cámaras espirales totales. Por lo que en nuestro caso tendremos:

º340º320 máx

Cabe destacar que no es posible continuar la cámara espiral hasta º360 como se observa en la Figura 8.10. Por consideraciones de tipo técnico, el comienzo ed o salida real de la cámara espiral

no podrá corresponder al punto º0 , err 1 por lo que en la construcción, el

primer radio correspondiente a º0 se suele hacer un 5÷10% mayor que er1 , por lo

tanto:

md

r er 5897,0

2

07234,11,1

21,1 1

8.29




Figura 8.10. Cámara espiral. Tomada de Mataix (6).

8.4.2. Deducción de la ecuación general de la cámara espiral A partir de la sección diferencial transversal de la Figura 8.11, el flujo será:

uue vdrbvdAdQ , 8.30

siendo:

r

cvu ,

8.31

luego:

r

CdrbdQe ,

8.32

e introduciendo QQ 360

º , se tiene:

drr

bdQQQ

r

r

r

r

22360

º,

8.33

y finalmente:

drr

b

Q

C r

r

2

360º

8.34




Figura 8.11. Sección transversal de la cámara espiral. Tomada de Mataix (6).

La Ecuación 8.34 es la Ecuación general de la voluta, donde r es el radio exterior de

una sección situada a º de la lengua teórica.

La Ecuación se puede resolver de forma tabular, si se conoce la función rfb , es

decir, una vez elegida la forma de la sección transversal. Las formas más corrientes de

ésta sección transversal son logarítmica, cuadrada y trapezoidal.

En la Figura 8.12 se muestran cinco secciones de cámara espiral empleadas

usualmente en turbinas hidráulicas. Las formas c, d y e son las más empleadas. La

forma a, constituida por un trapecio de ángulo , muy pequeño es la más favorable.

Sin embargo, el ancho de dicha cámara espiral sería excesivamente grande al ser la

altura muy pequeña. La forma b, cámara espiral de sección hiperbólica eliminará este

inconveniente. La geometría c simétrica y d asimétrica constituidas por un rectángulo

y un trapecio, por cuya base se unen al predistribuidor, será la corrientemente

empleada en las cámaras espirales de hormigón, puesto que facilitan el encofrado,

mientras que en las cámaras espirales metálicas se preferirá la sección circular de la

figura e.

Los ensayos con modelos y con turbinas en funcionamiento han demostrado que la

sección axial tiene una influencia mínima en el rendimiento de la turbina.




Figura 8.12. Secciones diversas de cámara espiral. Tomada de Mataix (6).

En base a lo expuesto anteriormente, se trabajará con una sección circular, y el procedimiento para su diseño lo determinaremos más adelante. Otro apartado fundamental es el material a utilizar en la cámara espiral, que pasamos a desarrollar en el siguiente apartado.

8.4.3. Determinación del material de la cámara espiral

El material de la cámara espiral depende básicamente de la potencia de la turbina y del salto H. En general las cámaras espirales para H<40-50 m, se emplea hormigón de sección axial, y para H>40-50 m se emplean cámaras metálicas de sección circular, o bien cámaras mixtas, metálicas y embebidas en hormigón como receptor de los esfuerzos. Para cámaras muy pequeñas se emplean cámaras espirales en el sifón. Como también depende de la potencia, estas últimas consideraciones pueden verificarse con la gráfica que proporciona el texto de Mataix (6). Con nuestros datos de potencia y altura caemos en la zona E, por lo que para nuestro proyecto usaremos una cámara metálica.

8.4.4. Sección circular de la cámara espiral

Generalmente las cámaras que tienes ésta sección, su carcasa está fabricada de

fundición.

A continuación se presenta en la Figura 8.13 una cámara espiral circular.




Figura 8.13. Cámara espiral de sección circular. Tomada de Mataix (6).

En base a la Figura 8.13 se puede deducir:

22

2

2ar

b

,

8.35

de donde:

222 arb , 8.36

y sustituyendo en la Ecuación general de la voluta (Ecuación 8.34) se obtiene:

2222 720720º

aa

Q

C

r

drar

Q

C a

a,

8.37

e integrando y haciendo el cambio de variable ar ' se obtiene:

2'''720

º

rrrQ

C

8.38




Siendo el primer término Q

CK

720, y despejando tendremos la siguiente

ecuación:

'2ºº

rKK

8.39

La Ecuación 8.39 se corresponde con la cámara espiral de sección circular.

La constante C se calculó previamente, por lo que se obtiene un valor para K de:

24,40215,4

8720720

Q

CK

Suponiendo md

rr ee 5361,0

2

07234,1

2' 1

1 y sustituyendo en la Ecuación 8.39, se

obtendrán los distintos radios para distintos valores de º , que se resumen en la

siguiente tabla:

º m

0 0

30 0,097 60 0,141

90 0,177

120 0,209 150 0,237

180 0,264

210 0,289

240 0,313 270 0,335

300 0,365 330 0,379

360 0,399 Tabla 8.2. Diferentes valores del radio de la cámara espiral en función del ángulo .

8.4.5. Corrección del diseño de la cámara espiral por el rozamiento El rozamiento en la cámara espiral en algunos casos puede ser despreciable, pero se

deberá realizar un estudio del mismo para tener en cuenta y observar el orden de

magnitud en el que se mueve, para tenerlo en cuenta.

La ecuación de partida será la de Pfleiderer, tomada del texto de Mataix (6) :




dxg

v

ddH u

ru

2

12

, 8.40

Donde rudH es el rozamiento tangencial debido al camino elemental dx ; d es el

diámetro de la sección correspondiente, y es el factor de fricción.

El diámetro d se pondrá en función del área de la sección F, y del perímetro p , con lo

que:

p

Fd

4

8.41

Además se puede sustituir dxpor rxd donde r corresponde a la punta de la sección

donde predomina el valor medio de la velocidad, de forma que teniendo en cuenta

esto, se puede escribir:

drvF

pdv uu

8

8.42

udv será la disminución de uv debida al rozamiento del trayecto dx. A la disminución

de velocidad uv corresponderá un aumento de área:

dpr

Fd

8

8.43

Se podrá suponer sin demasiado error que ari , y que el perímetro sea

2p . Con esa consideración, sabiendo que 'ra y transformando a grados:

drFd i 2

720

1

8.44

Con 2' rri .

Sustituyendo K

ri

2e integrando queda:

KK

rr ii

2

3

2

1440

8.45

Se puede despreciar el segundo término del paréntesis, por lo que se tiene:




3606

ir

8.46

y considerando 0475,0 , se llega a:

3600475,0

6

ir

Por lo que el radio de la cámara espiral considerando pérdidas de rozamiento será:

roz 8.47

Siguiendo el mismo procedimiento que para el proceso anterior, los resultados quedan reflejados en la siguiente tabla en función de cada .

º m m mroz

0 0 0 0 30 0,097 0,002 0,098

60 0,141 0,003 0,145 90 0,177 0,006 0,183

120 0,209 0,008 0,217

150 0,237 0,010 0,248 180 0,264 0,013 0,277

210 0,289 0,016 0,305 240 0,313 0,019 0,332

270 0,335 0,023 0,358 300 0,365 0,027 0,392

330 0,379 0,029 0,408

360 0,399 0,033 0,433 Tabla 8.3. Valores de radio de la cámara espiral teniendo en cuenta el rozamiento en función del ángulo .

Obviamente, al tenerse en cuenta el fenómeno del rozamiento en la cámara espiral el radio será mayor, ya que para que exista una conservación del momento cinético está se conseguirá aumentando la sección de paso. Como puede observarse es despreciable frente a . Se considerarán las pérdidas por rozamiento despreciables.

roz




8.5. Diseño del tubo de aspiración

8.5.1. Función del tubo de aspiración En las turbinas hidráulicas de reacción de todos los tipos (semiaxiales y axiales) se instala un tubo de aspiración, cuyo objetivo es triple: - Conducir la corriente ordenadamente después de haber cedido su energía en el rodete al canal de salida. - Recuperar la altura estática de aspiración Hs (entre la salida de la turbina y el nivel aguas abajo), denominada a veces altura de suspensión. Se debe hacer HS > 0, a fin de que el grupo turbo-alternador quede al abrigo de las crecidas. Para recuperar esta altura estática bastará un tubo de aspiración cilíndrico que creará una succión a la salida del rodete, o producirá un efecto aspirador estático, que en condiciones estáticas será exactamente igual al valor de Hs, con lo que el rodete trabajará con un salto de presión más elevado. - Recuperar la altura dinámica de la corriente a la salida del rodete. Para ello el tubo de aspiración ha de ser troncocónico, o de una forma tal que la secciones de paso transversales a la corriente crezcan en la dirección del flujo. La forma de los tubos de aspiración puede ser muy diversa, ya que está íntimamente ligado a las condiciones de la propia instalación; así, podremos tener tubos de aspiración cilíndricos, troncocónicos, acodados, etc. En el presente proyecto se ha optado por un tubo de aspiración acodado ya que la altura de la central al cauce de recuperación estará muy limitada. El tubo de aspiración acodado permite reducir a un mínimo el volumen y coste de la excavación; pero tiene peor rendimiento y su forma y dimensiones han de estar cuidadosamente estudiadas experimentalmente, con ensayos de modelos, para reducir las pérdidas. Las pérdidas hidráulicas en el tubo de aspiración son de tres clases: - Pérdidas debidas al rozamiento de superficie: con las paredes del tubo de aspiración, que tienen lugar aunque éste sea cilíndrico. - Pérdidas debidas a la difusión: con la difusión aumenta la turbulencia y la no uniformidad de la corriente con relación al tubo de sección constante. - Pérdidas debidas al desprendimiento de la corriente: el desprendimiento origina contracorrientes y remolinos, que absorben energía de la corriente, la cual se transforma en calor de fricción al decelerarse los remolinos. Para evitar los remolinos es preciso que el ángulo de conicidad del tubo de aspiración no exceda el valor de 10 . Si no existiese pérdida alguna y se redujese idealmente a cero la energía cinética a la salida del tubo de aspiración el vacío conseguido a la entrada del tubo de aspiración por el efecto dinámico de la difusión sería:




g

v

2

2

2 8.48

A causa de las pérdidas este vacío se reduce a:

raHg

v

2

2

2 8.49

Y el rendimiento del difusor será:

8.50

Según el texto de Mataix (6) el rendimiento de un tubo de aspiración puede alcanzar y aún superar el 90%. El tubo de aspiración instalado constará de tres partes fundamentalmente (Figura

8.14): - La parte troncocónica con un ángulo d d d d 4˚ - 8˚ pudiendo ser y h ˚- 4˚. - El codo. - El difusor.

Figura 8.14. Alzado y planta de un tubo de aspiración de elevado rendimiento. Tomado de Mataix (6).

g

v

Hg

vra

d

2

22

2

2

2




8.5.2. Dimensiones principales del tubo de aspiración La siguiente tabla muestra las dimensiones principales del tubo de aspiración acodado de la Figura 8.14 referida a una turbina hidráulica de diámetro de rodete igual a 1 m:

Tipo de turbina

Altura h (m) Longitud L (m)

Altura a la salida a4

Altura de la sección de

salida b4 (m)

Francis 2,4 4,5 3 1,1 Tabla 8.4. Dimensiones principales del tubo de aspiración acodado para diámetro del rodete igual a 1 m. Tomada de

Mataix (6).

Multiplicamos los valores de la tabla anterior por el diámetro de salida de nuestro rodete md e 0444,12 , obteniéndose de forma aproximada la tabla para el tubo

difusor correspondiente a la instalación:

Tipo de turbina

Altura h (m) Longitud L (m)

Altura a la salida a4

Altura de la sección de

salida b4 (m)

Francis 2,51 4,7 3,13 1,15 Tabla 8.5. Dimensiones principales del tubo de aspiración acodado para nuestro diámetro del rodete.

En la Figura 8.14 se van numerando los distintos cambios de geometría del tubo de aspiración acodado y en la Figura 8.15 podemos observar los distintos cortes transversales.




Figura 8.15. Cortes transversales del tubo de aspiración. Tomada de Mataix (6).

La Figura 8.15 indica como la salida va aumentando el diámetro para facilitar el desalojo del agua que pasa por la turbina. También se contempla que las primeras secciones son circulares, pasando a partir del punto 8 a secciones más rectangulares.




Capítulo 9. Curvas características de la

turbina

9.1. Introducción

Tras el diseño de la turbina, en este capítulo se representarán los triángulos de velocidades (Figura 9.1), que nos permitirán conocer la magnitud de las velocidades que inciden sobre los álabes, a la entrada y a la salida del rodete.

Figura 9.1. Triángulos de velocidades de entrada y salida del rodete de una turbina Francis. Tomada de Mataix (6).

Se estudiará el comportamiento de la turbina Francis a partir de la representación gráficamente de una serie de curvas características. Estas curvas nos permitirán conocer los rangos más útiles de funcionamiento de la turbina y el comportamiento de está fuera del punto de diseño, comprobando así, si es capaz de acoplar su funcionamiento al de la instalación en cada momento. Se estudiará con régimen de




giro constante y ángulo de diseño del distribuidor fijo. Posteriormente se variará el ángulo del distribuidor. Para la representación de las curvas características se ha utilizado la siguiente

relación de caudales de funcionamiento:

Caudal (m3/s)

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 Tabla 9.1. Relación de caudales de funcionamiento utilizados para la representación de las curvas características.

9.2. Triángulos de velocidades 9.2.1. Triángulo de velocidad a la entrada

Para la representación de este triángulo, que nos dará la distribución de velocidades y

ángulos de incidencia, conocemos:

- 1u : Velocidad de arrastre a la que se somete el flujo a la entrada del rodete:

smu /69,331

- 1mv : La componente meridional de la velocidad absoluta definida como:

smbd

Qv

e

v

m 38,5236,007234,1

5,495,0

11

1

Partiendo de estos dos valores del triángulo, se calculan los demás, quedando a la

entrada del álabe la siguiente distribución de velocidades:

1u 33,69 m/s

1mv 5,38 m/s

1 20

1uV 14,92 m/s

1 16

1w 19,53 m/s

1V 15,86 m/s

Tabla 9.2. Componentes del triángulo de velocidad a la entrada del rodete.

9.2.2. Triángulo de velocidades a la salida Son las condiciones a la salida del rodete las que nos ofrecerán la información necesaria para construir el triángulo a la salida. Hasta el momento conocemos:




- 2u : Velocidad de arrastre a la que se somete el flujo a la salida del rodete que se

calculará como:

2

'22

ednu

9.1

Donde ed 2' es el diámetro medio a la salida del rodete:

md e 69851,02

35262,00444,1'2

Volviendo a la Ecuación 9.1 se obtiene:

smu 94,212

69851,0

60

26002

- 2mv : La componente meridional de la velocidad absoluta a la salida del rodete

definida como:

smbd

Qv

e

v

m 43,8231,069851,0

5,495,0

' 22

2

Para conseguir los tres valores que se necesitan para tener descrito el triángulo de salida faltaría el valor de 2uv , este último valor lo podemos obtener a partir de la

Ecuación de Euler como sigue:

22211 94,2192,1469,3311,4681,9 uuut vvuvuHg

smvu 29,22

Calculamos los demás valores del triángulo en función de estos tres, obteniendo los siguientes valores a la salida de los álabes del rodete:

2u 21,94 m/s

2mv 8,43 m/s

2

2uV 2,29 m/s

2

2w 21,38 m/s

2V 8,74 m/s

Tabla 9.3. Componentes del triángulo de velocidad a la salida del rodete.




A continuación quedan representados los triángulos de velocidades, tanto a la entrada como a la salida del rodete:

Figura 9.2. Triángulos de velocidades a la entrada y a la salida del rodete.

9.3. Curvas características a velocidad de giro constante

9.3.1. Curva de altura útil (Hu) En los aprovechamientos hidroeléctricos lo más habitual es que la altura de trabajo de la turbina sea constante o con poca variación. Por las condiciones del acoplamiento a la red eléctrica a través del alternador, el régimen de giro ha de ser constante para mantener una frecuencia eléctrica fija. Así pues, al estar fijos los valores de Hn y n, el único parámetro modificable directamente es el caudal de funcionamiento, produciendo una potencia variable en función de éste (Ecuación 7.1). Para estudiar cómo se modifica el funcionamiento de la turbina cuando a régimen de giro constante se varía el caudal, se han planteado los triángulos de velocidades




(Figura 9.2) suponiendo condiciones uniformes en las secciones de entrada y salida, se cumple entonces que:

1

1

1tanu

m

v

v

9.2

2

2

2tanu

m

v

v

9.3

2

2

22tan

m

u

vuv

9.4

Aplicando la Ecuación de Euler e introduciendo en ella las Ecuaciones 9.2, 9.3, 9.4 se

llega a la siguiente ecuación:

2

222

1

112211

tantan mm

uuu

vuu

vuvuvugH

9.5

A continuación se introduce la Ecuación de continuidad:

222111 22 brvbrvQ mm 9.6

Se vuelve a la Ecuación 9.5, y para conseguir estructurarla en función del caudal, se

introduce en ella la Ecuación 9.6. Se obtiene entonces la siguiente ecuación:

222

22

111

1tan2tan2 br

Quu

br

QugHu ,

9.7

y simplificando:

Q

bbruu

gHu

221122

2

2tan

1

tan

1

2

111

9.8

A partir de la Ecuación 9.8 se obtiene la Figura 9.3.




Figura 9.3. Representación de la altura útil de la turbina frente a Q para α1 de diseño.

9.3.2. Curva de altura neta (Hn)

La altura neta y la variación de energía mecánica específica entre las secciones de entrada y salida, se podrá obtener sumando las curvas de altura útil y las debidas a las pérdidas hidráulicas internas. Estas pérdidas hidráulicas son las debidas a la fricción del flujo en el canal de paso (crecientes con el cuadrado del canal) y las producidas por la incidencia inadecuada del flujo entre los álabes (que varían con el cuadrado de la diferencia entre el caudal real y el de diseño). Por tanto, la altura neta corresponde a la siguiente ecuación:

21 PPHH un , 9.9

siendo: - uH : Altura útil, obtenida a partir de la Ecuación 9.8.

- 1P : Pérdidas por fricción en el distribuidor, rodete y tubo de aspiración,

representadas según una parábola a partir de la siguiente ecuación:

2

11 QKP 9.10

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1 2 3 4 5 6 7

Alt

ura

úti

l (m

)

Caudal (m3/s)

Curva Altura útil frente a Q para α1 de diseño

Altura útil




- 2P : Pérdidas por choque y cambio brusco de dirección del agua al entrar en el

rodete, debido a la diferencia entre el ángulo con el que el agua entra en el rodete y el ángulo de los álabes del rodete a la entrada. Estas pérdidas también variarán con el cuadrado del caudal de acuerdo con la siguiente ecuación:

222 'QQKP 9.11

Las constantes K1 y K2, dependen de ensayos realizados a la máquina, lo cual, en este caso no es posible, por esta razón se acude al texto de Pfleiderer (7), que proporciona valores estimativos muy aceptados para estos parámetros:

2

1'

1

Q

QHP hu ,

9.12

2

2

2

2

12'

12

Q

Quu

gP

,

9.13

donde: - Q’: En este caso el caudal de equipamiento o de diseño de 4,5 m3/s.

- : es un coeficiente que varía entre 0,5 y 0,7. Se tomara un valor intermedio, = 0,6.

- : es un coeficiente de eliminación de trabajo, que cuantifica la desviación del flujo

del rodete respecto al ideal. El texto de Pfleiderer nos da una expresión para las bombas, que para turbinas se puede estimar en torno a 0,9. Con estos datos, se puede obtener la curva de altura neta en función del caudal para nuestra turbina Francis (Figura 9.4).




Figura 9.4. Representación de la altura neta de la turbina Francis frente a Q para α1 de diseño.

Figura 9.5. Representación de la altura neta, útil, pérdidas por fricción y choque frente a Q para α1 de diseño.

9.3.3. Curva de potencia útil (Pu)

Una vez calculada la altura útil, se puede hallar una ecuación en función de esta altura útil para conocer la potencia que suministrará la turbina:

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

0 1 2 3 4 5 6 7

Alt

ura

ne

ta (

m)

Caudal (m3/s)

Curva Altura neta frente a Q para α1 de diseño

Altura neta

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

0 1 2 3 4 5 6 7

Caudal (m3/s)

Altura neta

Altura útil

Pérdidas por fricción

Pérdidas por choque




QgH

HQgH

HHQgP

uvo

n

n

uvonhvou

9.14

A partir de la Ecuación 9.14 se obtiene la Figura 9.6:

Figura 9.6. Representación Potencia turbina frente a Q para α1 de diseño.

La potencia se genera a partir del caudal de arranque o mínimo técnico, en este caso 2,025 m3/s, puesto que para un caudal menor al de arranque, la altura útil resultaría negativa y la turbina pasaría a funcionar como bomba, lo cual no es posible en nuestra instalación.

9.3.4. Curva de rendimiento hidráulico (ηh)

Esta curva se obtiene dividiendo el valor de la altura útil entre la altura neta. El máximo de esta curva se debe producir en el punto de funcionamiento óptimo (punto en el que se supone que no existen pérdidas por choque, al entrar el flujo en el rodete en condiciones óptimas). Se muestra a continuación:

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2 3 4 5 6

Po

ten

cia

Tu

rbin

a (

kW

)

Caudal (m3/s)

Curva Potencia útil frente a Q para α1 de diseño

Curva Potencia eje de la turbina




Figura 9.7. Curva rendimiento hidráulico en función del Q para α1 de diseño.

No obstante en la Figura 9.7 se aprecia que el máximo no se corresponde exactamente con el punto de funcionamiento óptimo inicialmente supuesto, esto es, para un caudal de 4,5 m3/s, pero si es muy aproximado. Sucede lo mismo con el caudal de arranque o mínimo técnico.

9.4. Curvas con ángulo del distribuidor variable y velocidad de giro

constante

En la regulación de la turbina, las diferentes posiciones del distribuidor permitirán adaptar la turbina a la demanda eléctrica en cada momento. Las variaciones en el grado de apertura del distribuidor supondrán variaciones en el triángulo de velocidades, lo que conlleva una modificación de la altura útil. Estas variaciones pueden mostrarse en las curvas características de la turbina manteniendo la velocidad de giro constante y modificando el grado de apertura del distribuidor. En el presente proyecto se han obtenido las curvas características de la turbina para seis posiciones del distribuidor. Se han tomado como ángulos de apertura del d b d 8˚ ˚ 6˚ 0˚ 4˚ y 8˚. S h d ángulos puesto que generalmente el ángulo del distribuidor no varía más de 10- ˚ posición respecto al ángulo de diseño. Para mostrar los efectos de la variación que supone la modificación del grado de apertura del distribuidor en el funcionamiento general, se presentarán en la misma gráfica las seis posiciones.

0,45

0,55

0,65

0,75

0,85

0,95

2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6

Caudal (m3/s)

Curva rendimiento hidráulico frente a Q para α1 de diseño




A continuación se muestran las curvas características obtenidas para distintas posiciones del distribuidor:

Figura 9.8. Representación altura útil frente al caudal, para distintas posiciones del distribuidor.

Figura 9.9. Representación altura neta frente al caudal, para distintas posiciones del distribuidor.

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1 2 3 4 5 6 7

Alt

ura

úti

l

Caudal (m3/s)

Curva Altura útil frente a Q para distintas posiciones del distribuidor

α1 = 8

α1 = 12

α1 = 16

α1 = 20

α1 = 24

α1 = 28

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1 2 3 4 5 6 7

Alt

ura

ne

ta

Caudal (m3/s)

Curva Altura neta frente a Q para distintas posiciones del distribuidor

α1 = 8

α1 = 12

α1 = 16

α1 = 20

α1 = 24

α1 = 28




Figura 9.10. Representación de la potencia de la turbina para distintas posiciones del distribuidor frente al caudal.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 1 2 3 4 5 6 7

Po

ten

cia

tu

rbin

a (

kW

)

Caudal (m3/s)

Curva potencia turbina frente a Q para distintas posiciones del distribuidor

α1 = 8

α1 = 12

α1 = 16

α1 = 20

α1 = 24

α1 = 28




Capítulo 10. Estudio de Impacto Ambiental

(EIA)

10.1. Introducción

En este capítulo se analizarán en profundidad las repercusiones ambientales que pudieran derivarse del proyecto de construcción de la minicentral en estudio. Para la realización de este Estudio de Impacto Ambiental nos hemos basado en la declaración de impacto ambiental sobre el proyecto 20040002HID, salto de Pie de Presa del Embalse del Cenajo sobre el río Segura de Moratalla (Murcia).

Se entiende por impacto ambiental cualquier cambio en el medio ambiente, sea adverso o beneficioso, resultante en todo o en parte de las acciones derivadas de las diferentes fases de construcción, explotación, mantenimiento y, en su caso, clausura, cese o desmantelamiento de la actividad objeto del proyecto. El cambio se mide por la variación del estado de los factores ambientales a lo largo del tiempo, con o sin el proyecto.

A continuación se describen los apartados que se han valorado en el presente Estudio

de Impacto Ambiental:

Legislación aplicable. Análisis del proyecto. Inventario ambiental. Identificación y valorización de los impactos que pudieran derivarse de la

ejecución del proyecto. Medidas preventivas y correctoras, a fin de atenuar el impacto ambiental

producido. Programa de Vigilancia Ambiental (PVA). Efectos ambientales positivos derivados de la ejecución del proyecto. Conclusiones. Se buscará por tanto lograr un aprovechamiento energético limpio, renovable y con el menor efecto en el medio circundante. El único elemento que pone en tela de juicio la




condición de renovable de la energía hidráulica es precisamente el impacto producido en la construcción de presas, represas y conducciones, puesto que se trata de una energía limpia, sin emisiones y que una vez en fase de explotación, es extremadamente respetuosa con el medio ambiente.

El presente documento, seguirá las instrucciones que figuran en la Guía para la evaluación ambiental de las actuaciones de la administración hidráulica, texto disponible en la página web de la Confederación Hidrográfica del Segura (C.H.S.) publicado en 2003.

En el siguiente apartado se especifica la legislación que será de aplicación en el

presente estudio.

10.2. Legislación aplicable

Proteger el medio ambiente es una demanda social y una obligación de los ciudadanos. Así lo establece la Constitución española que, en su artículo 45, consagra el derecho de todos a disfrutar de un medio ambiente adecuado para el desarrollo de la persona, así como el deber de conservarlo mediante la utilización racional de todos los recursos naturales. Ello supone el compromiso ineludible para las administraciones públicas de diseñar el marco legal adecuado para la protección de los valores ambientales, respecto a las diversas actividades capaces de afectar a la conservación del medio ambiente. El presente Estudio de Impacto Ambiental (EIA) se ha realizado de acuerdo a la Ley 21/2013, de 9 de diciembre, de evaluación ambiental.

10.3. Análisis del proyecto

El objeto del proyecto es el aprovechamiento hidroeléctrico del salto de pie de la presa del Embalse del Cenajo, que se encuentra en una cerrada del río Segura. La central hidroeléctrica proyectada se sitúa en la margen derecha del río, en el término municipal de Moratalla (Murcia). Con objeto de evacuar la energía eléctrica generada en el aprovechamiento hidroeléctrico, se proyecta una línea eléctrica de 12.997 m que afectará a los términos municipales de Moratalla y Calasparra, ambos situados en la provincia de Murcia. El salto hidroeléctrico de pie de presa del Cenajo quedará situado en terrenos del término municipal de Moratalla, mientras que la línea de evacuación se asienta en su tramo inicial sobre Moratalla y su tramo final en el término municipal de Calasparra. El Embalse del Cenajo, situado entre las sierras del Búho y del Baladre, tiene una cuenca receptora de 1.381,8 km2 y a él vierten sus aguas directamente la rambla de los Algarrobos y los arroyos del Acebuche y de Benizar.




Respecto a espacios protegidos, el edificio de la minicentral se encuentra en el límite del LIC ES4210008 «Sierra de Alcaraz y Segura y Cañones del Segura y del Mundo». Por otra parte, la línea eléctrica sobrevuela en dos puntos el LIC ES620004 «Sierras y Vega alta del Segura y ríos Alharabe y Moratalla» y parte de la misma (2.600 m.) coinciden con la IBA 183 «Hoces del Río Mundo y del Río Segura». En la zona también se encuentra la Reserva de sotos y bosque de ribera de Cañaverosa. En cuanto al patrimonio cultural, en el municipio de Calasparra, en las inmediaciones del proyecto se encuentran los siguientes yacimientos arqueológicos: Santuario de la Virgen Esperanza y Cerro de la Virgen.

El presente proyecto consta de los siguientes elementos: tubería forzada de 450 m, edificio de la minicentral de planta rectangular, parque de la intemperie 132 kV y línea de evacuación de 12.997 m, a 132 kV hasta la subestación transformadora de Cañaverosa, ubicada en las siguientes coordenadas: - Sistema de Referencia ETRS89. Huso= 30.

X = 612.752 Y = 4.236.054

El aprovechamiento hidroeléctrico ha sido proyectado con un caudal de equipamiento de 13,5 m3/s y prevé la instalación de 3 turbinas Francis de 1.779 kW de potencia unitaria, por lo que la potencia total de instalación es de 5339 kW. La ubicación del proyecto, así como el trazado de la línea eléctrica, puede verse en el Anexo 2.

En el Estudio de Impacto Ambiental se consideran tres alternativas para el trazado de la línea de evacuación, con origen a pie de presa hasta el apoyo fin de línea junto a la ST Cañavosera. Las tres alternativas difieren en el tramo intermedio, de aproximadamente 7 km, que va desde el lugar denominado «Collado de los Colorados» hasta la «Sierra de la Presa». A continuación se hace una breve descripción de cada alternativa: Alternativa Nº1: La traza discurre por una zona llana de matorral bajo en el que se

intercalan pequeñas zonas de cultivos.

Alternativa Nº2: La línea discurre por una zona de media ladera con pendientes moderadas. La vegetación de esta zona está formada fundamentalmente por matorral en mezcla con pinar de escasa edad.

Alternativa Nº3: Discurre, al igual que la alternativa 1, por una zona llana pero con mayor presencia de los terrenos dedicados al laboreo. Esta es la alternativa que supone una mayor longitud en el trazado.




El trazado de las tres alternativas se puede ver en el Anexo 2. En el Estudio de Impacto Ambiental se elige la Alternativa Nº1 por la mejor accesibilidad en esta zona por discurrir próxima a caminos ya existentes y por presentar el terreno menos problemas de inestabilidad, por lo que los procesos erosivos en la zona serán menores.

10.4. Inventario ambiental

10.4.1. Vegetación En lo referente a la vegetación, el área en la que se proyecta la implantación de la línea está representada mayoritariamente por zonas de matorral y áreas de espartizal en mezcla con otras especies: Los primeros 500 metros de la traza de la línea pasa por una zona de pinar de Pinus halepensis de aproximadamente 25 m de altura, de fuste recto, buen estado sanitario y porte vigoroso. Los 2.000 metros siguientes la línea transcurre por una zona de pinar, en este caso de menor densidad y edad que el anterior, con un sotobosque denso formado principalmente por espartizal y lentisco. El resto de la línea discurre por una zona de matorral. La mayor parte se corresponde con un espartizal degradado, actualmente en mezcla con otras especies, sobre todo sabinas, lentiscos y coscojas. En el último tramo se caracteriza por la presencia de romero, tomillo y pies jóvenes de pino carrasco. En la vegetación de ribera hay presencia de Tamarix sp., especie incluida en la legislación murciana de protección de flora («Decreto 50/2003 del Catálogo Regional de Flora Silvestre Protegida de la Región de Murcia») en la categoría de «interés especial», según indica la Dirección General del Medio Natural de la Consejería de Agricultura, Agua y Medio Ambiente de la Región de Murcia.

10.4.2. Fauna

Avifauna: Destaca la presencia de un nido de Águila azor-perdicera (Hieraetus fasciatus) a menos de 700 metros del área de implantación de la central (especie catalogada como en «Peligro de Extinción» en el Catálogo de Especies Amenazadas de Fauna Silvestre de la Región de Murcia), y otro de Halcón peregrino (Falco peregrinus), según apunta la Dirección General del Medio Natural de la Consejería de Agricultura, Agua y Medio Ambiente de la Región de Murcia. Ictiofauna: Se citan las siguientes especies: Trucha (Salmo trutta), Barbo mediterráneo (Barbus guiraonis), Barbo gitano (Barbus sclateri), Boga de río (Chodrostoma polylepis), Gobio (Gobio gobio) y Cacho (Squalis pyrenicus), sin que ninguno se encuentre bajo alguna figura de protección.




10.5. Identificación y valorización de impactos

Los impactos originados de la ejecución del presente proyecto son sensiblemente inferiores a los que se pueden dar comúnmente en otros proyectos de este tipo, puesto que en este caso ya contamos con las infraestructuras de mayor impacto, esto es la extensión ocupada por el embalse y la presa del Cenajo. Por lo que no se contabilizarán los impactos derivados de la presa y del territorio ocupado por el embalse del Cenajo, puesto que se sobreentiende que ya se aplicaron en su día las medidas correctoras para la creación del mismo. El mayor impacto será el generado por el trazado de la línea de evacuación. De impacto mínimo, aunque digno de valoración son los debidos a la casa de máquinas y del canal de descarga, construidos a la sombra de la presa. El resto de impactos que pudieran derivarse, son principalmente los generados durante la fase de construcción y durante la fase de explotación descritos en los siguientes apartados. 10.5.1. Impactos en la fase de construcción La mayor parte de los impactos producidos durante la fase de construcción de la minicentral serán los lógicos en la construcción de infraestructuras dentro del medio rural. Los más importantes, además de la propia construcción de las correspondientes infraestructuras, serán los referentes al acondicionamiento de vías de comunicación, o nueva apertura de pistas de acceso, para facilitar el acceso de la maquinaria, el personal y los materiales de construcción; y el tratamiento de residuos. Además del impacto visual de las vías de comunicación, aparecen otros inconvenientes como el aumento de la erosión por el desbroce del terreno, la contaminación aérea por el levantamiento de polvo, los ruidos generados por la maquinaria, y por supuesto los residuos. La propia creación de las vías de acceso conlleva el aumento de la presencia humana en lugares antes poco transitados, con el impacto e inconvenientes que ello conlleva. Otra posible afección a este nivel es la debida a restos diversos (maderas, plásticos, bidones, edificios temporales y otros materiales) derivados de las obras, que pueden quedar acumulados o bien dispersos afectando de forma negativa al paisaje. A tenor de la cantidad de obra civil proyectada, será necesaria la creación de una escombrera de carácter provisional.




Requerirán especial atención el tratamiento de residuos, así como el mantenimiento de la escombrera, ya que los impactos que se puedan generar, pueden contribuir al deterioro de la calidad de las aguas subterráneas y de las comunidades naturales.

10.5.2. Impactos en la fase de explotación

En cuanto a los impactos derivados de la fase de explotación serán de diferentes

tipos:

- Impacto sobre la fauna:

En este sentido, el principal impacto vendría dado por molestias directas en el área de cría, y la alteración de los desplazamientos a los cazaderos habituales de especies amenazadas. Además se señala la posible ionización del aire del alrededor de la línea eléctrica. - Impacto paisajístico:

En cuanto al impacto paisajístico derivado del proyecto, puesto que el edificio de la central quedará ubicado a pie de presa, como se ha comentado anteriormente, el impacto se ha considerado mínimo. Tampoco la tubería forzada supondrá impacto alguno, ya que se prevé que su trazado sea enterrado. El mayor impacto paisajístico será el ocasionado por la línea de evacuación. - Impacto sónico:

Los ruidos procederán fundamentalmente de las turbinas y resto de equipos auxiliares ubicados en el edificio de la central.

10.6. Medidas preventivas y correctoras

Analizados los elementos que se han puesto en juego en el proceso de evaluación ambiental, en este apartado se resumen las medidas preventivas y correctoras de los impactos ambientales identificados, con objeto de reducir las afecciones. Las medidas que se proponen en el Estudio de Impacto Ambiental son las siguientes: Se realizará una prospección intensiva del área de trabajo, previo al inicio de las obras, para la localización de nidos de aves rapaces, y se extremarán los cuidados a la hora de realizarse las obras, restringiéndose durante la época de anidamiento las acciones en las zonas próximas a los nidos. Las actuaciones próximas a los cauces se realizarán desde las riberas, sin introducir maquinaria en los mismos.




En los dos puntos tramos en que la línea eléctrica discurre por zonas consideradas LIC, con objeto de reducir la afección a la avifauna se aplicarán las siguientes medidas: Se enterrará la línea en un tramo de 200 metros a contar desde el cauce.

Se enterrará la línea eléctrica en el tramo coincidente con la zona designada IBA

183 «Hoces del río Mundo y el río Segura», equivalente a una distancia aproximada de 2.600 m desde el inicio de la misma.

No se utilizarán aisladores rígidos sobre cruceta de apoyos, debiendo utilizarse

cadenas de aisladores.

No se instalarán puentes flojos no aislados por encima de los traveseros. No se instalarán seccionadores en interruptores con corte al aire colocados en

posición horizontal, en la cabecera de los apoyos.

Las conexiones de los transformadores de intemperie deberán realizarse con cable aislado o forrado, cubriendo los bordes con dispositivos de probada eficiencia que impida el contacto de las aves con las partes en tensión.

Los apoyos de la alineación deberán cumplir con las siguientes distancias mínimas accesibles de seguridad:

- Entre conductor y zona de posada sobre la cruceta: 0,7 m.

- Entre conductores: 1,4 m.

En los apoyos de anclaje, fin de línea y en general aquellos con aisladores de

cadenas en posición, deberán tener una distancia mínima de seguridad entre la zona de posada y el punto más próximo en tensión de 0,8 m.

Se colocarán dispositivos anticolisión, que consistirán en espirales rojas de 1,3 m

de ancho en su sección media, o tiras en X.

Respecto a la vegetación, sólo se eliminará la que sea imprescindible, con técnicas de desbroce adecuadas que favorezcan la revegetación mediante especies autóctonas en las diferentes zonas afectadas por las obras. Una vez finalizadas las mismas, se procederá a la revegetación mediante la descompactación, remodelado y reposición de la capa de suelo previamente reservada y la posterior plantación de especies propias de la zona. Se procederá a la revegetación del tramo bajo del Barranco del Reventón, márgenes del río Segura colindantes con la actuación y alrededores del tramo de conducción que discurre por el exterior, por indicación de la Dirección General del Medio Natural de la Consejería de Agricultura, Agua y Medio Ambiente de la Región de Murcia, que señala las especies a utilizar en la restauración, así como las medidas generales a tener en cuenta durante la plantación de la misma.




Por cada árbol ó arbusto afectado por las actuaciones del proyecto, se plantarán, como mínimo, 10 ejemplares de variedades autóctonas de la especie afectada. El alumbrado se dotará de pantallas superiores para reducir la contaminación lumínica al exterior de la central, según lo señalado por Dirección General del Medio Natural de la Consejería de Agricultura, Agua y Medio Ambiente de la Región de Murcia. En cuanto al ruido que pudiera generarse se adoptarán las siguientes medidas: Mantas aislantes sobre la envolvente de las turbinas.

Todos los equipos se construirán con tolerancias muy cerradas y se equilibrarán

dinámicamente; los generadores se proyectarán con refrigeración por agua para evitar la ruidosa circulación de grandes volúmenes de aire caliente; los elementos mecanosoldados serán profusamente rigidizados; la distancia entre cojinetes se reducirá al mínimo para evitar flechas excesivas en los ejes; el cojinete principal de la turbina, autolubrificado, se fabricará en bronce sinterizado con granos de grafito. Los equipos se anclarán a la fundación utilizando un cemento especial, anti-contracción, para garantizar el monolitismo entre maquinaria y fundación.

Los elementos estructurales, tales como los pilares que soportarán las vigas de

hormigón del techo y los elementos de hormigón prefabricados que constituirán las paredes, estarán apoyados en componentes a base de goma, diseñados para absorber vibraciones. Las vigas del techo, se apoyarán sobre soportes de goma, y las paredes sobre una plancha de goma Novibra de 8 mm de espesor colocada cada 0,5 m, para conseguir la constante de absorción óptima en relación con la masa soportada.

En cuanto a la ventilación, necesaria para disminuir la humedad, extraer el aire calentado por los equipos, y mantener una atmósfera respirable, aun cuando la central trabaja habitualmente sin presencia de personal, ha sido cuidadosamente estudiada para no transmitir ni ruidos ni vibraciones. Las chimeneas de entrada y salida estarán equipadas con silenciadores y los conductos de aire se construirán con un sandwich de hormigón, lana de vidrio, ladrillos perforados y yeso.

Con las medidas adoptadas se prevé conseguir un nivel de ruidos en el interior de entre 50 y 60 dB(A), y unos 20 dB(A) en el exterior.

10.7. Programa de Vigilancia Ambiental (PVA)

El Estudio de Impacto Ambiental incluye un Plan de Vigilancia Ambiental en el que se detallan todas las especificaciones necesarias para el adecuado seguimiento ambiental de la obra.




El PVA incluye un Control de Eficacia de las Medidas Correctoras al establecer los distintos umbrales de aceptación a las mismas. Para materializar los controles efectuados se establecen dos tipologías de informes: - Ordinarios: durante las obras se emitirá un informe trimestral, donde se detallen los aspectos más significativos de cada una de las labores de vigilancia y control, y durante la fase de funcionamiento se emitirá un informe anual. - Extraordinarios: siempre que se detecte una afección al medio no prevista «a priori», de carácter negativo y que precise una actuación para ser evitada o corregida.

Asimismo se seguirá el control de las medidas elegidas para la minimización de los impactos a la flora y fauna del lugar afectado por las obras del proyecto. Si se detectará alguna nueva afección a la vegetación o la fauna del entorno de la zona afectada, se procedería al estudio de la misma y a la adopción de nuevas medidas correctoras para intentar paliar los problemas encontrados.

10.8. Efectos ambientales positivos

Es importante resaltar el carácter ambientalmente favorable que tiene la producción de energía hidroeléctrica frente a otras tecnologías convencionales, debido fundamentalmente a su carácter renovable. En efecto, al no utilizar combustibles fósiles, no se producen emisiones de CO2 ni de ningún otro compuesto contaminante, de forma que contribuye, aunque sea modestamente, a la lucha contra los problemas derivados del Cambio Climatico.

10.9. Conclusiones Las principales conclusiones que se extraen del Estudio de Impacto Ambiental realizado son: Se generará energía eléctrica utilizando recursos naturales renovables y sin

emisiones ni vertederos asociados.

Puesto que el embalse afectado (Cenajo) son instalaciones existentes, y con buenas infraestructuras auxiliares de acceso, los movimientos de tierra, y ocupación de nuevos terrenos se verán muy reducidos.

Así, la construcción de todas las infraestructuras que componen el presente

proyecto, cumpliendo con las medidas preventivas y correctoras propuestas en este capítulo, se consideran viables desde el punto de vista medioambiental.




Capítulo 11. Conclusiones del proyecto

El objeto de este proyecto ha sido el diseño, cálculo y optimización de una central

minihidráulica situada a pie de presa del Embalse del Cenajo, de acuerdo a la

necesidad de España y de Europa de potenciar las energías renovables. Para ello nos

sirvió de base el Proyecto 20040002HID, salto de Pie de Presa del Embalse del Cenajo

sobre el río Segura de Moratalla (Murcia),

Inicialmente se llevo a cabo una descripción detallada del emplazamiento, centrando la atención en aquellos aspectos más influyentes en la toma de decisiones de nuestro aprovechamiento hidroeléctrico.

Para llevarse a cabo la simulación de la producción hidroeléctrica de la central y

futuro diseño, era necesario trabajar con datos de caudales desaguados. Los datos de

caudales desaguados fueron obtenidos de la web de la Confederación Hidrográfica del

Segura (C.H.S.). Se optó por trabajar con los últimos 21 años, esto es, desde 1996

hasta 2016, para evitar utilizar series hidrológicas excesivamente largas en el pasado.

De los datos facilitados por la C.H.S., se dedujo una altura bruta media de 54,14 m

para los 21 años en estudio.

Partiendo de los caudales desaguados, y habiéndose considerado que el caudal ecológico de 2,02 m3/s impuesto por la C.H.S. no es turbinable, se obtuvo la evolución del caudal medio turbinable a lo largo de los 21 años, llegándose a las siguientes conclusiones: - El caudal medio turbinable para los 21 años era de 5,81 m3/s. - Se observó en la evolución del caudal medio turbinable enormes picos, esto fue debido a que el Embalse del Cenajo está sujeto a la regulación de caudales para atender las demandas de los aprovechamientos del Segura (riegos, abastecimiento, etc.), y la laminación de las avenidas de la cuenca alta del Segura.




Se determinó que el futuro aprovechamiento hidroeléctrico debía tener la dimensión suficiente para aprovechar de la mejor manera posible estos picos, ya que sería en estas situaciones en las que se obtendrían las mejores producciones hidroeléctricas.

Obtenidos los caudales susceptibles de turbinación, se realizó la simulación del funcionamiento de la central, para la que se explico su procedimiento de cálculo, realizado con Excel. Se propusieron diferentes alternativas, ya sea con la instalación de una, dos o tres turbinas, así como diferente relación de caudales de equipamiento, a fin de estimar la producción hidroeléctrica, y con ello tomar una decisión acerca de cuál debía ser el número de turbinas del aprovechamiento hidroeléctrico. Para esta simulación se fijo el rendimiento óptimo de la turbina en el 80%, además se fijo el rango de caudales en los que debería funcionar la turbina.

Se llego a la conclusión de que la situación de tres turbinas era la mejor opción, puesto que para mismo caudal de equipamiento, con tres turbinas siempre se obtenían mejores producciones hidroeléctricas.

Tras decidirse el número de turbinas, se debía determinar el caudal de equipamiento

del aprovechamiento hidroeléctrico. Para ello se realizo un estudio de viabilidad

económica, partiendo de los resultados obtenidos de la producción hidroeléctrica y

para diferentes caudales de equipamiento en la situación de tres turbinas. Para el

estudio de viabilidad económica nos basamos en el IDAE. Se hizo una estimación de la

inversión. También se calcularon los ingresos, que vendrán de la venta de energía

generada, y los costes de mantenimiento, que se realizarán anualmente. Además se

analizaron distintos medidores (índice de potencia, índice de energía, Periodo de

retorno simple, VAN y TIR).

Tras el análisis económico, se decidió finalmente la instalación de tres turbinas de caudal de equipamiento unitario 4,5 m3/s (caudal de equipamiento total 13,5 m3/s). Se llego a una solución alejada del caudal medio turbinable de 5,81 m3/s, lo que reforzaba la idea de aprovechar de la mejor manera posible los picos de caudales desaguados. Se propuso entonces una solución económicamente rentable, pudiéndose recuperar la inversión en unos 11 años, y que además se encontraba próxima a la consecución de la máxima producción hidroeléctrica posible. Tras tomar una decisión en cuanto al caudal de equipamiento total y número de

turbinas del aprovechamiento hidroeléctrico, se desarrollaron los cálculos

correspondientes a la tubería forzada. Se fijo un trazado de 450 m, para la que se

eligió como material acero soldado. Además se estableció inicialmente una velocidad

media del agua de 4 m/s en el interior de la tubería forzada. Se calculó un diámetro

económico u óptimo de 2,5 m, para el que se obtuvo una velocidad media del agua de

2,74 m/s, y una velocidad mínima de 0,413 m/s, considerada dentro de un rango

aceptable.

Determinado el diámetro de la tubería forzada se calcularon las pérdidas de carga en la tubería forzada, obteniéndose unas pérdidas de 3,75 m.c.a., deduciéndose a




continuación el porcentaje de pérdidas o pendiente de carga de la tubería forzada, obteniéndose un 7%, las cuales se han considerado aceptables, puesto que la norma habitual es que se encuentren comprendidas entre 2 y el 5%, pudiéndose llegar hasta el 10%. Tras determinarse la altura bruta y las pérdidas de carga en la tubería forzada, se determinó la altura neta, que alcanzó un valor de 50,39 m. Se analizó el fenómeno de golpe de ariete y se calculó la sobrepresión máxima que se produciría en la tubería forzada, a partir de la expresión de Allievi, llegando a un valor de 1,78 MPa. A partir de esta presión se determinó un espesor de 25 mm para la tubería forzada, asegurándonos de esta forma que no se producirán daños en la misma en caso de producirse el fenómeno mencionado.

En base a los parámetros disponibles, caudal de equipamiento unitario (Q = 4,5 m3/s) y Hn = 50,39 m se determinó que los grupos instalados debían ser turbinas tipo Francis Rápida de eje horizontal y de potencia útil unitaria 1779 kW, con velocidad de rotación 600 r.p.m., generador síncrono con 6 pares de polos y velocidad especifica Ω = . Determinado el tipo de turbina, se puso especial interés en el diseño del rodete de la turbina, para el que se empleo el método de Bovet, extraído del texto de Mataix (6), que nos permitió trazar el perfil hidráulico, esto es, el canal de paso entre álabes consecutivos del rodete. Dicho perfil hidráulico se construyó en base a unas fórmulas empíricas. Una vez trazado el perfil hidráulico se calcularon las aristas de entrada y salida del rodete. Se recurrió también a la experiencia y a fórmulas empíricas para calcular el ancho del rodete. Se calculó un diámetro exterior de entrada de 1,07234 m, y de salida de 1,0444 m. El número de álabes del rodete se estableció en 12. Obtenidas las dimensiones y características del rodete, se llevo a cabo un estudio de las partes fijas de la turbina: distribuidor, el predistribuidor, la cámara espiral y el tubo de aspiración. Se optó por un distribuidor tipo Fink, que es el más común en turbinas tipo Francis. La función principal del distribuidor es la regulación de la potencia de la turbina según la carga, mediante la regulación del caudal. El número de álabes del distribuidor serían 15 y tendrían un ángulo de apertura de unos 20,77˚ y un ángulo máximo de 25,97˚. El predistribuidor tiene por misión transmitir a los cimientos de la central las cargas debidas al peso de los órganos fijos. La cámara espiral realiza la admisión óptima del agua con dimensiones mínimas y rendimiento máximo. Se encarga de distribuir el agua por toda la periferia del rodete a través del predistribuidor y del distribuidor. Se determinó en este proyecto una cámara espiral metálica de sección circular, por ser la que da mejores prestaciones. Se realizó también una corrección del diseño de la cámara espiral debida al rozamiento. El tubo de aspiración conduce la corriente tras haber cedido su energía, habiéndose seleccionado un tubo de aspiración de tipo acodado de altura 2,5 m y longitud 4,7 m. Tras el diseño de la turbina, se representaron los triángulos de velocidades, que nos permitieron conocer la magnitud de las velocidades que inciden sobre los álabes, a la entrada y a la salida del rodete. Se obtuvieron las curvas características de la turbina para velocidad de giro constante. Se calculó una curva característica de altura neta en




función del caudal. Se representaron también la altura útil, pérdidas por fricción y pérdidas por choque, estimadas ambas mediante modelos teóricos. En la curva de potencia útil y en la curva de rendimiento se observó como el máximo se alcanzaba aproximadamente para un caudal de 4,5 m3/s, es decir, el punto de diseño. Se obtuvieron también las curvas características de la turbina (altura útil, neta y potencia útil) para seis posiciones diferentes del distribuidor.

Finalizando se realizo un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), necesario en cualquier proyecto de central hidroeléctrica. Se analizaron las repercusiones ambientales de la instalación, tanto en su fase de construcción como en su fase de explotación. Se propusieron una serie de medidas preventivas y correctoras para minimizar el impacto derivado de la ejecución del proyecto. Las principales conclusiones que se extrajeron del EIA, es que las condiciones particulares de este aprovechamiento hidroeléctrico hacen que el impacto sea mínimo en relación con otras instalaciones del estilo, puesto que la presa y el embalse ya se encuentran construidos, y además el hecho de que el edificio de la central se encuentre ubicado a pie de presa y que el trazado de la tubería forzada este enterrado, también contribuyen a minimizar los impactos derivados del proyecto. Por todo ello, en el EIA se estimo que la construcción de todas las infraestructuras que componen el proyecto, cumpliendo con las medidas preventivas y correctoras que se propusieron, se consideraron viables desde el punto de vista medioambiental. Se llego finalmente a un proyecto de aprovechamiento hidroeléctrico viable técnica y económicamente, en el que no se tuvieron en cuenta las posibles aportaciones del Túnel de conexión Talave-Cenajo. Estas aportaciones si fueron tenidas en cuenta en el Proyecto 20040002HID, salto de Pie de Presa del Embalse del Cenajo sobre el río Segura de Moratalla (Murcia), en el que se proponía un caudal de equipamiento total de 33 m3/s, con la instalación de 3 turbinas Francis de 7.478 kW de potencia unitaria, por lo que la potencia total de instalación era de 22.434 kW, concluyéndose que estaría claramente sobredimensionado. Se llego por tanto a una solución más ajustada a la realidad actual.




Anexos




ANEXO 1: TABLA DE DATOS

A continuación se muestran los datos correspondientes a los años 1996, 2006 y 2016

para la situación definitiva, esto es, con la instalación de tres turbinas de caudal de

equipamiento unitario de 4,5 m3/s (caudal de equipamiento total de 13,5 m3/s).

La producción total obtenida y el caudal turbinado se corresponden al total de las tres

turbinas de la instalación.

AÑO 1996

FECHA Hb (m)

V (m³) DESAGÜE

(m³) Q VER (m³/s)

Q ECO (m³/s)

Q TURBINABLE

(m³/s)

Hn (m)

Q TURBINADO

(m³/s)

Producción total

(kWh/año)

01/01/1996 26,76 9.120.863 780.000 9,03 2,02 7,01 23,01 7,01 28765,1

02/01/1996 26,93 9.322.626 780.000 9,03 2,02 7,01 23,18 7,01 28977,6

03/01/1996 27,26 9.734.222 780.000 9,03 2,02 7,01 23,51 7,01 29390,1

04/01/1996 28,04 10.722.917 130.000 1,50 2,02 0,00 24,29 0,00 0,0

05/01/1996 28,82 11.769.761 30.000 0,35 2,02 0,00 25,07 0,00 0,0

06/01/1996 29,58 12.840.337 30.000 0,35 2,02 0,00 25,83 0,00 0,0

07/01/1996 30,23 13.792.405 30.000 0,35 2,02 0,00 26,48 0,00 0,0

08/01/1996 30,87 14.771.216 30.000 0,35 2,02 0,00 27,12 0,00 0,0

09/01/1996 31,52 15.829.013 30.000 0,35 2,02 0,00 27,77 0,00 0,0

10/01/1996 32,13 16.855.011 30.000 0,35 2,02 0,00 28,38 0,00 0,0

11/01/1996 32,64 17.769.467 30.000 0,35 2,02 0,00 28,89 0,00 0,0

12/01/1996 32,90 18.235.661 30.000 0,35 2,02 0,00 29,15 0,00 0,0

13/01/1996 33,14 18.695.350 30.000 0,35 2,02 0,00 29,39 0,00 0,0

14/01/1996 33,38 19.176.009 30.000 0,35 2,02 0,00 29,63 0,00 0,0

15/01/1996 33,62 19.656.667 30.000 0,35 2,02 0,00 29,87 0,00 0,0

16/01/1996 33,86 20.137.326 30.000 0,35 2,02 0,00 30,11 0,00 0,0

17/01/1996 34,15 20.761.750 30.000 0,35 2,02 0,00 30,40 0,00 0,0

18/01/1996 34,48 21.518.638 30.000 0,35 2,02 0,00 30,73 0,00 0,0

19/01/1996 34,79 22.229.655 30.000 0,35 2,02 0,00 31,04 0,00 0,0

20/01/1996 35,08 22.919.199 30.000 0,35 2,02 0,00 31,33 0,00 0,0

21/01/1996 35,36 23.646.805 30.000 0,35 2,02 0,00 31,61 0,00 0,0

22/01/1996 35,63 24.348.426 30.000 0,35 2,02 0,00 31,88 0,00 0,0

23/01/1996 35,90 25.050.046 30.000 0,35 2,02 0,00 32,15 0,00 0,0

24/01/1996 36,17 25.804.159 30.000 0,35 2,02 0,00 32,42 0,00 0,0

25/01/1996 36,42 26.531.003 30.000 0,35 2,02 0,00 32,67 0,00 0,0

26/01/1996 36,66 27.228.772 30.000 0,35 2,02 0,00 32,91 0,00 0,0

27/01/1996 36,90 27.926.542 30.000 0,35 2,02 0,00 33,15 0,00 0,0

28/01/1996 37,14 28.668.545 30.000 0,35 2,02 0,00 33,39 0,00 0,0

29/01/1996 37,37 29.409.910 30.000 0,35 2,02 0,00 33,62 0,00 0,0

30/01/1996 37,60 30.151.275 30.000 0,35 2,02 0,00 33,85 0,00 0,0

31/01/1996 37,83 30.892.640 30.000 0,35 2,02 0,00 34,08 0,00 0,0

01/02/1996 38,03 31.547.007 30.000 0,35 2,02 0,00 34,28 0,00 0,0

02/02/1996 38,24 32.291.817 30.000 0,35 2,02 0,00 34,49 0,00 0,0

03/02/1996 38,44 33.001.160 30.000 0,35 2,02 0,00 34,69 0,00 0,0




04/02/1996 38,64 33.710.503 30.000 0,35 2,02 0,00 34,89 0,00 0,0

05/02/1996 38,85 34.455.313 30.000 0,35 2,02 0,00 35,10 0,00 0,0

06/02/1996 39,04 35.143.022 30.000 0,35 2,02 0,00 35,29 0,00 0,0

07/02/1996 39,23 35.882.607 30.000 0,35 2,02 0,00 35,48 0,00 0,0

08/02/1996 39,41 36.583.267 30.000 0,35 2,02 0,00 35,66 0,00 0,0

09/02/1996 39,72 37.789.958 30.000 0,35 2,02 0,00 35,97 0,00 0,0

10/02/1996 40,17 39.604.337 30.000 0,35 2,02 0,00 36,42 0,00 0,0

11/02/1996 40,59 41.394.188 30.000 0,35 2,02 0,00 36,84 0,00 0,0

12/02/1996 41,01 43.187.080 30.000 0,35 2,02 0,00 37,26 0,00 0,0

13/02/1996 41,39 44.922.014 30.000 0,35 2,02 0,00 37,64 0,00 0,0

14/02/1996 41,77 46.656.948 30.000 0,35 2,02 0,00 38,02 0,00 0,0

15/02/1996 42,14 48.379.498 30.000 0,35 2,02 0,00 38,39 0,00 0,0

16/02/1996 42,47 49.964.576 30.000 0,35 2,02 0,00 38,72 0,00 0,0

17/02/1996 42,80 51.549.654 30.000 0,35 2,02 0,00 39,05 0,00 0,0

18/02/1996 43,12 53.113.726 30.000 0,35 2,02 0,00 39,37 0,00 0,0

19/02/1996 43,44 54.722.840 30.000 0,35 2,02 0,00 39,69 0,00 0,0

20/02/1996 43,73 56.181.099 30.000 0,35 2,02 0,00 39,98 0,00 0,0

21/02/1996 44,00 57.538.789 30.000 0,35 2,02 0,00 40,25 0,00 0,0

22/02/1996 44,26 58.901.466 30.000 0,35 2,02 0,00 40,51 0,00 0,0

23/02/1996 44,54 60.368.964 30.000 0,35 2,02 0,00 40,79 0,00 0,0

24/02/1996 44,81 61.784.051 30.000 0,35 2,02 0,00 41,06 0,00 0,0

25/02/1996 45,07 63.162.672 30.000 0,35 2,02 0,00 41,32 0,00 0,0

26/02/1996 45,34 64.639.260 30.000 0,35 2,02 0,00 41,59 0,00 0,0

27/02/1996 45,59 66.006.471 30.000 0,35 2,02 0,00 41,84 0,00 0,0

28/02/1996 45,85 67.428.370 30.000 0,35 2,02 0,00 42,10 0,00 0,0

29/02/1996 46,10 68.819.901 30.000 0,35 2,02 0,00 42,35 0,00 0,0

01/03/1996 46,34 70.190.790 30.000 0,35 2,02 0,00 42,59 0,00 0,0

02/03/1996 46,58 71.561.679 30.000 0,35 2,02 0,00 42,83 0,00 0,0

03/03/1996 46,82 72.932.568 30.000 0,35 2,02 0,00 43,07 0,00 0,0

04/03/1996 47,05 74.258.374 30.000 0,35 2,02 0,00 43,30 0,00 0,0

05/03/1996 47,28 75.627.513 30.000 0,35 2,02 0,00 43,53 0,00 0,0

06/03/1996 47,51 76.996.652 30.000 0,35 2,02 0,00 43,76 0,00 0,0

07/03/1996 47,74 78.365.791 30.000 0,35 2,02 0,00 43,99 0,00 0,0

08/03/1996 47,97 79.734.930 30.000 0,35 2,02 0,00 44,22 0,00 0,0

09/03/1996 48,19 81.089.809 30.000 0,35 2,02 0,00 44,44 0,00 0,0

10/03/1996 48,40 82.389.925 30.000 0,35 2,02 0,00 44,65 0,00 0,0

11/03/1996 48,60 83.628.130 30.000 0,35 2,02 0,00 44,85 0,00 0,0

12/03/1996 48,77 84.680.605 30.000 0,35 2,02 0,00 45,02 0,00 0,0

13/03/1996 48,87 85.299.708 540.000 6,25 2,02 4,23 45,12 4,23 35910,6

14/03/1996 48,88 85.361.619 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,13 9,00 76505,9

15/03/1996 48,90 85.485.439 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,15 9,00 76539,8

16/03/1996 48,91 85.547.349 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,16 9,00 76556,8

17/03/1996 48,91 85.547.349 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,16 9,00 76556,8

18/03/1996 48,93 85.671.170 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,18 9,00 76590,7

19/03/1996 48,95 85.794.991 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,20 9,00 76624,6

20/03/1996 48,98 85.980.721 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,23 9,00 76675,5

21/03/1996 48,99 86.042.632 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,24 9,00 76692,4

22/03/1996 49,00 86.104.542 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,25 9,00 76709,4

23/03/1996 49,04 86.361.833 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,29 9,00 76777,2

24/03/1996 49,06 86.490.479 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,31 9,00 76811,1

25/03/1996 49,09 86.683.448 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,34 9,00 76861,9

26/03/1996 49,11 86.812.093 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,36 9,00 76895,8

27/03/1996 49,13 86.940.739 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,38 9,00 76929,7

28/03/1996 49,15 87.069.385 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,40 9,00 76963,6

29/03/1996 49,18 87.262.353 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,43 9,00 77014,5




30/03/1996 49,20 87.390.999 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,45 9,00 77048,4

31/03/1996 49,22 87.519.644 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,47 9,00 77082,3

01/04/1996 49,25 87.712.613 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,50 9,00 77133,1

02/04/1996 49,27 87.841.259 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,52 9,00 77167,1

03/04/1996 49,29 87.969.904 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,54 9,00 77201,0

04/04/1996 49,31 88.098.550 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,56 9,00 77234,9

05/04/1996 49,33 88.227.196 1.040.000 12,04 2,02 10,02 45,58 9,00 77268,8

06/04/1996 49,32 88.162.873 1.290.000 14,93 2,02 12,91 45,57 12,91 110589,5

07/04/1996 49,26 87.776.936 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,51 14,40 120484,3

08/04/1996 49,20 87.390.999 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,45 14,40 120325,4

09/04/1996 49,16 87.133.707 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,41 14,40 120219,5

10/04/1996 49,10 86.747.770 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,35 14,40 120060,7

11/04/1996 49,04 86.361.833 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,29 14,40 119901,9

12/04/1996 48,98 85.980.721 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,23 14,40 119743,0

13/04/1996 48,93 85.671.170 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,18 14,40 119610,6

14/04/1996 48,87 85.299.708 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,12 14,40 119451,8

15/04/1996 48,81 84.928.246 1.560.000 18,06 2,02 16,04 45,06 14,40 119293,0

16/04/1996 48,81 84.928.246 1.680.000 19,44 2,02 17,42 45,06 14,40 119293,0

17/04/1996 48,73 84.432.964 1.810.000 20,95 2,02 18,93 44,98 14,40 119081,2

18/04/1996 48,52 83.132.848 1.810.000 20,95 2,02 18,93 44,77 14,40 118525,2

19/04/1996 48,44 82.637.566 1.810.000 20,95 2,02 18,93 44,69 14,40 118313,5

20/04/1996 48,35 82.080.373 1.810.000 20,95 2,02 18,93 44,60 14,40 118075,2

21/04/1996 48,27 81.585.091 1.810.000 20,95 2,02 18,93 44,52 14,40 117863,4

22/04/1996 48,22 81.275.539 1.560.000 18,06 2,02 16,04 44,47 14,40 117731,0

23/04/1996 48,21 81.213.629 1.300.000 15,05 2,02 13,03 44,46 13,03 108966,6

24/04/1996 48,18 81.027.898 1.300.000 15,05 2,02 13,03 44,43 13,03 108893,1

25/04/1996 48,13 80.718.347 1.380.000 15,97 2,02 13,95 44,38 13,95 115626,3

26/04/1996 48,07 80.346.885 1.380.000 15,97 2,02 13,95 44,32 13,95 115470,0

27/04/1996 48,04 80.161.154 1.380.000 15,97 2,02 13,95 44,29 13,95 115391,8

28/04/1996 48,11 80.594.526 930.000 10,76 2,02 8,74 44,36 8,74 73023,0

29/04/1996 48,16 80.904.078 860.000 9,95 2,02 7,93 44,41 7,93 65400,7

30/04/1996 48,21 81.213.629 860.000 9,95 2,02 7,93 44,46 7,93 65474,4

01/05/1996 48,28 81.647.001 860.000 9,95 2,02 7,93 44,53 7,93 65577,5

02/05/1996 48,31 81.832.732 860.000 9,95 2,02 7,93 44,56 7,93 65621,6

03/05/1996 48,39 82.328.014 640.000 7,41 2,02 5,39 44,64 4,50 37837,7

04/05/1996 48,48 82.885.207 600.000 6,94 2,02 4,92 44,73 4,50 37913,9

05/05/1996 48,57 83.442.400 600.000 6,94 2,02 4,92 44,82 4,50 37990,2

06/05/1996 48,66 83.999.592 600.000 6,94 2,02 4,92 44,91 4,50 38066,5

07/05/1996 48,76 84.618.695 600.000 6,94 2,02 4,92 45,01 4,50 38151,3

08/05/1996 48,86 85.237.798 600.000 6,94 2,02 4,92 45,11 4,50 38236,0

09/05/1996 48,96 85.856.901 600.000 6,94 2,02 4,92 45,21 4,50 38320,8

10/05/1996 49,06 86.490.479 600.000 6,94 2,02 4,92 45,31 4,50 38405,5

11/05/1996 49,16 87.133.707 600.000 6,94 2,02 4,92 45,41 4,50 38490,3

12/05/1996 49,27 87.841.259 600.000 6,94 2,02 4,92 45,52 4,50 38583,5

13/05/1996 49,31 88.098.550 210.000 2,43 2,02 0,41 45,56 0,00 0,0

14/05/1996 49,32 88.162.873 40.000 0,46 2,02 0,00 45,57 0,00 0,0

15/05/1996 49,33 88.227.196 40.000 0,46 2,02 0,00 45,58 0,00 0,0

16/05/1996 49,33 88.227.196 40.000 0,46 2,02 0,00 45,58 0,00 0,0

17/05/1996 49,34 88.291.519 40.000 0,46 2,02 0,00 45,59 0,00 0,0

18/05/1996 49,35 88.355.841 40.000 0,46 2,02 0,00 45,60 0,00 0,0

19/05/1996 49,35 88.355.841 40.000 0,46 2,02 0,00 45,60 0,00 0,0

20/05/1996 49,36 88.420.164 40.000 0,46 2,02 0,00 45,61 0,00 0,0

21/05/1996 49,32 88.162.873 300.000 3,47 2,02 1,45 45,57 0,00 0,0

22/05/1996 49,29 87.969.904 260.000 3,01 2,02 0,99 45,54 0,00 0,0

23/05/1996 49,25 87.712.613 300.000 3,47 2,02 1,45 45,50 0,00 0,0




24/05/1996 49,21 87.455.322 300.000 3,47 2,02 1,45 45,46 0,00 0,0

25/05/1996 49,18 87.262.353 300.000 3,47 2,02 1,45 45,43 0,00 0,0

26/05/1996 49,14 87.005.062 300.000 3,47 2,02 1,45 45,39 0,00 0,0

27/05/1996 49,11 86.812.093 260.000 3,01 2,02 0,99 45,36 0,00 0,0

28/05/1996 49,07 86.554.802 300.000 3,47 2,02 1,45 45,32 0,00 0,0

29/05/1996 49,03 86.297.511 300.000 3,47 2,02 1,45 45,28 0,00 0,0

30/05/1996 48,99 86.042.632 300.000 3,47 2,02 1,45 45,24 0,00 0,0

31/05/1996 48,94 85.733.080 350.000 4,05 2,02 2,03 45,19 2,03 13154,3

01/06/1996 48,89 85.423.529 350.000 4,05 2,02 2,03 45,14 2,03 13139,7

02/06/1996 48,85 85.175.888 300.000 3,47 2,02 1,45 45,10 0,00 0,0

03/06/1996 48,81 84.928.246 300.000 3,47 2,02 1,45 45,06 0,00 0,0

04/06/1996 48,77 84.680.605 300.000 3,47 2,02 1,45 45,02 0,00 0,0

05/06/1996 48,73 84.432.964 260.000 3,01 2,02 0,99 44,98 0,00 0,0

06/06/1996 48,69 84.185.323 260.000 3,01 2,02 0,99 44,94 0,00 0,0

07/06/1996 48,66 83.999.592 260.000 3,01 2,02 0,99 44,91 0,00 0,0

08/06/1996 48,62 83.751.951 260.000 3,01 2,02 0,99 44,87 0,00 0,0

09/06/1996 48,59 83.566.220 260.000 3,01 2,02 0,99 44,84 0,00 0,0

10/06/1996 48,55 83.318.579 260.000 3,01 2,02 0,99 44,80 0,00 0,0

11/06/1996 48,64 83.875.772 260.000 3,01 2,02 0,99 44,89 0,00 0,0

12/06/1996 48,47 82.823.297 260.000 3,01 2,02 0,99 44,72 0,00 0,0

13/06/1996 48,44 82.637.566 260.000 3,01 2,02 0,99 44,69 0,00 0,0

14/06/1996 48,25 81.461.270 1.300.000 15,05 2,02 13,03 44,50 13,03 109064,7

15/06/1996 48,09 80.470.706 1.300.000 15,05 2,02 13,03 44,34 13,03 108672,5

16/06/1996 47,94 79.556.346 1.300.000 15,05 2,02 13,03 44,19 13,03 108304,9

17/06/1996 47,79 78.663.430 1.300.000 15,05 2,02 13,03 44,04 13,03 107937,3

18/06/1996 47,63 77.710.985 1.300.000 15,05 2,02 13,03 43,88 13,03 107545,2

19/06/1996 47,43 76.520.430 1.300.000 15,05 2,02 13,03 43,68 13,03 107055,0

20/06/1996 47,25 75.448.930 1.300.000 15,05 2,02 13,03 43,50 13,03 106613,9

21/06/1996 47,06 74.317.902 1.300.000 15,05 2,02 13,03 43,31 13,03 106148,2

22/06/1996 46,82 72.932.568 2.160.000 25,00 2,02 22,98 43,07 14,40 114024,8

23/06/1996 46,50 71.104.716 2.590.000 29,98 2,02 27,96 42,75 14,40 113177,7

24/06/1996 46,24 69.619.586 2.590.000 29,98 2,02 27,96 42,49 14,40 112489,4

25/06/1996 46,08 68.705.660 2.590.000 29,98 2,02 27,96 42,33 14,40 112065,8

26/06/1996 45,94 67.920.566 2.590.000 29,98 2,02 27,96 42,19 14,40 111695,2

27/06/1996 45,78 67.045.551 2.590.000 29,98 2,02 27,96 42,03 14,40 111271,6

28/06/1996 45,61 66.115.848 2.590.000 29,98 2,02 27,96 41,86 14,40 110821,5

29/06/1996 45,45 65.240.833 2.590.000 29,98 2,02 27,96 41,70 14,40 110398,0

30/06/1996 45,30 64.420.506 2.590.000 29,98 2,02 27,96 41,55 14,40 110000,9

01/07/1996 45,14 63.545.491 2.590.000 29,98 2,02 27,96 41,39 14,40 109577,3

02/07/1996 44,98 62.675.032 2.590.000 29,98 2,02 27,96 41,23 14,40 109153,7

03/07/1996 44,81 61.784.051 2.590.000 29,98 2,02 27,96 41,06 14,40 108703,7

04/07/1996 44,64 60.893.070 2.590.000 29,98 2,02 27,96 40,89 14,40 108253,6

05/07/1996 44,47 60.002.089 2.590.000 29,98 2,02 27,96 40,72 14,40 107803,6

06/07/1996 44,24 58.796.644 2.590.000 29,98 2,02 27,96 40,49 14,40 107194,7

07/07/1996 43,97 57.387.935 2.590.000 29,98 2,02 27,96 40,22 14,40 106479,9

08/07/1996 43,78 56.432.523 2.590.000 29,98 2,02 27,96 40,03 14,40 105976,9

09/07/1996 43,61 55.577.681 2.590.000 29,98 2,02 27,96 39,86 14,40 105526,9

10/07/1996 43,42 54.622.270 2.590.000 29,98 2,02 27,96 39,67 14,40 105023,9

11/07/1996 43,23 53.666.859 2.590.000 29,98 2,02 27,96 39,48 14,40 104520,9

12/07/1996 43,03 52.661.162 2.590.000 29,98 2,02 27,96 39,28 14,40 103991,5

13/07/1996 42,83 51.693.752 2.590.000 29,98 2,02 27,96 39,08 14,40 103462,0

14/07/1996 42,60 50.589.001 2.590.000 29,98 2,02 27,96 38,85 14,40 102853,1

15/07/1996 42,40 49.628.347 2.590.000 29,98 2,02 27,96 38,65 14,40 102323,6

16/07/1996 42,23 48.811.792 2.450.000 28,36 2,02 26,34 38,48 14,40 101873,6

17/07/1996 42,20 48.667.694 1.770.000 20,49 2,02 18,47 38,45 14,40 101794,2




18/07/1996 42,16 48.475.563 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,41 14,40 101688,3

19/07/1996 42,13 48.331.465 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,38 14,40 101608,9

20/07/1996 42,10 48.187.367 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,35 14,40 101529,4

21/07/1996 42,07 48.043.269 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,32 14,40 101450,0

22/07/1996 42,03 47.851.138 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,28 14,40 101344,1

23/07/1996 41,99 47.661.384 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,24 14,40 101238,2

24/07/1996 41,93 47.387.447 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,18 14,40 101079,4

25/07/1996 41,89 47.204.822 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,14 14,40 100973,5

26/07/1996 41,82 46.885.229 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,07 14,40 100788,2

27/07/1996 41,76 46.611.292 1.640.000 18,98 2,02 16,96 38,01 14,40 100629,4

28/07/1996 41,69 46.291.699 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,94 14,40 100444,0

29/07/1996 41,62 45.972.106 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,87 14,40 100258,7

30/07/1996 41,55 45.652.513 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,80 14,40 100073,4

31/07/1996 41,47 45.287.264 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,72 14,40 99861,6

01/08/1996 41,39 44.922.014 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,64 14,40 99649,8

02/08/1996 41,28 44.419.796 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,53 14,40 99358,6

03/08/1996 41,19 44.008.891 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,44 14,40 99120,4

04/08/1996 41,10 43.597.986 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,35 14,40 98882,1

05/08/1996 41,05 43.369.705 1.420.000 16,44 2,02 14,42 37,30 14,40 98749,8

06/08/1996 40,95 42.928.346 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,20 14,40 98485,0

07/08/1996 40,83 42.416.960 1.640.000 18,98 2,02 16,96 37,08 14,40 98167,3

08/08/1996 40,70 41.862.959 1.640.000 18,98 2,02 16,96 36,95 14,40 97823,2

09/08/1996 40,56 41.266.342 1.640.000 18,98 2,02 16,96 36,81 14,40 97452,6

10/08/1996 40,42 40.669.724 1.640.000 18,98 2,02 16,96 36,67 14,40 97081,9

11/08/1996 40,28 40.073.107 1.640.000 18,98 2,02 16,96 36,53 14,40 96711,3

12/08/1996 40,15 39.519.106 1.640.000 18,98 2,02 16,96 36,40 14,40 96367,2

13/08/1996 39,98 38.802.022 1.640.000 18,98 2,02 16,96 36,23 14,40 95917,1

14/08/1996 39,86 38.334.916 1.640.000 18,98 2,02 16,96 36,11 14,40 95599,4

15/08/1996 39,75 37.906.735 1.640.000 18,98 2,02 16,96 36,00 14,40 95308,2

16/08/1996 39,74 37.867.809 1.640.000 18,98 2,02 16,96 35,99 14,40 95281,8

17/08/1996 39,66 37.556.405 1.640.000 18,98 2,02 16,96 35,91 14,40 95070,0

18/08/1996 39,58 37.245.001 1.640.000 18,98 2,02 16,96 35,83 14,40 94858,2

19/08/1996 39,51 36.972.522 1.640.000 18,98 2,02 16,96 35,76 14,40 94672,9

20/08/1996 39,44 36.700.043 1.640.000 18,98 2,02 16,96 35,69 14,40 94487,6

21/08/1996 39,36 36.388.639 1.640.000 18,98 2,02 16,96 35,61 14,40 94275,8

22/08/1996 39,27 36.038.309 1.640.000 18,98 2,02 16,96 35,52 14,40 94037,5

23/08/1996 39,18 35.687.980 1.640.000 18,98 2,02 16,96 35,43 14,40 93799,3

24/08/1996 38,91 34.668.116 2.210.000 25,58 2,02 23,56 35,16 14,40 93084,5

25/08/1996 38,55 33.391.299 2.590.000 29,98 2,02 27,96 34,80 14,40 92131,5

26/08/1996 38,18 32.079.015 2.590.000 29,98 2,02 27,96 34,43 14,40 91151,9

27/08/1996 37,78 30.731.474 2.590.000 29,98 2,02 27,96 34,03 14,40 90093,0

28/08/1996 37,36 29.377.677 2.590.000 29,98 2,02 27,96 33,61 14,40 88981,1

29/08/1996 36,93 28.013.763 2.590.000 29,98 2,02 27,96 33,18 14,40 87842,8

30/08/1996 36,46 26.647.298 2.590.000 29,98 2,02 27,96 32,71 14,40 86598,6

31/08/1996 35,98 25.257.934 2.590.000 29,98 2,02 27,96 32,23 14,40 85327,8

01/09/1996 35,44 23.854.693 2.590.000 29,98 2,02 27,96 31,69 14,40 83898,3

02/09/1996 34,88 22.436.079 2.590.000 29,98 2,02 27,96 31,13 14,40 82415,8

03/09/1996 34,27 21.036.982 2.590.000 29,98 2,02 27,96 30,52 14,40 80800,9

04/09/1996 33,92 20.257.490 1.560.000 18,06 2,02 16,04 30,17 14,40 79874,4

05/09/1996 33,64 19.696.722 1.300.000 15,05 2,02 13,03 29,89 13,03 73258,6

06/09/1996 33,36 19.135.954 1.300.000 15,05 2,02 13,03 29,61 13,03 72572,3

07/09/1996 33,08 18.575.186 1.300.000 15,05 2,02 13,03 29,33 13,03 71886,1

08/09/1996 32,82 18.092.217 1.300.000 15,05 2,02 13,03 29,07 13,03 71248,9

09/09/1996 32,93 18.289.452 1.300.000 15,05 2,02 13,03 29,18 13,03 71518,5

10/09/1996 33,28 18.975.734 500.000 5,79 2,02 3,77 29,53 3,77 20690,1




11/09/1996 33,62 19.656.667 50.000 0,58 2,02 0,00 29,87 0,00 0,0

12/09/1996 33,97 20.357.628 30.000 0,35 2,02 0,00 30,22 0,00 0,0

13/09/1996 34,28 21.059.918 30.000 0,35 2,02 0,00 30,53 0,00 0,0

14/09/1996 34,61 21.816.807 30.000 0,35 2,02 0,00 30,86 0,00 0,0

15/09/1996 34,90 22.481.951 30.000 0,35 2,02 0,00 31,15 0,00 0,0

16/09/1996 35,18 23.179.058 30.000 0,35 2,02 0,00 31,43 0,00 0,0

17/09/1996 35,41 23.776.735 30.000 0,35 2,02 0,00 31,66 0,00 0,0

18/09/1996 35,65 24.400.398 30.000 0,35 2,02 0,00 31,90 0,00 0,0

19/09/1996 35,85 24.920.117 150.000 1,74 2,02 0,00 32,10 0,00 0,0

20/09/1996 36,01 25.338.980 170.000 1,97 2,02 0,00 32,26 0,00 0,0

21/09/1996 36,10 25.600.643 170.000 1,97 2,02 0,00 32,35 0,00 0,0

22/09/1996 36,18 25.833.233 170.000 1,97 2,02 0,00 32,43 0,00 0,0

23/09/1996 36,28 26.123.970 140.000 1,62 2,02 0,00 32,53 0,00 0,0

24/09/1996 36,38 26.414.708 130.000 1,50 2,02 0,00 32,63 0,00 0,0

25/09/1996 36,46 26.647.298 130.000 1,50 2,02 0,00 32,71 0,00 0,0

26/09/1996 36,48 26.705.445 130.000 1,50 2,02 0,00 32,73 0,00 0,0

27/09/1996 36,50 26.763.593 130.000 1,50 2,02 0,00 32,75 0,00 0,0

28/09/1996 36,52 26.821.740 130.000 1,50 2,02 0,00 32,77 0,00 0,0

29/09/1996 36,61 27.083.404 130.000 1,50 2,02 0,00 32,86 0,00 0,0

30/09/1996 36,71 27.374.141 130.000 1,50 2,02 0,00 32,96 0,00 0,0

01/10/1996 36,80 27.635.804 129.600 1,50 2,02 0,00 33,05 0,00 0,0

02/10/1996 36,87 27.839.321 129.600 1,50 2,02 0,00 33,12 0,00 0,0

03/10/1996 36,95 28.071.910 129.600 1,50 2,02 0,00 33,20 0,00 0,0

04/10/1996 37,07 28.442.912 129.600 1,50 2,02 0,00 33,32 0,00 0,0

05/10/1996 37,17 28.765.245 129.600 1,50 2,02 0,00 33,42 0,00 0,0

06/10/1996 37,26 29.055.344 129.600 1,50 2,02 0,00 33,51 0,00 0,0

07/10/1996 37,33 29.280.977 129.600 1,50 2,02 0,00 33,58 0,00 0,0

08/10/1996 37,41 29.538.843 129.600 1,50 2,02 0,00 33,66 0,00 0,0

09/10/1996 37,50 29.828.943 129.600 1,50 2,02 0,00 33,75 0,00 0,0

10/10/1996 37,58 30.086.809 129.600 1,50 2,02 0,00 33,83 0,00 0,0

11/10/1996 37,61 30.183.508 129.600 1,50 2,02 0,00 33,86 0,00 0,0

12/10/1996 37,65 30.312.442 129.600 1,50 2,02 0,00 33,90 0,00 0,0

13/10/1996 37,69 30.441.375 129.600 1,50 2,02 0,00 33,94 0,00 0,0

14/10/1996 37,74 30.602.541 129.600 1,50 2,02 0,00 33,99 0,00 0,0

15/10/1996 37,78 30.731.474 129.600 1,50 2,02 0,00 34,03 0,00 0,0

16/10/1996 37,82 30.860.407 129.600 1,50 2,02 0,00 34,07 0,00 0,0

17/10/1996 37,85 30.957.107 129.600 1,50 2,02 0,00 34,10 0,00 0,0

18/10/1996 37,88 31.053.807 129.600 1,50 2,02 0,00 34,13 0,00 0,0

19/10/1996 37,92 31.182.740 129.600 1,50 2,02 0,00 34,17 0,00 0,0

20/10/1996 37,96 31.311.673 129.600 1,50 2,02 0,00 34,21 0,00 0,0

21/10/1996 38,00 31.440.606 129.600 1,50 2,02 0,00 34,25 0,00 0,0

22/10/1996 38,04 31.582.475 129.600 1,50 2,02 0,00 34,29 0,00 0,0

23/10/1996 38,07 31.688.876 129.600 1,50 2,02 0,00 34,32 0,00 0,0

24/10/1996 38,11 31.830.745 129.600 1,50 2,02 0,00 34,36 0,00 0,0

25/10/1996 38,15 31.972.613 129.600 1,50 2,02 0,00 34,40 0,00 0,0

26/10/1996 38,19 32.114.482 129.600 1,50 2,02 0,00 34,44 0,00 0,0

27/10/1996 38,23 32.256.350 129.600 1,50 2,02 0,00 34,48 0,00 0,0

28/10/1996 38,26 32.362.752 129.600 1,50 2,02 0,00 34,51 0,00 0,0

29/10/1996 38,29 32.469.153 129.600 1,50 2,02 0,00 34,54 0,00 0,0

30/10/1996 38,34 32.646.489 60.480 0,70 2,02 0,00 34,59 0,00 0,0

31/10/1996 38,38 32.788.357 56.160 0,65 2,02 0,00 34,63 0,00 0,0

01/11/1996 38,44 33.001.160 51.840 0,60 2,02 0,00 34,69 0,00 0,0

02/11/1996 38,50 33.213.963 51.840 0,60 2,02 0,00 34,75 0,00 0,0

03/11/1996 38,56 33.426.766 51.840 0,60 2,02 0,00 34,81 0,00 0,0

04/11/1996 38,61 33.604.102 51.840 0,60 2,02 0,00 34,86 0,00 0,0




05/11/1996 38,66 33.781.437 51.840 0,60 2,02 0,00 34,91 0,00 0,0

06/11/1996 38,71 33.958.773 43.200 0,50 2,02 0,00 34,96 0,00 0,0

07/11/1996 38,76 34.136.109 43.200 0,50 2,02 0,00 35,01 0,00 0,0

08/11/1996 38,81 34.313.444 43.200 0,50 2,02 0,00 35,06 0,00 0,0

09/11/1996 38,86 34.490.780 43.200 0,50 2,02 0,00 35,11 0,00 0,0

10/11/1996 38,92 34.703.583 43.200 0,50 2,02 0,00 35,17 0,00 0,0

11/11/1996 38,99 34.951.853 43.200 0,50 2,02 0,00 35,24 0,00 0,0

12/11/1996 39,04 35.143.022 43.200 0,50 2,02 0,00 35,29 0,00 0,0

13/11/1996 39,10 35.376.575 43.200 0,50 2,02 0,00 35,35 0,00 0,0

14/11/1996 39,15 35.571.203 43.200 0,50 2,02 0,00 35,40 0,00 0,0

15/11/1996 39,21 35.804.756 43.200 0,50 2,02 0,00 35,46 0,00 0,0

16/11/1996 39,27 36.038.309 43.200 0,50 2,02 0,00 35,52 0,00 0,0

17/11/1996 39,32 36.232.937 43.200 0,50 2,02 0,00 35,57 0,00 0,0

18/11/1996 39,38 36.466.490 43.200 0,50 2,02 0,00 35,63 0,00 0,0

19/11/1996 39,45 36.738.969 34.560 0,40 2,02 0,00 35,70 0,00 0,0

20/11/1996 39,49 36.894.671 34.560 0,40 2,02 0,00 35,74 0,00 0,0

21/11/1996 39,54 37.089.299 34.560 0,40 2,02 0,00 35,79 0,00 0,0

22/11/1996 39,60 37.322.852 34.560 0,40 2,02 0,00 35,85 0,00 0,0

23/11/1996 39,65 37.517.479 34.560 0,40 2,02 0,00 35,90 0,00 0,0

24/11/1996 39,70 37.712.107 34.560 0,40 2,02 0,00 35,95 0,00 0,0

25/11/1996 39,76 37.945.660 34.560 0,40 2,02 0,00 36,01 0,00 0,0

26/11/1996 39,82 38.179.213 34.560 0,40 2,02 0,00 36,07 0,00 0,0

27/11/1996 39,87 38.373.841 34.560 0,40 2,02 0,00 36,12 0,00 0,0

28/11/1996 39,91 38.529.543 34.560 0,40 2,02 0,00 36,16 0,00 0,0

29/11/1996 39,97 38.763.096 34.560 0,40 2,02 0,00 36,22 0,00 0,0

30/11/1996 40,03 39.007.720 34.560 0,40 2,02 0,00 36,28 0,00 0,0

01/12/1996 40,08 39.220.797 34.560 0,40 2,02 0,00 36,33 0,00 0,0

02/12/1996 40,14 39.476.490 34.560 0,40 2,02 0,00 36,39 0,00 0,0

03/12/1996 40,19 39.689.568 34.560 0,40 2,02 0,00 36,44 0,00 0,0

04/12/1996 40,26 39.987.876 34.560 0,40 2,02 0,00 36,51 0,00 0,0

05/12/1996 40,31 40.200.954 34.560 0,40 2,02 0,00 36,56 0,00 0,0

06/12/1996 40,36 40.414.031 34.560 0,40 2,02 0,00 36,61 0,00 0,0

07/12/1996 40,42 40.669.724 34.560 0,40 2,02 0,00 36,67 0,00 0,0

08/12/1996 40,49 40.968.033 34.560 0,40 2,02 0,00 36,74 0,00 0,0

09/12/1996 40,54 41.181.111 34.560 0,40 2,02 0,00 36,79 0,00 0,0

10/12/1996 40,59 41.394.188 34.560 0,40 2,02 0,00 36,84 0,00 0,0

11/12/1996 40,63 41.564.650 34.560 0,40 2,02 0,00 36,88 0,00 0,0

12/12/1996 40,67 41.735.112 34.560 0,40 2,02 0,00 36,92 0,00 0,0

13/12/1996 40,73 41.990.805 34.560 0,40 2,02 0,00 36,98 0,00 0,0

14/12/1996 40,78 42.203.883 34.560 0,40 2,02 0,00 37,03 0,00 0,0

15/12/1996 40,82 42.374.345 34.560 0,40 2,02 0,00 37,07 0,00 0,0

16/12/1996 40,87 42.587.422 34.560 0,40 2,02 0,00 37,12 0,00 0,0

17/12/1996 40,93 42.843.115 34.560 0,40 2,02 0,00 37,18 0,00 0,0

18/12/1996 40,98 43.056.193 34.560 0,40 2,02 0,00 37,23 0,00 0,0

19/12/1996 41,03 43.278.392 34.560 0,40 2,02 0,00 37,28 0,00 0,0

20/12/1996 41,06 43.415.361 34.560 0,40 2,02 0,00 37,31 0,00 0,0

21/12/1996 41,14 43.780.610 34.560 0,40 2,02 0,00 37,39 0,00 0,0

22/12/1996 41,22 44.145.860 34.560 0,40 2,02 0,00 37,47 0,00 0,0

23/12/1996 41,30 44.511.109 34.560 0,40 2,02 0,00 37,55 0,00 0,0

24/12/1996 41,38 44.876.358 34.560 0,40 2,02 0,00 37,63 0,00 0,0

25/12/1996 41,44 45.150.295 34.560 0,40 2,02 0,00 37,69 0,00 0,0

26/12/1996 41,49 45.378.576 34.560 0,40 2,02 0,00 37,74 0,00 0,0

27/12/1996 41,55 45.652.513 34.560 0,40 2,02 0,00 37,80 0,00 0,0

28/12/1996 41,62 45.972.106 34.560 0,40 2,02 0,00 37,87 0,00 0,0

29/12/1996 41,72 46.428.668 34.560 0,40 2,02 0,00 37,97 0,00 0,0




30/12/1996 41,83 46.930.885 34.560 0,40 2,02 0,00 38,08 0,00 0,0

31/12/1996 41,93 47.387.447 34.560 0,40 2,02 0,00 38,18 0,00 0,0

Producción media año 1996 (kWh/año) 38.182,14

AÑO 2006

FECHA Hb (m)

V (m³) DESAGÜE

(m³) Q VER (m³/s)

Q ECO (m³/s)

Q TURBINABLE

(m³/s)

Hn (m)

Q TURBINADO

(m³/s)

Producción total

(kWh/año

01/01/2006 39,77 37.984.586 86.400 1,00 2,02 0,00 37,03 0,00 0,0

02/01/2006 39,83 38.218.139 86.400 1,00 2,02 0,00 37,09 0,00 0,0

03/01/2006 39,89 38.451.692 86.400 1,00 2,02 0,00 37,15 0,00 0,0

04/01/2006 39,95 38.685.245 86.400 1,00 2,02 0,00 37,21 0,00 0,0

05/01/2006 40,01 38.922.489 86.400 1,00 2,02 0,00 37,27 0,00 0,0

06/01/2006 40,08 39.220.797 86.400 1,00 2,02 0,00 37,34 0,00 0,0

07/01/2006 40,15 39.519.106 86.400 1,00 2,02 0,00 37,41 0,00 0,0

08/01/2006 40,21 39.774.799 86.400 1,00 2,02 0,00 37,47 0,00 0,0

09/01/2006 40,28 40.073.107 86.400 1,00 2,02 0,00 37,54 0,00 0,0

10/01/2006 40,35 40.371.416 86.400 1,00 2,02 0,00 37,61 0,00 0,0

11/01/2006 40,40 40.584.493 169.200 1,96 2,02 0,00 37,66 0,00 0,0

12/01/2006 40,42 40.669.724 259.200 3,00 2,02 0,98 37,68 0,00 0,0

13/01/2006 40,43 40.712.340 448.200 5,19 2,02 3,17 37,69 3,17 21180,4

14/01/2006 40,41 40.627.109 518.400 6,00 2,02 3,98 37,67 3,98 28105,0

15/01/2006 40,38 40.499.262 615.600 7,13 2,02 5,11 37,64 4,50 31902,7

16/01/2006 40,43 40.712.340 691.200 8,00 2,02 5,98 37,69 4,50 31945,1

17/01/2006 40,30 40.158.338 882.322 10,21 2,02 8,19 37,56 8,19 57526,5

18/01/2006 40,29 40.115.723 518.400 6,00 2,02 3,98 37,55 3,98 28015,5

19/01/2006 40,37 40.456.647 117.000 1,35 2,02 0,00 37,63 0,00 0,0

20/01/2006 40,46 40.840.186 86.400 1,00 2,02 0,00 37,72 0,00 0,0

21/01/2006 40,55 41.223.726 86.400 1,00 2,02 0,00 37,81 0,00 0,0

22/01/2006 40,64 41.607.266 86.400 1,00 2,02 0,00 37,90 0,00 0,0

23/01/2006 40,70 41.862.959 86.400 1,00 2,02 0,00 37,96 0,00 0,0

24/01/2006 40,79 42.246.498 86.400 1,00 2,02 0,00 38,05 0,00 0,0

25/01/2006 40,88 42.630.038 86.400 1,00 2,02 0,00 38,14 0,00 0,0

26/01/2006 40,96 42.970.962 86.400 1,00 2,02 0,00 38,22 0,00 0,0

27/01/2006 41,06 43.415.361 86.400 1,00 2,02 0,00 38,32 0,00 0,0

28/01/2006 41,14 43.780.610 86.400 1,00 2,02 0,00 38,40 0,00 0,0

29/01/2006 41,23 44.191.516 86.400 1,00 2,02 0,00 38,49 0,00 0,0

30/01/2006 41,32 44.602.421 86.400 1,00 2,02 0,00 38,58 0,00 0,0

31/01/2006 41,39 44.922.014 86.400 1,00 2,02 0,00 38,65 0,00 0,0

01/02/2006 41,46 45.241.607 86.400 1,00 2,02 0,00 38,72 0,00 0,0

02/02/2006 41,54 45.606.857 86.400 1,00 2,02 0,00 38,80 0,00 0,0




03/02/2006 41,62 45.972.106 86.400 1,00 2,02 0,00 38,88 0,00 0,0

04/02/2006 41,69 46.291.699 86.400 1,00 2,02 0,00 38,95 0,00 0,0

05/02/2006 41,76 46.611.292 86.400 1,00 2,02 0,00 39,02 0,00 0,0

06/02/2006 41,82 46.885.229 86.400 1,00 2,02 0,00 39,08 0,00 0,0

07/02/2006 41,88 47.159.166 86.400 1,00 2,02 0,00 39,14 0,00 0,0

08/02/2006 41,94 47.433.103 86.400 1,00 2,02 0,00 39,20 0,00 0,0

09/02/2006 41,99 47.661.384 86.400 1,00 2,02 0,00 39,25 0,00 0,0

10/02/2006 42,04 47.899.171 86.400 1,00 2,02 0,00 39,30 0,00 0,0

11/02/2006 42,10 48.187.367 86.400 1,00 2,02 0,00 39,36 0,00 0,0

12/02/2006 42,15 48.427.530 86.400 1,00 2,02 0,00 39,41 0,00 0,0

13/02/2006 42,20 48.667.694 86.400 1,00 2,02 0,00 39,46 0,00 0,0

14/02/2006 42,24 48.859.824 86.400 1,00 2,02 0,00 39,50 0,00 0,0

15/02/2006 42,30 49.148.020 86.400 1,00 2,02 0,00 39,56 0,00 0,0

16/02/2006 42,35 49.388.184 86.400 1,00 2,02 0,00 39,61 0,00 0,0

17/02/2006 42,40 49.628.347 86.400 1,00 2,02 0,00 39,66 0,00 0,0

18/02/2006 42,44 49.820.478 86.400 1,00 2,02 0,00 39,70 0,00 0,0

19/02/2006 42,49 50.060.641 86.400 1,00 2,02 0,00 39,75 0,00 0,0

20/02/2006 42,53 50.252.772 122.400 1,42 2,02 0,00 39,79 0,00 0,0

21/02/2006 42,55 50.348.837 203.400 2,35 2,02 0,33 39,81 0,00 0,0

22/02/2006 42,59 50.540.968 86.400 1,00 2,02 0,00 39,85 0,00 0,0

23/02/2006 42,64 50.781.132 86.400 1,00 2,02 0,00 39,90 0,00 0,0

24/02/2006 42,68 50.973.262 86.400 1,00 2,02 0,00 39,94 0,00 0,0

25/02/2006 42,75 51.309.491 86.400 1,00 2,02 0,00 40,01 0,00 0,0

26/02/2006 42,80 51.549.654 86.400 1,00 2,02 0,00 40,06 0,00 0,0

27/02/2006 42,84 51.741.785 86.400 1,00 2,02 0,00 40,10 0,00 0,0

28/02/2006 42,88 51.933.916 86.400 1,00 2,02 0,00 40,14 0,00 0,0

01/03/2006 42,92 52.126.047 86.400 1,00 2,02 0,00 40,18 0,00 0,0

02/03/2006 42,97 52.366.210 86.400 1,00 2,02 0,00 40,23 0,00 0,0

03/03/2006 43,02 52.610.878 86.400 1,00 2,02 0,00 40,28 0,00 0,0

04/03/2006 43,06 52.812.017 86.400 1,00 2,02 0,00 40,32 0,00 0,0

05/03/2006 43,11 53.063.441 86.400 1,00 2,02 0,00 40,37 0,00 0,0

06/03/2006 43,16 53.314.865 86.400 1,00 2,02 0,00 40,42 0,00 0,0

07/03/2006 43,22 53.616.574 86.400 1,00 2,02 0,00 40,48 0,00 0,0

08/03/2006 43,28 53.918.283 86.400 1,00 2,02 0,00 40,54 0,00 0,0

09/03/2006 43,35 54.270.276 163.167 1,89 2,02 0,00 40,61 0,00 0,0

10/03/2006 43,49 54.974.264 171.892 1,99 2,02 0,00 40,75 0,00 0,0

11/03/2006 43,64 55.728.536 135.648 1,57 2,02 0,00 40,90 0,00 0,0

12/03/2006 43,80 56.533.093 86.400 1,00 2,02 0,00 41,06 0,00 0,0

13/03/2006 43,96 57.337.650 86.400 1,00 2,02 0,00 41,22 0,00 0,0

14/03/2006 44,12 58.167.717 86.400 1,00 2,02 0,00 41,38 0,00 0,0

15/03/2006 44,27 58.953.876 103.761 1,20 2,02 0,00 41,53 0,00 0,0

16/03/2006 44,43 59.792.447 86.400 1,00 2,02 0,00 41,69 0,00 0,0

17/03/2006 44,58 60.578.606 95.121 1,10 2,02 0,00 41,84 0,00 0,0

18/03/2006 44,74 61.417.176 86.400 1,00 2,02 0,00 42,00 0,00 0,0

19/03/2006 44,88 62.150.925 377.751 4,37 2,02 2,35 42,14 2,35 15395,6

20/03/2006 44,98 62.675.032 86.400 1,00 2,02 0,00 42,24 0,00 0,0

21/03/2006 45,07 63.162.672 86.400 1,00 2,02 0,00 42,33 0,00 0,0

22/03/2006 45,16 63.654.868 86.400 1,00 2,02 0,00 42,42 0,00 0,0

23/03/2006 45,26 64.201.752 86.400 1,00 2,02 0,00 42,52 0,00 0,0

24/03/2006 45,35 64.693.948 86.400 1,00 2,02 0,00 42,61 0,00 0,0

25/03/2006 45,44 65.186.144 86.400 1,00 2,02 0,00 42,70 0,00 0,0

26/03/2006 45,53 65.678.340 86.400 1,00 2,02 0,00 42,79 0,00 0,0

27/03/2006 45,62 66.170.536 86.400 1,00 2,02 0,00 42,88 0,00 0,0

28/03/2006 45,70 66.608.044 115.452 1,34 2,02 0,00 42,96 0,00 0,0

29/03/2006 45,80 67.154.928 86.400 1,00 2,02 0,00 43,06 0,00 0,0




30/03/2006 45,89 67.647.124 86.400 1,00 2,02 0,00 43,15 0,00 0,0

31/03/2006 45,96 68.029.943 86.400 1,00 2,02 0,00 43,22 0,00 0,0

01/04/2006 46,00 68.248.697 86.400 1,00 2,02 0,00 43,26 0,00 0,0

02/04/2006 46,03 68.420.058 131.039 1,52 2,02 0,00 43,29 0,00 0,0

03/04/2006 46,07 68.648.540 86.400 1,00 2,02 0,00 43,33 0,00 0,0

04/04/2006 46,11 68.877.021 86.400 1,00 2,02 0,00 43,37 0,00 0,0

05/04/2006 46,15 69.105.503 86.400 1,00 2,02 0,00 43,41 0,00 0,0

06/04/2006 46,16 69.162.623 245.280 2,84 2,02 0,82 43,42 0,00 0,0

07/04/2006 46,17 69.219.743 245.280 2,84 2,02 0,82 43,43 0,00 0,0

08/04/2006 46,19 69.333.984 207.360 2,40 2,02 0,38 43,45 0,00 0,0

09/04/2006 46,19 69.333.984 302.400 3,50 2,02 1,48 43,45 0,00 0,0

10/04/2006 46,18 69.276.864 380.160 4,40 2,02 2,38 43,44 2,38 16157,3

11/04/2006 46,03 68.420.058 1.244.160 14,40 2,02 12,38 43,29 12,38 99895,8

12/04/2006 45,83 67.318.994 1.486.080 17,20 2,02 15,18 43,09 14,40 114072,0

13/04/2006 45,71 66.662.732 1.036.800 12,00 2,02 9,98 42,97 9,00 72840,7

14/04/2006 45,71 66.662.732 388.800 4,50 2,02 2,48 42,97 2,48 17006,4

15/04/2006 45,75 66.881.486 146.880 1,70 2,02 0,00 43,01 0,00 0,0

16/04/2006 45,77 66.990.863 224.640 2,60 2,02 0,58 43,03 0,00 0,0

17/04/2006 45,79 67.100.240 207.360 2,40 2,02 0,38 43,05 0,00 0,0

18/04/2006 45,81 67.209.617 207.360 2,40 2,02 0,38 43,07 0,00 0,0

19/04/2006 45,83 67.318.994 207.360 2,40 2,02 0,38 43,09 0,00 0,0

20/04/2006 45,85 67.428.370 216.000 2,50 2,02 0,48 43,11 0,00 0,0

21/04/2006 45,87 67.537.747 195.302 2,26 2,02 0,24 43,13 0,00 0,0

22/04/2006 45,93 67.865.878 207.360 2,40 2,02 0,38 43,19 0,00 0,0

23/04/2006 45,97 68.084.632 120.960 1,40 2,02 0,00 43,23 0,00 0,0

24/04/2006 46,01 68.305.817 120.960 1,40 2,02 0,00 43,27 0,00 0,0

25/04/2006 46,05 68.534.299 120.960 1,40 2,02 0,00 43,31 0,00 0,0

26/04/2006 46,08 68.705.660 131.039 1,52 2,02 0,00 43,34 0,00 0,0

27/04/2006 46,10 68.819.901 188.159 2,18 2,02 0,16 43,36 0,00 0,0

28/04/2006 46,13 68.991.262 131.039 1,52 2,02 0,00 43,39 0,00 0,0

29/04/2006 46,17 69.219.743 120.960 1,40 2,02 0,00 43,43 0,00 0,0

30/04/2006 46,21 69.448.225 112.320 1,30 2,02 0,00 43,47 0,00 0,0

01/05/2006 46,25 69.676.707 129.600 1,50 2,02 0,00 43,51 0,00 0,0

02/05/2006 46,28 69.848.068 131.039 1,52 2,02 0,00 43,54 0,00 0,0

03/05/2006 46,33 70.133.670 120.960 1,40 2,02 0,00 43,59 0,00 0,0

04/05/2006 46,37 70.362.151 120.960 1,40 2,02 0,00 43,63 0,00 0,0

05/05/2006 46,41 70.590.633 120.960 1,40 2,02 0,00 43,67 0,00 0,0

06/05/2006 46,44 70.761.994 131.039 1,52 2,02 0,00 43,70 0,00 0,0

07/05/2006 46,48 70.990.475 120.960 1,40 2,02 0,00 43,74 0,00 0,0

08/05/2006 46,51 71.161.836 131.039 1,52 2,02 0,00 43,77 0,00 0,0

09/05/2006 46,54 71.333.198 131.038 1,52 2,02 0,00 43,80 0,00 0,0

10/05/2006 46,58 71.561.679 120.960 1,40 2,02 0,00 43,84 0,00 0,0

11/05/2006 46,61 71.733.040 131.328 1,52 2,02 0,00 43,87 0,00 0,0

12/05/2006 46,60 71.675.920 369.360 4,28 2,02 2,26 43,86 2,26 15022,9

13/05/2006 46,59 71.618.799 380.160 4,40 2,02 2,38 43,85 2,38 16309,8

14/05/2006 46,58 71.561.679 380.160 4,40 2,02 2,38 43,84 2,38 16306,1

15/05/2006 46,50 71.104.716 824.760 9,55 2,02 7,53 43,76 7,53 60187,8

16/05/2006 46,39 70.476.392 993.960 11,50 2,02 9,48 43,65 9,00 73993,4

17/05/2006 46,24 69.619.586 1.281.960 14,84 2,02 12,82 43,50 12,82 104693,9

18/05/2006 46,10 68.819.901 1.123.200 13,00 2,02 10,98 43,36 9,00 73501,8

19/05/2006 45,97 68.084.632 1.058.400 12,25 2,02 10,23 43,23 9,00 73281,5

20/05/2006 45,84 67.373.682 1.023.840 11,85 2,02 9,83 43,10 9,00 73061,1

21/05/2006 45,75 66.881.486 803.520 9,30 2,02 7,28 43,01 7,28 56591,7

22/05/2006 45,70 66.608.044 587.520 6,80 2,02 4,78 42,96 4,50 36411,9

23/05/2006 45,64 66.279.913 639.360 7,40 2,02 5,38 42,90 4,50 36361,0




24/05/2006 45,59 66.006.471 639.360 7,40 2,02 5,38 42,85 4,50 36318,7

25/05/2006 45,54 65.733.029 639.360 7,40 2,02 5,38 42,80 4,50 36276,3

26/05/2006 45,51 65.568.963 470.160 5,44 2,02 3,42 42,77 3,42 26611,5

27/05/2006 45,51 65.568.963 311.760 3,61 2,02 1,59 42,77 0,00 0,0

28/05/2006 45,52 65.623.652 293.760 3,40 2,02 1,38 42,78 0,00 0,0

29/05/2006 45,54 65.733.029 293.760 3,40 2,02 1,38 42,80 0,00 0,0

30/05/2006 45,58 65.951.783 293.760 3,40 2,02 1,38 42,84 0,00 0,0

31/05/2006 45,70 66.608.044 293.760 3,40 2,02 1,38 42,96 0,00 0,0

01/06/2006 45,72 66.717.421 293.760 3,40 2,02 1,38 42,98 0,00 0,0

02/06/2006 45,73 66.772.109 267.840 3,10 2,02 1,08 42,99 0,00 0,0

03/06/2006 45,74 66.826.798 267.840 3,10 2,02 1,08 43,00 0,00 0,0

04/06/2006 45,74 66.826.798 293.760 3,40 2,02 1,38 43,00 0,00 0,0

05/06/2006 45,73 66.772.109 331.169 3,83 2,02 1,81 42,99 0,00 0,0

06/06/2006 45,74 66.826.798 253.152 2,93 2,02 0,91 43,00 0,00 0,0

07/06/2006 45,75 66.881.486 259.200 3,00 2,02 0,98 43,01 0,00 0,0

08/06/2006 45,76 66.936.174 233.280 2,70 2,02 0,68 43,02 0,00 0,0

09/06/2006 45,75 66.881.486 331.168 3,83 2,02 1,81 43,01 0,00 0,0

10/06/2006 45,75 66.881.486 293.760 3,40 2,02 1,38 43,01 0,00 0,0

11/06/2006 45,75 66.881.486 293.760 3,40 2,02 1,38 43,01 0,00 0,0

12/06/2006 45,75 66.881.486 293.760 3,40 2,02 1,38 43,01 0,00 0,0

13/06/2006 45,75 66.881.486 293.760 3,40 2,02 1,38 43,01 0,00 0,0

14/06/2006 45,75 66.881.486 259.200 3,00 2,02 0,98 43,01 0,00 0,0

15/06/2006 45,77 66.990.863 259.200 3,00 2,02 0,98 43,03 0,00 0,0

16/06/2006 45,80 67.154.928 216.000 2,50 2,02 0,48 43,06 0,00 0,0

17/06/2006 45,83 67.318.994 216.000 2,50 2,02 0,48 43,09 0,00 0,0

18/06/2006 45,86 67.483.059 216.000 2,50 2,02 0,48 43,12 0,00 0,0

19/06/2006 45,85 67.428.370 293.760 3,40 2,02 1,38 43,11 0,00 0,0

20/06/2006 45,85 67.428.370 216.000 2,50 2,02 0,48 43,11 0,00 0,0

21/06/2006 45,84 67.373.682 250.560 2,90 2,02 0,88 43,10 0,00 0,0

22/06/2006 45,83 67.318.994 250.560 2,90 2,02 0,88 43,09 0,00 0,0

23/06/2006 45,82 67.264.305 267.840 3,10 2,02 1,08 43,08 0,00 0,0

24/06/2006 45,82 67.264.305 216.000 2,50 2,02 0,48 43,08 0,00 0,0

25/06/2006 45,81 67.209.617 267.840 3,10 2,02 1,08 43,07 0,00 0,0

26/06/2006 45,75 66.881.486 540.000 6,25 2,02 4,23 43,01 4,23 34229,6

27/06/2006 45,69 66.553.355 552.960 6,40 2,02 4,38 42,95 4,38 35369,4

28/06/2006 45,63 66.225.225 544.320 6,30 2,02 4,28 42,89 4,28 34537,9

29/06/2006 45,56 65.842.406 578.880 6,70 2,02 4,68 42,82 4,50 36293,2

30/06/2006 45,50 65.514.275 552.960 6,40 2,02 4,38 42,76 4,38 35212,9

01/07/2006 45,45 65.240.833 466.560 5,40 2,02 3,38 42,71 3,38 26157,4

02/07/2006 45,40 64.967.391 466.560 5,40 2,02 3,38 42,66 3,38 26126,8

03/07/2006 45,34 64.639.260 518.400 6,00 2,02 3,98 42,60 3,98 31783,2

04/07/2006 45,28 64.311.129 544.320 6,30 2,02 4,28 42,54 4,28 34256,1

05/07/2006 45,21 63.928.310 572.899 6,63 2,02 4,61 42,47 4,50 35996,6

06/07/2006 45,15 63.600.180 540.000 6,25 2,02 4,23 42,41 4,23 33752,1

07/07/2006 45,09 63.272.049 540.000 6,25 2,02 4,23 42,35 4,23 33704,4

08/07/2006 45,03 62.943.918 542.160 6,28 2,02 4,26 42,29 4,26 33856,7

09/07/2006 44,97 62.622.621 535.680 6,20 2,02 4,18 42,23 4,18 33203,3

10/07/2006 44,92 62.360.568 475.200 5,50 2,02 3,48 42,18 3,48 26816,7

11/07/2006 44,86 62.046.104 527.040 6,10 2,02 4,08 42,12 4,08 32285,2

12/07/2006 44,81 61.784.051 552.960 6,40 2,02 4,38 42,07 4,38 34644,7

13/07/2006 44,75 61.469.587 527.040 6,10 2,02 4,08 42,01 4,08 32200,9

14/07/2006 44,69 61.155.123 527.040 6,10 2,02 4,08 41,95 4,08 32154,9

15/07/2006 44,64 60.893.070 475.200 5,50 2,02 3,48 41,90 3,48 26638,7

16/07/2006 44,59 60.631.017 475.200 5,50 2,02 3,48 41,85 3,48 26606,9

17/07/2006 44,53 60.316.553 527.040 6,10 2,02 4,08 41,79 4,08 32032,2




18/07/2006 44,46 59.949.678 578.880 6,70 2,02 4,68 41,72 4,50 35360,9

19/07/2006 44,40 59.635.215 552.960 6,40 2,02 4,38 41,66 4,38 34307,0

20/07/2006 44,34 59.320.751 527.040 6,10 2,02 4,08 41,60 4,08 31886,6

21/07/2006 44,28 59.006.287 509.760 5,90 2,02 3,88 41,54 3,88 30118,4

22/07/2006 44,22 58.691.823 518.400 6,00 2,02 3,98 41,48 3,98 30947,6

23/07/2006 44,16 58.377.359 518.400 6,00 2,02 3,98 41,42 3,98 30902,8

24/07/2006 44,10 58.062.895 518.400 6,00 2,02 3,98 41,36 3,98 30858,1

25/07/2006 44,04 57.748.432 518.400 6,00 2,02 3,98 41,30 3,98 30813,3

26/07/2006 43,98 57.438.219 518.400 6,00 2,02 3,98 41,24 3,98 30768,5

27/07/2006 43,92 57.136.511 509.760 5,90 2,02 3,88 41,18 3,88 29857,3

28/07/2006 43,86 56.834.802 505.440 5,85 2,02 3,83 41,12 3,83 29372,4

29/07/2006 43,80 56.533.093 514.080 5,95 2,02 3,93 41,06 3,93 30205,3

30/07/2006 43,74 56.231.384 505.440 5,85 2,02 3,83 41,00 3,83 29286,7

31/07/2006 43,68 55.929.675 505.440 5,85 2,02 3,83 40,94 3,83 29243,8

01/08/2006 43,61 55.577.681 552.960 6,40 2,02 4,38 40,87 4,38 33656,5

02/08/2006 43,54 55.225.688 552.960 6,40 2,02 4,38 40,80 4,38 33598,8

03/08/2006 43,47 54.873.694 552.960 6,40 2,02 4,38 40,73 4,38 33541,2

04/08/2006 43,39 54.471.416 574.560 6,65 2,02 4,63 40,65 4,50 34454,0

05/08/2006 43,31 54.069.137 570.240 6,60 2,02 4,58 40,57 4,50 34386,2

06/08/2006 43,23 53.666.859 575.078 6,66 2,02 4,64 40,49 4,50 34318,4

07/08/2006 43,16 53.314.865 552.960 6,40 2,02 4,38 40,42 4,38 33285,9

08/08/2006 43,10 53.013.156 552.960 6,40 2,02 4,38 40,36 4,38 33236,5

09/08/2006 43,04 52.711.447 552.960 6,40 2,02 4,38 40,30 4,38 33187,1

10/08/2006 42,98 52.414.243 552.960 6,40 2,02 4,38 40,24 4,38 33137,6

11/08/2006 42,91 52.078.014 552.960 6,40 2,02 4,38 40,17 4,38 33080,0

12/08/2006 42,84 51.741.785 552.960 6,40 2,02 4,38 40,10 4,38 33022,4

13/08/2006 42,77 51.405.556 552.960 6,40 2,02 4,38 40,03 4,38 32964,7

14/08/2006 42,70 51.069.328 509.760 5,90 2,02 3,88 39,96 3,88 28972,8

15/08/2006 42,63 50.733.099 518.400 6,00 2,02 3,98 39,89 3,98 29761,3

16/08/2006 42,56 50.396.870 501.120 5,80 2,02 3,78 39,82 3,78 28010,9

17/08/2006 42,50 50.108.674 475.200 5,50 2,02 3,48 39,76 3,48 25278,2

18/08/2006 42,43 49.772.445 509.760 5,90 2,02 3,88 39,69 3,88 28777,0

19/08/2006 42,36 49.436.216 509.760 5,90 2,02 3,88 39,62 3,88 28726,3

20/08/2006 42,29 49.099.988 509.760 5,90 2,02 3,88 39,55 3,88 28675,5

21/08/2006 42,21 48.715.726 552.960 6,40 2,02 4,38 39,47 4,38 32503,5

22/08/2006 42,14 48.379.498 501.120 5,80 2,02 3,78 39,40 3,78 27715,5

23/08/2006 42,07 48.043.269 509.760 5,90 2,02 3,88 39,33 3,88 28516,0

24/08/2006 42,00 47.707.040 509.760 5,90 2,02 3,88 39,26 3,88 28465,2

25/08/2006 41,93 47.387.447 492.480 5,70 2,02 3,68 39,19 3,68 26701,0

26/08/2006 41,86 47.067.854 492.480 5,70 2,02 3,68 39,12 3,68 26653,3

27/08/2006 41,79 46.748.261 492.480 5,70 2,02 3,68 39,05 3,68 26605,6

28/08/2006 41,64 46.063.418 864.000 10,00 2,02 7,98 38,90 7,98 57702,1

29/08/2006 41,44 45.150.295 1.123.200 13,00 2,02 10,98 38,70 9,00 65602,4

30/08/2006 41,17 43.917.579 1.388.236 16,07 2,02 14,05 38,43 14,05 100543,9

31/08/2006 40,92 42.800.500 1.296.000 15,00 2,02 12,98 38,18 12,98 93206,4

01/09/2006 40,68 41.777.728 1.192.320 13,80 2,02 11,78 37,94 11,78 82077,6

02/09/2006 40,44 40.754.955 1.192.320 13,80 2,02 11,78 37,70 11,78 81558,4

03/09/2006 40,20 39.732.183 1.192.320 13,80 2,02 11,78 37,46 11,78 81039,2

04/09/2006 39,96 38.724.171 1.183.680 13,70 2,02 11,68 37,22 11,68 79617,5

05/09/2006 39,70 37.712.107 1.183.680 13,70 2,02 11,68 36,96 11,68 79061,3

06/09/2006 39,46 36.777.894 1.097.280 12,70 2,02 10,68 36,72 9,00 62245,9

07/09/2006 39,22 35.843.682 1.097.280 12,70 2,02 10,68 36,48 9,00 61839,1

08/09/2006 38,96 34.845.451 1.166.400 13,50 2,02 11,48 36,22 11,48 75733,2

09/09/2006 38,70 33.923.306 1.080.000 12,50 2,02 10,48 35,96 9,00 60957,6

10/09/2006 38,44 33.001.160 1.080.000 12,50 2,02 10,48 35,70 9,00 60516,9




11/09/2006 38,18 32.079.015 1.080.000 12,50 2,02 10,48 35,44 9,00 60076,1

12/09/2006 38,02 31.511.540 777.600 9,00 2,02 6,98 35,28 6,98 43865,3

13/09/2006 37,79 30.763.707 907.200 10,50 2,02 8,48 35,05 8,48 55857,7

14/09/2006 37,53 29.925.642 997.920 11,55 2,02 9,53 34,79 9,00 58974,2

15/09/2006 37,42 29.571.076 505.440 5,85 2,02 3,83 34,68 3,83 24772,2

16/09/2006 37,35 29.345.443 388.800 4,50 2,02 2,48 34,61 2,48 13697,7

17/09/2006 37,29 29.152.044 432.000 5,00 2,02 2,98 34,55 2,98 17853,2

18/09/2006 37,24 28.990.877 345.600 4,00 2,02 1,98 34,50 0,00 0,0

19/09/2006 37,20 28.861.944 302.400 3,50 2,02 1,48 34,46 0,00 0,0

20/09/2006 37,15 28.700.778 345.600 4,00 2,02 1,98 34,41 0,00 0,0

21/09/2006 37,11 28.571.845 328.320 3,80 2,02 1,78 34,37 0,00 0,0

22/09/2006 37,06 28.410.679 345.600 4,00 2,02 1,98 34,32 0,00 0,0

23/09/2006 37,01 28.249.512 345.600 4,00 2,02 1,98 34,27 0,00 0,0

24/09/2006 36,97 28.130.058 345.600 4,00 2,02 1,98 34,23 0,00 0,0

25/09/2006 36,83 27.723.026 561.600 6,50 2,02 4,48 34,09 4,48 28666,1

26/09/2006 36,66 27.228.772 648.000 7,50 2,02 5,48 33,92 4,50 28749,7

27/09/2006 36,50 26.763.593 648.000 7,50 2,02 5,48 33,76 4,50 28614,1

28/09/2006 36,32 26.240.265 708.480 8,20 2,02 6,18 33,58 4,50 28461,5

29/09/2006 36,16 25.775.086 648.000 7,50 2,02 5,48 33,42 4,50 28325,9

30/09/2006 36,00 25.309.906 648.000 7,50 2,02 5,48 33,26 4,50 28190,3

01/10/2006 35,84 24.894.131 648.000 7,50 2,02 5,48 33,10 4,50 28054,7

02/10/2006 35,68 24.478.356 626.400 7,25 2,02 5,23 32,94 4,50 27919,1

03/10/2006 35,51 24.036.594 691.200 8,00 2,02 5,98 32,77 4,50 27775,0

04/10/2006 35,34 23.594.833 691.200 8,00 2,02 5,98 32,60 4,50 27630,9

05/10/2006 35,17 23.153.072 691.200 8,00 2,02 5,98 32,43 4,50 27486,8

06/10/2006 34,97 22.642.503 743.040 8,60 2,02 6,58 32,23 6,58 37056,3

07/10/2006 34,77 22.183.783 734.400 8,50 2,02 6,48 32,03 4,50 27147,8

08/10/2006 34,57 21.725.063 734.400 8,50 2,02 6,48 31,83 4,50 26978,3

09/10/2006 34,43 21.403.958 615.600 7,13 2,02 5,11 31,69 4,50 26859,6

10/10/2006 34,32 21.151.662 561.600 6,50 2,02 4,48 31,58 4,48 26555,4

11/10/2006 34,20 20.876.430 561.600 6,50 2,02 4,48 31,46 4,48 26454,5

12/10/2006 34,08 20.601.198 561.600 6,50 2,02 4,48 31,34 4,48 26353,6

13/10/2006 33,96 20.337.600 604.800 7,00 2,02 4,98 31,22 4,50 26461,2

14/10/2006 33,84 20.097.271 604.800 7,00 2,02 4,98 31,10 4,50 26359,5

15/10/2006 33,72 19.856.942 432.000 5,00 2,02 2,98 30,98 2,98 16008,4

16/10/2006 33,60 19.616.612 430.410 4,98 2,02 2,96 30,86 2,96 15808,8

17/10/2006 33,48 19.376.283 518.400 6,00 2,02 3,98 30,74 3,98 22934,6

18/10/2006 33,36 19.135.954 518.400 6,00 2,02 3,98 30,62 3,98 22845,0

19/10/2006 33,24 18.895.625 518.400 6,00 2,02 3,98 30,50 3,98 22755,5

20/10/2006 33,24 18.895.625 276.480 3,20 2,02 1,18 30,50 0,00 0,0

21/10/2006 33,24 18.895.625 276.480 3,20 2,02 1,18 30,50 0,00 0,0

22/10/2006 33,24 18.895.625 276.480 3,20 2,02 1,18 30,50 0,00 0,0

23/10/2006 33,23 18.875.597 276.480 3,20 2,02 1,18 30,49 0,00 0,0

24/10/2006 33,23 18.875.597 276.480 3,20 2,02 1,18 30,49 0,00 0,0

25/10/2006 33,22 18.855.570 276.480 3,20 2,02 1,18 30,48 0,00 0,0

26/10/2006 33,22 18.855.570 276.480 3,20 2,02 1,18 30,48 0,00 0,0

27/10/2006 33,22 18.855.570 276.480 3,20 2,02 1,18 30,48 0,00 0,0

28/10/2006 33,21 18.835.542 276.480 3,20 2,02 1,18 30,47 0,00 0,0

29/10/2006 33,20 18.815.515 276.480 3,20 2,02 1,18 30,46 0,00 0,0

30/10/2006 33,19 18.795.487 276.480 3,20 2,02 1,18 30,45 0,00 0,0

31/10/2006 33,19 18.795.487 285.120 3,30 2,02 1,28 30,45 0,00 0,0

01/11/2006 33,17 18.755.432 276.480 3,20 2,02 1,18 30,43 0,00 0,0

02/11/2006 33,17 18.755.432 302.400 3,50 2,02 1,48 30,43 0,00 0,0

03/11/2006 33,20 18.815.515 223.200 2,58 2,02 0,56 30,46 0,00 0,0

04/11/2006 33,26 18.935.679 172.800 2,00 2,02 0,00 30,52 0,00 0,0




05/11/2006 33,33 19.075.872 172.800 2,00 2,02 0,00 30,59 0,00 0,0

06/11/2006 33,41 19.236.091 172.800 2,00 2,02 0,00 30,67 0,00 0,0

07/11/2006 33,60 19.616.612 125.971 1,46 2,02 0,00 30,86 0,00 0,0

08/11/2006 33,76 19.937.051 86.400 1,00 2,02 0,00 31,02 0,00 0,0

09/11/2006 33,87 20.157.353 86.400 1,00 2,02 0,00 31,13 0,00 0,0

10/11/2006 34,01 20.440.646 86.400 1,00 2,02 0,00 31,27 0,00 0,0

11/11/2006 34,15 20.761.750 86.400 1,00 2,02 0,00 31,41 0,00 0,0

12/11/2006 34,29 21.082.854 86.400 1,00 2,02 0,00 31,55 0,00 0,0

13/11/2006 34,38 21.289.278 86.400 1,00 2,02 0,00 31,64 0,00 0,0

14/11/2006 34,47 21.495.702 86.400 1,00 2,02 0,00 31,73 0,00 0,0

15/11/2006 34,54 21.656.255 86.400 1,00 2,02 0,00 31,80 0,00 0,0

16/11/2006 34,60 21.793.871 86.400 1,00 2,02 0,00 31,86 0,00 0,0

17/11/2006 34,68 21.977.359 86.400 1,00 2,02 0,00 31,94 0,00 0,0

18/11/2006 34,76 22.160.847 86.400 1,00 2,02 0,00 32,02 0,00 0,0

19/11/2006 34,84 22.344.335 86.400 1,00 2,02 0,00 32,10 0,00 0,0

20/11/2006 34,92 22.527.823 86.400 1,00 2,02 0,00 32,18 0,00 0,0

21/11/2006 34,99 22.688.375 86.400 1,00 2,02 0,00 32,25 0,00 0,0

22/11/2006 35,06 22.867.227 86.400 1,00 2,02 0,00 32,32 0,00 0,0

23/11/2006 35,14 23.075.114 86.400 1,00 2,02 0,00 32,40 0,00 0,0

24/11/2006 35,22 23.283.002 86.400 1,00 2,02 0,00 32,48 0,00 0,0

25/11/2006 35,30 23.490.889 86.400 1,00 2,02 0,00 32,56 0,00 0,0

26/11/2006 35,38 23.698.777 86.400 1,00 2,02 0,00 32,64 0,00 0,0

27/11/2006 35,45 23.880.679 86.400 1,00 2,02 0,00 32,71 0,00 0,0

28/11/2006 35,52 24.062.580 86.400 1,00 2,02 0,00 32,78 0,00 0,0

29/11/2006 35,60 24.270.468 86.400 1,00 2,02 0,00 32,86 0,00 0,0

30/11/2006 35,67 24.452.370 86.400 1,00 2,02 0,00 32,93 0,00 0,0

01/12/2006 35,75 24.660.257 86.400 1,00 2,02 0,00 33,01 0,00 0,0

02/12/2006 35,83 24.868.145 86.400 1,00 2,02 0,00 33,09 0,00 0,0

03/12/2006 35,90 25.050.046 86.400 1,00 2,02 0,00 33,16 0,00 0,0

04/12/2006 35,96 25.205.962 86.400 1,00 2,02 0,00 33,22 0,00 0,0

05/12/2006 36,03 25.397.127 86.400 1,00 2,02 0,00 33,29 0,00 0,0

06/12/2006 36,09 25.571.570 86.400 1,00 2,02 0,00 33,35 0,00 0,0

07/12/2006 36,15 25.746.012 86.400 1,00 2,02 0,00 33,41 0,00 0,0

08/12/2006 36,21 25.920.454 86.400 1,00 2,02 0,00 33,47 0,00 0,0

09/12/2006 36,27 26.094.897 86.400 1,00 2,02 0,00 33,53 0,00 0,0

10/12/2006 36,33 26.269.339 86.400 1,00 2,02 0,00 33,59 0,00 0,0

11/12/2006 36,39 26.443.781 86.400 1,00 2,02 0,00 33,65 0,00 0,0

12/12/2006 36,45 26.618.224 86.400 1,00 2,02 0,00 33,71 0,00 0,0

13/12/2006 36,52 26.821.740 86.400 1,00 2,02 0,00 33,78 0,00 0,0

14/12/2006 36,59 27.025.256 86.400 1,00 2,02 0,00 33,85 0,00 0,0

15/12/2006 36,65 27.199.698 86.400 1,00 2,02 0,00 33,91 0,00 0,0

16/12/2006 36,72 27.403.215 86.400 1,00 2,02 0,00 33,98 0,00 0,0

17/12/2006 36,78 27.577.657 86.400 1,00 2,02 0,00 34,04 0,00 0,0

18/12/2006 36,83 27.723.026 86.400 1,00 2,02 0,00 34,09 0,00 0,0

19/12/2006 36,88 27.868.394 86.400 1,00 2,02 0,00 34,14 0,00 0,0

20/12/2006 36,94 28.042.837 86.400 1,00 2,02 0,00 34,20 0,00 0,0

21/12/2006 36,99 28.188.205 86.400 1,00 2,02 0,00 34,25 0,00 0,0

22/12/2006 37,05 28.378.445 86.400 1,00 2,02 0,00 34,31 0,00 0,0

23/12/2006 37,11 28.571.845 86.400 1,00 2,02 0,00 34,37 0,00 0,0

24/12/2006 37,17 28.765.245 86.400 1,00 2,02 0,00 34,43 0,00 0,0

25/12/2006 37,23 28.958.644 86.400 1,00 2,02 0,00 34,49 0,00 0,0

26/12/2006 37,28 29.119.811 86.400 1,00 2,02 0,00 34,54 0,00 0,0

27/12/2006 37,34 29.313.210 86.400 1,00 2,02 0,00 34,60 0,00 0,0

28/12/2006 37,40 29.506.610 86.400 1,00 2,02 0,00 34,66 0,00 0,0

29/12/2006 37,46 29.700.009 86.400 1,00 2,02 0,00 34,72 0,00 0,0




30/12/2006 37,51 29.861.176 86.400 1,00 2,02 0,00 34,77 0,00 0,0

31/12/2006 37,57 30.054.575 86.400 1,00 2,02 0,00 34,83 0,00 0,0


AÑO 2016

FECHA Hb (m)

V (m³) DESAGÜE

(m³) Q VER (m³/s)

Q ECO (m³/s)

Q TURBINABLE

(m³/s)

Hn (m)

Q TURBINADO

(m³/s)

Producción total

(kWh/año

01/01/2016 60,76 178.119.101 216.000 2,50 2,02 0,48 60,12 0,00 0,0

02/01/2016 60,79 178.401.454 362.880 4,20 2,02 2,18 60,15 2,18 19555,6

03/01/2016 60,81 178.589.689 414.720 4,80 2,02 2,78 60,17 2,78 28173,6

04/01/2016 60,85 178.966.159 388.800 4,50 2,02 2,48 60,21 2,48 23831,0

05/01/2016 60,86 179.060.277 406.080 4,70 2,02 2,68 60,22 2,68 26736,7

06/01/2016 60,88 179.248.512 406.080 4,70 2,02 2,68 60,24 2,68 26745,6

07/01/2016 60,91 179.530.865 388.800 4,50 2,02 2,48 60,27 2,48 23854,8

08/01/2016 60,90 179.436.747 810.000 9,38 2,02 7,36 60,26 7,36 80391,3

09/01/2016 60,88 179.248.512 907.200 10,50 2,02 8,48 60,24 8,48 96008,4

10/01/2016 60,88 179.248.512 691.200 8,00 2,02 5,98 60,24 4,50 51061,3

11/01/2016 60,90 179.436.747 561.600 6,50 2,02 4,48 60,26 4,48 50675,7

12/01/2016 60,91 179.530.865 561.600 6,50 2,02 4,48 60,27 4,48 50684,1

13/01/2016 60,93 179.719.100 475.200 5,50 2,02 3,48 60,29 3,48 38333,0

14/01/2016 60,97 180.095.570 388.800 4,50 2,02 2,48 60,33 2,48 23878,5

15/01/2016 61,01 180.475.170 276.480 3,20 2,02 1,18 60,37 0,00 0,0

16/01/2016 61,08 181.155.898 129.600 1,50 2,02 0,00 60,44 0,00 0,0

17/01/2016 61,13 181.642.133 146.880 1,70 2,02 0,00 60,49 0,00 0,0

18/01/2016 61,18 182.128.368 345.600 4,00 2,02 1,98 60,54 0,00 0,0

19/01/2016 61,22 182.517.355 155.520 1,80 2,02 0,00 60,58 0,00 0,0

20/01/2016 61,28 183.100.837 129.600 1,50 2,02 0,00 60,64 0,00 0,0

21/01/2016 61,34 183.684.319 129.600 1,50 2,02 0,00 60,70 0,00 0,0

22/01/2016 61,40 184.267.800 129.600 1,50 2,02 0,00 60,76 0,00 0,0

23/01/2016 61,45 184.754.035 146.880 1,70 2,02 0,00 60,81 0,00 0,0

24/01/2016 61,50 185.240.270 146.880 1,70 2,02 0,00 60,86 0,00 0,0

25/01/2016 61,56 185.823.751 146.880 1,70 2,02 0,00 60,92 0,00 0,0

26/01/2016 61,61 186.309.986 146.880 1,70 2,02 0,00 60,97 0,00 0,0

27/01/2016 61,66 186.796.220 146.880 1,70 2,02 0,00 61,02 0,00 0,0

28/01/2016 61,72 187.379.702 129.600 1,50 2,02 0,00 61,08 0,00 0,0

29/01/2016 61,77 187.865.937 146.880 1,70 2,02 0,00 61,13 0,00 0,0

30/01/2016 61,83 188.449.418 129.600 1,50 2,02 0,00 61,19 0,00 0,0

31/01/2016 61,87 188.838.406 155.520 1,80 2,02 0,00 61,23 0,00 0,0

01/02/2016 61,87 188.838.406 721.800 8,35 2,02 6,33 61,23 4,50 51900,4

02/02/2016 61,88 188.935.653 579.600 6,71 2,02 4,69 61,24 4,50 51908,9




03/02/2016 61,90 189.130.147 457.920 5,30 2,02 3,28 61,26 3,28 36073,5

04/02/2016 61,92 189.324.641 406.080 4,70 2,02 2,68 61,28 2,68 27207,3

05/02/2016 61,93 189.421.887 388.800 4,50 2,02 2,48 61,29 2,48 24258,5

06/02/2016 61,93 189.421.887 388.800 4,50 2,02 2,48 61,29 2,48 24258,5

07/02/2016 61,94 189.519.134 388.800 4,50 2,02 2,48 61,30 2,48 24262,4

08/02/2016 61,93 189.421.887 414.720 4,80 2,02 2,78 61,29 2,78 28698,0

09/02/2016 61,90 189.130.147 587.520 6,80 2,02 4,78 61,26 4,50 51925,8

10/02/2016 61,88 188.935.653 561.600 6,50 2,02 4,48 61,24 4,48 51499,8

11/02/2016 61,86 188.741.159 570.240 6,60 2,02 4,58 61,22 4,50 51891,9

12/02/2016 61,79 188.060.430 967.680 11,20 2,02 9,18 61,15 9,00 103665,2

13/02/2016 61,73 187.476.949 993.600 11,50 2,02 9,48 61,09 9,00 103563,5

14/02/2016 61,70 187.185.208 756.000 8,75 2,02 6,73 61,06 6,73 72315,9

15/02/2016 61,66 186.796.220 760.320 8,80 2,02 6,78 61,02 6,78 72981,2

16/02/2016 61,63 186.504.480 734.400 8,50 2,02 6,48 60,99 4,50 51697,0

17/02/2016 61,60 186.212.739 734.400 8,50 2,02 6,48 60,96 4,50 51671,6

18/02/2016 61,56 185.823.751 743.040 8,60 2,02 6,58 60,92 6,58 70047,3

19/02/2016 61,51 185.337.516 760.320 8,80 2,02 6,78 60,87 6,78 72801,8

20/02/2016 61,47 184.948.529 760.320 8,80 2,02 6,78 60,83 6,78 72754,0

21/02/2016 61,43 184.559.541 751.680 8,70 2,02 6,68 60,79 6,68 71291,1

22/02/2016 61,39 184.170.553 747.360 8,65 2,02 6,63 60,75 6,63 70545,1

23/02/2016 61,35 183.781.566 751.680 8,70 2,02 6,68 60,71 6,68 71197,3

24/02/2016 61,33 183.587.072 619.200 7,17 2,02 5,15 60,69 4,50 51442,7

25/02/2016 61,32 183.489.825 561.600 6,50 2,02 4,48 60,68 4,48 51028,9

26/02/2016 61,32 183.489.825 483.840 5,60 2,02 3,58 60,68 3,58 39975,3

27/02/2016 61,36 183.878.812 129.600 1,50 2,02 0,00 60,72 0,00 0,0

28/02/2016 61,38 184.073.306 190.080 2,20 2,02 0,18 60,74 0,00 0,0

29/02/2016 61,40 184.267.800 155.520 1,80 2,02 0,00 60,76 0,00 0,0

01/03/2016 61,42 184.462.294 164.160 1,90 2,02 0,00 60,78 0,00 0,0

02/03/2016 61,44 184.656.788 155.520 1,80 2,02 0,00 60,80 0,00 0,0

03/03/2016 61,46 184.851.282 164.160 1,90 2,02 0,00 60,82 0,00 0,0

04/03/2016 61,48 185.045.776 155.520 1,80 2,02 0,00 60,84 0,00 0,0

05/03/2016 61,51 185.337.516 129.600 1,50 2,02 0,00 60,87 0,00 0,0

06/03/2016 61,54 185.629.257 138.240 1,60 2,02 0,00 60,90 0,00 0,0

07/03/2016 61,57 185.920.998 138.240 1,60 2,02 0,00 60,93 0,00 0,0

08/03/2016 61,60 186.212.739 138.240 1,60 2,02 0,00 60,96 0,00 0,0

09/03/2016 61,62 186.407.233 155.520 1,80 2,02 0,00 60,98 0,00 0,0

10/03/2016 61,65 186.698.973 120.960 1,40 2,02 0,00 61,01 0,00 0,0

11/03/2016 61,68 186.990.714 138.240 1,60 2,02 0,00 61,04 0,00 0,0

12/03/2016 61,71 187.282.455 138.240 1,60 2,02 0,00 61,07 0,00 0,0

13/03/2016 61,74 187.574.196 138.240 1,60 2,02 0,00 61,10 0,00 0,0

14/03/2016 61,73 187.476.949 483.840 5,60 2,02 3,58 61,09 3,58 40245,4

15/03/2016 61,71 187.282.455 492.480 5,70 2,02 3,68 61,07 3,68 41611,0

16/03/2016 61,70 187.185.208 492.480 5,70 2,02 3,68 61,06 3,68 41604,2

17/03/2016 61,69 187.087.961 492.480 5,70 2,02 3,68 61,05 3,68 41597,3

18/03/2016 61,68 186.990.714 483.840 5,60 2,02 3,58 61,04 3,58 40212,5

19/03/2016 61,67 186.893.467 483.840 5,60 2,02 3,58 61,03 3,58 40205,9

20/03/2016 61,66 186.796.220 492.480 5,70 2,02 3,68 61,02 3,68 41576,9

21/03/2016 61,67 186.893.467 466.560 5,40 2,02 3,38 61,03 3,38 37379,8

22/03/2016 61,68 186.990.714 259.200 3,00 2,02 0,98 61,04 0,00 0,0

23/03/2016 61,71 187.282.455 130.464 1,51 2,02 0,00 61,07 0,00 0,0

24/03/2016 61,74 187.574.196 129.600 1,50 2,02 0,00 61,10 0,00 0,0

25/03/2016 61,77 187.865.937 129.600 1,50 2,02 0,00 61,13 0,00 0,0

26/03/2016 61,79 188.060.430 138.240 1,60 2,02 0,00 61,15 0,00 0,0

27/03/2016 61,81 188.254.924 138.240 1,60 2,02 0,00 61,17 0,00 0,0

28/03/2016 61,84 188.546.665 129.600 1,50 2,02 0,00 61,20 0,00 0,0




29/03/2016 61,86 188.741.159 142.560 1,65 2,02 0,00 61,22 0,00 0,0

30/03/2016 61,89 189.032.900 129.600 1,50 2,02 0,00 61,25 0,00 0,0

31/03/2016 61,92 189.324.641 138.240 1,60 2,02 0,00 61,28 0,00 0,0

01/04/2016 61,93 189.421.887 190.080 2,20 2,02 0,18 61,29 0,00 0,0

02/04/2016 61,92 189.324.641 371.520 4,30 2,02 2,28 61,28 2,28 21349,3

03/04/2016 61,91 189.227.394 406.080 4,70 2,02 2,68 61,27 2,68 27202,9

04/04/2016 61,91 189.227.394 388.800 4,50 2,02 2,48 61,27 2,48 24250,6

05/04/2016 61,94 189.519.134 388.800 4,50 2,02 2,48 61,30 2,48 24262,4

06/04/2016 61,94 189.519.134 388.800 4,50 2,02 2,48 61,30 2,48 24262,4

07/04/2016 61,93 189.421.887 419.040 4,85 2,02 2,83 61,29 2,83 29442,0

08/04/2016 61,94 189.519.134 388.800 4,50 2,02 2,48 61,30 2,48 24262,4

09/04/2016 61,95 189.616.381 336.960 3,90 2,02 1,88 61,31 0,00 0,0

10/04/2016 61,96 189.713.628 246.240 2,85 2,02 0,83 61,32 0,00 0,0

11/04/2016 61,97 189.810.875 246.240 2,85 2,02 0,83 61,33 0,00 0,0

12/04/2016 61,98 189.908.122 241.920 2,80 2,02 0,78 61,34 0,00 0,0

13/04/2016 62,00 190.102.616 211.680 2,45 2,02 0,43 61,36 0,00 0,0

14/04/2016 61,96 189.713.628 725.760 8,40 2,02 6,38 61,32 4,50 51976,7

15/04/2016 61,88 188.935.653 1.192.320 13,80 2,02 11,78 61,24 11,78 132492,3

16/04/2016 61,78 187.963.184 1.261.440 14,60 2,02 12,58 61,14 12,58 143926,6

17/04/2016 61,66 186.796.220 1.283.040 14,85 2,02 12,83 61,02 12,83 147034,8

18/04/2016 61,56 185.823.751 1.287.360 14,90 2,02 12,88 60,92 12,88 147447,9

19/04/2016 61,48 185.045.776 1.252.800 14,50 2,02 12,48 60,84 12,48 141822,4

20/04/2016 61,40 184.267.800 1.270.080 14,70 2,02 12,68 60,76 12,68 144403,9

21/04/2016 61,32 183.489.825 1.270.080 14,70 2,02 12,68 60,68 12,68 144213,7

22/04/2016 61,25 182.809.096 1.339.200 15,50 2,02 13,48 60,61 13,48 153719,9

23/04/2016 61,13 181.688.812 1.728.000 20,00 2,02 17,98 60,49 14,40 160145,3

24/04/2016 61,06 180.961.405 1.391.040 16,10 2,02 14,08 60,42 14,08 158298,7

25/04/2016 60,96 180.001.453 1.339.200 15,50 2,02 13,48 60,32 13,48 152984,4

26/04/2016 60,87 179.154.395 1.321.920 15,30 2,02 13,28 60,23 13,28 150610,0

27/04/2016 60,81 178.589.689 1.131.840 13,10 2,02 11,08 60,17 11,08 120186,9

28/04/2016 60,75 178.024.984 1.123.200 13,00 2,02 10,98 60,11 9,00 101902,3

29/04/2016 60,67 177.272.043 1.166.400 13,50 2,02 11,48 60,03 11,48 125526,4

30/04/2016 60,59 176.519.103 1.166.400 13,50 2,02 11,48 59,95 11,48 125359,2

01/05/2016 60,52 175.860.280 1.166.400 13,50 2,02 11,48 59,88 11,48 125212,8

02/05/2016 60,42 174.919.104 1.387.800 16,06 2,02 14,04 59,78 14,04 156378,6

03/05/2016 60,32 173.977.928 1.425.600 16,50 2,02 14,48 59,68 14,40 158001,0

04/05/2016 60,23 173.130.870 1.416.960 16,40 2,02 14,38 59,59 14,38 157684,1

05/05/2016 60,12 172.095.577 1.425.600 16,50 2,02 14,48 59,48 14,40 157471,5

06/05/2016 59,99 170.875.121 1.652.400 19,13 2,02 17,11 59,35 14,40 157127,4

07/05/2016 59,87 169.782.586 1.684.800 19,50 2,02 17,48 59,23 14,40 156809,7

08/05/2016 59,77 168.872.140 1.434.240 16,60 2,02 14,58 59,13 14,40 156545,0

09/05/2016 59,72 168.416.917 1.175.040 13,60 2,02 11,58 59,08 11,58 124959,3

10/05/2016 59,65 167.779.605 1.140.480 13,20 2,02 11,18 59,01 11,18 119222,5

11/05/2016 59,58 167.142.292 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,94 11,48 123247,3

12/05/2016 59,50 166.413.936 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,86 11,48 123080,0

13/05/2016 59,42 165.685.579 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,78 11,48 122912,8

14/05/2016 59,34 164.957.222 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,70 11,48 122745,5

15/05/2016 59,28 164.410.954 1.157.760 13,40 2,02 11,38 58,64 11,38 121222,7

16/05/2016 59,23 163.955.731 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,59 11,48 122515,5

17/05/2016 59,21 163.773.642 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,57 11,48 122473,7

18/05/2016 59,22 163.864.686 1.144.800 13,25 2,02 11,23 58,58 11,23 119033,2

19/05/2016 59,24 164.046.776 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,60 11,48 122536,4

20/05/2016 59,25 164.137.820 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,61 11,48 122557,3

21/05/2016 59,26 164.228.865 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,62 11,48 122578,2

22/05/2016 59,26 164.228.865 1.166.400 13,50 2,02 11,48 58,62 11,48 122578,2




23/05/2016 59,26 164.228.865 1.175.040 13,60 2,02 11,58 58,62 11,58 123986,4

24/05/2016 59,27 164.319.909 1.054.080 12,20 2,02 10,18 58,63 9,00 99393,4

25/05/2016 59,30 164.593.043 993.600 11,50 2,02 9,48 58,66 9,00 99444,3

26/05/2016 59,33 164.866.177 984.960 11,40 2,02 9,38 58,69 9,00 99495,1

27/05/2016 59,34 164.957.222 993.600 11,50 2,02 9,48 58,70 9,00 99512,1

28/05/2016 59,35 165.048.266 1.006.560 11,65 2,02 9,63 58,71 9,00 99529,0

29/05/2016 59,38 165.321.400 993.600 11,50 2,02 9,48 58,74 9,00 99579,9

30/05/2016 59,40 165.503.489 933.120 10,80 2,02 8,78 58,76 8,78 97127,5

31/05/2016 59,44 165.867.668 743.040 8,60 2,02 6,58 58,80 6,58 67609,8

01/06/2016 59,51 166.504.980 648.000 7,50 2,02 5,48 58,87 4,50 49900,1

02/06/2016 59,55 166.869.159 665.280 7,70 2,02 5,68 58,91 4,50 49934,0

03/06/2016 59,57 167.051.248 898.560 10,40 2,02 8,38 58,93 8,38 92680,7

04/06/2016 59,61 167.415.426 924.480 10,70 2,02 8,68 58,97 8,68 96353,1

05/06/2016 59,63 167.597.515 934.848 10,82 2,02 8,80 58,99 8,80 97726,6

06/06/2016 59,64 167.688.560 907.200 10,50 2,02 8,48 59,00 8,48 94032,2

07/06/2016 59,66 167.870.649 907.200 10,50 2,02 8,48 59,02 8,48 94064,1

08/06/2016 59,68 168.052.738 924.480 10,70 2,02 8,68 59,04 8,68 96467,5

09/06/2016 59,71 168.325.872 924.480 10,70 2,02 8,68 59,07 8,68 96516,5

10/06/2016 59,70 168.234.828 1.328.400 15,38 2,02 13,36 59,06 13,36 148496,7

11/06/2016 59,67 167.961.694 1.442.880 16,70 2,02 14,68 59,03 14,40 156280,3

12/06/2016 59,65 167.779.605 1.330.560 15,40 2,02 13,38 59,01 13,38 148635,5

13/06/2016 59,65 167.779.605 1.244.160 14,40 2,02 12,38 59,01 12,38 136180,2

14/06/2016 59,64 167.688.560 1.252.800 14,50 2,02 12,48 59,00 12,48 137533,5

15/06/2016 59,63 167.597.515 1.252.800 14,50 2,02 12,48 58,99 12,48 137510,2

16/06/2016 59,62 167.506.471 1.235.520 14,30 2,02 12,28 58,98 12,28 134717,7

17/06/2016 59,57 167.051.248 1.520.640 17,60 2,02 15,58 58,93 14,40 156015,5

18/06/2016 59,54 166.778.114 1.503.360 17,40 2,02 15,38 58,90 14,40 155936,1

19/06/2016 59,53 166.687.069 1.274.400 14,75 2,02 12,73 58,89 12,73 140614,7

20/06/2016 59,52 166.596.025 1.252.800 14,50 2,02 12,48 58,88 12,48 137253,7

21/06/2016 59,51 166.504.980 1.244.160 14,40 2,02 12,38 58,87 12,38 135857,1

22/06/2016 59,49 166.322.891 1.244.160 14,40 2,02 12,38 58,85 12,38 135811,0

23/06/2016 59,48 166.231.846 1.244.160 14,40 2,02 12,38 58,84 12,38 135787,9

24/06/2016 59,47 166.140.802 1.261.440 14,60 2,02 12,58 58,83 12,58 138489,1

25/06/2016 59,47 166.140.802 1.252.800 14,50 2,02 12,48 58,83 12,48 137137,2

26/06/2016 59,45 165.958.712 1.278.720 14,80 2,02 12,78 58,81 12,78 141070,5

27/06/2016 59,45 165.958.712 1.244.160 14,40 2,02 12,38 58,81 12,38 135718,7

28/06/2016 59,43 165.776.623 1.265.760 14,65 2,02 12,63 58,79 12,63 139061,7

29/06/2016 59,42 165.685.579 1.252.800 14,50 2,02 12,48 58,78 12,48 137020,7

30/06/2016 59,42 165.685.579 1.235.520 14,30 2,02 12,28 58,78 12,28 134260,9

01/07/2016 59,40 165.503.489 1.244.160 14,40 2,02 12,38 58,76 12,38 135603,3

02/07/2016 59,39 165.412.445 1.252.800 14,50 2,02 12,48 58,75 12,48 136950,7

03/07/2016 59,38 165.321.400 1.252.800 14,50 2,02 12,48 58,74 12,48 136927,4

04/07/2016 59,37 165.230.356 1.252.800 14,50 2,02 12,48 58,73 12,48 136904,1

05/07/2016 59,35 165.048.266 1.261.440 14,60 2,02 12,58 58,71 12,58 138206,6

06/07/2016 59,34 164.957.222 1.252.800 14,50 2,02 12,48 58,70 12,48 136834,2

07/07/2016 59,32 164.775.133 1.261.440 14,60 2,02 12,58 58,68 12,58 138136,0

08/07/2016 59,27 164.319.909 1.623.600 18,79 2,02 16,77 58,63 14,40 155221,3

09/07/2016 59,21 163.773.642 1.684.800 19,50 2,02 17,48 58,57 14,40 155062,5

10/07/2016 59,17 163.409.463 1.526.400 17,67 2,02 15,65 58,53 14,40 154956,6

11/07/2016 59,09 162.681.106 1.512.000 17,50 2,02 15,48 58,45 14,40 154744,8

12/07/2016 59,01 161.952.750 1.512.000 17,50 2,02 15,48 58,37 14,40 154533,0

13/07/2016 58,91 161.070.173 1.512.000 17,50 2,02 15,48 58,27 14,40 154268,3

14/07/2016 58,83 160.366.590 1.494.720 17,30 2,02 15,28 58,19 14,40 154056,5

15/07/2016 58,74 159.575.058 1.529.280 17,70 2,02 15,68 58,10 14,40 153818,2

16/07/2016 58,65 158.783.527 1.529.280 17,70 2,02 15,68 58,01 14,40 153580,0




17/07/2016 58,56 157.991.995 1.529.280 17,70 2,02 15,68 57,92 14,40 153341,7

18/07/2016 58,47 157.200.464 1.520.640 17,60 2,02 15,58 57,83 14,40 153103,5

19/07/2016 58,39 156.496.880 1.408.320 16,30 2,02 14,28 57,75 14,28 152387,1

20/07/2016 58,32 155.881.244 1.347.840 15,60 2,02 13,58 57,68 13,58 147241,2

21/07/2016 58,25 155.265.609 1.347.840 15,60 2,02 13,58 57,61 13,58 147062,6

22/07/2016 58,18 154.649.973 1.347.840 15,60 2,02 13,58 57,54 13,58 146883,9

23/07/2016 58,11 154.034.337 1.356.480 15,70 2,02 13,68 57,47 13,68 147599,4

24/07/2016 58,04 153.418.702 1.339.200 15,50 2,02 13,48 57,40 13,48 145579,1

25/07/2016 57,97 152.812.426 1.339.200 15,50 2,02 13,48 57,33 13,48 145401,6

26/07/2016 57,90 152.218.631 1.339.200 15,50 2,02 13,48 57,26 13,48 145224,0

27/07/2016 57,82 151.540.008 1.339.200 15,50 2,02 13,48 57,18 13,48 145021,2

28/07/2016 57,76 151.031.041 1.340.064 15,51 2,02 13,49 57,12 13,49 144965,6

29/07/2016 57,65 150.097.934 1.589.760 18,40 2,02 16,38 57,01 14,40 150932,7

30/07/2016 57,55 149.249.655 1.598.400 18,50 2,02 16,48 56,91 14,40 150667,9

31/07/2016 57,46 148.486.204 1.598.400 18,50 2,02 16,48 56,82 14,40 150429,7

01/08/2016 57,35 147.553.098 1.601.856 18,54 2,02 16,52 56,71 14,40 150138,5

02/08/2016 57,25 146.704.819 1.598.400 18,50 2,02 16,48 56,61 14,40 149873,7

03/08/2016 57,14 145.771.712 1.598.400 18,50 2,02 16,48 56,50 14,40 149582,5

04/08/2016 57,05 145.008.261 1.589.760 18,40 2,02 16,38 56,41 14,40 149344,3

05/08/2016 56,94 144.092.207 1.598.400 18,50 2,02 16,48 56,30 14,40 149053,1

06/08/2016 56,84 143.272.350 1.598.400 18,50 2,02 16,48 56,20 14,40 148788,3

07/08/2016 56,74 142.452.492 1.598.400 18,50 2,02 16,48 56,10 14,40 148523,6

08/08/2016 56,62 141.468.663 1.607.040 18,60 2,02 16,58 55,98 14,40 148205,9

09/08/2016 56,52 140.648.806 1.589.760 18,40 2,02 16,38 55,88 14,40 147941,2

10/08/2016 56,42 139.828.948 1.589.760 18,40 2,02 16,38 55,78 14,40 147676,5

11/08/2016 56,32 139.009.090 1.589.760 18,40 2,02 16,38 55,68 14,40 147411,7

12/08/2016 56,21 138.107.247 1.598.400 18,50 2,02 16,48 55,57 14,40 147120,5

13/08/2016 56,11 137.287.389 1.594.080 18,45 2,02 16,43 55,47 14,40 146855,8

14/08/2016 56,00 136.385.546 1.598.400 18,50 2,02 16,48 55,36 14,40 146564,6

15/08/2016 55,89 135.511.943 1.607.040 18,60 2,02 16,58 55,25 14,40 146273,4

16/08/2016 55,79 134.717.758 1.598.400 18,50 2,02 16,48 55,15 14,40 146008,6

17/08/2016 55,69 133.923.574 1.598.400 18,50 2,02 16,48 55,05 14,40 145743,9

18/08/2016 55,59 133.129.389 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,95 14,40 145479,2

19/08/2016 55,48 132.255.786 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,84 14,40 145188,0

20/08/2016 55,38 131.461.601 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,74 14,40 144923,2

21/08/2016 55,27 130.587.998 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,63 14,40 144632,0

22/08/2016 55,17 129.793.814 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,53 14,40 144367,3

23/08/2016 55,06 128.920.211 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,42 14,40 144076,1

24/08/2016 54,95 128.059.416 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,31 14,40 143784,9

25/08/2016 54,85 127.290.847 1.589.760 18,40 2,02 16,38 54,21 14,40 143520,2

26/08/2016 54,74 126.445.421 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,10 14,40 143229,0

27/08/2016 54,64 125.676.852 1.598.400 18,50 2,02 16,48 54,00 14,40 142964,2

28/08/2016 54,53 124.831.427 1.598.400 18,50 2,02 16,48 53,89 14,40 142673,0

29/08/2016 54,43 124.062.858 1.598.400 18,50 2,02 16,48 53,79 14,40 142408,3

30/08/2016 54,32 123.217.432 1.598.400 18,50 2,02 16,48 53,68 14,40 142117,1

31/08/2016 54,21 122.372.006 1.589.760 18,40 2,02 16,38 53,57 14,40 141825,9

01/09/2016 54,11 121.603.438 1.589.760 18,40 2,02 16,38 53,47 14,40 141561,1

02/09/2016 53,99 120.683.707 1.598.400 18,50 2,02 16,48 53,35 14,40 141243,5

03/09/2016 53,88 119.866.348 1.607.040 18,60 2,02 16,58 53,24 14,40 140952,3

04/09/2016 53,80 119.271.905 1.371.600 15,88 2,02 13,86 53,16 13,86 137848,6

05/09/2016 53,72 118.677.463 1.339.200 15,50 2,02 13,48 53,08 13,48 134623,3

06/09/2016 53,65 118.157.325 1.339.200 15,50 2,02 13,48 53,01 13,48 134445,7

07/09/2016 53,58 117.637.188 1.339.200 15,50 2,02 13,48 52,94 13,48 134268,2

08/09/2016 53,49 116.968.440 1.339.200 15,50 2,02 13,48 52,85 13,48 134040,0

09/09/2016 53,37 116.076.776 1.620.000 18,75 2,02 16,73 52,73 14,40 139602,1




10/09/2016 53,25 115.185.112 1.684.800 19,50 2,02 17,48 52,61 14,40 139284,5

11/09/2016 53,17 114.590.670 1.458.000 16,88 2,02 14,86 52,53 14,40 139072,7

12/09/2016 53,08 113.921.922 1.425.600 16,50 2,02 14,48 52,44 14,40 138834,4

13/09/2016 52,99 113.255.688 1.425.600 16,50 2,02 14,48 52,35 14,40 138596,2

14/09/2016 52,89 112.537.778 1.425.600 16,50 2,02 14,48 52,25 14,40 138331,4

15/09/2016 52,79 111.819.867 1.425.600 16,50 2,02 14,48 52,15 14,40 138066,7

16/09/2016 52,71 111.245.539 1.310.400 15,17 2,02 13,15 52,07 13,15 128877,5

17/09/2016 52,63 110.671.211 1.339.200 15,50 2,02 13,48 51,99 13,48 131858,9

18/09/2016 52,58 110.312.255 1.123.200 13,00 2,02 10,98 51,94 9,00 88052,7

19/09/2016 52,54 110.025.091 1.080.000 12,50 2,02 10,48 51,90 9,00 87984,9

20/09/2016 52,50 109.737.927 1.080.000 12,50 2,02 10,48 51,86 9,00 87917,1

21/09/2016 52,44 109.307.181 1.088.640 12,60 2,02 10,58 51,80 9,00 87815,4

22/09/2016 52,40 109.020.017 1.008.000 11,67 2,02 9,65 51,76 9,00 87747,6

23/09/2016 52,36 108.732.852 993.600 11,50 2,02 9,48 51,72 9,00 87679,8

24/09/2016 52,32 108.445.688 993.600 11,50 2,02 9,48 51,68 9,00 87612,0

25/09/2016 52,28 108.158.524 993.600 11,50 2,02 9,48 51,64 9,00 87544,2

26/09/2016 52,23 107.799.569 993.600 11,50 2,02 9,48 51,59 9,00 87459,4

27/09/2016 52,06 106.579.121 1.699.200 19,67 2,02 17,65 51,42 14,40 136134,1

28/09/2016 51,90 105.455.282 1.625.400 18,81 2,02 16,79 51,26 14,40 135710,6

29/09/2016 51,75 104.415.643 1.461.600 16,92 2,02 14,90 51,11 14,40 135313,5

30/09/2016 51,62 103.514.622 1.425.600 16,50 2,02 14,48 50,98 14,40 134969,3

01/10/2016 51,49 102.613.601 1.425.600 16,50 2,02 14,48 50,85 14,40 134625,2

02/10/2016 51,36 101.712.580 1.416.960 16,40 2,02 14,38 50,72 14,38 134214,1

03/10/2016 51,27 101.088.796 1.088.640 12,60 2,02 10,58 50,63 9,00 85832,1

04/10/2016 51,21 100.672.940 820.800 9,50 2,02 7,48 50,57 7,48 68998,5

05/10/2016 51,19 100.534.322 570.240 6,60 2,02 4,58 50,55 4,50 42848,2

06/10/2016 51,19 100.534.322 410.400 4,75 2,02 2,73 50,55 2,73 23056,2

07/10/2016 51,18 100.465.012 449.280 5,20 2,02 3,18 50,54 3,18 28555,3

08/10/2016 51,18 100.465.012 457.920 5,30 2,02 3,28 50,54 3,28 29761,3

09/10/2016 51,16 100.326.394 483.840 5,60 2,02 3,58 50,52 3,58 33282,4

10/10/2016 51,11 99.979.847 691.200 8,00 2,02 5,98 50,47 4,50 42780,4

11/10/2016 51,06 99.633.301 734.400 8,50 2,02 6,48 50,42 4,50 42738,0

12/10/2016 51,03 99.425.373 725.760 8,40 2,02 6,38 50,39 4,50 42712,6

13/10/2016 51,01 99.286.754 540.000 6,25 2,02 4,23 50,37 4,23 40090,2

14/10/2016 50,98 99.083.833 509.760 5,90 2,02 3,88 50,34 3,88 36501,5

15/10/2016 50,98 99.083.833 466.560 5,40 2,02 3,38 50,34 3,38 30832,7

16/10/2016 50,97 99.017.026 475.200 5,50 2,02 3,48 50,33 3,48 32000,7

17/10/2016 50,96 98.950.220 475.200 5,50 2,02 3,48 50,32 3,48 31994,3

18/10/2016 50,96 98.950.220 449.280 5,20 2,02 3,18 50,32 3,18 28431,0

19/10/2016 50,96 98.950.220 475.200 5,50 2,02 3,48 50,32 3,48 31994,3

20/10/2016 50,96 98.950.220 475.200 5,50 2,02 3,48 50,32 3,48 31994,3

21/10/2016 50,95 98.883.414 475.200 5,50 2,02 3,48 50,31 3,48 31988,0

22/10/2016 50,94 98.816.608 475.200 5,50 2,02 3,48 50,30 3,48 31981,6

23/10/2016 50,93 98.749.802 475.200 5,50 2,02 3,48 50,29 3,48 31975,2

24/10/2016 50,91 98.616.189 483.840 5,60 2,02 3,58 50,27 3,58 33117,7

25/10/2016 50,93 98.749.802 345.600 4,00 2,02 1,98 50,29 0,00 0,0

26/10/2016 50,93 98.749.802 354.240 4,10 2,02 2,08 50,29 2,08 15197,5

27/10/2016 50,96 98.950.220 159.840 1,85 2,02 0,00 50,32 0,00 0,0

28/10/2016 51,00 99.217.445 129.600 1,50 2,02 0,00 50,36 0,00 0,0

29/10/2016 51,03 99.425.373 138.240 1,60 2,02 0,00 50,39 0,00 0,0

30/10/2016 51,06 99.633.301 138.240 1,60 2,02 0,00 50,42 0,00 0,0

31/10/2016 51,09 99.841.229 138.240 1,60 2,02 0,00 50,45 0,00 0,0

01/11/2016 51,13 100.118.466 129.600 1,50 2,02 0,00 50,49 0,00 0,0

02/11/2016 51,17 100.395.703 129.600 1,50 2,02 0,00 50,53 0,00 0,0

03/11/2016 51,20 100.603.631 129.600 1,50 2,02 0,00 50,56 0,00 0,0




04/11/2016 51,23 100.811.559 129.600 1,50 2,02 0,00 50,59 0,00 0,0

05/11/2016 51,27 101.088.796 129.600 1,50 2,02 0,00 50,63 0,00 0,0

06/11/2016 51,30 101.296.724 138.240 1,60 2,02 0,00 50,66 0,00 0,0

07/11/2016 51,32 101.435.343 151.200 1,75 2,02 0,00 50,68 0,00 0,0

08/11/2016 51,35 101.643.271 138.240 1,60 2,02 0,00 50,71 0,00 0,0

09/11/2016 51,37 101.781.889 151.200 1,75 2,02 0,00 50,73 0,00 0,0

10/11/2016 51,39 101.920.508 172.800 2,00 2,02 0,00 50,75 0,00 0,0

11/11/2016 51,45 102.336.364 112.320 1,30 2,02 0,00 50,81 0,00 0,0

12/11/2016 51,49 102.613.601 146.880 1,70 2,02 0,00 50,85 0,00 0,0

13/11/2016 51,52 102.821.529 138.240 1,60 2,02 0,00 50,88 0,00 0,0

14/11/2016 51,55 103.029.456 138.240 1,60 2,02 0,00 50,91 0,00 0,0

15/11/2016 51,59 103.306.694 129.600 1,50 2,02 0,00 50,95 0,00 0,0

16/11/2016 51,63 103.583.931 129.600 1,50 2,02 0,00 50,99 0,00 0,0

17/11/2016 51,66 103.791.859 142.560 1,65 2,02 0,00 51,02 0,00 0,0

18/11/2016 51,70 104.069.096 129.600 1,50 2,02 0,00 51,06 0,00 0,0

19/11/2016 51,73 104.277.024 129.600 1,50 2,02 0,00 51,09 0,00 0,0

20/11/2016 51,77 104.554.261 129.600 1,50 2,02 0,00 51,13 0,00 0,0

21/11/2016 51,83 104.970.117 120.960 1,40 2,02 0,00 51,19 0,00 0,0

22/11/2016 51,87 105.247.354 129.600 1,50 2,02 0,00 51,23 0,00 0,0

23/11/2016 51,91 105.524.591 129.600 1,50 2,02 0,00 51,27 0,00 0,0

24/11/2016 51,94 105.732.519 142.560 1,65 2,02 0,00 51,30 0,00 0,0

25/11/2016 51,98 106.009.756 129.600 1,50 2,02 0,00 51,34 0,00 0,0

26/11/2016 52,02 106.291.957 129.600 1,50 2,02 0,00 51,38 0,00 0,0

27/11/2016 52,06 106.579.121 129.600 1,50 2,02 0,00 51,42 0,00 0,0

28/11/2016 52,10 106.866.285 129.600 1,50 2,02 0,00 51,46 0,00 0,0

29/11/2016 52,10 106.866.285 371.520 4,30 2,02 2,28 51,46 2,28 17928,3

30/11/2016 52,12 107.009.867 252.000 2,92 2,02 0,90 51,48 0,00 0,0

01/12/2016 52,15 107.225.241 164.160 1,90 2,02 0,00 51,51 0,00 0,0

02/12/2016 52,19 107.512.405 129.600 1,50 2,02 0,00 51,55 0,00 0,0

03/12/2016 52,22 107.727.778 129.600 1,50 2,02 0,00 51,58 0,00 0,0

04/12/2016 52,31 108.373.897 129.600 1,50 2,02 0,00 51,67 0,00 0,0

05/12/2016 52,35 108.661.061 129.600 1,50 2,02 0,00 51,71 0,00 0,0

06/12/2016 52,39 108.948.226 129.600 1,50 2,02 0,00 51,75 0,00 0,0

07/12/2016 52,42 109.163.599 129.600 1,50 2,02 0,00 51,78 0,00 0,0

08/12/2016 52,46 109.450.763 129.600 1,50 2,02 0,00 51,82 0,00 0,0

09/12/2016 52,50 109.737.927 129.600 1,50 2,02 0,00 51,86 0,00 0,0

10/12/2016 52,53 109.953.300 129.600 1,50 2,02 0,00 51,89 0,00 0,0

11/12/2016 52,56 110.168.673 129.600 1,50 2,02 0,00 51,92 0,00 0,0

12/12/2016 52,60 110.455.837 129.600 1,50 2,02 0,00 51,96 0,00 0,0

13/12/2016 52,63 110.671.211 138.240 1,60 2,02 0,00 51,99 0,00 0,0

14/12/2016 52,66 110.886.584 129.600 1,50 2,02 0,00 52,02 0,00 0,0

15/12/2016 52,70 111.173.748 129.600 1,50 2,02 0,00 52,06 0,00 0,0

16/12/2016 52,74 111.460.912 129.600 1,50 2,02 0,00 52,10 0,00 0,0

17/12/2016 52,79 111.819.867 129.600 1,50 2,02 0,00 52,15 0,00 0,0

18/12/2016 52,92 112.753.151 129.600 1,50 2,02 0,00 52,28 0,00 0,0

19/12/2016 53,03 113.550.395 129.600 1,50 2,02 0,00 52,39 0,00 0,0

20/12/2016 53,15 114.442.059 129.600 1,50 2,02 0,00 52,51 0,00 0,0

21/12/2016 53,19 114.739.280 129.600 1,50 2,02 0,00 52,55 0,00 0,0

22/12/2016 53,23 115.036.502 129.600 1,50 2,02 0,00 52,59 0,00 0,0

23/12/2016 53,26 115.259.418 129.600 1,50 2,02 0,00 52,62 0,00 0,0

24/12/2016 53,29 115.482.334 129.600 1,50 2,02 0,00 52,65 0,00 0,0

25/12/2016 53,33 115.779.555 129.600 1,50 2,02 0,00 52,69 0,00 0,0

26/12/2016 53,37 116.076.776 129.600 1,50 2,02 0,00 52,73 0,00 0,0

27/12/2016 53,41 116.373.998 129.600 1,50 2,02 0,00 52,77 0,00 0,0

28/12/2016 53,44 116.596.914 129.600 1,50 2,02 0,00 52,80 0,00 0,0




29/12/2016 53,46 116.745.524 164.160 1,90 2,02 0,00 52,82 0,00 0,0

30/12/2016 53,49 116.968.440 129.600 1,50 2,02 0,00 52,85 0,00 0,0

31/12/2016 53,52 117.191.356 129.600 1,50 2,02 0,00 52,88 0,00 0,0


54,14

5,81 50,39




ANEXO 2: PLANOS DE SITUACIÓN

Plano de situación del trazado de la tubería forzada y ubicación del edificio de la central a escala 1:3000. Tomado de

www.iderm.imida.es/iderm/.




Plano de situación de los diferentes trazados propuestos para la línea de evacuación. Tomado de la declaración de impacto ambiental sobre el proyecto 20040002HID, salto de Pie de Presa del embalse del Cenajo sobre el río Segura

de Moratalla (Murcia).




Plano de situación de la subestación transformadora de Cañaverosa a escala 1:5000. Tomado de

www.iderm.imida.es/iderm/.




Referencias

Selección de libros consultados

1. Zamora Parra, Blas y Viedma Robles, Antonio. Teoría y problemas de Máquinas

Hidráulicas 3ºed. 2008.

2. Zoppetti Judez, Gaudencio. Centrales hidroeléctricas su estudio, montaje,

regulación y ensayo. México : Gustavo Gili, 1982.

3. Agüera Soriano, José. Mecánica de fluidos incompresibles y turbomáquinas

hidráulicas. s.l. : 5ª Ed, 2000.

4. Merino Azcárraga, José María. Manual de eficiencia energética en instalaciones de

bombeo. Bilbao : Ente Vasco de la Energía, 2001.

5. Guia para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica. s.l. : ESHA, 2006.

6. Mataix, Claudio. Turbomáquinas Hidráulicas. Madrid : I.C.A.I., 1975.

7. Pfleiderer, C. Bombas centrífugas y turbocompresores. s.l. : Labor, 1960.

8. Cuesta Diego, Luis y Vallarino, Eugenio. Aprovechamientos hidroeléctricos. 2ª Ed.

Madrid : Garceta, 2015.

9. Martínez Montes, Germán y Serrano López, María del Mar. Minicentrales

Hidroeléctricas, Mercado Eléctrico, Aspectos Técnicos y Viabilidad Económica de las

Inversiones. 1ª Ed. Madrid : Bellisco, 2004.

10. IDAE. Minicentrales hidroeléctricas, . s.l. : Manuales de Energías Renovables 6,

2006.




Documentación de la Confederación Hidrográfica del Segura (C.H.S.)

Página web: www.chsegura.es

Boletín Oficial del Estado (B.O.E.)

- Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de

producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables,

cogeneración y residuos.

- Real Decreto 359/2017, de 31 de marzo, por el que se establece una convocatoria

para el otorgamiento del régimen retributivo específico a nuevas instalaciones de

producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables en el

sistema eléctrico peninsular.

Trabajos de Fin de Grado consultados

Bastida Martínez, R. Aprovechamiento Hidráulico del Túnel de Conexión Talave-Cenajo de la cuenca del Segura Universidad Politécnica de Cartagena, 2008.

Ruiz Molina, P. Estudio del recurso hidráulico y proyecto de una central minihidráulica en la cuenca del rio Tormes Universidad Politécnica de Cartagena, 2013. López Caballero, A. Recuperación de la Central Minihidráulica de Ohanes (Almería). Estudio de viabilidad y diseño de componentes hidráulicos Universidad Politécnica de Cartagena, 2016. Páginas web consultadas www.iderm.imida.es/iderm/ www.idae.es/

Otros documentos consultados Resolución de 11 de enero de 2007, de la Secretaría General para la Prevención de la

Contaminación y el Cambio Climático, por la que se formula declaración de impacto

ambiental sobre el proyecto 20040002HID, salto de Pie de Presa del embalse del

Cenajo sobre el río Segura de Moratalla (Murcia).

https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2007-4173

http://www.chsegura.es/

http://www.iderm.imida.es/iderm/

http://www.idae.es/

https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-2007-4173




Plan de Energías Renovables 2011-2020

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