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DESARROLLO DE PEQUEÑOS
PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
Basado en la Experiencia Noruega
Traducido y adaptado a Chile por:
2011
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
II
Foto de la portada:
Steinsvik Hidrocentral – 7 MW
Propietario y desarrollador:
Småkraft AS
Diseñó:
Norconsult AS (Túneles, tubería y casa de Máquina)
Sweco Norway AS (presas y bocatoma)
III
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
IV
LISTA DE PATROCINADORES
Dirección de cuencas y energía de Noruega P.O. Box 5091 Majorstua N-0301 Oslo Noruega
Real Embajada de Noruega en Santiago San Sebastián 2839, Of. 509 Casilla 2431 Las Condes – Santiago – Chile
Cámara Chileno-Noruega de Comercio Dirección: Av. Vitacura 2939, Piso 20 Las Condes - Santiago - CHILE. Fono: (56) 2-337 3800 Email: info@ccnc.cl
Norconsult Andina S.A. Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago - Chile http://www.norconsult.cl Fono: +562 207 5000 E-mail: oyvind.engelstad@norconsult.com
EVT Consulting Sp.A. Ruta W-50 Parcela 13 El Alba Golf Park Puerto Varas http://evtconsulting.cl/
Sweco Noruega AS Fono: +47 950 82 154 Werner.Stefanussen@sweco.no
DnB NOR Bank, Agencia en Chile Magdalena N° 140, 19° piso Las Condes - Santiago – Chile Fono: +56 2 9230100
Hydroenergi AS P.O. Box 2049 2811 Hunndalen – Noruega
SN Power Chile Avda. Vitacura 2939 - Oficina 2801 Las Condes, Santiago - Chile Fono: (562) 592-9200
http://www.snpower.cl
V
Powel AS represente en Chile de Norconsult Andina SA Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago – Chile
Errazuriz & Assosiados Ingenierios S.A. Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago - Chile http://www.eai.cl/big/ingenieros.htm
Andes Energy & Capital Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago - Chile http://www.eai.cl/big/andes.htm
Systep Ingeniería y Diseños
Don Carlos #2939 Of. 1007, Las Condes
Santiago, Chile - Fono: (56 2) 232 05 01
Email: systep@systep.cl
www.systep.cl
HOBAS Engineering
info@hobas.com
www.hobas.com
Brødrene Dahl www.dahl.no/va-konsept Fono +47 22 72 55 00 vasskraft@dahl.no
www.dahl.no/va-konsept
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
VI
FORORD
Denne håndboken ble utarbeidet første gang i 2003 av Norconsult AS på oppdrag fra NVE .
Den foreliggende utgaven bygger på 2010 utgaven av håndboken til NVE, men er tilpasset til
det Chilenske markedet. Norconsult Andina S.A. har stått for oversettelse og tilpassing, men har
i prosessen også hentet bistand fra EVT Consulting Sp.A. og DnB NOR (El Banco Noruega)
som er selskap med tilnytning til Norge etablert her i Chile.
Vi håper at denne håndboken kan bidra til å styrke kunnskapen om hvilke elementer som inngår
i forbindelse med utvikling av et lite vannkraftverk. Selv om prosjektene kan være små kan
konsekvenser av feilvurderinger av kompleksitet og sammenhenger være utslagsgivende på
utfallet av prosjektet.
Inkludert i håndboken finner man presentasjoner av selskap som kan bistå i prosessen som
rådgiver og designer, leverandører, finansieringskilde eller prosjektutvikler.
Det er i denne utgaven valgt å ikke inkludere kapiteler om prosjektorganisering,
kontraktsformer og innkjøp som er beskrevet i den norske utgaven. Dette vil trolig inkluderes i
senere utgaver.
VII
PROLOGO
Esta guía fue preparada por primera vez en 2003 por Norconsult a solicitud de NVE (Dirección
de Recursos Hídricos y Energía de Noruega).
El presente documento se basa en la edición 2010 de la guía para NVE, la cual ha sido
desarrollada por SWECO. Algunos capítulos han sido traducidos, otros se han adaptado al
mercado chileno y un tercer grupo se ha introducido en calidad de inéditos. En esta edición se
decidió no incluir algunos capítulos que se considera son sólo pertinentes dentro del mercado
eléctrico Noruego.
Norconsult Andina S.A. es responsable de la traducción y adaptación de los capítulos 1, 2, 4, 5,
6, 7, 8 y 11. El proceso también ha contado con la ayuda de EVT Consultoría Sp.A., quiénes
han proporcionado los capítulos 3 y 9. Finalmente el DnB NOR (El Banco de Noruega) a través
de sus oficinas en Chile, ha sido responsable de la confección del capítulo 10.
Esperamos que esta guía pueda ayudar a aumentar el conocimiento sobre los elementos que
intervienen en el desarrollo de pequeñas centrales hidroeléctricas. Si bien los proyectos pueden
ser pequeños, las consecuencias de las evaluaciones incorrectas de la complejidad y los
contextos pueden ser decisivas para el resultado del proyecto.
Incluida en la guía se encuentra una presentación de las empresas que pueden ayudar en el
proceso tales como consultores, diseñadores, proveedores, fuentes de financiamiento y
desarrolladores del proyecto.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
VIII
INDICE DE CONTENIDOS
LISTA DE PATROCINADORES ............................................................................................................ 4
FORORD .................................................................................................................................................... 6
PROLOGO ................................................................................................................................................. 7
INDICE DE CONTENIDOS ..................................................................................................................... 8
INDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................ 12
1. EL PROCESO DE DESARROLLO PASO A PASO DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS .............................................................................................................................. 1
1.1 GENERALIDADES ......................................................................................................................... 1 1.2 DEFINICIONES Y CONCEPTOS....................................................................................................... 1 1.3 FASE DE BOSQUEJO ..................................................................................................................... 1 1.4 FASE DE PERMISOS ...................................................................................................................... 5 1.5 FASE DE DECISIÓN DE LA INVERSIÓN .......................................................................................... 6 1.6 FASE DE CONSTRUCCIÓN, INCLUIDA LA TOMA DEL MANDO ......................................................... 8 1.7 FASE DE OPERACIÓN ................................................................................................................... 9 1.8 RESUMEN GENERAL DE LOS DIFERENTES CONOCIMIENTOS NECESARIOS EN LAS DIFERENTES
ETAPAS Y DISCIPLINAS PROFESIONALES .................................................................................................... 9
2 DEFINICIONES Y CONCEPTOS ................................................................................................ 11
3 LEYES Y REGULACIONES ......................................................................................................... 19
3.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 19 3.2 MARCO HISTÓRICO ................................................................................................................... 20 3.3 EL MARCO REGULATORIO PARA LAS ERNC .............................................................................. 20 3.4 LEY DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES (LEY Nº 20.257) ................................ 21 3.5 DERECHOS DE AGUA .................................................................................................................. 22 3.6 VISIÓN MACRO DE TRÁMITES QUE DEBE EFECTUAR UN TITULAR DE UN PROYECTO ................... 27
3.6.1 Obtención Certificado de Informaciones Previas ................................................................ 27 3.6.2 Obtención de Certificado Zonificación ................................................................................ 27 3.6.3 Diseño del Proyecto ............................................................................................................. 28 3.6.4 Calificación Técnica ............................................................................................................ 28 3.6.5 Permiso de Edificación ........................................................................................................ 28 3.6.6 Informe Sanitario ................................................................................................................. 29 3.6.7 Recepción Final de Obras .................................................................................................... 29 3.6.8 Patente Municipal ................................................................................................................ 30 3.6.9 Bibliografía del capítulo. ..................................................................................................... 30
4 HIDROLOGÍA ................................................................................................................................ 31
4.1 RECURSOS HÍDRICOS BÁSICOS ................................................................................................... 31 4.2 VARIABILIDAD DE LOS RECURSOS HÍDRICOS ............................................................................. 31
4.2.1 Cantidad de agua disponible ................................................................................................ 31 4.2.2 Variaciones Estacionales ..................................................................................................... 32 4.2.3 Caracterización de los recursos hidrológicos en el punto de captación .............................. 33 4.2.4 Cuenca aportante ................................................................................................................. 34 4.2.5 Uso de una estación de comparación o Patrón .................................................................... 34
4.3 MEDICIÓN DIRECTA DE FLUJO ................................................................................................... 34 4.3.1 El principio de una estación medidora ................................................................................ 35 4.3.2 Instrumentación de la estación............................................................................................. 36 4.3.3 Medición de flujo de agua (aforos) ...................................................................................... 36 4.3.4 Uso de la serie de datos ....................................................................................................... 36
4.4 ORGANIZACIÓN DE LOS DATOS HIDROLÓGICOS. EJEMPLOS. ...................................................... 37 4.4.1 Cantidad de agua disponible ................................................................................................ 38 4.4.2 Variaciones estacionales ...................................................................................................... 38
IX
4.4.3 Variaciones interanuales ..................................................................................................... 41 4.4.4 Estación medidora representativa, importancia del tamaño de la zona de captación......... 42
4.5 CURVA DE DURACIÓN Y CÁLCULO DEL VOLUMEN DE PRODUCCIÓN UTILIZABLE ....................... 44 4.5.1 Utilización de la curva de duración para diseñar una planta hidroeléctrica. ..................... 44
4.6 FLUJOS DE AGUA EN PERIODO DE BAJOS CAUDALES .................................................................. 46 4.7 CAUDALES DE CRECIDA ............................................................................................................ 46 4.8 LA INCERTIDUMBRE EN HIDROLOGÍA ........................................................................................ 46
4.8.1 Reducción de la incertidumbre ............................................................................................ 47 4.9 EFECTOS SOBRE LA HIDROLOGÍA Y LAS CONDICIONES AMBIENTALES DEL MEDIO AMBIENTE
HÍDRICO.................................................................................................................................................. 47 4.10 HIDROLOGÍA SUPERFICIAL ........................................................................................................ 48
4.10.1 Aguas arriba de la Bocatoma .......................................................................................... 48 4.10.2 Entre la captación y la descarga de la planta hidroeléctrica .......................................... 48 4.10.3 Aguas abajo de la descarga de la planta hidroeléctrica ................................................. 48
4.11 AGUA RURAL Y AGUA SUBTERRÁNEA ....................................................................................... 48 4.12 TRANSPORTE HIDRÁULICO DE SEDIMENTOS Y SOCAVACIÓN...................................................... 48
5 PRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 51
5.1 GENERALIDADES ....................................................................................................................... 51 5.2 POTENCIA.................................................................................................................................. 51 5.3 ENERGÍA EQUIVALENTE ............................................................................................................ 51 5.4 ENERGÍA DISPONIBLE ................................................................................................................ 52 5.5 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. GENERALIDADES SOBRE LOS MÉTODOS DE CÁLCULO ..................... 52 5.6 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. EVALUACIÓN EN LA ETAPA DE PRE-BORRADOR .............................. 53 5.7 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BASADA EN LAS CURVAS DE DURACIÓN / CURVAS DE VOLUMEN DE
AFLUENTES (CÁLCULO MANUAL). .......................................................................................................... 54 5.8 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BASADA EN SIMULACIONES OPERACIONALES. .................................. 57
6 COSTOS .......................................................................................................................................... 59
6.1 GENERALIDADES ....................................................................................................................... 59 6.2 CURVAS DE COSTOS DE NVE .................................................................................................... 59
6.2.1 Aporte de instalación para la conexión a la red .................................................................. 59 6.3 PRECIOS DE PRESUPUESTOS, NÚMEROS EMPÍRICOS, OFERTAS .................................................... 59
7 ECONOMÍA DE LA CENTRAL DE ENERGÍA. ....................................................................... 61
7.1 GENERALIDADES ....................................................................................................................... 61 7.2 ANÁLISIS ECONÓMICO GRUESO. ............................................................................................... 61 7.3 OPTIMIZACIÓN ECONÓMICA DE LOS COMPONENTES DE LA PLANTA ........................................... 62 7.4 ANÁLISIS ECONÓMICO FINAL SELECCIÓN DEL PROYECTO. ......................................................... 62 7.5 SENSIBILIDAD ........................................................................................................................... 63
8 PLANEAMIENTO TÉCNICO DE LA CENTRAL DE ENERGÍA. .......................................... 65
8.1 GENERALIDADES ....................................................................................................................... 65 8.2 PRESA, BOCATOMA, COMPUERTAS Y TUBERÍAS ......................................................................... 66 8.3 BARRERA (O PRESA) Y BOCATOMA ........................................................................................... 66
8.3.1 La barrera o presa ............................................................................................................... 66 8.3.2 Bocatoma ............................................................................................................................. 67 8.3.3 Compuertas, generalidades. ................................................................................................ 68
8.4 CONDUCCIÓN ............................................................................................................................ 70 8.4.1 Generalidades ...................................................................................................................... 70 8.4.2 Tuberías ............................................................................................................................... 70 8.4.3 Tuberías enterradas ............................................................................................................. 74 8.4.4 Tuberías sobre fundaciones (tuberías libremente apoyadas) .............................................. 76 8.4.5 Tunel/pique .......................................................................................................................... 77 8.4.6 Canal .................................................................................................................................... 78 8.4.7 Válvulas y compuertas ......................................................................................................... 78
8.5 CASA DE MÁQUINAS, CONSTRUCCIÓN ....................................................................................... 79 8.6 TURBINA ................................................................................................................................... 81
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
X
8.6.1 Generalidades ...................................................................................................................... 81 8.6.2 Tipos de turbinas .................................................................................................................. 81 8.6.3 Selección de la turbina ......................................................................................................... 83 8.6.4 Velocidad de rotación .......................................................................................................... 85 8.6.5 Comando y regulación ......................................................................................................... 87 8.6.6 Coeficiente de embalamiento ............................................................................................... 88 8.6.7 Ventajas y desventajas con los diferentes tipos de turbina .................................................. 88 8.6.8 Momentos en la selección del equipo ................................................................................... 89 8.6.9 Equipamiento auxiliar .......................................................................................................... 90
8.7 GENERADOR .............................................................................................................................. 91 8.7.1 Tipos de generadores .......................................................................................................... 91 8.7.2 Generador horizontal o vertical ........................................................................................... 92 8.7.3 Selección de la potencia del generador................................................................................ 93 8.7.4 Frecuencia............................................................................................................................ 94 8.7.5 Número de polos .................................................................................................................. 94 8.7.6 Enfriamiento ......................................................................................................................... 95 8.7.7 Rusing................................................................................................................................... 95 8.7.8 Cojinetes y vida útil .............................................................................................................. 95 8.7.9 Clases de aislamiento ........................................................................................................... 97 8.7.10 Monitoreo de temperatura ............................................................................................... 98 8.7.11 Pérdidas del generador y calentamiento ......................................................................... 98 8.7.12 Regulación de frecuencia en red aislada ......................................................................... 98 8.7.13 Reductor ........................................................................................................................... 99 8.7.14 Requerimientos ambientales ............................................................................................ 99 8.7.15 Especificaciones y posibilidades de selección ............................................................... 100
8.8 DISPOSITIVOS DE DISTRIBUCIÓN Y CONTROL ........................................................................... 100 8.8.1 Dispositivo de control ........................................................................................................ 103 8.8.2 Instalaciones de control remoto ......................................................................................... 108 8.8.3 A qué se debe estar atento .................................................................................................. 109
9 IMPACTO SOBRE LA SOCIEDAD Y EL MEDIO AMBIENTE ........................................... 111
9.1 GENERALIDADES ..................................................................................................................... 111 9.2 PERMISOS SECTORIALES ................................................................................................. 114 9.3 ASPECTOS AMBIENTALES DE LOS PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS .......................... 116
9.3.1 FASE DE CONSTRUCCIÓN ............................................................................................. 116 9.3.2 FASE DE OPERACIÓN ..................................................................................................... 118 9.3.3 FASE DE ABANDONO ...................................................................................................... 120
9.4 CONCLUSIÓN ........................................................................................................................... 121
10 FINANCIAMIENTO .................................................................................................................... 123
10.1 FUENTES DE FINANCIAMIENTO ................................................................................................ 123 10.1.1 Prestamos de Bancos Comerciales ................................................................................ 123 10.1.2 Financiamiento corporativo .......................................................................................... 123 10.1.3 Financiamiento de proyectos ......................................................................................... 123 10.1.4 Agencias de Crédito a la Exportación ........................................................................... 123 10.1.5 CORFO: ......................................................................................................................... 124 10.1.6 Capital social. ................................................................................................................ 124 10.1.7 Contribución propia ...................................................................................................... 124
10.2 EVALUACIÓN DEL RIESGO ....................................................................................................... 124 10.3 PRÉSTAMOS PARA LA CONSTRUCCIÓN ..................................................................................... 126 10.4 LIQUIDEZ ................................................................................................................................. 126 10.5 SOLICITUD DE PRÉSTAMO ........................................................................................................ 126
10.5.1 Consideraciones sobre el valor de las garantías ........................................................... 126 10.5.2 Capacidad de gestión financiera del proyecto ............................................................... 126 10.5.3 Seguros .......................................................................................................................... 127 10.5.4 Documentación .............................................................................................................. 127
11 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Y MERCADO ELÉCTRICO CHILENO........................... 129
XI
11.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................... 129 11.2 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS CHILENOS .............................................. 129
11.2.1 General .......................................................................................................................... 129 11.2.2 Sistema Interconectado Central (SIC) ........................................................................... 130
11.3 AGENTES DEL SECTOR ELÉCTRICO .......................................................................................... 132 11.3.1 Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) ..................................................... 133 11.3.2 Generación .................................................................................................................... 133 11.3.3 Transmisión ................................................................................................................... 135 11.3.4 Distribución ................................................................................................................... 135 11.3.5 Clientes .......................................................................................................................... 136
11.4 ESTRUCTURA DE PRECIOS ....................................................................................................... 136 11.5 ESTRATEGIA COMERCIAL DE CENTRALES GENERADORAS........................................................ 139
12 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ........................................................................................ 141
12.1 GENERALIDADES ..................................................................................................................... 141 12.2 VIDA ÚTIL TÉCNICA Y ECONÓMICA ......................................................................................... 142 12.3 ¿POR QUÉ INVERTIR EN UN BUENAS PRÁCTICAS DE O&M? ..................................................... 142
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
XII
INDICE DE FIGURAS
FIGURA 3-1 Evolución Histórica de la legislación del mercado eléctrico. (Fuente:Las Energías
Renovables No convencionales en el mercado eléctrico chileno, CNE/GTZ). .......................................... 20 FIGURA 4-1 Escorrentía (mm por año) en Noruega 1961–1990. Documento NVE 2002:02. Mapa de
Escorrentía de Noruega. ............................................................................................................................. 32 FIGURA 4-2 La extensión y descripción de los regímenes hidrológicos en Noruega. (Ref: Gottschalk, L.,
Jensen, J.L., Lundquist, D., Solantie, R., Tollan, A., 1979. Regiones Hidrológicas en los Países Nórdicos.
Hidrología Nórdica, 10, 273-286.) ............................................................................................................. 33 FIGURA 4-3 Ejemplo de Curva de Descarga. El eje Y muestra el nivel de agua en metros, y el eje X el
flujo en m³/s. Los puntos indican las mediciones de flujo realizado en terreno, mientras que la curva de
flujo, derivada de estas mediciones, se muestran con línea punteada. ....................................................... 35 FIGURA 4-4 Vertedero de perfil triangular. .............................................................................................. 36 FIGURA 4-5 Boceto de la estación con registros, celda de presión, y equipos para la transmisión remota
de datos, y un ejemplo de una estación de medición equipada con un sensor de presión (trykksensor), la
escala (skala) y el perno (bolt) de referencia. ............................................................................................. 36 FIGURA 4-6 Cuencas hidrográficas y características del terreno de las estaciones de medición
Nautsundvatn y Tannsvatn. ........................................................................................................................ 37 FIGURA 4-7 Flujo promedio y mínimo diario en m³/s (eje Y) durante un período de 30 años para
Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). ............................................................................................... 39 FIGURA 4-8 Flujo máximo en m³/s para cada día (eje Y) durante un período de 30 años para
Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). ............................................................................................... 40 FIGURA 4-9 Las variaciones en el flujo (eje Y) en m³/s para el año 1990 (rojo), junto con el caudal
medio (negro) para Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). .............................................................. 41 FIGURA 4-10 Variaciones en la escorrentía (eje Y) en m3/s para una serie de años (línea negra) para
Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). La línea roja punteada indica el promedio para el período. .. 42 FIGURA 4-11 Cuencas hidrográficas de Nautsundvatn y Ullebøelv en el lado norte del fiordo Sogne. Las
áreas aportantes son respectivamente 196 km ² y 8,4 km ². ....................................................................... 43 FIGURA 4-12 Rendimiento unitario (eje Y) en l/s/ km² Nautsundvatn (negro) y Ullebøelv (rojo) de
agosto a diciembre de 1990. ....................................................................................................................... 43 FIGURA 4-13 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 80.4 Ullebøelv. La
cuenca hidrográfica es de 8,4 km². ............................................................................................................. 44 FIGURA 4-14 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 82.4 Ullebøelv. La
cuenca hidrográfica es de 196 km². ............................................................................................................ 45 FIGURA 8-1 Tipo de Turbina según caída y caudal. ................................................................................. 85 FIGURA 8-2 Curva de rendimiento para varios tipos de turbina. .............................................................. 87 FIGURA 9-1 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 82.4 Ullebøelv. La cuenca
hidrográfica es de 196 km². ...................................................................................................................... 112 FIGURA 11-1 Sectores del mercado eléctrico Chileno ........................................................................... 129 FIGURA 11-2 Sistemas eléctricos de Chile (Elaboración de Systep) ...................................................... 130 FIGURA 11-3 Capacidad instalada según tecnología de generación SIC 2010 (Fuente: CNE) .............. 131 FIGURA 11-4 Generación por tecnología SIC (Fuente: CDEC-SIC). .................................................... 131 FIGURA 11-5 Capacidad instalada por empresa en el SIC 2010 (Fuente: CNE) .................................... 132 FIGURA 11-6 Ventas anuales de energía en el SIC (Fuente: CDEC-SIC). ............................................. 132 FIGURA 11-7 Agentes que participan en el sector eléctrico. .................................................................. 133 FIGURA 11-8 Características y beneficios de medios de generación no convencionales ....................... 134 FIGURA 11-9 Multas por no cumplimiento de energía ERNC ............................................................... 135 FIGURA 11-10 Funcionamiento del mercado eléctrico (Fuente: Elaboración Systep) ........................... 137 FIGURA 11-11 Composición teórica del costo marginal del SIC (Fuente: Elaboración Systep). ........... 137 FIGURA 11-12 Evolución de precio de nudo versus costo marginal en Alto Jahuel 220 kV. ................ 138 FIGURA 11-13 Componentes de un contrato .......................................................................................... 140 FIGURA 12-1 Trayectoria del desempeño, mantenimientos y modernizaciones. ................................... 141
XIII
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
1
1. EL PROCESO DE DESARROLLO PASO A PASO DE LAS
PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
1.1 Generalidades En este capítulo se revisa el proceso paso a paso desde la identificación de posibles proyectos
hasta que una central hidroeléctrica está en línea. El capítulo contiene referencias a otros
capítulos donde se puede encontrar en profundidad los distintos, temas de tal manera que
incluso no profesionales pueden adentrarse en la tecnología y la economía de estas centrales.
La guía no pretende, bajo ningún punto de vista, sustituir el uso de consultores con experiencia
en el desarrollo de estos proyectos.
Las fases relevantes son:
- Fase de Bosquejo
- Fase de Permisos
- Fase de Decisión de la inversión
- Fase de Construcción
- Fase de Operación
1.2 Definiciones y Conceptos Antes de comenzar la planificación, puede ser una ventaja familiarizarse con algunas
definiciones y conceptos. Véase el Capítulo 2 Definiciones y conceptos.
1.3 Fase de Bosquejo
Etapa Descripción Referencia
1 Identificación de Alternativas
Los factores claves para convertir un recurso disponible
en uno económicamente y técnicamente factible son:
1. Caudal suficiente (Q)
2. Caída de agua relativamente concentrada (H).
Producto de la altura de caída de agua y de la
capacidad de conducción
3. Distancia hasta las vías de acceso existentes
4. Distancia hasta las líneas de transmisión
existentes, o hasta los consumidores de energía
alternativos en una red aislada.
5. Adaptación/aceptación de la instalación, desde el
punto de vista del medio ambiente
6. Visión general de propietarios de derechos de
aguas y tierras.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
2
Etapa Descripción Referencia
2 Cantidad de agua
Para encontrar la cantidad disponible de agua en el cauce
se debe, si no existe una estación de medida en la
bocatoma, primero determinar la dimensión de la cuenca
aportante en la bocatoma. Esto puede realizarse
manualmente, dibujando los límites de la cuenca y
después calculando el área (contando los recuadros o
utilizando el planímetro). Después se encuentra el
rendimiento específico utilizando el Balance Hídrico
(DGA). Multiplicando el área por el rendimiento
específico se encuentra un caudal promedio en el cauce en
m³/s y la cantidad anual total de agua en millones de m³.
La pérdida por vertido esperada, de acuerdo a la
experiencia, se resta de la cantidad anual total de agua y
se obtiene una estimación de la cantidad de agua
disponible que puede utilizarse a través de la turbina.
Habitualmente, la turbina tendrá una capacidad de caudal
1,5 – 2,5 veces el caudal medio.
En cuencas protegidas esta regla empírica no aplica. La
utilización debe entonces clarificarse con las autoridades
en cada caso particular. Puede resultar un caudal grande y
variado. Normalmente una capacidad aceptable puede
estar bajo 0,5 veces el caudal medio.
Cap. 4 Hidrología
Manual específico
acerca de la
determinación del
caudal y la
cantidad de agua
disponible que
puede utilizarse
Cap. 5
Producción de
Energía
3 Alturas de caída para posibles alternativas
Las alturas de caída se calculan a partir de la cartografía
disponible (normalmente 1:50.000 con curvas de nivel de
50 m (IGM) ó 1:10.000 con curvas cada 10 m) o por
perfiles topográficos.
La utilización de la parte con la pendiente más
pronunciada del río resulta generalmente el desarrollo
más barato. Se debe evaluar qué caída es más rentable
caso a caso.
4 Potencia y producción de energía
Para las caídas brutas se calcula la potencia (la capacidad
en kW o MW) y la producción de energía (kWh/año o
GWh/año) a partir de las capacidades de admisión de la
central y las cantidades de agua disponibles.
Cap. 5
Producción de
Energía
Fórmulas de
cálculo para
potencia y
energía
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
3
Etapa Descripción Referencia
5 Medioambiente
Debe llevarse a cabo una evaluación gruesa de las
consecuencias para el medioambiente y la sociedad.
Especialmente deben chequearse la protección y los
planes de protección (también los planificados) a partir
de las bases de datos existentes.
Cap. 9
Consecuencias
para el
medioambiente y
la sociedad
6 Diseño grueso de la central hidroeléctrica y selección
de los equipos
El proyecto debe empezar con un croquis simple, para
determinar el objetivo principal de la central
hidroeléctrica, como base para una cotización gruesa.
En esta etapa pueden utilizarse reglas empíricas.
Ejemplos:
Capacidad óptima de admisión: caudal aprox. 2 veces el
caudal medio
Velocidad del agua en la tubería: aprox. 3 m/s
Cap. 8
Planeamiento
técnico de planta
hidroeléctrica
Cap. 3
Procedimiento de
leyes y preceptos
Cap. 19
Referencias a
leyes, preceptos,
literatura
especializada, etc
forskrifter,
faglitteratur, etc.
7 Cotización gruesa, +/- 20 %
La cotización gruesa se establece para alturas de caída
alternativas, para separar los proyectos más interesantes.
Se pueden utilizar las bases de costos de otros proyectos.
Cap. 6 Costos
8 Precio de desarrollo
El precio por desarrollo, $/kWh, se calcula para las
diferentes alternativas.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
4
Etapa Descripción Referencia
9
Límites de inversión
Para la producción energética, la cual esencialmente
saldrá a la venta a través de una central hidroeléctrica, la
inversión no debe ser acorde a dichas ventas. En el caso
de Noruega, no debe sobrepasar 0,8 – 1 USD/kWh. El
límite depende, en gran medida, del respaldo económico y
el deseo de arriesgarse del dueño del desarrollo.
El límite de inversión podrá ser diferente dependiendo de
si la producción sale vía un tendido existente o no.
La producción energética para uso exclusivamente
privado vía red propia resultará lo más conveniente, si la
distancia hasta el punto de consumo es eceptable. Se
puede permitir mayores limitaciones a las inversiones.
Cap. 7 Economía
para central
hidroeléctrica
10 Derechos de agua y otros derechos
Los derechos de agua en el río y el derecho de propiedad
sobre el suelo involucrado en ambas orillas del río deben
clarificarse.
Aquí hay, a menudo, situaciones poco claras e intereses
diversos. A veces, un proyecto puede detenerse debido a
estos factores. Entonces, es deseable descubrir esto
temprano y aclararlo a más tardar antes de la solicitud de
concesión ( si lo que se busca no es la expropiación)
Cap. 3
Procedimiento de
leyes y preceptos
11 La decisión de continuar
Lugo de una estimación gruesa, tanto desde el punto de
vista medioambiental como económico, se decide si se va
a continuar con el proyecto y, eventualmente, qué
alternativas deben considerarse con más detalle.
En función de lo robusto que es el proyecto puede elegirse
ir directamente a una solicitud de concesión, o seguir en
forma alternativa por la vía de un proyecto preliminar
(cálculos e investigaciones más detallados).
Cap. 7 Economía
para planta
eléctrica
Cap. 3
Procedimiento de
leyes y preceptos
(3.6 Evaluación de
obligaciones de
una concesión)
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
5
1.4 Fase de Permisos
Etapa Descripción Referencia
1 Reclutamiento de los consultores necesarios
Si se va a seguir adelante con el proyecto, debe reclutarse
a consultores competentes.
2 Visita a terren
Después de haberse familiarizado con las posibilidades y
los límites, se lleva a cabo una exhaustiva visita a terreno.
3 Posible proyecto preliminar
Después que el bosquejo de proyecto está listo, por lo
general, se hace una solicitud de concesión, con las
necesarias investigaciones y cálculos.
Si se presentan dudas acerca de la factibilidad de
realización del proyecto, puede ser necesario llevar a cabo
un estudio de factibilidad.
4 Establecimiento de una estación de medición del
caudal en el río
Con la relativamente gran inseguridad que se tiene en la
hidrología de sectores pequeños sin mediciones, debe
considerarse con fuerza la instalación de una estación
fluviométrica.
Por lo general no se incluyen datos de mediciones en la
solicitud de concesión. Con el gran número de solicitudes
de licencia a la NVE que hay hoy en día, y con ello el a
menudo largo tiempo que pasa entre que se presenta la
solicitud y que ella empieza a ser tramitada, se puede salir
adelante con datos hidrológicos actualizados antes que
empiece la tramitación de la solicitud. Sin embargo,
nuevos datos, después de que la solicitud ha sido
tramitada y concedida, pueden conducir a una solicitud de
cambio de plan y, con esto, a un tiempo de espera.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
6
1.5 Fase de Decisión de la Inversión
Etapa Descripción Referencia
1 Selección del modelo de organización
Si no se ha realizado antes la selección del modelo de
organización, debe hacerse ahora.
Todos los acuerdos con y entre el desarrollador y los
dueños del suelo deben aclararse definitivamente.
Los acuerdos con los dueños de los derechos de agua
deben aclararse en esta etapa (Chile)
2 Punto de partida y chequeo de las condiciones de los
permisos, etc
La concesión entregada contiene diferentes condiciones.
El proyecto puede ser reducido: más entregas de agua que
las previstas, cambios en los niveles de entrada o de
salida, etc. Las consecuencias de esto deben chequearse.
Adicionalmente, los resultados de eventuales nuevas
mediciones de caudales deben analizarse e incorporarse
en los cálculos.
También debe preparase una estimación de costos
actualizada.
3 Estudios
Debe realizarse los levantamientos topográficos
necesarios, mediciones, perforaciones, evaluación
sísmica, etc.
Debe realizarse muestreo de transporte de sedimentos y
estudios de peligro de remociones en masa.
4 Introducción de precios
En caso de que la continuación del proyecto sea
interesante, debe introducirse las ofertas de componentes
electromecánicos, tuberías y trabajos de construcción.
Dependiendo del grado de respaldo económico, la
experiencia y robustez del proyecto, deben introducirse
los precios para que la calidad del 80 % de los costos
totales esté asegurada.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
7
Etapa Descripción Referencia
5 Selección final del layout, dimensiones
Sobre la base de las ofertas ingresadas se realiza un
congelamiento del layout del desarrollo y de diversas
piezas de construcción, pero esto debe estar dentro del
marco de la concesión. En caso contrario, se exigirá una
solicitud de modificación del plan y una nueva
tramitación.
6 Economía del proyecto
Deben clarificarse las posibilidades de financiamiento, los
acuerdos de distribución deben estar ingresados e
introducidos en los cálculos, los impuestos y pagos deben
clarificarse, las ventas de energía y los retos operacionales
deben ser revisados
A continuación, el proyecto de la economía se calcula
para corto y largo plazo, con los gastos operativos y de
capital antes y después de impuestos.
Se recomienda realizar análisis de sensibilidad y riesgos.
Cap. 7 Economía
de la planta
hidroeléctrica
7 Planes detallados, etc.
Paralelamente con lo mencionado se desarrollan planes
detallados y propuestas de clasificación con
documentación. Esto se envía a la oficina regional
correspondiente en NVE.
El desarrollo no puede empezarse antes de que los planes
detallados estén aprobados. Como deben considerarse 3-6
meses de tramitación, los planes deben entregarse antes de
que la decisión esté tomada.
Hay plantillas para tales planes y propuestas.
Como se exige dispensación del plan regulador de la
comuna, debe solicitars esto a la municipalidad.
8 La decisión de invertir
Se toma la decisión eventual de invertir, abandonar, o
postergar el proyecto. También puede ser factible ponerlo
a la venta.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
8
1.6 Fase de Construcción, incluida la toma del mando
Etapa Descripción Referencia
1 Contratación de gerente de proyecto, diseñadores y
Gerente de construcción
Si aún no ha sido acordado, debe realizarse la contratación
del gerente del proyecto, el ingeniero constructor,
eventualmente un arquitecto y el gerente de construcción.
2 Chequeo final de los permisos, autorizaciones,
acuerdos
- Concesiones de NVE
- Clasificación y aprobación de los planes
detallados de NVE
- Aprobación municipal
- Acuerdo de distribución
- Eventual acuerdo de venta de energía
- Programa operativo con costos
- Situación de títulos
- Derechos de caídas de agua y uso de suelos
necesarios
- Impuestos y pagos previsibles
- Financiamiento
- Economía total del proyecto a corto y largo plazo
- Seguros
3 Contratos con contratistas y proveedores de equipos
Se preparan y firman los contratos con contratistas y
proveedores.
Cap. 14 Contratos
con contratista y
proveedores
4 Proyecto, construcción y montaje
Se realiza el proyecto, la construcción y el montaje.
En esta fase debe realizarse lo siguiente (palabras clave):
- Gestión del proyecto
- Diseño
- HMS
- Responsabilidad del sistema, interfaz de gestión,
logística
- Dirección de la construcción
- Inundaciones (en la presa, acueducto y casa de
máquinas), hielo, sedimentos, deslizamientos de
tierra
- Reglamentos de presas y estándares / reglamentos
públicos incluyendo cargas
- Disposición para escape de agua
- Tipos /clases de cañerías, golpe de ariete, heladas
- Ruidos, vibraciones
- Inmersión, centro de la turbina
- Dispositivo de izaje
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
9
Etapa Descripción Referencia
- Ventilación, enfriamiento
- Instalaciones de la casa de máquinas
- Montaje
5 Plan operativo, manuales
El plan operativo se elabora, así como los manuales de
operación y los planos “as built”, y se informa al personal
necesario
6 Toma del mando
La central hidroeléctrica es recepcionada por el
desarrollador
Cap. 17 Toma de
posesión
1.7 Fase de Operación
Etapa Descripción Referencia
1 Programa de operación y mantenimiento Antes de iniciar la operación debe aclararse el programa
de operación y mantenimiento.
Cap. 18 Operación
y mantenimiento
1.8 Resumen general de los diferentes conocimientos necesarios en las diferentes
etapas y disciplinas profesionales
Energía
hidráulica
general,
constr
Hidrología Medioambiente Electro-
mecánica
Economía/
financiación
Fase de bosquejo x (x) (x)
Fase de permiso x x x (x) (x)
Fase de decisión de
la inversión
x (x) (x) x x
Fase de construcción x x (x)
Fase de operación (x) x
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
10
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
11
2 DEFINICIONES Y CONCEPTOS
Afluente Es el agua de un río, túnel, tubería, etc., que desemboca en un lago,
en un embalse, en un río o en una central hidroeléctrica.
Año Lluvioso o
Húmedo
Es una año con una cantidad importante de precipitaciones por
sobre las de un año normal.
Año seco Es un año con una cantidad importante de precipitaciones por
debajo de las de un año normal.
Áreas Silvestres
Protegidas
Es una denominación para zonas libres de intervenciones en la
naturaleza.
Ataguía Presa temporal construida para mantener el agua fuera de un área
durante trabajos de construcción en un cauce natural.
Barrera Construcciones que restringen las aguas de un río o un lago. A
menudo están equipados con compuertas, para evacuar el agua
fuera de la poza. También ver Presa. 1
Barrera móvil Compuerta en la barrera o presa para evacuar el agua del embalse o
la poza.
Barrera o presa de
Gaviones
Presa que constan de contenedores de piedras retenidas con malla
de alambre.
Barrera Temporal Es la construcción de una barrera o una poza con postes verticales
de madera o aluminio que son expulsados por las crecidas. Ver
también Patas de Cabra
Caballo de fuerza (HP,
Hp o hp)
Es una unidad de potencia [hp]. Un caballo de fuerza equivale a
0,736 kW.
Caballos de fuerza
naturales
Expresión de la potencia bruta que producirá una central usada para
la clasificación de las centrales en Noruega.
Caída bruta La distancia vertical o diferencia de elevaciones entre el nivel del
agua en la entrada y aguas abajo de una central hidroeléctrica (al
centro de la turbina en turbinas Pelton). La caída neta es la caída
bruta menos la pérdida de carga en la conducción.
Caída de presión Es la pérdida de energía utilizable, a causa de fricción u otras
pérdidas en la conducción. Véase pérdida de carga.
Cámara de válvulas Es una sala, en la conducción, en la cual se encuentra la o las
válvulas para el cierre de la conducción.
Capacidad de
admisión
Este es el caudal máximo que la turbina es capaz de utilizar.
Capacidad de
transferencia
Es la capacidad de transferir fuerza en una red. Se utiliza también
en túneles de transferencia.
Carga base Es la potencia que se necesita para la mayor parte del año.
1 (N. del T.: en Chile se usa dos denominaciones distintas para una sola voz noruega (Dam), dependiendo
si esta construcción forma un embalse para regurlar agua, en cuyo caso se le denomina presa, o sólo
permite crear una pequeña poza, en cuyo caso se le denomina barrera.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
12
Casa de Máquinas Edificio que alberga la unidad turbina-generador con las respectivas
instalaciones para la producción de electricidad.
Caseta de Compuertas Caseta que contiene equipos de maniobra para las compuertas. En
pequeñas centrales hidroeléctricas, a menudo se omite la caseta de
compuertas.
Caudal regulado Es el caudal suavizado que puede mantenerse durante el período de
estiaje. El caudal regulado se toma de la curva de regulación de la
corriente actual, o de una corriente representativa. El flujo regular
(porcentaje de regulación) es una función del porcentaje de
embalse.
Caudales no regulados Son caudales que no están regulados. Véase Caudales regulados
Cavitación Es un fenómeno que puede ocurrir en áreas con altas velocidades
del agua y donde la presión local es tan baja que el agua comienza a
hervir, formando burbujas de vapor. Las burbujas de vapor son
llevadas por la corriente de agua y colapsan cuando la presión sube
de nuevo. Las burbujas colapsadas que se encuentran, por ejemplo,
en la superficie de un rodete, la exponen a fuertes presiones que
pueden superar las tensiones de rotura y causar picaduras en la
superficie. Esto se denomina corrosión por cavitación.
Central de alta caída Es una central hidroeléctrica con altura de caída mayor que aprox.
250 m
Central de baja caída Son centrales hidroeléctricas con una altura de caída de hasta aprox.
60 m
Central de Media
caída
Es una central hidroeléctrica con altura de caída de entre aprox. 60 a
250 metros.
Central de Pasada centrales hidroeléctricas en las cuales el caudal sólo puede ser
regulado en grado insignificante por medio de un embalse. Estas
centrales hidroeléctricas en los grandes ríos normalmente tienen una
altura de caída baja y la central y el embalse están construidos como
una sola unidad. En las pequeñas centrales hidroeléctricas, a
menudo, hay, una larga aducción y una caída mayor.
Central Hidroeléctrica Instalación para la producción de energía eléctrica. Una central
hidroeléctrica consiste de un eventual embalse, una barrera, una
bocatoma, una conducción y una casa de máquinas. Esta última
contiene una o más turbinas para trasformar la energía hidráulica en
mecánica y generadores para convertir la energía mecánica en
energía eléctrica.
Central Hidroeléctrica Es una central que transforma la energía potencial del agua en
energía eléctrica.
Centrales de pequeña
escala
Estas son las centrales hidroeléctricas de potencias entre 1 MW y 10
MW.
Chimenea de
equilibrio
Pique en la conducción a la casa de máquinas, construida para que
sirva de estanque de nivelación de presiones y para asegurar el
control de estabilidad del sistema frente a rápidos cambios en el
caudal a la central (toma y rechazo de carga).
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
13
Componente nival En cuencas cubiertas parcial o totalmente de nieve, es la porción de
agua producto del derretimiento que se espera que baje como
escorrentía hasta un punto determinado.
Compuerta Es un equipo de cierre para el agua en un túnel, barrera o bocatoma.
Concesión Es un permiso de la autoridad para ejecutar obras, por ejemplo, para
construir en un río una instalación de producción de energía, para
construir y operar una instalación de alta tensión, etc.
Conducción Es una tubería que conduce el agua desde la captación hasta abajo a
la casa de máquinas, o por una parte de este tramo. Puede apoyarse
libremente, o conducirse por una zanja. En las pequeñas centrales
hidroeléctricas es habitual que esta tubería vaya desde la misma
captación hasta la casa de máquinas. Se prefiere, siempre que sea
posible, tuberías enterradas.
Conducción Es un término genérico para el túnel o tubería de aducción, y túnel
de descarga, canal de devolución.
Control de estabilidad Que un sistema hidroeléctrico, con su conducción, turbina,
regulador y red eléctrica, sea estable, significa que finalmente
mitiga todas las oscilaciones propias que se producen cuando el
sistema está expuesto a perturbaciones (para operar en una red
separada o aislada).
Coronamiento Parte superior de una presa.
Corriente alterna Electricidad cuya tensión se invierte a intervalos regulares,
usualmente 100 veces por segundo, es decir, 50 ciclos por segundo
o Hertz [Hz].
Corriente Continua Corriente eléctrica en la cual la tensión se mantiene constante en
una sola dirección, a diferencia de la corriente alterna.
Crecida de Diseño Dimensión de la crecida o inundación de diseño, según la cual debe
dimensionarse el vertedero. Usualmente las crecidas o inundaciones
de diseño tienen períodos de retorno de 200 a 1.000 años.
Cuenca Una cuenca aportante corresponde al área de drenaje hacia un punto
de salida único.
Cursos de agua Sistema interrelacionado de ríos, desde las fuente hasta el mar,
incluyendo los lagos, la nieve y los glaciares.
Embalse (o poza) Es un lago artificial o natural, donde se puede acumular el agua
durante los períodos de alta afluencia y bajo consumo. Cuando el
consumo es grande, se utiliza esta agua. Para las centrales más
pequeñas, a menudo es una pequeña poza para solamente conformar
un estanque en la bocatoma de la central hidroeléctrica.
Embalse de regulación
anual
Es un embalse que tiene un ciclo de llenado y vaciado en un año.
Embalse de
Regulación Interanual
Embalse con un volumen mayor a un año de suministro de agua.
Éste es un embalse que pierde nivel en los años secos y se llena en
los años lluviosos o húmedos.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
14
Energía Capacidad para realizar el trabajo - el producto de la potencia y el
tiempo. La energía eléctrica se expresa menudo en kilovatios-hora
[kWh]. 1 kWh = 1.000 vatios usados durante 1 hora. 1 GWh = 1
000.000 kWh.
Energía media anual Es la producción estimada, promedio anual de varios años
[kwh/año].
Escorrentía Precipitación que fluye por los ríos hasta el mar.
Frecuencia Es el número de oscilaciones que ocurren en la corriente eléctrica
alterna en cada segundo. La frecuencia se mide en Hertz [Hz]. 1 Hz
= 1 oscilación por segundo. La frecuencia del sistema eléctrico chile
es 50 Hz.
Fuerza Energía eléctrica y/o potencia eléctrica.
Generador Máquina rotatoria que convierte la energía mecánica en energía
eléctrica.
Hidrología Es la ciencia que se dedica al estudio de la distribución temporal y
espacial del agua, y su circulación. En otros sentidos, la hidrología
también comprende propiedades físicas y químicas del agua.
Interruptor de
Potencia
Interruptor que se usa para interrumpir o conectar piezas del equipo
con gran fuerza eléctrica (amperaje).
Inversor Equipo que convierte la corriente continua en corriente alterna.
Línea de transmisión Es la instalación física del sistema de transmisión, es decir, las
fundaciones, postes, cables, aisladores, conductores eléctricos, etc.
Malla a Tierra Es una instalación compuesta de una o más electrodos o cables a
tierra y eventualmente algunos rieles al suelo.
Microcentral Central hidroeléctrica de potencia menor a 100 kW.
Minicentral Central hidroeléctrica de potencia entre 100 kW y 1.000 kW.
Muro vertedero Barrera pequeña, sin dispositivos de regulación, que se construye en
los ríos con caudal pequeño, para que se forme un espejo de agua a
una altura deseada.
Nivel de Aguas
Máximo
Nivel máximo de aguas en el embalse durante la crecida de diseño.
Nivel de crecida de
verificación
Es el mayor nivel de agua de inundación, con inundaciones que se
repiten con intervalos mayores a los de diseño.
Nivel máximo de
operación
Es el mayor nivel regulado de agua (límite superior de regulación)
en un embalse o poza.
Nivel mínimo de
operación
Es el nivel regulado más bajo del agua (límite inferior de
regulación) en un embalse o poza.
Patas de Cabra Es una construcción de presas o parte de embalse, con postes de
madera amarrados y piedras que son expulsados por la fuerza del
agua en las crecidas. Véase Barrera temporal
Penstock Véase Tubería Forzada.
Pérdida de Carga Pérdida de energía utilizable a causa de la fricción y otras pérdidas
en la conducción.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
15
Pérdida en
transmisión
Pérdidas de energía en la red de transmisión y distribución.
Pérdida por Vertido El agua de una crecida que no se puede utilizar para la generación
de energía debido a insuficiente capacidad de almacenamiento o de
admisión.
Período de Drenaje Es el intervalo de tiempo durante el cual se drena el embalse de
regulación. En Noruega es normalmente en invierno.
Plena carga Es la carga más alta posible (potencia, rendimiento) en una turbina
o un generador, etc.
Potencia La energía o el trabajo realizado por unidad de tiempo. La potencia
se expresa en vatios (W). 1 kW = 1.000 W, 1 MW = 1.000 kW.
Potencia Nominal Es la potencia que aparece en las placas de datos de las turbinas,
generadores o transformadores. Esta se puede sobrepasar en
circunstancias especiales.
Poza de captación Es la poza desde la cual el agua baja hasta la central hidroeléctrica.
Presa Construcciones que restringen las aguas de un río o un lago. A
menudo están equipados con compuertas, para evacuar el agua
fuera del embalse. También ver Barrera.
Presa de Arco Presa que transmite las fuerzas compensatorias hacia cada lado, en
contraposición a otras represas, las cuales conducen las fuerzas
hacia abajo, al pié del embalse. Se construyen usualmente en
hormigón.
Presa de contrafuerte Barrera constituida por una placa vertical o inclinada y pilares de
apoyo. La presa se construye, por lo general, de hormigón
Presa de Gravedad Presa masiva, presa construida principalmente de hormigón sólido.
La estabilidad está asegurada por el peso de la presa.
Presa de Tierra Presa construida de escombros, barro, arena u otros materiales
sueltos. El sellado se puede realizar en la parte central o frontal. Los
materiales de sellado utilizados recientemente son morena,
concreto, asfalto o algún material sintético.
Presa en Arco Presa que transmite las fuerzas compensatorias hacia cada lado, en
contraposición a otras represas, las cuales conducen las fuerzas
hacia abajo, al pié del embalse. Se construyen usualmente en
hormigón.
Pretil Es un embalse construido para que el agua no se vaya por una
nueva corriente de salida no deseada.
Razón de llenado Es la relación entre el volumen actual del embalse en un momento
dado y el volumen del embalse lleno.
Rechazo de Carga Rápida reducción de la carga en una central eléctrica.
Rectificador Son equipos para la conversión de corriente alterna (CA) a corriente
continua (CC).
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
16
Red de Distribución Es la infraestructura encargada de distribuir la energía eléctrica en
una zona de usuarios finales, generalmente pequeñas industrias y
consumo residencial. El sistema de distribución en Chile
generalmente posee niveles de tensión de 12, 13,2, 13,8 y 23 [kV]
en Media Tensión y 400 Vff - 230 Vfn en Baja Tensión.
Red de Transmisión (Red de distribución)Vea Red de distribución principal y Red de
distribución local
Red eléctrica Sistema de líneas eléctricas interconectadas y otros equipos
eléctricos para la transmisión de electricidad desde las centrales
hidroeléctricas a los usuarios finales.
Regulación de
caudales
Cambio en la variación de caudal a lo largo del tiempo, de una
variación natural a una más racionalmente util para la producción
energética.
Regulador de nivel de
agua
Es un dispositivo de control que opera el nivel de agua en la poza
de admisión.
Rejas Parrilla, que por lo general, consiste en barras de acero en cuadrado,
colocada delante de la admisión para impedir que objetos puedan
venir con el agua entren a la turbina.
Rendimiento
específico
Es la escorrentía por unidad de área, usualmente en l/s/km².
Rendimiento nominal Rendimiento (potencia) estampado en la placa de identificación de
la turbina y el generador. Equivale al rendimiento a plena carga.
Rodete Es una pieza rotatoria de la turbina, cuya tarea es transformar la
energía del agua en energía mecánica (energía rotatoria).
Sala de Control Es una sala, en la central hidroeléctrica, destinada al monitoreo,
control, protección y comunicación.
Sala de Operaciones Central que monitorea y controla el sistema de transmisión y se
monitorea, gestiona y coordina la central hidroeléctrica.
Sistema de
Conducción
Canal, túnel, pique o tubería para el suministro de agua desde una
poza de captación o reservorio a través de la entrada y salida de la
planta hidroeléctrica hasta la salida al río, lago o mar. Para sistemas
de montaña, la conducción consta de túnel de aducción, pique,
tubería justo antes de la central y túnel de descarga. Para centrales
hidroeléctricas pequeñas el sistema de conducción consta, la
mayoría de las veces, de una tubería de aducción (vea también
Túnel de Aducción, Descarga o Restitución).
Sistema de
conmutación
Es una instalación destinada a la interconexión o desconexión de
generadores, transformadores, y/o cables.
Subestación Eléctrica (Estación de distribución)Subestación que suministra a una red de
distribución.
Tasa de embalse Es la razón entre el volumen del embalse y el volumen afluente
anual, medido en porcentaje.
Tensión eléctrica
(Voltaje)
Una medida de la "fuerza" que impulsa la electricidad a través de un
cable. El voltaje se mide en voltios [V], 1 kV = 1.000 voltios, y es
por ello que comúnmente, de forma coloquial, se le llama "Voltaje".
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
17
Toma de carga Rápido aumento de la carga en una central hidroeléctrica.
Transformador Es un aparato que transforma la corriente eléctrica de un voltaje a
otro voltaje.
Transformador de
distribución
Transformador eléctrico que transforma la tensión, la baja hasta la
tensión de consumo (220 V).
Tubería forzada Es una tubería que va desde la admisión o el túnel de aducción y
lleva el agua hasta la estación de fuerza. Véase Penstock y Tubería
de Aducción.
Túnel de aducción Es un túnel que va desde la captación hacia abajo hasta la casa de
máquinas, o parcialmente hacia abajo en caso de que siga una
tubería forzada luego.
Túnel de derivación Es un túnel para conducir el agua – en forma permanente o
temporal - por fuera del curso que el agua seguiría.
Túnel de Descarga Túnel que conduce el agua desde la central hidroeléctrica al río,
lago u océano. Se llama también Túnel de Restitución.
Túnel de Restitución Véase Túnel de Descarga.
Túnel de transferencia Es un túnel para transferir agua desde una cuenca a otra, en aquellos
terrenos que tienen drenajes naturales diferentes.
Túnel de traspaso Es un túnel para traspasar el agua de un embalse a otro, o desde un
embalse a un río.
Turbina Máquina de una central hidroeléctrica, en la que el agua se
introduce, en una o más paletas unidas a su eje, de tal manera que el
mismo adquiere rotación que transforma la energía del agua en
energía mecánica.
Turbina Francis Turbina que se utiliza con alturas de caída medias y altas.
Turbina Kaplan Es un tipo de turbina utilizado en pequeñas alturas de caída.
Turbina Pelton Tipo de turbina que, en las centrales hidroeléctricas mayores,
utilizan grandes alturas de caída (más de 500-600metros), pero
también se utilizan en las centrales pequeñas, con menores alturas
de caída y menor capacidad de admisión.
Unidad Unidad de producción eléctrica. Comprende turbina y generador.
Válvula de derivación Es una válvula en la casa de máquinas que entrará en función ante
una repentina caída de la central (rechazo de carga). La exigencia
de válvula de derivación es habitual en los ríos sistemas fluviales en
los cuales los ríos tienen peces.
Vertedero Es una parte del embalse para conducir lejos el agua cuando el
Nivel máximo de operación (NMO) ha sido alcanzado. Se puede
construir fijo o maniobrable (con compuertas).
Voltaje Ver Tensión eléctrica.
Volumen afluente Es la cantidad de agua que llega a un lago, un embalse, un río o a
una determinada parte de un río.
Volumen útil o de
regulación
Volumen total de agua disponible, entre el nivel mínimo y máximo
de operación del embalse.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
18
Volumen Vertido Es el agua que no puede ser utilizada en la central durante las
crecidas. El caudal afluente es mayor a la capacidad de admisión de
la central.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
19
3 LEYES Y REGULACIONES
3.1 Introducción El sistema eléctrico chileno corresponde al conjunto de instalaciones de centrales eléctricas
generadoras, líneas de transporte, subestaciones eléctricas y líneas de distribución,
interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y distribuir energía eléctrica. En la
industria eléctrica nacional participan muchas empresas (entre generadoras, transmisoras y
distribuidoras), con un alto nivel de concentración del mercado.
En Chile, los sistemas eléctricos se clasifican según su tamaño: los mayores poseen una
capacidad instalada de generación igual o superior a 200 MW, los medianos tienen una
capacidad instalada superior entre 1,6 MW y 199 MW, y los pequeños una capacidad instalada
igual o inferior 1,5 MW.
El mercado eléctrico en Chile está compuesto por actividades de generación, transmisión y
distribución de electricidad, desarrolladas por empresas privadas.
El segmento de generación está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias
de centrales generadoras de electricidad. Se distinguen dos mercados: el spot y el de contratos.
El mercado spot es entre generadores eléctricos y el de contratos se establece entre generadores
y grandes consumidores finales industriales (mineros y comerciales) o empresas distribuidoras.
El segmento de transmisión está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias
de instalaciones destinadas al transporte de electricidad desde los generadores hasta los centros
de consumo o distribución. Este segmento se caracteriza por poseer un mercado con claras
economías de escala y características monopólicas. El transmisor tiene obligación de dar
servicio a quien lo solicite, siendo responsabilidad de éste invertir en nuevas instalaciones o en
ampliaciones de las mismas. La tarificación por el uso de las líneas del sector transmisión es
regulada.
El segmento de distribución está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias
de instalaciones destinadas a distribuir la electricidad hasta los consumidores finales localizados
en zonas geográficas delimitadas. Las empresas de distribución operan bajo un régimen de
concesión de servicio público de distribución, con obligación de servicio y tarifas reguladas para
el suministro a clientes regulados.
En este escenario de generadores, transmisión y clientes, al Estado le corresponden funciones de
regulación, fiscalización y orientación de inversiones en generación y transmisión,
esencialmente a través del Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Otras instituciones que participan de la
institucionalidad del sector eléctrico son el Ministerio de Medio Ambiente (MMA), el Servicio
de Evaluación Ambiental, el panel de expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos y los
Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC).
La creación del Ministerio de Energía es parte de la estrategia política que busca reordenar el
sector, estableciendo una separación de funciones entre la elaboración de políticas, la regulación
técnico-económica y la fiscalización, así como los mecanismos formales de coordinación con la
política medio ambiental y articulación a nivel regional. En ese sentido, el Ministerio de Energía
propone centralizar las funciones de elaboración, proposición y evaluación de política pública
energética, separando este ámbito de las funciones relacionadas con la ejecución de la política
(implementación de planes, programas, regulación técnica y fiscalización).
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
20
3.2 Marco Histórico La historia de la normativa eléctrica se remonta al año 1982, con la promulgación de la Ley
General de Servicios Eléctricos (LGSE). Esta Ley corresponde al instrumento por el cual Chile
crea las bases de un sistema eléctrico, dando un carácter competitivo y pionero a nivel
internacional para aquel entonces.
Los cambios a la LGSE, que son oficiales a partir de marzo de 2004 mediante la Ley N°19.940,
se enfocan a modificar un conjunto de aspectos del mercado eléctrico que afecta a todos los
medios de generación, introduciendo elementos especialmente aplicables a las Energías
Renovables No Convencionales (ERNC). Luego, el 1 de abril de 2008 entró en vigencia la Ley
N°20.257, la que establece la obligación para las empresas eléctricas que efectúan ventas a
clientes finales, de que un porcentaje de la energía comercializada provenga de ERNC.
Con esta ley, el Estado logra la remoción de barreras existentes hasta entonces a la
incorporación de las ERNC a la matriz de generación eléctrica nacional, como una forma de
aportar a los objetivos de seguridad de suministro y sustentabilidad ambiental que rigen la
política energética chilena. Las empresas eléctricas que no acrediten el cumplimiento de esta
obligación, deberán pagar un cargo por cada MWh de déficit respecto de su obligación.
FIGURA 3-1 Evolución Histórica de la legislación del mercado eléctrico. (Fuente:Las Energías Renovables No
convencionales en el mercado eléctrico chileno, CNE/GTZ).
Todas estas leyes, reglamentos y normas asociadas a este proceso, se han traducido en positivas
señales de precios y posibles modelos de negocio que han sido captados por el mercado
eléctrico. Estas señales, junto con el alza de los precios para los combustibles fósiles en los
mercados internacionales por parte de sus proveedores, también son percibidas por posibles
inversionistas de proyectos ERNC, tanto aquellos actualmente presentes en el mercado eléctrico
nacional como nuevos inversionistas nacionales e internacionales, lo que se ha manifestado en
un proceso dinámico de desarrollo de proyectos ERNC en los sistemas eléctricos nacionales.
3.3 El marco regulatorio para las ERNC El marco normativo del sector eléctrico chileno de las ERNC, que se detalla claramente en
siguiente Figura se modela con las modificaciones de la LGSE, oficializadas en marzo de 2004
mediante la Ley Nº 19.940, y son éstas las que introducen elementos especialmente aplicados a
ellas. Con esta Ley, se inicia el mercado “spot” y se asegura el derecho a conexión a las redes de
distribución a pequeñas centrales, tamaño en el que normalmente se encuentra gran parte de las
ERNC.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
21
Con este nuevo modelo económico aumentan las opciones de comercialización de la energía y
potencia de dichas centrales. Adicionalmente, por medio de este mismo instrumento, se
establece una exención de pago de peajes por el sistema de transmisión troncal para los medios
de generación no convencionales (con un tratamiento diferenciado para unidades menores a 9
MW de las mayores a 9 MW y hasta 20 MW). Al respecto, cabe mencionar que para aquellas
unidades con potencia entre 9 y 20 MW, la exención de peajes se determina mediante un ajuste
proporcional, siendo completa (100%) para 9 MW y nula para medios de generación con 20
MW o más.
3.4 Ley de Energías Renovables No Convencionales (Ley Nº 20.257) Resulta necesario entonces referirse a la Ley de energías renovables no convencionales
(LERNC) como instrumento diferenciador y promotor de estas energías, ley que entrara en
vigencia el 1° de abril de 2008, la que establece una obligación para las empresas eléctricas que
un porcentaje de la energía comercializada provenga de fuentes ERNC.
Las disposiciones principales de esta ley son:
Cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde los sistemas eléctricos con
capacidad instalada superior a 200 MW (es decir, el SING y el SIC) para
comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, deberá acreditar que una
cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año calendario haya sido
inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medios de generación renovables no
convencionales, propios o contratados.
Entre los años 2010 y 2014, la obligación de suministrar energía con medios renovables
no convencionales será de 5%. A partir de 2015, este porcentaje se incrementará en
0,5% anual, hasta llegar al 10% en el año 2024. Este aumento progresivo se aplicará de
tal manera, que los retiros afectos a la obligación el año 2015, deberán cumplir con un
5,5%, los del año 2016 con un 6% y así sucesivamente, hasta alcanzar el año 2024 el
10% provisto.
La empresa eléctrica que no acredite el cumplimiento de la obligación al 1 de marzo
siguiente al año calendario correspondiente, deberá pagar un cargo, cuyo monto será de
0,4 UTM por cada MWh de déficit respecto de su obligación. Si dentro de los tres años
siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo será de
0,6 UTM por cada MWh de déficit.
Esta obligación regirá a contar del 1 de enero del año 2010, y se aplicará a todos los
retiros de energía para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales cuyos
contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos,
renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza.
Las obligaciones pueden acreditarse con indiferencia del sistema interconectado en que
se realicen las inyecciones (SIC o SING), es decir, una empresa que suministra energía
en el SIC puede usar ERNC producida en el SING para fines de acreditación, para lo
cual la ley establece la coordinación necesaria de los CDEC.
Cualquier empresa eléctrica que exceda su obligación de inyecciones de ERNC podrá
convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica, los que podrán
realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos.
Es importante notar que el cumplimiento de esta ley sólo es válido para ERNC
producida por instalaciones que se hayan conectado al sistema a partir del 1 de enero de
2007.
Sólo para los efectos de la acreditación de la obligación establecida en la ley, se
reconocen también parte de las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas
cuya potencia máxima sea igual o inferior a 40 MW, aun cuando los proyectos
hidroeléctricos superiores a 20 MW no son definidos como ERNC en la ley. Este
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
22
reconocimiento corresponde a un factor proporcional que es nulo para potencias iguales
o mayores a la potencia señalada.
Cabe señalar que la acreditación de ERNC no se limita a proyectos menores a 20/40 MW y que
las centrales hidráulicas constituyen un caso de tratamiento particular.
Finalmente, es importante notar que los elementos introducidos por la Ley Nº 20.257 crean una
demanda por ERNC dentro del sector eléctrico, con lo que se introducen nuevos intercambios
económicos entre las empresas a nivel del mercado mayorista.
3.5 Derechos de agua Dentro de los temas relevantes de los proyectos hidroeléctricos se encuentra el dominio o
posesión de los derechos de aguas, el que no ha estado exento de polémicas por los
procedimientos para su otorgamiento, la gran posesión de los mismos por parte de empresas
extranjeras con gran concentración en el mercado, el derecho a no uso, el pago de patentes,
entre otros.
El procedimiento para solicitar un derecho de aprovechamiento de aguas consiste en la
presentación formal de una solicitud ante la Dirección General de Aguas (DGA) con el objeto
de obtener una autorización para el uso de aguas, sean éstas superficiales o subterráneas. Esta
solicitud debe cumplir con los requisitos establecidos en el Código de Aguas y en la Resolución
DGA N°425 del 2007, que establece normas de exploración y explotación de aguas
subterráneas.
Una copia de la solicitud presentada debe publicarse -íntegramente o en un extracto que
contendrá, al menos, los datos necesarios para su comprensión - dentro de los 30 días siguientes
a la fecha de su presentación, por una sola vez, en el Diario Oficial, el día 1 ó 15 de cada mes o
el primer día hábil siguiente si ellos fueran feriados. Además, deberá publicarse, en forma
destacada, en un diario de Santiago. Las presentaciones que no correspondan a la Región
Metropolitana, se publicarán, además, en un diario o periódico de la provincia respectiva, y si
no lo hay, en uno de la capital regional correspondiente. Las publicaciones, en original o
fotocopia autorizada ante notario en que conste la fecha de publicación, deberán adjuntarse al
expediente.
Las presentaciones o el extracto de las mismas, deberán difundirse por la persona interesada
dentro de los 30 días siguientes a la fecha de ingreso en las oficinas de la Dirección General de
Aguas o en la Gobernación respectiva, por medio de tres mensajes radiales, los cuales se
difundirán del siguiente modo:
Aguas subterráneas: Los días 1 ó 15 de cada mes, en cualquier horario entre las 8:00 y las
20:00 horas (Resolución D.G.A. Nº 425, de fecha 31 de diciembre de 2007).
Aguas superficiales: Los días 1 ó 15 de cada mes, o al día siguiente hábil si aquéllos fueren
feriados, en cualquier horario entre las 8:00 y las 20:00 horas (Resolución D.G.A. Nº 3.464, de
fecha 15 de diciembre de 2008).
La difusión de los mensajes radiales deberá efectuarse en alguna de las radioemisoras que
figuren en el documento "Listado de Radioemisoras" y que tenga cobertura en la o las
provincias abarcadas en la presentación, o en su defecto, en una emisora con cobertura en la
capital regional respectiva.
Para acreditar la difusión de los mensajes radiales, la persona solicitante deberá presentar un
Certificado de Difusión Radial, suscrito por el o la representante de la emisora o por la persona
facultada para ello. En este documento debe constar que el aviso fue emitido al menos tres
veces, con indicación de hora, día, mes y año de cada emisión, reproduciendo el texto
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
23
efectivamente difundido y el nombre, frecuencia y domicilio del medio radial. Este certificado
debe presentarse junto al expediente en original o su fotocopia autorizada ante Notario. Los
gastos que impliquen las respectivas publicaciones y la difusión radial de las presentaciones son
de cargo y de exclusiva responsabilidad del peticionario, así como el tenor y contenido de las
mismas.
Una vez reunidos los antecedentes, la Dirección General de Aguas deberá determinar si existe
disponibilidad del recurso sin perjudicar los derechos de terceros, incluido el medio ambiente.
Para este procedimiento, la DGA emitirá un informe técnico y efectuará una visita a terreno. En
virtud de lo establecido en el artículo 135 del Código de Aguas, se solicitará el depósito de los
fondos que se requieran para este fin.
Los requisitos de la solicitud son múltiples. En la solicitud se debe indicar el nombre o razón
social de la persona solicitante y RUT. En el caso que sea una persona jurídica, se deberá
indicar, además el nombre de su representante legal. Se debe señalar el domicilio dentro de los
límites urbanos del lugar en que funciona la oficina donde se realizará la presentación, el
nombre del cauce o álveo (río, estero, quebrada, etcétera) del agua que se necesita aprovechar;
la cantidad de agua que se desea extraer, expresada en medidas métricas y de tiempo: litros por
segundo, metros cúbicos por segundo, millones de metros cúbicos por año, etc. Si se tratara de
aguas subterráneas, se deberá indicar el caudal máximo que se necesita extraer en un instante
dado, expresado en medidas métricas y de tiempo, y el volumen total anual que se desea extraer
desde el acuífero, expresado en metros cúbicos. El o los puntos donde se desea captar el agua. Si
la captación se efectúa mediante un embalse o barrera ubicado en el alveo, el punto de captación
corresponderá a la intersección del nivel de aguas máximas de dicha obra con la corriente
natural.
En el caso de los derechos no consuntivos se indicará, además, el punto de restitución de las
aguas y la distancia y desnivel entre la captación y la restitución. En su caso, la determinación
de él o los puntos de captación y de restitución, podrá efectuarse mediante coordenadas U.T.M
(Universal Transversal Mercator) o geográficas; o con relación a distancias a puntos referentes
del terreno, o a puntos geográficos relevantes o conocidos en el área. Para el caso de solicitudes
de aguas subterráneas indicar él o los puntos desde donde se desea captar el agua, mediante
coordenadas U.T.M, obtenidas de la cartografía oficial del Instituto Geográfico Militar,
indicando la Escala y el Datum utilizado. El modo de extraer las aguas. Se debe señalar el tipo
de derecho que se solicita: Si es consuntivo o no consuntivo, de ejercicio permanente o
eventual, continuo o discontinuo, o alternado con otras personas.
- Uso consuntivo: Derecho que faculta a su titular para consumir totalmente las aguas en
cualquier actividad (por ejemplo para un uso agrícola).
- Uso no consuntivo: Derecho que permite emplear el agua sin consumirla y obliga a
restituirla en la forma que lo determine el acto de constitución del derecho (por ejemplo, para el
uso hidroeléctrico).
- Ejercicio permanente: Permite usar el agua en la dotación que corresponda, salvo que la
fuente de abastecimiento no contenga la cantidad suficiente para satisfacerlos en su integridad.
- Ejercicio eventual: Permite usar el agua en las épocas en que el caudal matriz tenga un
sobrante después de abastecidos los derechos de ejercicio permanente.
- Ejercicio continuo: Permite usar el agua en forma ininterrumpida durante las 24 hrs. del
día, todos los días del año.
- Ejercicio discontinuo: Permite usar el agua durante determinados períodos.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
24
- Ejercicio alternado: Permite usar el agua entre dos o más personas que se turnan
sucesivamente. Si la solicitud recae sobre un derecho no consuntivo deberá señalar, además, el
punto de restitución de las aguas, la distancia y desnivel existente entre la captación y la
restitución de ellas. Si la solicitud recae sobre un derecho de aprovechamiento de ejercicio
discontinuo, debe necesariamente indicarse en forma expresa el período de tiempo en que
solicita ejercer el derecho. Si la solicitud recae sobre un derecho de aprovechamiento de
ejercicio alternado con otras personas, deberá indicarse la forma en que se efectuará la
alternancia entre ellos/as.
Esta solicitud debe ir acompañada de una serie de documentos:
1. Si la persona solicitante es persona jurídica: Escritura pública de constitución con su
respectivo certificado de vigencia. La personería de su representante legal, con certificado de
vigencia en el que consten las facultades con que está investido.
2. Si la persona solicitante es persona natural, pero actúa mediante representante, se requiere
poder notarial otorgado por la persona representada a la persona que lo representa, en el que
conste las facultades con que está investido.
3. Si la solicitud recae sobre aguas subterráneas, se deberá acompañar los siguientes
antecedentes: Copia de la inscripción en el Registro de Propiedad del Conservador de Bienes
Raíces correspondiente, del predio donde se encuentra ubicado el pozo, con vigencia, la que no
podrá tener una antigüedad superior a 60 días contados desde la fecha de ingreso de la solicitud
hacia atrás.
Si la obra de captación se encuentra ubicada en la propiedad de un tercero, deberá además
acompañarse autorización del dueño del predio suscrita ante notario. Si la obra de captación se
encuentra ubicada en un bien fiscal, se requiere la autorización del Ministerio de Bienes
Nacionales. Si la obra de captación se ubica en un bien nacional de uso público, se requiere la
autorización del organismo bajo cuya administración se encuentra (por ejemplo,
Municipalidad).
En cuanto a los antecedentes técnicos que deben acompañar a la solicitud:
1. Plano a escala de la ubicación de él o los puntos de captación, y de restitución en su caso,
indicándose las distancias que lo definen.
2. Si la solicitud recae sobre aguas subterráneas, previo a la presentación de esta, deberá haber
comprobado su existencia, es decir, la obra de captación debe existir y al menos debe haber
atravesado el nivel del agua subterránea.
3. Pruebas requeridas para sustentar el caudal posible a extraer de una obra de captación de
aguas subterráneas: En pozos profundos se exige, al menos, una prueba de bombeo de gasto
constante para el caudal solicitado, con una duración de 24 horas como mínimo y con un tiempo
de estabilización de niveles de 180 minutos como mínimo. Se pedirá también, en caso de
haberlas, las pruebas de gasto variable. Se requerirá, además, el perfil estratigráfico y
habilitación del pozo. En norias, drenes y sistema de punteras, se exige al menos una prueba de
gasto constante para el caudal solicitado, con estabilización de niveles de por lo menos 180
minutos. Todos los antecedentes técnicos, se requieren en original y firmados por un profesional
idóneo, y deben ser realizados de acuerdo a lo señalado en el Manual de Normas y
Procedimientos para la Administración de Recursos Hídricos de la Dirección General de Aguas.
4. El solicitante deberá acompañar una memoria explicativa en la que señale la cantidad de agua
que necesita extraer, según el uso que le dará, en el caso que se solicite, en una o más
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
25
presentaciones un volumen medio por unidad de tiempo superior a lo establecido por la
normativa vigente.
Este trámite se realiza en la oficina de Partes de la Dirección General de Aguas de la provincia
en que se encuentra ubicado el punto de captación de las aguas que se necesitan aprovechar, o
ante el Gobernador Provincial respectivo y cuenta con un plazo legal de 300 días. De acuerdo a
lo establecido en la Ley N°20.017 las solicitudes no podrán ser resueltas antes de 8 a 10 meses
contados desde la fecha de ingreso de la solicitud, en atención a que debe verificar si están en
situación o no de remate. El plazo legal es efectivo cuando la Dirección General de Aguas
cuente con todos los antecedentes técnicos, legales y de los respectivos fondos monetarios para
resolver este tipo de solicitud. El plazo real dependerá de una serie de factores propios de la
tramitación de este tipo de solicitud, tales como: antecedentes adicionales que se le solicitan al
peticionario, oposiciones existentes, recursos de reconsideración presentados, estudios de
disponibilidad del recurso disponible, pronunciamientos de instituciones externas, etc. De
acuerdo a lo establecido en el Código de Aguas la vigencia de un derecho de aprovechamiento
de aguas constituido a un particular es de dominio de su titular quién podrá usar, gozar y
disponer de él en conformidad a la ley.
Cabe destacar que el Servicio de Tesorerías recibe también el pago de la patente anual por no
utilización de los derechos de aprovechamiento de aguas, que deben realizar los titulares de los
derechos de aguas que no han construido las obras señaladas o no los están explotando ni total
ni parcialmente.
En el caso de que el titular del Derecho de Aprovechamiento No Consuntivo -el que permite
emplear el agua sin consumirla y obliga a restituirla en la forma que lo determine el acto de
adquisición- no haya construido las obras necesarias para la restitución de las aguas, también se
encuentra afecto al pago de la patente mencionada. Así también cuando no las construya para
dar cumplimiento al Derecho de Aprovechamiento Consuntivo de ejercicio permanente, el que
faculta a su titular para consumir totalmente las aguas en cualquier actividad. En el caso de que
el titular del Derecho de Aprovechamiento de ejercicio eventual no utilice total o parcialmente
el agua en las épocas en que el caudal matriz tenga un sobrante después de abastecidos los
derechos de ejercicio permanente, debe pagar un tercio del valor de la patente.
Para el caso particular del caudal ecológico, en lo que se refiere a la propiedad del recurso, su
definición es determinada por la DGA, al solicitar el derecho de aprovechamiento de aguas y se
rige por lo que establece el Art. 129 bis 1 del Código de Aguas y el Manual de normas y
procedimientos para la administración de recursos hídricos. Se hace presente en todo caso que,
para aquellos proyectos de generación que deban ser evaluados en el SEIA, la autoridad
ambiental, Servicio de Evaluación Ambiental, utiliza una metodología diferente para el cálculo
del caudal ecológico.
Sin embargo, la decisión del SEA, si bien puede afectar al desarrollo del proyecto, no afecta la
esencia del derecho de aprovechamiento otorgado por la DGA. Para salvar esta inconsistencia,
la Ley Nº 20.417 modificó el Art. 129 bis 1 del Código de Aguas, disponiendo que debía
dictarse un reglamento conjunto entre el Ministro del Medio Ambiente y el Ministro de Obras
Públicas, sobre los criterios en virtud de los cuales establecer el caudal ecológico mínimo (hasta
el mes de abril de 2011, no se ha publicado dicho reglamento).
Hay gran expectativa de lo que pueda ocurrir a nivel de mercado de derechos de
aprovechamiento de aguas y su normativa asociada, ya que hay mucha polémica tanto por las
solicitudes como por las tenencias de los derechos de aprovechamiento de las aguas, así como
otros temas muy interesantes de ser abordados en otras instancias de mayor especificidad en el
tema.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
26
Normativa ambiental relativa al Sistema Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA):
En el marco del SEIA, el concepto de normativa de carácter ambiental, o normativa ambiental
aplicable, comprende aquellas normas cuyo objetivo es asegurar la protección del medio
ambiente, la preservación de la naturaleza y la conservación del patrimonio ambiental, e
imponen una obligación o exigencia cuyo cumplimiento debe ser acreditado por el titular del
proyecto o actividad durante el proceso de evaluación.
Enfocando el ámbito a las ERNC, la Ley N°19.300, recientemente modificada por la Ley
N°20.417, promulgada el 12 de enero del 2010 y publicada en el diario oficial el 26 de enero del
mismo año, establece en sus apartados b) y c) del Artículo 10°:
“Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental, en cualesquiera de sus
fases, que deberán someterse al sistema de evaluación de impacto ambiental, son los siguientes:
b) Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones;
c) Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW”.
Luego, el Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, el D.S. N°95,
promulgado con fecha 21 de Agosto de 2001 y publicado en el Diario Oficial con fecha 7 de
Diciembre de 2002, especifica y detalla en su Artículo 3° al mismo respecto:
“Artículo 3.- Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental, en
cualesquiera de sus fases, que deberán someterse al Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental, son los siguientes:
b) Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones.
Se entenderá por líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje aquellas líneas que conducen
energía eléctrica con una tensión mayor a veintitrés kilovoltios (23 kV).
Asimismo, se entenderá por subestaciones de líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje
aquellas que se relacionan a una o más líneas de transporte de energía eléctrica, y que tienen por
objeto mantener el voltaje a nivel de transporte.
c) Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW.”
Por ende, todas aquellas líneas de transmisión de alto voltaje con una tensión mayor a 23 kV y
las subestaciones que se relacionen a una o más líneas de transporte de energía eléctrica, deben
ser sometidas al SEIA.
A objeto de evaluar si el proyecto debe ingresar bajo la forma de una Declaración o un Estudio
de Impacto Ambiental, el Artículo 11 del Reglamento del SEIA, D.S. N°95 establece lo
siguiente:
“El titular deberá presentar un Estudio de Impacto Ambiental si su proyecto o actividad genera
o presenta alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y,
en general, los pertenecientes al patrimonio cultural.
A objeto de evaluar si el proyecto o actividad, respecto a su área de influencia, genera o
presenta alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y, en
general, los pertenecientes al patrimonio cultural, se considerará:
a) la proximidad a algún Monumento Nacional de aquellos definidos por la Ley 17.288;
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
27
b) la magnitud en que se remueva, destruya, excave, traslade, deteriore o se modifique en forma
permanente algún Monumento Nacional de aquellos definidos por la Ley 17.288;
c) la magnitud en que se modifique o deteriore en forma permanente construcciones, lugares o
sitios que por sus características constructivas, por su antigüedad, por su valor científico, por su
contexto histórico o por su singularidad, pertenecen al patrimonio cultural; o
d) la proximidad a lugares o sitios en que se lleven a cabo manifestaciones propias de la cultura
o folclore de algún pueblo, comunidad o grupo humano”.
3.6 Visión macro de trámites que debe efectuar un titular de un proyecto El titular de un proyecto, ya sea una nueva actividad o regularización de una ya existente, debe
realizar una serie de tramitaciones para obtener los permisos que la facultan para poder desde
construir sus proyectos de inversión, hasta operarlos dentro del marco normativo vigente, los
que difieren de localidad en localidad en cuanto a sus requisitos formales y orden de solicitud y
obtención de los mismos. Entre ellos se encuentran:
3.6.1 Obtención Certificado de Informaciones Previas
El interesado en desarrollar cualquier actividad productiva deberá acercarse a la respectiva
municipalidad, y solicitar a la Dirección de Obras, el Certificado de Informaciones Previas, que
es un documento donde se señala la información de un predio referido a condiciones generales
de edificación, normas urbanísticas, conforme a lo contemplado en las normativas vigentes y su
ordenamiento territorial.
Sólo así, se podrá saber inicialmente, si la actividad productiva que se desea realizar es
compatible con su emplazamiento.
3.6.2 Obtención de Certificado Zonificación
Con el fin de lograr mayor certeza, sobre si la actividad productiva que se desea realizar se
puede emplazar en el lugar seleccionado, se puede solicitar a la Dirección de Obras el
certificado de Zonificación - Prefactibilidad y Solicitud de Emplazamiento para Actividades
Productivas, en el cual, la municipalidad se pronuncia respecto si la actividad específica que se
quiere desarrollar se puede emplazar en la ubicación consultada. Para ello, el titular deberá
proporcionar alguna información básica, para obtener la indicación respecto si el
emplazamiento pre-definido está de acuerdo con los usos del suelo que establece el Plan
Regulador Comunal. La información se relaciona con la identificación del inmueble,
identificación de la empresa, identificación de la actividad y del proceso productivo. Este
aspecto, tratándose de proyectos que ingresan al SEIA, se encuentra de alguna manera abordado
en el permiso ambiental sectorial del artículo 94 del Reglamento del SEIA.
Si el Plan Regulador Comunal, permite el emplazamiento de la actividad que se pretende
desarrollar, se puede continuar con la tramitación, considerando las condicionantes y
limitaciones de edificación y urbanísticas que impone el Plan Regulador.
Como en la mayor cantidad de proyectos hidroeléctricos, éstos se ubican fuera del plan
regulador, corresponde la realización de un Cambio de Uso de Suelos (CUS) considerando el
permiso ambiental del artículo 96 del Reglamento del SEIA como requisitos mínimos para su
otorgamiento.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
28
3.6.3 Diseño del Proyecto
Para proseguir con los siguientes trámites, el titular de la actividad deberá elaborar en detalle el
proyecto que pretende desarrollar, el cual posteriormente deberá ser presentado a la Autoridad
Sanitaria para obtener la Calificación Técnica Industrial y a la Municipalidad para obtener el
permiso de edificación. Los antecedentes básicos que el proyecto debe incluir son:
a) Todas las normas urbanísticas básicas, según la Ordenanza General de Urbanismo y
Construcción (distanciamientos, estacionamientos, etc.).
b) La factibilidad y/o conexión de agua potable y alcantarillado por parte de la empresa
sanitaria que abastece al sector.
c) La aprobación de la Superintendencia de Servicios Sanitarios del diseño y puesta en
explotación de un sistema de neutralización de residuos industriales líquidos, en caso de generar
residuos industriales líquidos, de acuerdo al D.S. N°609 de 1998, que establece la norma de
emisión de Residuos Industriales Líquidos a Alcantarillado. Esto se encuentra vinculado al
permiso ambiental sectorial del artículo 90 del Reglamento del SEIA, cuando se trata de un
proyecto que debe ingresar al SEIA.
d) La descripción del proceso y diferentes actividades que se desarrollarán.
e) Identificación y descripción del tipo de maquinaria, equipos, insumos y materias primas
que se ocuparan
f) Manejo de las emisiones, efluentes y residuos que se pueden generar y dar
cumplimiento a la normativa ambiental sectorial vigente.
g) Descripción de las acciones para controlar los riesgos que el funcionamiento de la
empresa puedan causar a sus trabajadores, al vecindario y la comunidad.
h) Otros montajes: almacenamiento de combustibles, instalaciones eléctricas realizadas por
un instalador autorizado, ambas deben ser certificadas por la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles.
Todos los antecedentes descritos anteriormente, servirán al titular del proyecto para solicitar la
Calificación Técnica ante la Autoridad Sanitaria.
3.6.4 Calificación Técnica
La Calificación Técnica se encuentra establecida en la Ordenanza General de Urbanismo y
Construcción, y es solicitada al interesado por la Dirección de Obras Municipales, al momento
de requerir el permiso de edificación. Por ello, la empresa debe solicitar formalmente la
Calificación Técnica de su actividad a la SEREMI de Salud de la respectiva municipalidad en la
que se esté emplazando, documento que debe ser presentado junto al proyecto al momento de
pedir su permiso de edificación.
Los funcionarios de esta Autoridad Sanitaria revisarán el proyecto y determinarán en base a los
antecedentes presentados si la actividad es peligrosa, insalubre, contaminante, molesta o
inofensiva. Las actividades son calificadas caso a caso, en consideración a los riesgos que su
funcionamiento pueda causar a sus trabajadores, vecindario y comunidad.
Para iniciar el trámite de la Calificación Técnica, se debe presentar una solicitud en formulario
tipo, el que se debe de solicitar en la municipalidad respectiva.
3.6.5 Permiso de Edificación
Para solicitar permiso de edificación o modificación física de la actividad productiva, el titular
debe recurrir a la Dirección de Obras de la Municipalidad, donde deberá llenar un formulario
que solicitará entre otros, la dirección de la Propiedad, una declaración Jurada del Propietario,
los datos del Propietario, la identificación del propietario del proyecto, la identificación del
proyectista que lo realiza, las características del Proyecto, entre otras.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
29
Al mismo tiempo se debe adjuntar:
Informe de Calificación Técnica de la Autoridad Sanitaria.
Fotocopia del Certificado de Informaciones Previas vigente.
Especificaciones técnicas resumidas.
Certificados de factibilidad de agua potable y alcantarillado.
Certificado sobre la calidad de los residuos industriales líquidos de la Superintendencia
de Servicios Sanitarios (SISS).
Certificado de densidad de carga de combustible (si procede), para verificación de
estructuras metálicas, Ordenanza General de Urbanismo y Construcciones.
Planos y memoria de cálculo.
Adjuntar número de trabajadores.
Plano señalando sistema de prevención de riesgos, salidas de emergencia y extintores.
Plano general de la planta, señalando estacionamientos y áreas verdes.
3.6.6 Informe Sanitario
Para que la respectiva municipalidad pueda otorgar recepción final de la obra y patente
definitiva para la instalación, ampliación o traslado de la actividad productiva, el titular debe
solicitar a la Autoridad Sanitaria un informe que compruebe que se han implementado todas las
medidas comprometidas y señaladas para evitar riesgos y molestias a los trabajadores y
comunidad.
El Informe Sanitario lo entrega exclusivamente la Autoridad Sanitaria de la respectiva Región, a
todo taller, industria o bodega, luego de una inspección en terreno de la empresa ya construida
y/o instalada, previo a su funcionamiento. Para esto el titular del proyecto debe solicitar la visita
a través de un formulario entregado por la Autoridad Sanitaria. El propietario de la industria o
taller debe cumplir los siguientes requisitos:
Llenado formulario de Solicitud de Informe Sanitario (incluye datos de la actividad, del
establecimiento, de la ubicación y sobre el capital propio inicial).
Cumplimiento de instructivos sobre exigencias generales y específicas para el rubro
respectivo. Dentro de estos antecedentes el propietario en caso de proceder, debe
acreditar tener todos los permisos referidos a instalaciones sanitarias; instalaciones de
energía; equipos de vapor; agua caliente y radiación ionizante; operadores capacitados,
en caso de requerirlos y contar con una Organización interna para de Prevención de
Riesgos de los Trabajadores.
Clasificación de zona, informada por la Municipalidad respectiva.
Pago de arancel establecido por la Autoridad Sanitaria.
Una vez efectuada la visita la Autoridad Sanitaria informará favorablemente una determinada
actividad industrial, siempre que determine que técnicamente se han controlado todos los
riesgos asociados a su funcionamiento y que la localización propuesta esté de acuerdo con el
Plan Regulador Comunal.
El Informe Sanitario junto al certificado de recepción de obras que otorga la Dirección de
Obras, es requisito indispensable para obtener la patente en la Dirección de Rentas de la
respectiva municipalidad.
3.6.7 Recepción Final de Obras
Una vez construido el proyecto, se requiere Recepción de Obras por parte de la Dirección de
Obras municipales. La Recepción de Obras certifica que el proyecto ha sido ejecutado de
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
30
acuerdo al proyecto aprobado previamente. Para obtener la Recepción Final el inversionista
debe presentar los siguientes antecedentes:
Llenar formulario de Solicitud de Recepción Definitiva de Obras de Edificación,
Datos de la Propiedad,
Datos del Solicitante,
Datos del Arquitecto,
Datos del Revisor,
Permisos Anteriores,
Certificados de Dotación de Agua Potable y Alcantarillado,
Documentos referidos en los Art. 5.9.2 y 5.9.3, (Inst. Interiores de gas o electricidad),
Certificados de instalaciones de ascensores y de montacargas,
Declaración de instalaciones de calefacción, central de agua caliente y aire
acondicionado,
Certificados de ensayes de hormigones,
Certificado de Pavimentación, en caso que corresponda,
Informe del constructor, detallando las medidas de gestión y control de calidad
adoptadas y la certificación de su cumplimiento, y
Planos necesarios (firmados).
Una vez obtenida la Recepción Final, se puede solicitar patente definitiva de la actividad
productiva.
3.6.8 Patente Municipal
La patente municipal definitiva la otorga la Municipalidad, una vez obtenida la resolución
favorable del informe sanitario, emitido por la Autoridad Sanitaria. Entre los antecedentes que
debe presentar el titular de la empresa a la Dirección de Renta, para obtener Patente Municipal
se encuentran:
Recepción Final de la obra,
Informe Sanitario,
Declaración de Capital Propio,
R.U.T. del solicitante,
S.I.I. Fotocopia de iniciación de actividades,
Escritura de Constitución de Sociedad,
Recibo de contribuciones ó escritura de dominio de la propiedad, o contrato de arriendo,
Llenar formulario de Solicitud de Patente, y
Pagar arancel establecido.
3.6.9 Bibliografía del capítulo.
Sitio web del Servicio de Evaluación Ambiental http://www.sea.gob.cl
Sitio web de la Comisión Nacional de Energía http://www.cne.cl
Herrera, Patricio Rodrigo. Indicadores de gestión para energías renovables no
convencionales. Tesis para optar al Grado de Magister en Gestión y Planificación
Ambiental de la Universidad de Chile. Santiago de Chile. 2011. 145 p.
CNE/GTZ. Las Energías renovables no convencionales en el mercado eléctrico Chileno.
Santiago de Chile. Octubre de 2009.
Guía de Servicios del Estado http://www.chileclic.gob.cl
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
31
4 HIDROLOGÍA
4.1 Recursos hídricos básicos Para desarrollar una central hidroeléctrica, se pretende utilizar el agua disponible de la mejor
forma posible. El comportamiento del río proporciona las directrices para el diseño y la
selección de soluciones técnicas para el proyecto.
Los ríos son siempre diferentes y la adaptación a las condiciones locales es por tanto de suma
importancia. Junto con la altura de caída bruta, las condiciones hidrológicas son definitorias
para la generación de la central y, por tanto, para estimar la rentabilidad del proyecto. A la vez,
son las dimensiones de la planta las que determinan su impacto sobre la hidrología y el medio
ambiente.
El conocimiento de la hidrología es el punto de partida natural para quien planifica la
construcción de centrales hidroeléctricas. La documentación de la hidrología es, además,
exigida para la evaluación y solicitud de derechos de agua.
Los cálculos hidrológicos deben ser realizados por un consultor con competencia en el tema, de
manera de contar con un informe técnico que respalde la información.
4.2 Variabilidad de los recursos hídricos
4.2.1 Cantidad de agua disponible
Cuando se examina la disponibilidad de agua a lo largo del año, se detectan grandes variaciones,
dependiendo de dónde uno se encuentre. La distribución es controlada por los procesos y
regímenes de precipitación. En la Figura 1 se muestra el escurrimiento promedio anual en
mm/año.
En suma, para todo el país, la precipitación media es poco menos de 1500mm. Del total, se
evaporan alrededor de 350 mm, por lo que el escurrimiento medio es de 1140 mm.
La Figura 4-1 muestra que en las zonas costeras existe un mayor escurrimiento que en aquellas
del interior del país. El escurrimiento en la zona costera aumenta rápidamente con la distancia al
mar y es mayor a 4000 mm/año en las zonas húmedas de Vestland y Nordland. Al este de la
cuenca disminuye el escurrimiento. En la zona oriental y en la tundra, el escurrimiento está, en
general, entre 250 y 1000 mm. En las zonas más cálidas del país el escurrimiento es menor que
250 mm/año.2
2 NOTA DEL TRADUCTOR: Para el caso de Chile, es posible extraer información a partir del
documento: Balance Hídrico de Chile. Dirección General de Aguas, 1988.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
32
FIGURA 4-1 Escorrentía (mm por año) en Noruega 1961–1990. Documento NVE 2002:02. Mapa de
Escorrentía de Noruega.
4.2.2 Variaciones Estacionales
Las variaciones naturales del flujo de agua durante el año son también de gran importancia para
la operación y la rentabilidad de una planta hidroeléctrica.
¿Existe disponibilidad de agua cuando la demanda es mayor y los precios son altos?
En Noruega, las variaciones estacionales dependen en gran medida de la distancia a la costa, la
altura sobre el nivel del mar y la latitud. El patrón de variación estacional es la base para la
división de los regímenes hidrológicos, como se muestra en la Figura 2. Este debe ser
considerado sólo como indicativo. A qué régimen pertenece un proyecto específico es algo que
debe ser evaluado sobre la base de las características de escurrimiento de las zonas de
captación.3
3 NOTA DEL TRADUCTOR: En el territorio chileno existen regímenes hidrológicos similares a los de
Noruega, los cuáles poseen una variación en latitud, y también en altura, debido a la influencia orográfica.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
33
Régimen costero (Kystregime): Mínimo
veraniego dominante y gran escorrentía en
otoño e invierno.
Régimen de transición (Overgangsregime): Períodos de aguas bajas, tanto en verano como
en invierno. Períodos marcados con alta
escorrentía tanto en primavera como en otoño.
Régimen de montaña (Fjellregime): Inundaciones dominantes en primavera y
período de aguas bajas en invierno.
Régimen interior (Inlandsregime): Inundaciones dominantes en primavera y nivel
de agua baja en invierno, pero, en otoño, un
período con mayor escorrentía.
Régimen Nival (Breregime): Inundaciones de
deshielo en verano y período de aguas bajas en
invierno.
FIGURA 4-2 La extensión y descripción de los regímenes hidrológicos en Noruega. (Ref: Gottschalk, L.,
Jensen, J.L., Lundquist, D., Solantie, R., Tollan, A., 1979. Regiones Hidrológicas en los Países Nórdicos.
Hidrología Nórdica, 10, 273-286.)
4.2.3 Caracterización de los recursos hidrológicos en el punto de captación
Para analizar los recursos hidrológicos, es necesario establecer series de datos hidrológicos que
permitan establecer y caracterizar los recursos disponibles. Para tal efecto se toma como punto
de partida mediciones de precipitaciones y caudales.
Para centrales hidroeléctricas pequeñas, en la mayoría de los casos, no se cuenta con mediciones
hidrológicas en la zona de captación, por tanto las series de datos deben construirse. Los análisis
pueden fundamentarse en la transposición de datos utilizando rendimientos específicos
obtenidos a partir de datos de una estación de comparación representativa o patrón. En este
contexto, es importante la semejanza de las características geomorfológicas de la cuenca de
interés respecto de los de la estación de comparación. Los criterios para la selección de una
estación de patrón están descritos más adelante.
Cuando se hace difícil la existencia de una estación; o bien, se requiere una mayor precisión o
extensión de las series de datos, es posible determinar la disponibilidad de los recursos de agua
utilizando un modelo matemático para la generación sintética de caudales medios mensuales a
partir de índices de precipitación sobre la cuenca.4
4 NOTA DEL TRADUCTOR: En Chile, la Dirección General de Aguas tiene en funcionamiento una red
hidrométrica que incluye más de 550 estaciones. Adicionalmente existen datos de estaciones
pertenecientes a otros organismos públicos tales como la Dirección Meteorológica de Chile (DMC) y
empresas privadas. Los datos pertenecientes a la DGA están disponibles en el Centro de Información de
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
34
4.2.4 Cuenca aportante
Como cuenca o área aportante a una planta hidroeléctrica se entiende el área que drena agua que
queda disponible en la zona de captación o bocatoma de la misma. Una cuenca aportante se
caracteriza con la ayuda de parámetros geomorfológicos tales como superficie, rendimiento,
elevaciones, uso del suelo y régimen hidrológico. Todos estos factores ayudan a determinar la
disponibilidad de recursos hídricos y son, por tanto, relevantes para aprovechar el agua para la
generación de energía.
4.2.5 Uso de una estación de comparación o Patrón
La cuenca aportante a una estación de comparación representativa o patrón debe tener
parámetros geomorfológicos de terreno relativamente coincidentes con los de la superficie
aportante a la planta.
Si la estación de comparación o patrón tiene una superficie aportante mayor, o un mayor
porcentaje de drenaje efectivo, esto significará que el flujo de agua se atenúa y que la capacidad
de autorregulación será mayor. Esto se refleja también en que la curva de duración (Figura 4-14)
podría mostrar una visión demasiado optimista de la cantidad de agua que realmente se puede
utilizar para la generación de energía. El uso de suelo también da cuenta de cuan rápida puede
ser la respuesta del terreno. Por otra parte, la curva hipsométrica y el régimen hidrológico son
determinantes en cómo el flujo de agua se distribuirá durante el año.
¿Hay lluvias torrenciales en otoño, o dominan los derretimientos de nieve en primavera? ¿Es
largo el período de bajas precipitaciones y coincide con el medio año de invierno, cuando es
mayor el consumo eléctrico, o es el verano el que ofrece los flujos de agua más bajos?
Si hay existencia significativa de glaciar en la zona de captación, es importante tener esto en
cuenta porque el glaciar produce cantidades significativas de agua durante el verano, al
contrario de las zonas de capación sin flujo glaciar. La calidad de los datos y la longitud de la
serie tienen también que ver en la selección de la estación.
Mejor es que la longitud de las series de datos sean del orden de 20 – 30 años. El objetivo
principal es que los datos reflejen las variaciones de flujo naturales en la zona de captación.
4.3 Medición directa de flujo Es recomendable hacer mediciones directas en el sitio de captación por un período de a lo
menos 3 a 5 años, de modo de reducir la incertidumbre que incorpora la utilización de una
estación de comparación. Estas mediciones pueden proporcionar un mejor conocimiento de las
condiciones en términos de la escorrentía total y las variaciones durante el año
En los casos en que no hay una estación representativa adecuada, las mediciones directas son la
única manera de profundizar en las condiciones hidrológicas. Al basarse en las mediciones
directas, pueden realizarse cálculos de correlación con otras series de mediciones más largas con
períodos de traslape. De esta manera, se puede identificar la estación que mejor representa la
hidrología en el terreno de la planta en construcción, tanto en términos de escurrimiento a largo
plazo como en las variaciones a lo largo del año. El costo de la construcción y operación de
estaciones de monitoreo se debe estimar en cada caso. Se recomienda contar con profesionales
con alta experiencia hidrológica tanto en la planificación como en la instalación y operación de
una estación de monitoreo.
Recursos Hídricos. Las tarifas para la adquisición de las series hidrológicas pueden ser consultadas en el
propio Centro.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
35
4.3.1 El principio de una estación medidora
La medición del caudal de agua en una cuenca ocurre registrando el nivel del agua a través del
tiempo en un lugar de medición adecuado. El principio se basa en que existe una relación clara
entre el nivel y el caudal del agua en el punto de medición y, por lo tanto, los niveles de agua
registrados se pueden convertir en flujos mediante una función o curva denominada curva de
descarga. Un ejemplo se muestra en la Figura 4-3. Para obtener una buena curva de descarga
deben realizarse mediciones físicas de flujo (aforos) a niveles de agua bajos, medios y altos.
Para obtener una serie representativa de mediciones de flujos en una cuenca debe realizarse
registro de niveles del agua con un registrador de datos, sobre un período de, al menos, 3 a 5
años y más, si es posible. Se debe evitar contar solamente con mediciones de un período con
muchos años secos o muchos años húmedos.
El nivel de agua se mide aguas arriba en un perfil definido. Hay muchos factores que se deben
cumplir para obtener un buen punto de medición. La superficie del agua debe estar tranquila en
el lugar. Los niveles inferior y superior deben ser fáciles de registrar, y un cambio en el flujo
del agua debe provocar una rápida respuesta en la escala de niveles. Debe haber una situación
de estabilidad del suelo en el perfil, y en la condición hidráulica frente a variaciones importantes
de flujo.
FIGURA 4-3 Ejemplo de Curva de Descarga. El eje Y muestra el nivel de agua en metros, y el eje X el flujo en
m³/s. Los puntos indican las mediciones de flujo realizado en terreno, mientras que la curva de flujo, derivada
de estas mediciones, se muestran con línea punteada.
El acceso al lugar de medición debe ser expedito. Si no se encuentra un lugar en el río con un
buen perfil de medición naturalmente determinado, este puede ser mejorado en términos de
estabilidad, mediante el establecimiento de una obra civil. Normalmente no se recomienda tal
solución ya que es, al mismo tiempo, complicado y costoso de construir. Puede ser ventajosa la
utilización de perfiles conocidos tales como el vertedero triangular. En este caso, existe una
relación conocida entre el nivel y el flujo de agua, por tanto no es necesario realizar mediciones
de flujo (Figura 4-4). Cuando se utiliza este tipo de dispositivos de medición debe asegurarse el
mantenimiento en el tiempo.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
36
FIGURA 4-4 Vertedero de perfil triangular.
4.3.2 Instrumentación de la estación
Es importante instalar una referencia topográfica fija, para asegurar las mediciones de altura en
la estación a lo largo del tiempo. Esta marca debe fijarse tan cerca de la estación como sea
posible y debe estar referida a un sistema de alturas local u oficial (Figura 4-5).
FIGURA 4-5 Boceto de la estación con registros, celda de presión, y equipos para la transmisión remota de
datos, y un ejemplo de una estación de medición equipada con un sensor de presión (trykksensor), la escala
(skala) y el perno (bolt) de referencia.
Además debe instalarse un registrador de datos y/o una escala. El nivel del agua puede ser leído
de forma manual en la escala adjunta al agua, o puede utilizarse un instrumento de auto-
grabación (registro de datos con o sin transmisión a distancia). Esto último es lo recomendable
ya que permite obtener una buena amplitud de datos en el tiempo y una historia continua del
nivel de agua. Durante la elección del lugar de medición y colocación de aparatos de medición,
es importante prestar atención a que se registren tanto los flujos de agua pequeños como los
grandes. La amplitud del registro de niveles debe ser tan grande como sea posible y la
frecuencia de registros debe ser, al menos, de una vez por día.
4.3.3 Medición de flujo de agua (aforos)
Hay actualmente varios métodos para medir el flujo de agua. Común a todos ellos es que las
mediciones deben ser realizadas por personal calificado y con equipamiento adecuado. El
método depende del tamaño del río, la hidráulica y la disponibilidad.
4.3.4 Uso de la serie de datos
Con ayuda de una estación representativa o patrón puede establecerse o extenderse una serie de
datos que describa la disponibilidad de recursos. Esto se hace multiplicando el caudal en m³/s de
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
37
la serie representativa por la relación entre el caudal medio anual en m³/s entre el punto de
interés y la estación representativa.
La serie de datos establecida puede ser utilizada directamente para ilustrar las variaciones
esperadas en el flujo de agua para la planta hidroeléctrica. La serie de datos también puede
utilizarse para encontrar el rendimiento adecuado de la turbina. La selección de la turbina
óptima está condicionada por criterios que consideren la disponibilidad de recursos y los costos
de diferentes tipos de máquinas.
La serie de datos también se puede utilizar para calcular el volumen real de agua utilizable para
la planta hidroeléctrica. Para una planta hidroeléctrica sin embalse, cuando el flujo de agua es
mayor que la capacidad de admisión, los recursos son desaprovechados.
4.4 Organización de los datos hidrológicos. Ejemplos. Las observaciones y registros durante un período largo fundamentan el conocimiento acerca de
la disponibilidad de recursos hídricos. La organización de los datos hidrológicos se ejemplifica
considerando las condiciones en las estaciones 82.4 Nautsundvatn en el río Guddals y un punto
situado más arriba, 16.75 Tannsvath en el río Skien.
Nautsundvatn está ubicado en Sogn y Fjordane, en un régimen de transición, mientras que
Tannsvath es un sitio que está en altura, con típico Régimen interior. La Figura 4-6 muestra los
dos puntos considerados y los correspondientes parámetros de terreno.
82.4 Nautsundvatn:
Área: 196 km2
Porcentaje efectivo de lagos: 2,7 %
Montaña: 42 %
Altura: 43–906 msnm
Afluencia normal 1961–90 del mapa de
escorrentía (qN): 96 l/s km²
16.75 Tannsvatn:
Área: 117 km2
Porcentaje efectivo de lagos: 4,6 %
Montaña: 17 %
Altura: 697 –1287 msnm
Afluencia normal 1961–90 del mapa de
escorrentía (qN): 23 l/s km²
FIGURA 4-6 Cuencas hidrográficas y características del terreno de las estaciones de medición Nautsundvatn y
Tannsvatn.
82.4 Nautsundvatn
16.75 Tannvatn
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
38
4.4.1 Cantidad de agua disponible
Con ayuda de mapas de escorrentía (Figura 4-1) se puede estimar la cantidad promedio de agua
para cualquier zona de captación en Noruega. El mapa de escorrentía utiliza un período normal
1961-1990 como período de referencia y tiene una incertidumbre de, al menos, +/- 20%. Para
pequeñas zonas de captación (<aprox. 20 km2) la incertidumbre es, a menudo, mayor. Es
razonable contrastar el mapa de escorrentía en el lugar donde se planea una intervención
considerando datos observados en estaciones de medición cercanas. Esto proporcionará una
mejor base para evaluar la incertidumbre.
Para Nautsundvath el mapa de escorrentía calcula un flujo promedio de aprox. 96 l/s km2, lo
que da un flujo promedio anual de 18.9 m3/s. Para Tannsvatn el mapa indica 23 l/s km2, lo que
equivale a 2.67 m3/s. El caudal promedio calculado para el período 1961-90, basado en los
datos observados en las estaciones es de 18.8 m3/s y 2.64 m3/s, respectivamente. Esto indica
que el mapa de escorrentía proporciona una buena estimación para ambas cuencas.
El ejemplo anterior también muestra que, en promedio, durante muchos años, la zona costera de
Nautsunvatn tiene más de 4 veces más agua disponible por unidad de área (l/s km2) que las
zonas interiores de Tannsvatn.5
4.4.2 Variaciones estacionales
La Figura 4-7 muestra cómo el flujo varía a lo largo del año. Las variaciones estacionales se
ilustran promediando los flujos de agua diarios (promedio de varios años) para el período 1961-
1990. Para la zona interior de Tannsvatn el promedio de mayor flujo es durante los deshielos de
primavera, mientras que en Nautsundvatn, situado en régimen de transición, relativamente cerca
de la costa, tiene una distribución más uniforme durante el año. Para ambas zonas pueden
producirse períodos de caudales bajos, tanto en invierno como en verano. Para Tannsvatn, el
período de caudales bajos se produce pasado el invierno, debido a que la mayor parte de la
precipitación cae en forma de nieve.
5 NOTA DEL TRADUCTOR: El balance Hídrico de Chile contiene curvas de iso-precipitación
(isoyetas), de iso-evaporación e iso-escorrentía a nivel anual, a partir de las cuáles es posible hacer
estimaciones de caudales medios anuales disponibles.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
39
FIGURA 4-7 Flujo promedio y mínimo diario en m³/s (eje Y) durante un período de 30 años para
Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo).
La Figura 4-8 muestra que, para Nautsundvatn las crecidas se producen en verano, otoño e
invierno, mientras que en primavera, y a principios del verano hay menos riesgos de
inundaciones. Para Tannsvatn son las crecidas de primavera las que dominan, pero éstas
también ocurren en verano y en otoño.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
40
FIGURA 4-8 Flujo máximo en m³/s para cada día (eje Y) durante un período de 30 años para Nautsundvatn
(arriba) y Tannsvatn (abajo).
Las variaciones de flujo durante el año ayudan a poner atención en una cuestión central:
¿Tenemos suficiente agua en el momento adecuado? En la zona costera se revela que, aunque
el flujo de agua varía mucho de un día para otro, no hay durante el año una variación tan
prominente como en la zona interior. Esto significa, por ejemplo, que una planta hidroeléctrica
cerca de la costa, puede tener una cuota de producción energética mayor en invierno que una
planta en el interior, al menos cuando se trata de una central de pasada, es decir, que no tiene
embalses.
La Figura 4-8 muestra el promedio durante un largo período. Los flujos para un solo año pueden
verse totalmente diferentes. Ejemplos de esto se muestran en la Figura 4-9.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
41
FIGURA 4-9 Las variaciones en el flujo (eje Y) en m³/s para el año 1990 (rojo), junto con el caudal medio
(negro) para Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo).
4.4.3 Variaciones interanuales
El mapa de escorrentía muestra una situación promedio de recursos disponibles. Sin embargo, el
flujo puede variar considerablemente de año en año, como se muestra en la Figura 10. En estos
ejemplos, el caudal varía en más del 50 % en relación con el promedio. Para evaluar los
recursos de una central hidroeléctrica sin un embalse importante, hay que considerar y
cuantificar las variaciones de un año a otro.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
42
FIGURA 4-10 Variaciones en la escorrentía (eje Y) en m3/s para una serie de años (línea negra) para
Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). La línea roja punteada indica el promedio para el período.
La Figura 4-10 también muestra que los años más pobres o más ricos en agua pueden suceder en
forma consecutiva. Los márgenes económicos en un proyecto deben tener en cuenta que una
central hidroeléctrica puede, en sus primeros años, tener ingresos inferiores a los promedios
durante un largo período. Esta situación también muestra la importancia de utilizar datos de un
número suficiente de años. Esta consideración resulta básica para obtener un valor promedio
realista.
4.4.4 Estación medidora representativa, importancia del tamaño de la zona de captación
Las estaciones de medición 82.4 NautSundvatn y 80.4 Ullbøelv se muestran en comparación
para ilustrar cómo una cuenca relativamente grande regula el flujo de agua en mayor medida
que una pequeña. El área aportante de Ullebøelv es de 8.4 km2, y para Nautsundvatn es de 196
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
43
km2. Estas cuencas limitan entre sí, y se muestran en la Figura 4-11. En la Figura 4-12 se
muestra el rendimiento unitario en l/s km2 para las dos estaciones durante un período.
FIGURA 4-11 Cuencas hidrográficas de Nautsundvatn y Ullebøelv en el lado norte del fiordo Sogne. Las áreas
aportantes son respectivamente 196 km ² y 8,4 km ².
FIGURA 4-12 Rendimiento unitario (eje Y) en l/s/ km² Nautsundvatn (negro) y Ullebøelv (rojo) de agosto a
diciembre de 1990.
Tanto la zona de Ullebøelv como Nautsundvatn se extienden desde 200-300 msnm hasta
aproximadamente 900 msnm. Ullebøelv tiene una porción mayor de área sobre 500-600 msnm.,
por lo que el porcentaje de área sin vegetación es casi el 80%, mientras que para Nautsundvatn
es más de 40%. Al mismo tiempo, hay lagos relativamente más grandes en la zona de captación
de Nautsundvatn (porcentaje efectivo de lago de 2.7%) que en la zona de Ullbøelv (porcentaje
efectivo de lago de aprox. 1.1%). Estos factores, junto con el tamaño de la cuenca, llevan a que
el flujo por unidad de área sea más variable en Ullebøelv que en Nautsundvatn. El caudal medio
anual es, sin embargo, prácticamente igual: 100 l/s km2 en Ullebøelv y 97 l/s km2 en
Nautsundvatn.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
44
La Figura 12 muestra que los peaks de crecidas, medidos en l/s km2 son, en general, más
grandes en Ullebøelv que en Nautsundvatn. Al mismo tiempo, el flujo baja más rápido, por lo
que los flujos de recesión resultan menores en Ullebøelv.
Esto significa que, utilizando una cuenca relativamente grande cuando se planea una pequeña
central hidroeléctrica, se puede correr el riesgo de subestimar la cantidad de agua que se pierde
durante las crecidas, además de subestimar la cantidad de días que la planta deberá estar
detenida, porque la afluencia de agua es menor que la capacidad mínima de captación. Esto
también está comentado en el capítulo sobre la utilización de las curvas de duración. La
utilización de una base “errónea” también puede afectar el tamaño de diseño considerado.
4.5 Curva de duración y cálculo del volumen de producción utilizable Una curva de duración muestra en qué proporción de tiempo el flujo es mayor o menor que un
cierto valor. Todos los flujos diarios en la serie de tiempo están ordenados de mayor a menor.
Sobre la base de la curva de duración pueden derivarse curvas que muestran qué porcentaje de
recursos no son aprovechables durante las crecidas o clarificar por qué la afluencia es menor
que la capacidad mínima de admisión de la central hidroeléctrica. Se pueden preparar curvas de
duración a nivel mensual, estacional o anual.
4.5.1 Utilización de la curva de duración para diseñar una planta hidroeléctrica.
La curva de duración es una buena herramienta para determinar el tiempo de operación y para
dimensionar una central hidroeléctrica. Por dimensionar se entiende aquí con qué flujos la
turbina puede producir energía, es decir, las máximas y las mínimas capacidades de captación.
Cuando una planta hidroeléctrica debe ser planificada, los costos de la selección del tipo y
dimensión de la turbina deben contraponerse con la producción esperada. La producción, a su
vez, dependerá de qué fracción de la cantidad de recursos disponibles pueden ser utilizados.
Más adelante se muestra un ejemplo de interpretación de una curva de duración. La Figura 13
muestra una curva de duración (la curva roja) para todo el año, a partir de la serie de datos de
80.4 Ullebøelv. Usualmente se gráfica la curva de duración con flujos de agua relativos en el eje
de las Y, es decir, flujo como porcentaje del caudal medio. Para facilitar la interpretación, la
figura aparece con los flujos mayores en 3 veces al caudal medio “recortados”.
FIGURA 4-13 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 80.4 Ullebøelv. La cuenca
hidrográfica es de 8,4 km².
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
45
Para Ullebøelv los datos diarios utilizados son de casi 40 años (1971-2007). El flujo medio de
agua para este período es 0.87 m3/s. La curva roja, curva de duración, muestra que, alrededor
del 27 % del tiempo, el flujo ha sido mayor que la descarga media, es decir, el flujo ha sido
mayor que 0.87 m3/s, en promedio, 100 días/año. Además, el flujo ha sido 2 veces más grande
que la descarga media, o aprox.1.7 m3/s, en promedio aprox. 15 % del tiempo (aprox. 55
días/año).
La Figura 4-13 incluye también una curva azul, llamada “capacidad de captación”. Esta muestra
qué parte de la cantidad de agua puede utilizar una planta hidroeléctrica, dependiendo de la
capacidad máxima de captación. A modo de ejemplo, una turbina diseñada para utilizar 2 veces
la descarga media, puede utilizar, en promedio, 66 % de la cantidad total de agua para la
producción de energía. El restante 34 % se va a perder en las crecidas. Sin embargo, es una
condición que la turbina pueda operar, sin importar cuán bajo sea el nivel del agua. Esto,
normalmente, no es el caso. Este valor debe corregirse por la pérdida de agua que hay durante el
tiempo que la turbina está detenida porque la afluencia de agua es insuficiente. Para esto se
puede utilizar la curva verde en la Figura 4-13. Esta muestra cuánto de la cantidad total de agua
se pierde cuando el flujo de agua está por debajo de la capacidad mínima de captación de la
planta hidroeléctrica. A modo de ejemplo, alrededor del 10 % del agua se pierde si la planta
debe parar cuando el flujo de agua es menor que el 50 % del flujo medio de agua, o un 25 % de
la capacidad de absorción.
Con este ejemplo, la planta hidroeléctrica sería capaz de utilizar para sí el 56 % de la cantidad
total de agua (34 % de pérdida por crecidas y 10 % de pérdida por nivel de agua demasiado
bajo). Un pequeño embalse puede reducir las pérdidas y aumentar la cantidad de agua utilizable.
Utilizando los datos de Nautsundvatn (Figura 4-14) en lugar de los de Ullebøelv se llega, con
los mismos supuestos que para el ejemplo anterior, a una pérdida estimada por inundaciones de
un 20 %. Con esto se aumenta la estimación de la cantidad de agua que puede utilizarse para la
producción de energía de 56% a casi 70%. Esto se debe a que Nautsundvatn, como se ha
descrito anteriormente, tiene una cuenca aportante más grande y un flujo más irregular.
FIGURA 4-14 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 82.4 Ullebøelv. La cuenca
hidrográfica es de 196 km².
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
46
4.6 Flujos de agua en periodo de bajos caudales Es importante tener información acerca de los caudales en períodos secos para la planificación
de una central hidroeléctrica.
Los caudales en períodos bajos se determinan a partir de datos de una estación representativa.
Uno debe tener, por lo menos, 15-20 años de datos.
En los regímenes pluviales, por lo general, los caudales bajos se producen en verano. En las
cuencas con alimentación glacial o nival, los flujos de agua más baja ocurrirán, por lo general,
al final del invierno.
4.7 Caudales de Crecida Al planificar una planta hidroeléctrica es importante también evaluar la situación de los
caudales de crecida. Esto debe hacerse en consideración con el diseño y la ubicación de las
obras y la evaluación de factores como, por ejemplo, la socavación. Para evaluar los tamaños de
las crecidas, básicamente se utilizan datos de una estación localizada en la zona de captación.
Hay una muy amplia variación en las condiciones de crecidas en Chile, tanto en relación con los
regímenes de los ríos como con las intensidades.
Se define como caudal máximo medio anual al promedio del mayor flujo de agua cada año, en
el transcurso de un largo número de años. Por ejemplo, el flujo promedio de inundación para la
estación de medición 16.75 Tannsvatn, que está situada en interiores de Telemark, es,
aproximadamente, 200 l/s km2, mientras que es casi 1300 l/s km2 para la estación medidora
80.4 Ullebøelv, situada al norte del fiordo Sognefjord.
Por lo general, los análisis de crecidas se realizan utilizando datos diarios. Los valores para
Tannsvatn y Ullebøelv, referidos anteriormente, son promedios diarios. Para un área aportante
pequeña, el flujo de agua máximo cuando hay inundación, puede ser 2-3 veces más grande que
el promedio diario.
Se recomienda que el análisis de crecidas sea realizado por personas con buenas competencias
en temas de hidrología.6
4.8 La incertidumbre en hidrología La hidrología contiene varias fuentes de incertidumbre que el desarrollador debe tener en
cuenta:
Los planos de escorrentía, que estiman la escorrentía promedio tiene una incertidumbre
de, al menos, +/- 20 %. En superficies pequeñas, la incertidumbre puede ser mayor.
El fundamento de los datos hidrológicos se basa en mediciones de nivel de agua, las
cuales se transforman en flujos de agua, usando la curva de descarga, la cual esta
generalmente basada en una cierta cantidad de observaciones simultáneas de nivel de
agua y mediciones físicas de flujos de agua en el río. Hay incertidumbre relacionada
con el proceso de registro de nivel de agua y con el re cálculo del nivel de agua a flujo
de agua, vía curva de descarga.
También hay incertidumbre relacionada con la elección de la estación representativa de
comparación o estación patrón. Si las zonas de captación de la estación de comparación
6 NOTA DEL TRADUCTOR: En forma alternativa al uso de series hidrológicas, en Chile es posible
utilizar, para cuencas con escasa información hidrometeorológica, la información procesada en el estudio:
“Análisis de Eventos hidrometeorológicos Extremos en el País. Caudales Máximos y Mínimos”.
Dirección General de Aguas. Ministerio de Obras Públicas. (1995).
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
47
y la estación hidroeléctrica tienen diferentes capacidades de regulación o desigual
distribución del agua durante el año, se podría errar en las estimaciones.
La incertidumbre asociada a las cuencas de superficie pequeña (< 20 km2) se debe
mencionar especialmente. Para los terrenos pequeños resulta difícil encontrar buenas
estaciones de comparación, entre otras razones, porque hay un número limitado de
estaciones de medición con zonas de captación pequeñas. La utilización de una estación
de comparación con una cuenca aportante “muy grande”, a menudo conduce a
subestimar, tanto las pérdidas por crecidas, como la cantidad de días que la planta
hidroeléctrica debe estar detenida a causa de la insuficiente afluencia de recursos.
4.8.1 Reducción de la incertidumbre
Al realizar mediciones durante varios años en el sitio de emplazamiento de una central, la
incertidumbre puede reducirse. Sin embargo, es importante que las mediciones se realicen en
buena forma y con criterios de calidad.
La incertidumbre también puede reducirse realizando los análisis por varios métodos. Por
ejemplo:
Analizar datos de varias estaciones representativas.
Utilizar modelos matemáticos.
4.9 Efectos sobre la hidrología y las condiciones ambientales del medio
ambiente hídrico Dada la configuración de un sistema, es posible que el río, entre la bocatoma y la devolución de
la central hidroeléctrica, quede, por períodos, casi seco, aunque eventualmente se imponga un
flujo de agua mínimo.
En la evaluación de las condiciones hidrológicas y los efectos medioambientales, la cuenca se
divide en tres zonas principales:
Aguas arriba de las obras de captación.
Entre la bocatoma y la descarga de la planta hidroeléctrica.
Aguas abajo de la descarga de la planta hidroeléctrica.
La hidrología y las condiciones hidrológico-ambientales deben considerar los efectos sobre los
siguientes parámetros:
Nivel y caudal de agua.
Aguas subterráneas.
Temperatura del agua.
Sedimento- transporte de material, erosión.
La decisión acerca del alcance y el tamaño de la construcción de la planta, dependerá de los
siguientes factores:
Costos totales.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
48
Ingresos, es decir, producción de energía.
Efectos medioambientales.
Desde el punto de vista de la producción y de la sociedad puede ser razonable establecer un
pequeño embalse de regulación también en pequeñas plantas hidroeléctricas. Esto también
reducirá las pérdidas por crecidas.
4.10 Hidrología superficial El conocimiento de los recursos hídricos es una condición para toda planificación de una planta
hidroeléctrica y para la evaluación de los impactos sobre el medioambiente. Las condiciones
naturales de la hidrología superficial se documentan analizando los datos de una estación
representativa seleccionada.
4.10.1 Aguas arriba de la Bocatoma
Aguas arriba no se producirán cambios en el flujo de agua, a menos que se hayan planificado
otras intervenciones, tales como embalses, transferencias desde o hacia otras cuencas, etc.
4.10.2 Entre la captación y la descarga de la planta hidroeléctrica
En el tramo comprendido entre la bocatoma y el punto de devolución de una planta
hidroeléctrica el flujo de agua se verá reducido. Para apreciar cuán grande es el cambio se debe
representar el flujo considerando la situación con y sin proyecto. Inmediatamente aguas abajo de
la bocatoma, el flujo se reduce hasta alcanzar la máxima capacidad de admisión de la turbina.
Con el flujo alcanzando este valor, el río aguas abajo podría quedar prácticamente seco. Cuando
el flujo es menor que el utilizable por la turbina, el agua permanecerá en el río. Habiendo
capacidad de regulación, el agua podrá almacenarse y utilizarse.7
Cualquier lago o embalse en este tramo reducirá sus niveles de agua.
4.10.3 Aguas abajo de la descarga de la planta hidroeléctrica
En caso de que no exista un embalse de regulación, el flujo de agua no se verá afectado aguas
abajo de la descarga de la planta hidroeléctrica. Los embalses de regulación conducen a que el
flujo aguas abajo de la planta hidroeléctrica, sea suavizado, en comparación con las variaciones
naturales. También se pueden producir grandes variaciones no naturales, en función de la
operación que se considere para él sistema.
4.11 Agua rural y agua subterránea En los tramos en que el flujo de agua se vea reducido, puede suceder que, periódicamente se vea
reducida la capacidad de recarga del flujo subterráneo que está comunicado con el acuífero.
Normalmente, el requisito de caudal ecológico es suficiente para salvaguardar el nivel del agua
subterránea y las eventuales extracciones de agua a lo largo del sistema.
4.12 Transporte hidráulico de sedimentos y socavación La extracción de agua para una planta hidroeléctrica reduce el caudal aguas abajo, por tanto se
reduce la capacidad de transporte de sedimentos.
El aporte de sedimentos en esta ruta puede llevar a la depositación de material en algunas
fracciones, de tal manera que la composición de los sedimentos del fondo puede cambiar.
En determinadas cuencas los cambios pueden llegar a ser tan grandes y se puede llegar a
aumentar el nivel de fondo, en comparación con el perfil original. En cuencas de alta pendiente,
7 NOTA DEL TRADUCTOR: La legislación chilena considera la aplicación de un caudal ecológico
mínimo que debe mantenerse en este tramo, el cual queda fijado por las autoridades competentes.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
49
con frecuentes crecidas y poco aporte de sedimentos, la capacidad de transporte después de la
intervención puede ser suficiente para evitar la acumulación de sedimentos.
En zonas con afloramientos rocosos, habrá pocos problemas con el sedimento, pero en aquellas
alimentadas por glaciares y otras fuentes de sedimentos, las consecuencias deben ser evaluadas
y consideradas.
La frecuencia y método de eliminación de sedimentos debe evaluarse a partir del transporte
observado aguas arriba de la bocatoma. En relación con los proyectos en los cuales el caudal,
aguas abajo de la captación, se reduce, el efecto negativo aumenta debido a la reducción de la
capacidad de transporte.
La acumulación de sedimentos y la alteración de su composición a menudo perjudican las
condiciones de desove de los peces. La fauna del fondo y la vegetación acuática también puede
verse afectada. Se ha demostrado que con el tiempo se pueden tener efectos negativos de
importancia para los peces.
Se debe evitar causar problemas de socavación local asociada con la devolución de agua al
curso del río. Se debe contemplar eventualmente el uso de dispositivos de disipación de energía.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
50
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
51
5 PRODUCCIÓN
5.1 Generalidades La generación de la energía hidroeléctrica es la energía potencial del agua; el desafío es utilizar
esta fuente de energía de una manera óptima, es decir, tanto en lo económico, como en el
cuidado del medioambiente.
Este capítulo contiene, además de la explicación de conceptos potencia, energía equivalente, y
energía potencial, también diferentes métodos de cálculo de la producción energética.
5.2 Potencia
Definición: Trabajo por unidad de tiempo
Unidad: Watt (W)
1000 W = 1 kW (kiloWatt)
1000 kW = 1 MW (MegaWatt)
Potencia N = ρ · g · · Q · Hn [kW]
Donde:
ρ = Peso específico del agua = 1 [ton/m3]
g = Aceleración de gravedad = 9,81 [m/s2]
= Factor adimensional que expresa la eficiencia global del conjunto, vale decir, de la
turbina, el generador y el transformador de poder a carga nominal. Se establece, por ejemplo, la
eficiencia igual a 0,90 para la turbina a flujo completo, 0,96 para el generador y 0,99 para el
transformador, por lo que la eficiencia global será 0,90 · 0,96 · 0,99 = 0,855.
NOTA: La eficiencia del equipamiento principal depende del tipo de turbina, dimensiones del
equipamiento y por supuesto de la pericia y experiencia del fabricante, por lo que la eficiencia
real del conjunto puede ser significativamente mayor o menor que el ejemplo anterior.
Q = Caudal que pasa por la turbina en [m3/s]. cundo el caudal den la turbina es el caudal
nominal, la potencia se denomina Potencia Instalada.
Hn = Altura neta de caída [m] = altura de caída bruta menos pérdida de carga en la aducción.
Una fórmula simple para la potencia utilizará entonces la mencionada eficiencia:
Potencia N = 8,4 · Q · Hn [kW]
5.3 Energía equivalente Energía equivalente es un concepto necesario en la construcción de una planta hidroeléctrica.
Definición: La energía equivalente muestra cuánta energía se puede obtener de 1 [m3] de agua
que pase a través de la turbina con una altura de caída determinada.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
52
Energía equivalente e = ρ · g · · Hn/3600 [kWh/m3]
ρ = Peso específico del agua = 1 [ton/m3]
g = Aceleración de gravedad = 9,81 [m/s2]
= Factor adimensional que expresa la eficiencia global de la turbina, generador y
transformador a media carga. Se establece, por ejemplo, la eficiencia a carga media igual a 0,89
para la turbina, 0,95 para el generador y 0,99 para el transformador, la eficiencia media global
será 0,89 · 0,95 · 0,99 = 0,837.
Hn = Altura neta de caída [m] = altura de caída bruta menos pérdida de carga en la aducción
a caudal medio.
La energía equivalente para una altura de caída de 100 metros y la misma eficiencia mencionada
será:
e = 1000 · 9,81 · 0,837 · 100/3600 = 0,23 [kWh/m3]
5.4 Energía disponible Definición: Es una expresión de cuánta energía se puede obtener de un caudal o de una parte de
él, cuando no se espera que ocurra una crecida, un vertido de seguridad (ya sea en la bocatoma o
en la obra de seguridad de la cámara de carga) o una pérdida en la producción debido a caudales
menores que la capacidad de admisión de la turbina.
Unidad: [kWh], pero, a menudo, en [GWh] = 1.000.000 [kWh]
Potencial energético [kWh] = e · Qaño
e = energía equivalente [kWh/m3]
Qaño = afluencia anual a la admisión en millones de [m3/año]
Con una afluencia anual de 50 mill. m3 y los mismos datos que antes, la energía potencial es, en
este caso:
Epot. = 0,23 · 50.000.000 = 11.500.000 [kWh] = 11,5 [GWh/año]
5.5 Producción de energía. Generalidades sobre los métodos de cálculo El cálculo de la producción de energía está estrechamente ligado a la base hidrológica, véase
también en el Capítulo 4. ¿Cuánta agua se encuentra disponible en la admisión, cómo se
distribuye durante todo el año y de año en año? Esto es algo que se debe fundamental de la
mejor forma posible.
Otro dato importante para el cálculo de la producción, es la diferencia de elevaciones entre la
bocatoma y la restitución (altura bruta de caída).
Adicionalmente está la cámara de carga (regulable o no regulable, con o sin control de
crecidas), la capacidad de admisión de la turbina y la eficiencia del equipamiento principal
(turbina, generador más transformador poder), así como el tipo y dimensiones de la aducción.
Generalmente se tienen tres niveles o formas principales para el cálculo de la producción de
energía:
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
53
Una primera evaluación estimada, que se realiza sin herramientas especiales de cálculo,
solamente por la experiencia (etapa de pre-borrador).
Cálculo en base a las curvas de duración / curvas de volumen de afluentes (etapa de
borrador).
Simulaciones operacionales con ayuda de planillas de cálculo o un programa
computacional (etapa de aplicación, fase de decisión de la inversión).
A continuación se muestra el procedimiento con ejemplos para cada uno de estos tres métodos.
5.6 Producción de energía. Evaluación en la etapa de pre-borrador Después de que se ha estimado o calculado de la mejor forma fundamentada posible, cuál es la
afluencia en la bocatoma que se puede esperar por año en promedio, por varios años, se asume
una capacidad de admisión de la turbina (m3/s). A menudo la afluencia se refiere al período
hidrológico normal 1961-90. Los datos de la afluencia para este período están publicados por
NVE, entre otros, en el Atlas de NVE. (Ndel T: En Chile, refiérase a la información disponible
en la Dirección General de Aguas (DGA)).
Si la Central se encuentra en un sistema fluvial no protegido, la experiencia dice que, como una
primera estimación, se puede asumir una capacidad de admisión o caudal de diseño (Qmax)
correspondientes a cerca de 2 veces el flujo promedio de agua (Qmedia) en la cuenca.
El siguiente paso es evaluar la cantidad de agua que fluye por fuera de la bocatoma cuando la
afluencia es mayor que el caudal de diseño. Si el caudal de diseño es alrededor de 2 veces el
caudal medio, la pérdida por crecidas suele estar en el rango 20 - 30% si el agua no se puede
almacenar. El agua también se pierde cuando el caudal es demasiado pequeño para que la planta
hidroeléctrica pueda funcionar. Dependiendo del tipo de turbina, un 5-10% de la afluencia se
pierde. El mínimo flujo de agua esperado puede también producir una pérdida extra de 5-10 %.
Si solamente una pequeña parte del flujo de agua promedio se utilizara, esta pérdida sería
pequeña, pero la pérdida por crecidas sería grande.
Sobre la base de la altura de caída disponible y la afluencia promedio a la aducción se puede
ahora calcular la producción.
Ejemplo 1
Caudal medio 1,6 [m3/s];
Esto equivale a 1,6 · 31,536 mill. [seg/año] = 50,458 mill. [m3/año]
Altura de caída neta 100 [m]
Energía equivalente 0,23 [kWh/m3]
Energía potencial 0,23 · 50,458 = 11,6 mill. [kWh] = 11,6 [GWh]
Estanque de regulación 0
Caudal de diseño 2 · Qpromedio = 2 · 1,6 = 3,2 [m3/s]
Potencia de la unidad 1 · 9,81 · 0,855 · 3,2 ·100 = 2684 [kW] ≈ 2,7 [MW]
Pérdida total de agua 40 %, es decir, 0,40 · 50 = 20 mill. [m3]
Agua utilizable neta 50 – 20 = 30 mill. [m3]
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
54
Producción esperada 0,23 · 30 = 6,9 mill. [kWh] = 6,9 [GWh/año]
5.7 Producción de energía basada en las curvas de duración / curvas de
volumen de afluentes (cálculo manual). El cálculo de la producción energética basado en las curvas de duración / curvas de volumen de
afluentes es un método de cálculo simple, pero requiere de comprensión hidrológica en la
selección de la estación fluviométrica comparativa (marca de agua). La explicación de las
curvas (que también puede conseguirse en la forma de tablas) está descrita en el Capítulo 4 -
Hidrología. Los datos se pueden producir para todo el año o para parte del año. Es común
dividir el año en un período de verano (mayo 01 al 30. de septiembre) y un período de invierno
(1 de octubre-30. abril).(N. del T.: las fechas corresponden a los períodos de verano e invierno
boreal. En Chile se invierten para aproximadamente las mismas fechas, dependiendo de la
ubicación de la cuenca aportante).
Se hace presente que el uso de una curva de duración requiere que el proyecto sea
exclusivamente de una planta hidroeléctrica de río sin regulación. La (las) cámara de carga (s)
va(n) a complicar el cálculo. Vea también temas sobre simulaciones operacionales incluidos en
el presente Capítulo.
Ejemplo 2
Es el mismo proyecto que se muestra en el Ejemplo 1, con una capacidad de admisión Qmax de
2 veces Qmedio. La capacidad mínima de admisión, Qmin, se establece en 20% de Qmax, es
decir, 40% de Qmedio. Se utiliza la curva de la estación 82.4 Nautsundvatn (ver figura 14 en el
capítulo 4, Hidrología). Tenga en cuenta que esta es la curva de duración para todo el año. Con
las curvas de duración para los período de verano e invierno (ver arriba) también se puede
obtener la producción dividida en producción de verano y producción de invierno.
Afluencia promedio 1,6 [m3/año];
Esto equivale a 1,6·31,536 mill. [seg/año] = 50,458 mill. [m3/año]
Altura de caída neta 100 [m]
Energía equivalente 0,23 [kWh/m3]
Energía potencial 0,23 · 50 = 11,5 mill. [kWh] = 11,5 [GWh]
Estanque de regulación 0
Cap. admisión turbina 2 · Qpromedio = 2 · 1,6 = 3,2 [m3/s]
Potencia de la unidad 1 · 9,81 · 0,855 · 3,2 ·100 = 2680 [kW] ≈ 2,7 [MW]
Pérdida agua por Q>Qmax 20 % o 10,0 mill. [m3]
Pérdida agua por Q< Qmin+ flujo mínimo de a 7 % o 3,5 mill. [m3]
Pérdida total de agua 27 %, dvs. 0,27 · 50 = 13,5 mill. [m3]
Agua utilizable neto 50-13,5 = 36,5 mill. [m3]
Producción esperada 0,23 · 36,5 = 8,4 mill. [kWh/año] = 8,4 [GWh/año]
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
55
Note que aquí no se ha tomado en cuenta alguna eventual exigencia de caudal mínimo de agua.
El caudal mínimo daría lugar a menor producción.
La curva de duración muestra, entre otros, lo siguiente:
Que hay pérdida por aprox. 14 % del tiempo (Q> Qmax )
Que la Central debe detenerse a causa de capacidad mínima de admisión (Q< Qmin))
por aprox 40 % del tiempo
Que la Central, por lo tanto, está en operación aprox. 60 % del tiempo
Si se elige otro tipo de turbina y/o si se utiliza múltiples unidades, se puede reducir el tiempo
que la Central está obligada a detenerse y de esta manera, aumentar la producción.
Estanque de regulación
Cuando la afluencia es mayor que la capacidad de admisión de la turbina, el agua circulará por
el lado de la bocatoma si no se cuenta con la posibilidad de almacenamiento.
En caso de que se pueda instalar un estanque de regulación, por ejemplo, manteniendo la cota de
la bocatoma en la cota mínima de operación de la bocatoma, esto reducirá la pérdida de agua
por vertido, aunque el estanque de regulación no pueda regularse como una cámara reguladora
corriente.
El efecto de un estanque de regulación dependerá del tamaño relativo y del régimen hídrico en
el cual se encuentra la planta. Las curvas de volumen de afluencia, también existen, con
diferentes tamaños de estanques de regulación y pueden encargarse a NVE o alguna empresa
consultora de ingeniería.
En los sitios adecuados se puede también utilizar el estanque de regulación para operación de
punta, que consiste en almacenar agua en períodos de precios bajos para utilizar el recurso en
horarios de precios altos, cuando la demanda de energía crece.
Flujo mínimo de agua o caudal ecológico
En la concesión, como es lo más usual, se establece la exigencia de un flujo mínimo de agua,
aguas abajo de la bocatoma. Esto, como se ha dicho, reducirá la producción. Hay, por lo
general, diferentes requerimientos para la temporada de verano y la de invierno y, para calcular
la producción, se debe utilizar la curva de duración para cada una de las estaciones. No haremos
aquí tal cálculo, pero usaremos de nuevo la curva de duración para el año, como antes descrito.
De la curva de duración se ve:
Que la exigencia de caudal que debe pasar aguas debajo de la barrera en la toma
corresponde a un 10 % del flujo promedio que puede sostenerse en un 95 % del tiempo
(Q>10 % de Qmedio). Para el tiempo restante se deja pasar el caudal que llega a la
barrera, sin tomar agua para la producción.
Que la planta debe estar detenida durante aprox. 45 % del tiempo (Q<50 % (40 % + 10
%) de Qmedio)
Que la planta, por lo tanto, está en operación por aprox. 55 % del tiempo.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
56
De tal modo que el flujo mínimo de agua reduce la producción, ya que la planta puede funcionar
por un período algo más corto, y no toda el agua se puede utilizar durante todo el tiempo de
operación.
El uso de la curva de duración y la corrección para el rendimiento variable y la pérdida de
carga
Una planta que funcione sin estanque regulador va a tener gran variación de potencia cuando
varíe el flujo de agua. Esto conduce a que la eficiencia, en primer lugar para la turbina, y la
pérdida de carga en la vía fluvial, también en algo variarán. Si se quiere tomar en cuenta estas
variaciones, se puede utilizar la curva de duración para el cálculo de la producción, como se
muestra en el ejemplo siguiente. Esto se ilustra en el Ejemplo 3.
Ejemplo 3
En la tabla siguiente (que puede calcularse "a mano" o mediante una planilla de cálculo), se
muestra cómo dividir la curva de duración en adecuados intervalos de tiempo. En cada
intervalo, un determinado flujo de agua es posible, según muestra la curva. Para este flujo de
agua se puede, entonces, calcular la pérdida de carga en la tubería / túnel, y también la altura de
caída. Si se tiene, además, una curva de eficiencias (o – tabla) para agregado / agregados, se
puede, para cada intervalo, extraer la actual eficiencia promedio. La producción en el intervalo
actual puede, por lo tanto, calcularse de manera más detallada que estimando la altura neta de
caída y estimando la eficiencia promedio.
En la tabla diseñada se ha seleccionado intervalos en % del flujo de agua promedio. A modo de
ejemplo se ha establecido una pérdida de carga de 2 metros a Qmax. La pérdida de carga para los
restantes flujos, calculados según la fórmula
Hfmax = Hf1*((Q2/Qmax)*2)
En el ejemplo de cálculo también se han puesto eficiencias estimadas para los diferentes flujos y
se ha calculado la energía equivalente y la producción.
Como se ve, el cálculo está relativamente detallado, y se puede discutir cuán apropiado es el
detallamiento, y también la cantidad de decimales. Aquí están las incertidumbres, que suelen ser
considerablemente mayores que la impresión que da el detallamiento (cantidad de agua, curva
de duración seleccionada, y también las lecturas de la curva de duración).
Días CaudalVolumen
anualCaídabruta
Pérdida de
cargaCaída neta Eficiencia e Producción
% /cant. medio mill. m3 m m m % kWh/m
3 GWh
% /m3/s
1 14/51 200/3,20 14,13 100 2,00 98,00 87 0,232 3,28
2 jun-22 180/2,88 4,45 100 1,62 99,28 88 0,236 1,29
3 10/36,5 130/2,08 6,56 100 0,85 99,16 86 0,232 1,52
4 10/36,5 85/1,36 4,29 100 0,36 99,64 84 0,228 0,98
5 10/36,5 65/1,04 3,28 100 0,21 99,79 80 0,218 0,71
6 10/36,5 50/0,80 2,52 100 0,13 99,88 75 0,204 0,51
Suma 60/219 36,22 8,30
Promed.
ponderado1,25 98,75 85,1 0,229
Intervalo
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
57
5.8 Producción de energía basada en simulaciones operacionales. Simular la operación de una planta hidroeléctrica significa imitar una hipotética carrera u
operación de la planta día por día (o por períodos más largos), durante un número de años,
dependiendo de cuántos años se tienen de datos de afluencia para la planta. Esto se hace creando
un modelo matemático de la planta con todos sus componentes (hidrología, estanque de
regulación, capacidad de admisión, altura de caída, aducción, eficiencias, otros). El modelo
matemático es luego transformado en un programa de computadora que luego lleva a cabo la
figurada operación de la planta Hidroeléctrica.
Un programa de simulación es una receta que consiste en una serie de "recados" de cómo la
planta debe operar en función de cómo evoluciona la situación día a día, por ejemplo, en lo que
se refiere al caudal.
El objetivo de la simulación es, en primer lugar, calcular la producción de un determinado
conjunto de los componentes anteriormente mencionados.
Otros resultados interesantes de una simulación, que puede tomar la forma de curva o tabla,
puede ser la variación de llenado de los estanques de regulación durante todo el año, el flujo de
agua durante todo el año en el tramo de río seleccionado, antes y después de la construcción (se
exigen para las solicitudes de concesión), y la producción a través del año. (N. del T: En Chile
se necesita este tipo de datos para obtener la aprobación para la construcción y operación de la
DGA).
Lo más complejo en una simulación, es crear una estrategia sobre cómo se efectuará el vaciado
de los estanques de regulación. En principio esto debería hacerse de modo que el resultado
económico sea el mejor posible, con aceptables impactos ambientales.
Para las plantas pequeñas habrá, en la mayoría de las necesidades prácticas, dos condiciones
actuales:
Caso 1: La planta no tiene capacidad de regulación.
Caso 2: La planta tiene uno, o un par estanques de regulación que apenas constituyen
una pequeña parte del volumen anual y que, en la simulación, son controlados por las
supuestas condiciones acerca de cómo el llenado debe ser llevado a cabo durante el año.
Caso 1
En este caso el programa mantiene el control de cuánta agua llega hasta la bocatoma cada
día(eventualmente otro período) y se preocupa de utilizarla para la producción de energía.
Si la afluencia es mayor que la capacidad de admisión de la turbina, se vierte el excedente por
la obra de seguridad con que cuente la bocatoma (vertedero, compuertas, rubber dam, etc.). Si la
afluencia es menor que el caudal mínimo de la turbina, toda el caudal afluente se pierde.
También se calcula la pérdida producida por la exigencia acerca del caudal ecológico.
Hasta ahora, el programa no hace otra cosa que lo que puede salir de los datos hidrológicos,
como se describe anteriormente. La mejora que consiste en simular la operación de esta manera
es que se puede calcular la pérdida de carga en la aducción y la eficiencia de la máquina por
cada día, como función del caudal en la turbina (afluencia). El cálculo que sigue se refiere a
estimar un valor promedio para estas variables. Adicionalmente a la información acerca de la
producción, también se podrá documentar cómo será el flujo de aguas residuales en el tramo ya
construido.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
58
Caso 2
Cuando la central hidroeléctrica tiene capacidad de regulación, el vaciado está controlado por
los criterios especificados. Como se mencionó anteriormente, estos criterios idealmente deben
fundamentarse en hipótesis económicas. Para una pequeña planta con pequeños estanques
suelen ser suficientes para estimar cómo el nivel del estanque de regulación debe variar a lo
largo del año. Un supuesto normal sería que los estanques se vacíen antes de que venga una
crecida, o antes de un segundo período, donde, según la experiencia, los caudales aumentan.
Frente a un período de aguas bajas, como durante el invierno, los estanques deben, de igual
manera, estar normalmente llenos. Estos criterios, también llamados curvas de control o las
curvas de vaciado del estanque, se incluyen como datos de entrada en el programa de
simulación. Al avanzar un poco, se puede fácilmente encontrar la forma de las curvas de control
que ofrece la producción más alta.
Hay una serie de programas de simulación de funcionamiento que están diseñados para
diferentes propósitos y que son más o menos lentos y más o menos complicados de utilizar. Los
programas más conocidos utilizados son VANSIMTAP y nMAG. Los programas del tipo como
los descritos, que satisfacen la demanda, en la gran mayoría de los casos, para las plantas aquí
descritas son, al mismo tiempo, simples y razonables de utilizar. Cuando los datos principales
están en su lugar, antes que nada la base hidrológica, se puede, de una manera mucho más fácil
que por los otros métodos ya descritos, investigar el efecto en la producción de la variación de
otros factores como el caudal de diseño, el diámetro de las tuberías, la utilización de la caída,
restricciones (caudal ecológico), y otros.
Tales cálculos serán realizados, por lo general, por consultores que tienen la experiencia y las
herramientas de cálculo disponibles para el efecto. Con ayuda de un simple programa de
simulación, como el descrito anteriormente, puede, una persona experimentada, comprobar el
impacto y calcular la producción para conjuntos de datos que es de interés investigar.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
59
6 COSTOS
6.1 Generalidades El cálculo de costos es una parte importante del planeamiento y las resoluciones en el proceso
desde el bosquejo hasta la construcción del proyecto. Poco a poco se logra una mejor base, y los
cálculos se pueden hacer mejor fundamentados y precisos a medida que se avanza en las
distintas etapas de ingeniería.
En la primera fase, es suficiente tener una base general de costos combinada con experiencia
propia y conocimiento del proyecto actual. Más adelante será necesario disponer de
estimaciones de costos más detalladas y desglosadas.
6.2 Curvas de costos de NVE Una base de costos para plantas hidroeléctricas de menos de 10 000 kW, Manual 2005:1,
publicado por NVE, se puede utilizar como base para las estimaciones de costos para un
proyecto de planta hidroeléctrica en una fase de bosquejo.
La base de estas curvas de costo es del 1 Enero de 2005. La base de costos se está actualizando
y la nueva base se espera que esté lista para mediados de 2010.
En el mercado de las micro, mini y pequeñas centrales hidroeléctricas, sin embargo, hay algunas
diferencias de precios importantes en lo que concierne al equipamiento. El precio de la turbina y
el generador, los equipos de control, etc., depende de la calidad, el alcance y de dónde se
fabrica.
Por ello, se recomienda tomar contacto con los proveedores, para obtener el precio actual y
también solicitar las listas de referencias de los equipos.
6.2.1 Aporte de instalación para la conexión a la red
Las empresas dedicadas a la administración de redes eléctricas pueden establecer un aporte de
instalación para cubrir los costos fijos de nuevas conexiones a la red o el refuerzo de la red para
el productor existente. Este es un costo que no se maneja dentro de la base de costos en NVE y
debe ser clarificado con la empresa administradora de red.
6.3 Precios de presupuestos, números empíricos, ofertas Como un suplemento al Manual NVE, tanto para la fase de bosquejo, como para las fases
posteriores se puede utilizar, entre otras, las siguientes fuentes
Números empíricos propios
Números empíricos de consultores
Precios de presupuestos de proveedores
Cotizaciones / Ofertas de contratistas y proveedores.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
60
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
61
7 ECONOMÍA DE LA CENTRAL DE ENERGÍA.
7.1 Generalidades Para llegar a determinar cuáles opciones del proyecto son económicas, primero se debe realizar
un análisis simplificado para una selección gruesa. Luego se realizará un análisis más detallado
para las opciones seleccionadas, considerando estimaciones detalladas de los costos de
construcción y gastos de operación con la financiación definitiva de los proyectos seleccionados
llevados a cabo antes de tomar la decisión final de inversión.
Un análisis económico de un proyecto hidroeléctrico necesita información de datos acerca de
ingresos y gastos.
Los ingresos serán el resultado del cálculo de la producción de energía y la suposición de los
precios de la energía en el futuro, o el costo alternativo de tener que comprar energía en el
mercado.
Los gastos serán los costos de capital en la inversión, gastos futuros de operación y de
mantenimiento, impuestos, tasas y tarifas netas.
Son de gran importancia para los ingresos/gastos y costos alternativos, temas como cuán
grandes serán la potencia y la producción energética de la planta hidroeléctrica, qué parte de la
producción será para el consumo propio y cómo será la conexión a la línea.
Los costos de capital están dados por la estimación de gastos y las condiciones de
financiamiento. Estos cálculos se pueden realizar considerando la inflación, tanto en los costos,
es decir, la tasa de interés nominal (renta bancaria) y los ingresos. Como alternativa, los cálculos
se pueden realizar en los costos fijos, es decir, sobre la base de la renta real (renta nominal
menos la inflación), y con los ingresos a precio fijo.
Esto debe ser tomado en cuenta, si se puede asumir que, en el futuro, la energía tendrá mayores
precios, en relación con otros costos (apreciación real).
Para análisis gruesos, lo más sencillo es realizar estos cálculos con precios fijos, sin inflación,
mientras que un definitivo análisis financiero empresarial finalmente se realiza con la inflación
asumida y con los términos de financiamiento definitivos.
Los costos de operación y mantenimiento se conocen a partir de datos empíricos, o pueden
calcularse a partir del correspondiente procedimiento operativo previsto.
7.2 Análisis Económico Grueso. Los análisis gruesos son necesarios en la partida del proceso de selección de las opciones. Los
costos principales serán:
Los costos de la construcción
Los costos de capital
Los costos de operación y mantenimiento
Impuestos
Los costos de la construcción se pueden dividir en porcentaje de los principales elementos que
se indican a continuación, pero son, obviamente, dependientes en gran medida de cada proyecto:
%
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
62
El acceso a la casa de máquinas y bocatoma 1-5
Presa y bocatoma 5-10
Vía fluvial 10-50
Turbina, Sistema de control de la turbina, válvula, etc. 20-30
Generador, instalaciones de control y transformador. 15-25
Casa de máquinas 2-5
Conexión a las líneas 5-15
Adm., contratos planeamiento, detallamiento, supervisión de la
construcción.
7-10
Derechos de caída, eventuales 2-5
Para asegurar la inversión contra costos imprevistos, períodos de sequía o bajos precios de la
energía, especialmente los primeros años, los costos de la construcción, deben ser
suficientemente conservadores.
7.3 Optimización económica de los componentes de la planta Las principales dimensiones de la planta de energía, tales como la capacidad de admisión de la
turbina, la sección transversal de la vía fluvial, la altura de la presa, etc., están determinadas por
un cálculo de optimización económica. Para los cálculos aproximados, sin embargo, puede ser
ventajoso utilizar algunos datos empíricos sobre cuáles resultarán ser las dimensiones correctas.
Para la capacidad de admisión de la turbina puede, como una regla de oro, utilizarse
aproximadamente 2 x caudal medio en el río (si no está regulado). El diámetro de la cañería de
afluencia puede ser diseñado para una velocidad máxima de 3-4 m/s. Para los túneles, la
velocidad será algo más baja, aprox. 2 m/s.
Cuando se ha seleccionado la mejor alternativa de proyecto, este debe ser optimizado, con el fin
de hacer una mejor estimación de los costos, basado en los criterios de inversión elegidos.
El objetivo de la optimización es determinar la altura de la presa económicamente correcta, las
dimensiones de la bocatoma y la capacidad de la unidad. Cuando los costos adicionales, por un
aumento de las dimensiones, son iguales al valor actualizado neto de los ingresos más altos que
se obtienen, el sistema es de las dimensiones económicas adecuadas. Tal cálculo puede
realizarse con un programa computacional/planilla de cálculo o gráfico.
7.4 Análisis económico final selección del proyecto. Para realizar el análisis económico final del proyecto es necesario lo siguiente:
Futuros ingresos netos (ingresos brutos menos los gastos) durante toda la vida útil. Los ingresos
y gastos se presentan en millones de coronas noruegas inflacionadas.
Se congelan las bandas de precios de la energía. Esto puede ser un acuerdo concreto
sobre precio de la energía, con un comprador de energía, a un precio acordado de kWh
durante todo el año y regulación a través del tiempo. No es fácil conseguir por varios
años tales acuerdos. En el mercado actual los precios varían fuertemente durante el año.
Para el análisis económico del proyecto es, por lo tanto, importante obtener una banda
de precios realista.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
63
Cálculo de la producción de energía basada en los mejores datos de escorrentía y, de
preferencia, con algunos años de mediciones de flujo de agua, para que la producción se
puede calcular durante todo el año para cada mes. La producción de energía se presenta
para año promedio, años secos y años húmedos. Debe ser considerado el tiempo de
duración porque parte de la energía se pierde debido al mantenimiento planificado y por
algunas interrupciones no planificadas. La producción media para cada mes se utiliza en
el cálculo del valor actualizado neto de futuros ingresos brutos, mientras que los años
húmedos y secos se usan en un cálculo de sensibilidad.
El consumo de energía durante el año se supone, y el valor del kWh en relación con el
precio de opciones alternativas de volumen similar.
El ingreso bruto de cada mes y de cada año se calcula para las diferentes bandas de
precios. Los costos de operación y mantenimiento se estiman. Un programa operativo
planificado, con costos acordados para las personas, con gastos de viajes, etc. Los
impuestos y eventuales derechos deben ser discutidos y clarificados con las autoridades.
La tasa interna de retorno es aquella que hace que el valor actualizado neto de los futuros
ingresos y gastos, durante la vida útil seleccionada, sea igual a la suma de todas las inversiones,
incluyendo los intereses durante el período de construcción.
Normalmente, para una planta de energía hidroeléctrica se utiliza, para el cálculo del valor
actualizado neto, los ingresos de 40 años de funcionamiento, aunque la vida útil económica sea
más larga para la mayoría de las piezas de la planta. En el método de valor actualizado neto, los
ingresos excesivos de 40 años tienen poco valor hoy en día, por el uso de tasas de descuento
inferiores al 10%.
Para las plantas más pequeñas, sin embargo, la experiencia muestra que la vida útil a considerar
no puede ser tan larga. Se proponen 30 años, que es el tiempo en que una buena parte de los
equipos electro-mecánicos deben ser reemplazados. Si la renta interna calculada, sin la inflación
y después de impuestos es mayor que 5 – 7 %, la economía del proyecto será satisfactoria, si es
que tiene liquidez para también pasar los años secos.
La liquidez es controlada durante una cantidad de años adelante en el tiempo, haciendo una lista
de los ingresos y gastos, incluidos los derechos y donde el ingreso varía de años húmedos a
secos, para asegurar, incluso en los años secos, la liquidez del proyecto. Algunos bancos han
adaptado la financiación para que los pagos puedan variar en función del ingreso. El ingreso
neto se calcula como el valor de la producción de la energía vendida, menos los costos de
operación, alquiler de la red, pago de intereses y la depreciación.
7.5 Sensibilidad Como se mencionó anteriormente, habrá incertidumbre acerca del tamaño de varios de los
parámetros del cálculo. Debe, por tanto, calcularse cuáles serán las consecuencias para el
proyecto, de que los parámetros más importantes sean más grandes o más pequeños. En
particular, será importante saber para qué valores el proyecto será directamente no rentable. Se
calcula, por ejemplo, la tasa interna de retorno, es decir, el retorno sobre el capital, para varios
valores de los parámetros más importantes. Estos serán los siguientes:
Costo de la construcción
El precio de electricidad en el futuro
La producción / afluencia
Utilización propia de la energía
Los impuestos dependientes de la producción deben ser incluidos en los cálculos.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
64
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
65
8 PLANEAMIENTO TÉCNICO DE LA CENTRAL DE ENERGÍA.
8.1 Generalidades La planificación y construcción de una central hidroeléctrica tiene un aspecto técnico, uno
económico y un aspecto ambiental no menos importante.
El planeamiento técnico de un proyecto de central hidroeléctrica comienza identificando
posibles lugares alternativos para la bocatoma y la descarga de la central hidroeléctrica.
Normalmente, se debe investigar varias opciones con bosquejos y sus estimaciones antes de
elegir un destino final a una planificación más detallada.
Los requisitos previos para una buena planificación técnico-económica en la etapa de
detallamiento son los siguientes:
Los requisitos ambientales deben ser conocidos antes de los planes finales de ingeniería,
como el requisito de entrega del caudal mínimo aguas abajo, eventuales exigencias
acerca de la válvula de derivación en la casa de máquinas, los requisitos del rerecho de
agua y medioambientales , trazado de la línea, etc.
Cartografía escala 1:500 ó 1:1 000 para la zona, o de 1:5.000 para la zona incluyendo
perfiles del sitio de la barrera, del trazado de la conducción, y el área de la casa de
máquinas.
El caudal con su distribución durante todo el año, preferentemente de mediciones en su
propio río.
Conocimiento acerca de las condiciones del suelo para el sitio de la barrera, la
conducción y la casa de máquinas.
Conocimientos profundos acerca de las condiciones del hielo (N. del T.: En Chile, a
diferencia de Noruega, los efectos del hielo sólo son relevantes en algunas regiones o
altitudes) y las crecidas en el río, especialmente en la ubicación prevista para la
bocatoma, pero también la de la casa de máquinas, para que no se inunde durante una
crecida .
Lista de propiedades que pueden ser afectadas por la construcción, o que deben
considerarse en el diseño de la central.
Un buen precio base para la optimización de los componentes principales. Una mala
base puede conducir a que se seleccione equivocadamente la dimensión de los equipos,
lo que puede dar lugar a revisiones de los planes o debilitamiento de la economía en el
proyecto, si el error no es descubierto a tiempo.
Clasificación de las barreras o presas, las compuertas y las conducciones (tuberías,
túneles, etc.) en relación con qué consecuencias cualquier malfuncionamiento o falla
pueda implicar. La clasificación determina qué requisitos técnicos se aplicarán a los
diferentes componentes de la central, y qué planes deberán ser elaborados. (N. del T.:
Los requisitos de seguridad y la clasificación de riesgo de Noriega difieren de los
chilenos, pero la correlación entre el nivel de riesgo y el deatlle de los planes exigidos
son similares)
En cualquier proyecto existe cierto riesgo en las fases de construcción y de operación. Un buen
plan debe identificar todos los factores de riesgo para el proyecto, y contar con una evaluación
de la sensibilidad de la economía del proyecto respecto de ellos.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
66
8.2 Presa, bocatoma, compuertas y tuberías En Noruega, la NVE supervisa y aprueba el planeamiento, la construcción y la operación en
relación a la concesión que la ampara y las clases de consecuencia de falla (Clase 0 a, siendo 0
la más leve y 3 la más grave). En este texto se ha omitido el detalle de las Normas noruegas.
8.3 Barrera (o Presa) y bocatoma La barrera en el río y la bocatoma deben ser planeadas en conjunto, pero no necesitan ser
construidas juntas en una instalación común.
En una laguna , la barrera debe estar necesariamente a la salida. La bocatoma, en cambio, debe
estar allí donde sea más conveniente para la conducción a la casa de máquinas.
Con la bocatoma en el río, lo que a menudo resulta más apropiado es construir la barrera y la
bocatoma como una instalación común.
8.3.1 La barrera o presa
La función principal de esta obra, en centrales de pequeña potencia con bocatoma en el río, es
establecer una pequeña poza, frente a la bocatoma de la central hidroeléctrica de modo tal que:
Se establezca una cubierta de hielo estable, si los efectos del hielo son relevantes
La bocatoma con la reja quede bien protegida del hielo y desechos flotantes
La velocidad del agua frente a la bocatoma se reduzca
Se reduzca el riesgo de transportar aire
Cualquier sedimento en el río se asiente en la poza y luego se lave
Se tenga una superficie suficiente para que el regulador de nivel de agua de la turbina
pueda funcionar satisfactoriamente
Las bocatomas en pequeñas lagunas ofrecen las condiciones más favorables y deben perseguirse
tanto como sea posible.
Cons estas bocatomas también se pueden investigar las posibilidades de mayor o menor
regulación, de tal manera que:
• Se reduzca la pérdida por vertido en períodos de precipitaciones cortas
• Ajustar la producción al consumo a lo largo del día sin pérdida de agua
• Tener oportunidad para una regulación estacional
Tipos de presas
El tipo de presa más común de pequeñas centrales hidroeléctricas es la presa de gravedad de
hormigón (presa masiva), fundada sobre roca. Las presas de contrafurte en hormigón son
también ampliamente utilizadas. Para las presas bajas (<5 m) en roca, estos tipos de presa serán
los más baratos. Aquí la presa será una parte del evacudo de crecidas, mientras que una presa de
tierra debe tener vertedero propio.
Aparte de las condiciones de fundación en roca, la disponibilidad de materiales locales o las
condiciones de acceso puede demandar que sean considerados otros tipos de presa, como presas
de tierra (varios tipos), presa de arco, presa de madera(permitidas en las clases d consecuencia
de falla 0 y 1), presa de cajones de madera, presa de gaviones, etc. Las antiguas presas
existentes del tipo muelle de piedra, construidas como mampostería de piedra también pueden
utilizarse, pero a menudo deben rehabilitarse, para cumplir con la normativa vigente.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
67
Vertedero
La presa debe ser capaz de desviar una crecida sin daño, y de manera que la parte superior de la
presa o la caseta de de compuertas no resulten inundadas. Para una presa de hormigón en roca,
el vertedero estará, normalmente, sobre la presa. El vertedero se colocará de modo tal que la
energía del agua en el desagüe, pueda ser soportada por el cerro sin cavar en el suelo, y así los
cimientos de la presa no se verán afectados.
Capacidad del vertedero sobre el umbral: 5,1
0dim HLcQ [m3/s]
Donde:
Qdim - Capacidad de inundación [m3/s]
c - Coeficiente de descarga
L - Longitud del vertedero [m]
H0 - Carga en el vertedero(nivel del agua sobre el umbral) [m]
La crecida de diseño Qdim, será Q1000 (intervalo de repetición 1000 años) para las presas de clase
de consecuencia de falla 2, 3 y 4. Para las presas de clase de consecuencia de falla 0 y 1 serán
Qdim respectivamente Q200 y Q500.
desagüe en la presa
De vez en cuando, la poza de la bocatoma al frente de la presa debe poder vaciarse de desechos
flotantes y de sedimentos, en adición a que la presa también necesita vaciarse para reparaciones.
La presa debe construirse con un dispositivo de desagüe. Puede haber desagüe de fondo, con
una compuerta de corredera, o una válvula de compuerta deslizante. Alternativamente, puede
utilizarse tableros, o cierre de perfiles de aluminio, o tableros impregnados.
Entrega del caudal mínimo aguas abajo
Como parte del proceso de concesión de licencias, los desarrolladores estarán obligados, como
regla general, a entregar o dejar pasar un caudal mínimo aguas abajo de la de la bocatoma,
debido a consideraciones ambientales. Esto se conoce como entrega del caudal mínimo de agua
(N.del T: En Chile se le conoce como caudal ecológico). Esta obligación puede exigirse, con
caudal variable a lo largo del años,.
Cuando lo permita el desarrollo sin licencia (exenciones de licencias), el caudal en períodos
bajos (véase el Capítulo 4 Hidrología) deberá devolverse al tramo del río afectado por la
construcción.
8.3.2 Bocatoma
La función más importante de la bocatoma es, con la mínima pérdida de carga:
• Conseguir que el agua entre en la conducción, sin transportar junto con ella: aire, sarro o
hielo. Se evitan así problemas con la turbina.
La bocatoma se equipa con un reja (parrilla) y con un equipo de cierre. Esto último suele ser
una compuerta o, en algunos casos, una válvula.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
68
La bocatoma debe ubicarse en la posición correcta en relación con el flujo, de manera que el
desecho flotante termine en el vertedero durante los periodos de crecidas y no en la bocatoma, ,
para no taparla. Un río con mucho desecho flotante, hielo a la deriva y sedimentos, debe ser
estudiado cuidadosamente antes del diseño y de la ubicación final. Usualmente se ubica la
bocatoma en relación con el trazado de la conducción, de tal manera que la conducción resulte
lo más barata posible.
La bocatoma se construye en hormigón, mientras que una eventual caseta de compuertas en el
piso, para la colocación de un dispositivo de apertura, cierre y control, puede fabricarse en
madera. En la mayoría de los casos se omite la caseta de compuertas.
Rejas
Con el fin de evitar que objetos grandes, tales como ramas, ramitas y piedras, entren a a
conducción, se instala una reja en la bocatoma, para evitar daños en equipos tales como la
válvula, la turbina, etc. La reja se diseña para una diferencia de presión dada, para resistir a la
obstrucción parcial de musgo, follaje, etc. La reja se coloca suficientemente inmersa en relación
con el nivel del agua en la poza de la bocatoma, para evitar problemas con el hielo y formación
de sarro. Además, el umbral de la reja se levanta desde el fondo del río para que no se produzca
ingreso a la bocatoma del sedimento transportado del fondo del río.
La reja está construida de tal forma que reduce al mínimo la pérdida de carga. La luz entre las
barras de la reja no deberá ser superior a la dimensión que permita retener a los elementos que
se pueden atascar en la turbina cuando el aparato guía esté en aprox. 80% de la posición abierta.
Para pequeñas centrales hidroeléctricas se selecciona el área de la reja para asegurar una
velocidad bruta de 0.5 – 0.8 m/s en el interior de su sección transversal. Las velocidades bajas
también simplifican la limpieza de la parrilla.
Para las centrales hidroeléctrica de una cierta dimensión, donde, en ciertos períodos del año,
puede haber mucho aporte de musgo, follaje, etc., puede ser necesario instalar un limpiador
automático para la parrilla del separador.
8.3.3 Compuertas, generalidades.
En relación con las presas y la bocatoma puede ser necesario instalar un dispositivo de cierre
maniobrable para diferentes propósitos. Se pueden distinguir tres grupos principales:
compuertas de la barrera (barrera móvil) para evacuar las crecidas
• compuertas superficiales en la presa
• compuertas en el piso de la presa
compuertas de la bocatoma, para el cierre desde la poza de capatación a la conducción
compuertas para el cierre de la tubería tubería de admisión hacia aguas abajo
En una central hidroeléctrica pequeña normalmente no se usan compuertas de la barrera. Las
compuertas de la barrera encarecen la instalación y requieren maniobrabilidad.
La necesidad de compuertas debe considerarse, para cada instalación, a partir del requerimiento
del vertedero o evacuador de crecidas, de desagüe de la cámara de carga, el cierre de la
conducción en ciertas situaciones, etc.
En general, de las compuertas se espera que sean de construcción sólida y confiable en todas las
condiciones operacionales. Las compuertas y el equipo asociado deben ser construidos y
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
69
colocados tomando en cuenta la funcionalidad, la seguridad en la operación y la accesibilidad,
para que la inspección y mantenimiento se lleven a cabo.
El cabrestante de maniobras debe tener la capacidad de asegurar las maniobras de la compuerta
según los requisitos funcionales establecidos.
Tipos de compuertas
A continuación se enumeran las compuertas típicas, apropiadas para pequeñas centrales
hidroeléctricas:
• Compuertas deslizantes
Las compuertas deslizantes se utilizan, amenudo, como compuertas de deagüe en las
presas y transferencias, pero también como compuerta de la bocatoma, para cerrar el
paso hacia la cámara de carga. Además, las compuertas deslizantes se utilizan como
compuertas en la tubería de admisión para plantas que estásn sumergidas. Las
compuertas deslizantes son apropiadas para el desagüe ya que, en las estaciones que
están sumergidas, tienen posiciones intermedias con las que se puede regular la cantidad
desaguada.
Las compuertas deslizantes están equipadas con rieles de deslizamiento, a menudo
fabricados en latón o bronce, los cuales se deslizan contra una superficie de acero
inoxidable en las guías. La hoja de cierre puede estar hecha como una construcción
envigada o en placa masiva. Se usan perfiles de goma para sellar.
• Compuerta de rodillo
Las compuertas de rodillos se utilizan, principalmente, como compuertas de bocatoma,
en la bocatoma de la central hidroeléctrica, y se usan cuando hay necesidad de una
función de cierre de emergencia. Una compuerta de rodillo debe poder cerrar por su
peso propio, es decir, sin ayuda de cabrestante, cuando hay flujo lleno a través de la
compuerta de salida. Una compuerta de rodillo está calculada para estar completamente
abierta o cerrada, y, por lo tanto, no es muy apta para estar en posiciones intermedias,
como compuertas de desagüe.
Las compuertas de rodillo más grandes son, por lo general, de construcción envigada,
mientras que las más pequeñas se fabrican como placas masivas. Tales compuertas
están equipadas con ruedas o rodillos, para que las fuerzas de fricción sean tan
pequeñas, que la compuerta pueda descender. Como sello se usan perfiles de goma.
En adición a estos tipos de compuertas pueden, eventualmente, llegar a ser compuertas de sector
y compuertas de chapaleta, para centrales hidroeléctricas de una cierta dimensión, en relación
con la crecida sobre la presa, y la regulación del nivel de agua en la cámara de carga.
El cabrestante de maniobras para las compuertas puede ser mecánico o hidráulico. El
cabrestante hidráulico es el tipo más utilizado. El equipamiento hidráulico estáestandarizado , en
gran medida,, por lo cual las piezas son fácilmente accesibles. Además, las soluciones técnicas
suelen ser muy fiables y lo suficientemente robustas como para soportar la operación, incluso a
muy bajas temperaturas. El cabrestante hidráulico tiene su ventaja para las compuertas que, en
caso de emergencia, deben abrir o cerrar por su propio peso, sin aporte de fuerza.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
70
Los cabrestantes mecánicos en forma de torno son también soluciones robustas, en muchos
casos alternativas al cabrestante hidráulico.
8.4 Conducción
8.4.1 Generalidades
La conducción se define como la vía que el agua sigue para llegar, desde la bocatoma, hasta la
casa de máquinas, y, después, para continuar hasta el final del río o el mar. La conducción
puede estar formad por tuberías, túnel (excavado o perforado), pique o canal. Las conducciones
largas pueden constituir más del 50% del coste total de la central. Normalmente, son tuberías, ya
sea sobre fundaciones o enterradas, lo más relevante para las centrales eléctricas pequeñas. El
túnel es el más apropiado para caudales mayores o cuando una tubería que no es factible, debido
a las dificultades del terreno. Sin embargo, no es raro que una combinación en que un pique
perforado puede utilizarse con ventajas.
La conducción debe ser considerada y planificada con cuidado (especialmente las conducciones
largas). Lo siguiente debe ser evaluado:
• Presión de agua presentada
• Consecuencias de falla
• Peligro de deslizamientos de tierra
• Peligro de congelamiento de la conducción
• Costos de inversión
• Costos de mantenimiento
Dependiendo de la presión del agua presentada y del diámetro de la tubería, grandes fuerzas
podrían ser absorbidas en los cambios de corte transversal y de dirección en el trazado de la
tubería.
Cuando se selecciona una conducción, debe hacerse un cálculo económico para determinar la
sección óptima. Hay varios casos donde la construcción se realiza con una sección transversal
muy pequeña, que produce una pérdida de carga que reduce los ingresos de la central, o con
una sección transversal demasiado grande, que produce altos e innecesarios, costos de inversión.
La avería de una tubería puede tener consecuencias importantes para las personas, el medio
ambiente y la propiedad. De igual manera, una avería puede ser desastrosa para las finanzas del
desarrollador. Si la avería es causada por la falta de planificación o de falta de las normas
aplicables, lo más probable es que la compañía de seguros NO cubrirá la pérdida!
8.4.2 Tuberías
Tipos de tuberías
Hay varios tipos de tuberías que pueden ser relevantes. Para grandes dimensiones, combinadas
con alta presión, sólo el acero es apto como material de tuberías. Para menores presiones o
dimensiones se tiene la posibilidad de elegir entre diferentes materiales de tuberías que tienen
diferentes demandas de los métodos de extensión y fundación. A continuación se enumeran una
serie de tipos de tuberías utilizadas, requerimientos del reglamento de seguridad de las presas
noruego, así como las directrices de los equipos de cierre y drenaje, las tuberías y compuertas
transversales. Si las tuberías de utilización comunes estandarizadas y producidas en serie se
desvían de las recomendaciones dadas en las directrices noruegas, se debe se requerirá
documentación adicional de las tuberías.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
71
Tipo de
Cañería
Área de utilización/construcción/fundación/mantenimiento
Tuberías de
acero Las tuberías de acero pueden, en principio, encontrarse disponibles en "todas" las
longitudes, diámetros y clases de presión, pero a menudo vienen en paquetes de 6 ó 12
m. La tubería que va libremente apoyada se monta con juntas de expansión, en los
bloques de anclaje, para absorber el movimiento axial producto de las variaciones de
temperatura y de presión. Para la tubería libremente apoyada, la distancia entre
fundaciones se elige hasta 12 m allí donde las condiciones lo permitan
Las tuberías enterradas pueden instalarse sin juntas de de expansión ni bloques de
anclaje, allí donde hay facilidades. Las tuberías enterradas quedan muy bien equipadas
con facilidades de inspección a intervalos regulares a lo largo de la tubería.
Cuando las condiciones son adecuadas, las tuberías enterradas proporcionan
solución más barata.
Las tuberías de acero requieren de limpieza por chorreo y pintura, por dentro y por
fuera. Para tuberías enterradas se realiza, por fuera, un tratamiento anticorrosivo
adicional, por ejemplo, capa de polyetyleno.
Como alternativa a la soldadura de juntas de la tuberías en la instalación, se utiliza, en
algunos casos, acoplamientos de tensión constante.
Cañerías de
fierro fundido
Las tuberías de hierro fundido dúctil son, a menudo, una alternativa al acero. Las
tuberías vienen en longitudes, diámetros y clases de presión estándar, que se conectan,
mediante acoplamientos con tensión permanente, o sin tensión permanente. Las
longitudes estándar son de 6 y 7 m, dependiendo del proveedør.
Las tuberías de hierro fundido se instalan libremente acostadas, apoyadas en las
fundaciones o enterradas en la zanja. La distancia entre fundaciones para las tuberías
libremente apoyadas es de 6 o 7 m, dependiendo de la longitud de la tubería.
Cuando los acoplamientos son sin tensión permanente, los ductos libremente apoyados
se deben ejecutar con fundación fija para cada ducto.
Para las tuberías bajo tierra, con pendiente de aprox. 15g, se realizará,
independientemente de las condiciones del terreno, cálculos que muestren cómo será
protegida la estabilidad de la tubería suministrada (incluida la eventual utilización de
bloques de anclaje, y / o tuberías con acoplamientos de tensión constante).
Las tuberías de hierro fundido dúctil son generalmente reemplazadas cuando están
maduras para el mantenimiento.
Cañerías de
PRFV
(Poliester Reforzado con Fibra de Vidrio)
Las tuberías PRFV pueden ser una alternativa al acero o al hierro fundido dúctil,
vienen en longitudes, diámetros y clases de presión estándar, y están conectadas
mediante acoplamientos sin tensión permanente. La longitud estándar es de 6 a 12
metros dependiendo de los proveedores. Las tuberías de PRFV se entregan
garantizadas contra quebradura. Es posible obtener uniones con tensión permanente.
Las tuberías de PRFV se instalan libremente apoyadas sobre fundaciones o enterrados
en zanjas de relleno.
Las tuberías libremente apoyadas se instalan con fundación fija para cada cañería. La
distancia entre fundaciones es de 6 a 9 m, dependiendo de la longitud de la cañería.
Cada cierto tiempo, los acoplamientos y fundaciones requerirán de cierto
mantenimiento.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
72
Las fundaciones para las tuberías de PRFV bajo tierra, con pendiente de aprox. 15g, se
rigen por las indicaciones correspondientes para las tuberías fundidas en hierro dúctil.
Cañerías de
PE
(Polietileno)
Las tuberías de PE se utilizan generalmente enterradas, pero se pueden colocar sobre
el terreno en la clase de consecuencia de falla 0 y 1. Las tuberías de PE se suministran,
ya sea en rollos, en los diámetro menores, o como piezas de longitud fija, para soldar
entre sí en terreno.
Las tuberías se suministran en diémetros y clases de presión estándares y garantizadas
contra quebraduras.
Las tuberías de plástico normalmente se sustituyen cuando están maduras para el
mantenimiento.
Las fundaciones para las tuberías de PE para pendiente sobre aprox. 15g, se rigen por
las indicaciones correspondientes a las tuberías mencionadas antes.
Cañerías de
hormigón
pretensado
Las tuberías de hormigón son en cierta medida, utilizadas para grandes diámetros, a
moderada y baja presión de agua, pero, debido a su gran peso, están infrautilizadas.
Sólo se permite utilizarlas enterradas, y se requiere una buena compresión, ya que no
pueden soportar el asentamiento irregular.
Cañerías de
madera
Las tuberías de madera pueden ser utilizadas tan sólo como tuberías libremente
apoyadas en la clase de consecuencia de falla 0 y 1, y con presión de agua de hasta
aprox. 40 m. Las tuberías de madera pueden soportar pequeña presión antes de
colapsar. El trazado de la tubería y los órganos de ventilación, por lo tanto, deben
seleccionarse de tal manera, que no haya presión negativa a lo largo de alguna parte de
la ruta. Las tuberías de madera se instalan, habitualmente, contínuas y libremente
apoyadas en las fundaciones.
Las tuberías de madera requieren de fundaciones relativamente densamente instaladas,
a distancia de 3-4 m. La distancia se calcula en cada caso.
Las tuberías de madera requieren de relativamente mucho mantenimiento en el tiempo.
Hay que decir que las diferencias de precios entre los tipos de tuberías pueden variar
con el tiempo, dependiendo de la evolución de las materias primas actuales.
Optimización de los diámetros de tuberías
En la tubería de entrada se producen pérdidas de carga que aumentan con la velocidad del agua.
Esto se debe principalmente a la fricción entre el agua y la pared de la tubería. Adicionalmente,
están las pérdidas de carga singulares en las curvas, reducciones, ensanchamientos, etc. Como
una turbina de agua utiliza la energía de presión del agua, se trata de hacer que la menor
cantidad de energía se pierda en la conducción.
Para una cantidad determinada de agua, la pérdida de energía es influida por tres factores:
Longitud de la tubería
Diámetro interior de la tubería
Superficie interior de la tubería (rugosidad)
La selección del diámetro de la tubería es un equilibrio entre los costos de la tubería y la pérdida
de carga en la tubería. La sección de la tubería se determina de tal modo que el costo marginal
del aumento de la sección transversal debe ser igual al valor de la energía creada. O para decirlo
de otra manera: El diámetro óptimo de tubería se encuentra cuando se determina aquella sección
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
73
transversal cuyo costo para el último aumento de la sección transversal es igual al valor
presente de los ingresos futuros, debido a este aumento. Para la optimización de la conducción
se utiliza un precio de la energía que refleja la situación en el futuro lo mejor que se pueda
estimar.
Diámetro de la tubería:
maksC
QD
4 [m]
donde: Q - Capacidad de admisión de la turbina [m3/s]
Cmax - Velocidad máxima del agua AQ
[m/s]
A - Sección de la cañería [m2]
π - 3,14 [-]
La velocidad en una cañería, después de la optimización se encontrará en un rango entre 2 – 4
m/s, basada en el caudal máximo de la turbina.
Para ductos con alta presión puede ser económico aumentar el diámetro en la parte superior,
donde la presión es menor. La tubería se puede así dividir en rangos de presión, cada uno con su
diámetro óptimo.
La longitud de la tubería depende del trazado seleccionado desde la bocatoma hasta la casa de
máquinas. Básicamente, se deben elegir los trazados que ofrecen la longitud de la tubería más
corta posible, y donde también sea fácil de instalar la cañería. Al confirmar el trazado y la
longitud de la cañería, se debe tener en cuenta las irregularidades del terreno y de los desvíos
que se ejecutará desde la bocatoma hasta la casa de máquinas..
La pérdida de carga en una tubería, como se ha mencionado, se determina por la longitud del
tubo, el diámetro, la velocidad del agua y la rugosidad en la pared de la tubería.
Pérdida de carga: g
CDL
htap
2
2
[m]
hvor: λ - Coeficiente de fricción [-]
L - Longitud de la tubería [m]
D - Diámetro de la tubería [m]
C - Velocidad del agua [m/s]
g - Aceleración de gravedad [9,81 m/s2]
El coeficiente de fricción de la tubería depende de la rugosidad de la superficie de la tubería, el
diámetro y la velocidad del agua.
A continuación se muestran los coeficientes de fricción para diferentes tuberías, como base para
estimaciones aproximadas. El coeficiente de fricción disminuye con el aumento de diámetro y
aumenta con la disminución de la velocidad en la tubería.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
74
Tipo de tubería Coeficiente de fricción
Tubería de acero (recién pintada) Rango de tamaño 0,015
Tubería de hierro dúctil fundido Rango de tamaño 0,016
Tubería de poliester reforzado PRFV Rango de tamaño 0,015
Tubería de polietileno PE Rango de tamaño 0,015
Tubería de hormigón pretensado Rango de tamaño 0,050
Tubería de madera Rango de tamaño 0,030
Para determinar el tipo de tubería y su costo debe determinarse la presión máxima para la cual
será diseñada. Cuando hay rechazo de carga, o una toma de carga, es decir, cuando hay cierre o
la apertura del aparato guía de la turbina se producen variaciones en la presión en la aducción.
Bajo variaciones de las condiciones , se producen variaciones en la presión que aumentan con
mayor longitud de la tubería y mayor velocidad del agua. La variación de presión, junto con la
altura de caída, son determinantes para determinar la presión de diseño de la tubería de entrada.
El aumento máximo de la presión para una tubería con alturas de caída de sobre 200 m aprox.
Será del orden del 10 % de la altura de caída bruta aprox. Para presiones más bajas, el máximo
aumento de la presión sera del rango de 15 – 20 %.
El establecimiento del tiempo de cierre para el aparato guía de la turbina es una elección que
compromete el equilibrio entre las variaciones admisibles de la presión en la conducción y el
aumento del número de revoluciones de la unidad turbina-generador.
Un rápido tiempo de cierre produce grandes variaciones en la presión y pequeños incrementos
en el número de revoluciones, mientras que un largo tiempo de cierre produce pequeñas
variaciones de presión y gran aumento del número de revoluciones.
Para las turbinas Pelton con deflector, que dobla el chorro de agua cuando hay un rechazo de
carga, las variaciones de presión del agua en la entrada pueden ser menores que, por ejemplo,
para una turbina Francis con un largo el tiempo de cierre de las agujas.
8.4.3 Tuberías enterradas
Generalidades
Para elegir un buen trazado de tubería se requiere tener buenos mapas superficiales o una buena
topografía. Así se evitan altos e innecesarios cortes, terraplenes, y muchos cambios de dirección
que requieren de anclaje. A partir de los requerimientos de divergencia máxima de dirección en
los manguitos del proveedor de tuberías (deflexión en la unión de dos tuberías), estas se instalan
en curvas suaves del terreno, tanto horizontal como verticalmente. Cuando se acompaña la
desviación máxima, las fuerzas que aparecen son absorbidas por el suelo circundante. Sin
embargo, esto requiere que se utilicen masas de fricción (material molido) sin finos de relleno
circundante.
Adicionalmente, debe tenerse en cuenta los siguientes aspectos de la planificación:
Una zanja de tuberías puede, fácilmente, convertirse en una zanja de drenajes para
el terreno circundante. Por tanto, es importante sacar el agua que se acumule hacia
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
75
afuera de la zanja a intervalos regulares. El agua en la zanja puede producir
flotabilidad en la tubería cuando esta no está llena.
Los arroyos que cruzan el trazado del ducto deben conducirse con cuidado hacia un
lado, y preferiblemente por canal abierto.
Colocación de tuberías en zanja
La zanja de tuberías se realiza de acuerdo al manual del proveedor de las tuberías, o de acuerdo
con la descripción hecha por el especialista que ha diseñado la instalación. La zanja se excava
según las reglas habituales de la excavación en pendiente, eventualmente se truena de acuerdo
con la norma pertinente.
Es importante sacar derivaciones para el drenaje de la zanja. Después se coloca una fundación de masas de fricción, compactadas de conformidad con los requisitos establecidos. Las masas de
fricción mismas serán drenantes, pero se recomienda asegurar el drenaje con tuberías de drenaje
especiales. La tubería de presión se coloca con bloques espaciadores en las uniones. Esto
asegura que uno tiene "algo a lo que ir" cuando se producen cargas por la presión del agua y
cambios de temperatura. Las masas de fricción se colocan también por ambos lados de la tubería
y se compactan de acuerdo con los requisitos establecidos. Normalmente el proveedor de
tuberías desea masas de fricción hasta medio camino entre el centro y la clave de la tubería. Un
soporte lateral para la tubería, bien comprimido, asegura que las fuerzas horizontales
pueden absorberse sin que la tubería se salga de las uniones.
Algunos proveedores también recomiendan que las masas de fricción se utilicen para el
relleno por sobre la tubería. Sin embargo, las masas de fricción a menudo son caras de
adquirir y despachar. Es aconsejable considerar el uso de masas locales pasadas por harneros
para despejar las piedras más grandes. Los proveedores establecen el tamaño máximo de las
piedras en sus especificaciones. Para el relleno restante se utilizan masas locales (del suelo) con
un sobrecubrimiento determinado por la profundidad de la congelación y por eventuales fuerzas
verticales que aparezcan. Se señala la importancia de hacer uso de masas densas en la
superficie, para evitar que drene demasiada agua a la zanja. Generalmente, la capa local superior
es preservada y puesta de nuevo en el trazado de la tubería.
Las fuerzas que afectan a la tubería o a la zanja, y las medidas necesarias
Tipo Causa Medida
Depresión(vacío) La depresión puede ocurrir
durante el vaciado de la
tubería. Esto se aplica a todo
tipo de tubería.
Establecer una posibilidad para la
liberación del aire en el extremo
superior del ducto.
Presión de agua La presión del agua es causada
por la presurización del tubo y
se agregan cargas variables,
tales como golpes de ariete
Seleccionar la clase de presión
correcta. La tubería debe estar
anclada en los cambios de dirección y
de sección transversal
Presión de tierra La presión de la tierra puede
ser grande cuando la tubería
está enterrada a mucha
profundidad
El proveedor de tuberías tiene
información acerca de cuánto relleno
excesivo soporta la tubería. Si la
presión de la tierra es demasiado
grande debe ajustarse el
Alternativamente se toma la medida
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
76
Tipo Causa Medida
de reducir el relleno.
Peso propio El peso propio de la tubería
puede provocar deslizamiento
en terreno escarpado
Fundaciones de hormigón para el
anclaje de las tuberías.
Alternativamente, las tuberías pueden
suministrarse con juntas de tensión
constante.
El tráfico de carga Las carreteras que cruzan el
ducto
Póngase en contacto con el proveedor
de tuberías para ser informado de
cuánta carga de tráfico soporta la
tubería. Una losa de hormigón puede
distribuir la carga. Alternativamente,
la tubería se coloca en la alcantarilla
Los fundamentos para los cambios de sección o de dirección tienen diferente alcance, en
función de si se fundará en roca o el suelo. Si la roca está disponible en las inmediaciones, se
recomienda pasar el trazado por la roca, porque las bases, en este caso, resultarán mucho más
simples y más económicas. En las rocas normalmente se puede absorber las fuerzas por medio
de pernos de anclaje. Cuando se funda sobre el suelo, toda la carga es absorbida por el peso de
la fundación. Para grandes presiones y diámetros puede resultar una formidable fundación. Sin
embargo, cuando las tuberías son de la clase de consecuencia de falla 4, las fuerzas sólo podrán
ser absorbidas por el peso de la fundación.
Medidas a tomar con los arroyos que se cruzan
Como se mencionó anteriormente, una zanja para tubería puede fácilmente convertirse en una
zanja de drenaje del terreno circundante. Un poco de agua siempre penetrará en la zanja de la
tubería, pero esto es manejado por un sistema previsto de drenaje. El agua de la intersección de
los arroyos debe, sin embargo, ser tratada en forma especial, y se recomienda establecer una
entrada segura a un canal de concreto por encima de la tubería. Para satisfacer las
preocupaciones ambientales, el canal puede "camuflarse" con rocas y suelo.
8.4.4 Tuberías sobre fundaciones (tuberías libremente apoyadas)
Generalidades
Al igual que con las tuberías enterradas, es importante llevar a cabo, lo mejor posible,
mediciones para un trazado, de tal manera de asegurar una ubicación óptima. Las tuberías sobre
fundaciones consisten en tramos rectos con puntos de quiebre marcados, donde las fuerzas de
los cambios de dirección se traspasan a bloques de anclaje, y son las mismas fuerzas que cargan
la tubería (véase la Sección 8.3.4).
Los siguientes elementos importantes también deben tenerse en cuenta durante el planeamiento:
Las tuberías libremente apoyadas están expuestas a la congelación. Eventualmente,
debe considerarse aislamiento contra el hielo.
Los arroyos que cruzan la ruta del ducto debe conducirse, en forma segura, hacia el
otro lado de la tubería, para evitar que los desechos u otras cosas transportadas por
el arroyo puedan bloquear el paso.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
77
Las tuberías libremente apoyadas se dañan fácilmente por los deslizamientos de
tierra. Por eso es importante proteger la tubería en los lugares con peligro de
deslizamientos de tierra.
Construcción de fundaciones
Las fundaciones para los cambios de sección o de dirección se hacen principalmente para las
bases de tuberías enterradas. Sin embargo, se establecen requerimientos especiales para las
fundaciones de uniones de tuberías de PRFV sin manga, ya que la tubería deberá estar apoyada
en cada lado de la unión.
En tuberías largas (8-12 m) se utilizan fundaciones intermedias para apoyar la tubería entre los
bloques grandes. Las fundaciones se verán afectadas por la carga vertical y una fuerza axial
variable, debida a la fricción, cuando hay cambios de temperatura.
8.4.5 Tunel/pique
Tipos; dinamitados o perforados
El túnel también se utiliza para las centrales de pequeña potencia, pero preferentemente para
mayores flujos de agua o donde el terreno no permite la colocación de tuberías. Los túneles
cortos, 500-600 m de largo, pueden competir con los tubos de acero con un diámetro de 1,0 m
hacia arriba, si la roca es buena. Estos túneles pueden funcionar con equipos sencillos, equipos
de "carga y lleva”.
La sección transversal mínima será de 10 a 12 m2. Es raro que otra cosa que la sección mínima
sea relevante para las centrales hidroeléctricas pequeñas. Si, además, se tiene en cuenta que el
túnel no se congela en invierno, tiene bajos costos de mantenimiento, no es propenso a
avalanchas de nieve y hielo, y, debido a su tamaño, también tiene una fricción más baja que la
tubería, el túnel es una opción interesante como conducción.
Los túneles cortos y los piques pueden también construirse mediante perforación. Con la
habitual perforación recta (agujero piloto y ajustar al diámetro), se puede perforar hasta aprox.
700 metros. El diámetro puede ser de más de 2 m. Ahora también es posible utilizar la
perforación con control direccional. En este ámbito, se está trabajando actualmente el desarrollo
de prototipos.
Combinación de túnel dinamitado y pique perforado se utiliza a menudo. Así se conduce al agua
fuera del túnel por tuberías hasta la turbina. En este sentido, es importante recordar que la
tubería debe penetrar lo más lejos en el túnel para que el recubrimiento de roca alcance
tensiones de roca, las cuales, con un factor de seguridad aceptable, superan la presión del agua.
La pérdida por fricción para los túneles se calcula utilizando la siguiente fórmula:
Pérdida por fricción: 333,122
2
RAMQL
htap
[m]
donde
Q - Flujo de agua en la turbina [m3/s]
L - Longitud del túnel [m]
M - Coeficiente Manning de fricción, 1) [m 1/3/s]
A - Sección transversal del túnel [m2]
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
78
R - Radio hidráulico = A/O [m]
O - Perímetro mojado [m]
1) aprox. 33 para el túnel dinamitado y 65 para el túnel perforado (N. del T.: el
coificiente de Manning M equivale al inverso del coeficiente n usado en Chile, es
decir n=1/M)
Optimización del túnel / pique
La optimización de la sección transversal se realiza de un modo basado en el mismo principio
que para las tuberías.
8.4.6 Canal
Un canal es más común en la salida de la casa de máquinas y en el río o el agua/mar, pero
también puede ser utilizado en la aducción. El canal debe tener caída débil. Si, por ejemplo, el
canal tiene una pérdida de carga de 10 cm en una longitud de 100 m, el canal debe tener una
caída correspondiente a lo largo de la misma longitud. La pendiente debe ser tal que la
velocidad no sea superior a aprox. 1 m/s. Las velocidades más altas producen mayor pérdida de
carga y esto exige, por lo tanto, mayor control de la erosión. Las condiciones locales serán
determinantes en qué es posible lograr y cuál es la correcta, vista en su totalidad, condición de
caída.
El canal puede ser una conducción económica, en caso de que se ubique en suelos densos, si se
evita el sellado con hormigón, asfalto o geomembrana en el fondo y los lados. También puede
ser construido fácilmente por el propio desarrollador. Si la topografía y las condiciones
climáticas son favorables, puede ser una buena manera de llevar el agua hasta un lugar
adecuado, desde donde se pueda tomar por una tubería. En la evaluación se debe tener en cuenta
las condiciones especiales de invierno y si es posible mantener el canal en operación o listas
para funcionar en todas las condiciones de invierno y con tiempos de inactividad más cortos.
Además, debe haber una atención especial a las condiciones de inundación, la desviación de las
ondas cuando hay rechazo de carga, etc.
La pérdida de caída en los canales se puede calcular utilizando la misma fórmula que para los
túneles. El coeficiente de Manning para cálculos aproximados sería de entre 25 a 30 para,
respectivamente, masas sueltas de suelo y el resultado de la excavación con explosión de los
canales en roca.
8.4.7 Válvulas y compuertas
Función
Las válvulas y las compuertas tienen por misión cerrar la conducción para el flujo de agua.
Dependiendo de las dimensiones, cargas, requerimientos de función y seguridad, y precios, se
selecciona la válvula o el tipo de compuerta más adecuada para su objetivo.
Cierre del extremo superior de la conducción/tubería de aducción
La conducción debe poder cerrarse con válvula o compuerta en la bocatoma.. En la
clase de consecuencia de falla clase 1 sólo se exige cierre manual. Para las instalaciones
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
79
de la clase de consecuencia de falla clase 2, y más altas, se exige un dispositivo de
cierre que funcione automáticamente.
Los dispositivos de cierre tienen los siguientes objetivos:
Cierre de la conducción para las inspecciones y reparaciones aguas abajo
Cierre de emergencia de la conducción cuando hay flujo de agua demasiado grande en
la tubería, como consecuencia de una rotura de la tubería.
Válvula de cierre frente a la turbina
Esta válvula entra, usualmente, en procedimientos de partida-parada de la turbina y
tiene los siguientes objetivos:
Evita la presión que hay sobre el aparato de comando, cuando las alturas de caída son
grandes, para impedir que fugas de agua desde el aparato de comando dañen la turbina.
La fuga de agua puede ser suficiente para que la turbina se mantenga en rotación
Acceso a la turbina para inspección, sin tener que vaciar la conducción
Cierre de emergencia cuando hay falla del aparato de comando, embalamiento etc.
Tipos actuales de válvulas
Válvula de mariposa - alturas de caída de hasta aprox. 200 m
Válvula de bola - alturas de caída de aprox. 200 m
La válvula está, a menudo, equipada con un controlador oleohidráulico de
maniobras. La válvula se abre por la presión de aceite, durante el
funcionamiento está en la posición abierta por la presión del aceite, y se cierra
con frecuencia con ayuda de un dispositivo fallodd.
8.5 Casa de máquinas, construcción La casa de máquinas se ubica al aire libre o subterráneas. La última ubicación es relevante para
las soluciones de túnel. Dos opciones son relevantes aquí:
Tubería en túnel y casa de máquinas al aire libre
Casa de máquinas subterránea, con su propio túnel de acceso, o con túnel de acceso y de
evacuación común
La elección de la solución está determinada principalmente por las condiciones económicas y
ambientales.
Las funciones principales del edificio de la casa de máquinas serán:
1. Absorber la presión del agua que actúa sobre la turbina, o la válvula de la turbina, cuando se
cierra.
2. Ser fundación para la turbina, el generador y la tubería de admisión, y absorber las fuerzas
que aquellos transmiten a la fundación, de tal manera que el equipo no se modifique, ni vibre
3. Crear un entorno seco, no muy caliente durante la producción y no demasiado frío durante las
paradas (ventilación en verano y calefacción en invierno), para el equipo electro-mecánico,
4.Asegure el equipo contra las inundaciones en el río
5. Aislar del ruido en relación con los vecinos
Adicionalmente, al edificio se le debe dar una forma y un color que sea estéticamente
agradable, utilizando materiales apropiados que encajen en el paisaje.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
80
Función 1 se resuelven mejor haciendo los cimientos de la casa de máquinas en hormigón, con
un peso y localización en el terreno tal que la fundación pueda absorber la presión del agua.
Normalmente, la fuerza significativa es, una fuerza horizontal.
Esta fuerza es significativa. Por ejemplo, actúa una fuerza horizontal de 100 toneladas sobre
una válvula cerrada en la parte delantera de la turbina con un diámetro de ø 0,8 m cuando la
presión del agua es de 200 m. La fundación debe establecerse en cualquier roca, pero también
puede fundarse sobre suelos con adecuada capacidad de soporte. Con el fin de absorber la fuerza
horizontal debe, una fundación de hormigón, tener peso suficiente y / o excavarse de tal
manera, que se rellene una berma suficiente. Anclaje a tierra también se puede utilizar. Cuando
la tubería es de acero o es tubería de tracción permanente la casa de máquinas también se puede
colgar en ellos. Esto supone un buen anclaje en los bloques de arriba. En la roca debe
dinamitarse un buen engranaje bajo plantilla o colocar fundación contra un buen martillo de
roca.
Cuando la presión del agua está en contra de la turbina, y no de la válvula, la fuerza horizontal
será otra, dependiendo del tamaño del tambor de la turbina. Esta fuerza es informada por el
proveedor de la turbina.
Función 2 se resuelve mejor con una fundación de hormigón armado. El armazón metálico debe
hacer frente a las fuerzas internas del equipo para que no se produzcan grietas o fisuras. El
hormigón debe tener suficiente peso, como para que el equipo no vibre.
Función 3 se resuelve con la construcción, sobre el suelo, de un edificio aislado,
resistente a la intemperie. Debe tener suficiente lumbreras, con abanicos para
transportar fuera las emisiones de calor durante la operación. Las válvulas deben estar
cerradas durante la parada, sobre todo en invierno. Normalmente, la emisión de calor de un
generador refrigerado por aire es de aprox. 5%, dependiendo del tamaño. Un generador de 100
kW entregará aprox. 5kW, es decir, es una fuente de calor importante para una sala pequeña. La
temperatura no debe superar los 35 grados.
Durante las paradas en invierno, es importante que la temperatura mejor se mantenga
preferiblemente por sobre los 5-10 grados, para no dañar al equipo eléctrico.
Para las centrales más pequeñas, el edificio puede ser sin aislamiento, si el gabinete de la
electrónica está equipado para soportar un breve período de inactividad.
El transformador debe ser instalado fuera del edificio, y detrás de un cerco de malla de alambre.
Los transformadores más grandes, son aislados por aceite, deben instalarse sobre fundaciones en
medio de fosas para aceite, que pueden recoger las fugas de aceite. Los transformadores aislados
en seco no requieren las fosas para aceite.
Función 4 se resuelve investigando el nivel de agua de inundación en el área de la casa de
máquinas. Una inundación de cada 100 años o de cada 1.000 años debe calcularse y determinar
después cuál es el riesgo que se tomará. Esto se hace mediante la ponderación de los costos de
mejorar de la seguridad contra eventuales daños que se producirían si una gran inundación se
produjera. Seguridad, generalmente, significa elevar la altura del suelo de la sala de máquinas y
revisar que no hay aberturas bajo este nivel.
Durante las inundaciones, el edificio será también expuesto a fuerzas de flotabilidad, debido a
los altos niveles del agua. En condiciones desfavorables, estas fuerzas pueden elevar el edificio.
Se debe, por lo tanto, comprobar que el edificio, con o sin el equipo, pesa más que la
flotabilidad. La mayoría de pequeñas centrales hidroeléctricas están montadas en seco, con el
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
81
piso de la casa de máquinas muy por encima del nivel normal del agua. Por lo tanto, hay algo
que hacer durante las inundaciones.
Función 5 se resuelven mejor con una localización de la casa de máquinas que no moleste a los
vecinos. La propagación del ruido debe ser estudiada antes de la instalación. La topografía y / o
la vegetación actuarán como blindaje. Debe utilizarse mayoritariamente materiales de
construcción insonorizantes, y deben ser utilizadas las rejillas de ventilación y los abanicos (de
preferencia con silenciadores) para la ventilación deben alejarse de los vecinos. Para las
unidades pelton se deben colgar esteras fonoabsorbentes o bloqueo del agua por el canal /
tubería de salida.
8.6 Turbina
8.6.1 Generalidades
Las turbinas de agua transforman la energía del agua en energía mecánica en un eje rotatorio.
Una subdivisión tradicional de las turbinas distingue entre:
Turbinas parciales (turbinas de chorro libre), es decir, turbinas en las cuales el agua
fuerza sólo una parte de la circunferencia del rodete, un ejemplo es la turbina Pelton.
El máximo número de revoluciones de las turbinas parciales depende solamente del
flujo de agua y la altura de caída. El número de revoluciones se selecciona tan alto,
como para que no haya riesgo de la, así llamada, corrosión por impacto de gotas en el
rodete.
Turbinas completas, es decir, turbinas en las cuales el rodete es forzado por todo su
contorno, y todos sus canales están, en todo momento, llenos de agua, a uno u otro nivel
de presión, como ejemplos, la turbina Francis y la turbina Kaplan.
En las turbinas completas también la altura de caída y el flujo de agua son muy
importantes para el número de revoluciones , pero aquí se debe, adicionalmente, tomar
en cuenta el nivel de presión de agua dentro de la turbina. Según la ecuación de
Bernoulli, la presión del agua bajará cuando aumente la velocidad del agua y, para
demasiado baja presión, el agua comenzará a hervir a la temperatura ambiente, se
formarán burbujas de vapor, es decir, la turbina cavitará. Allí, donde las burbujas de
vapor colapsan de nuevo, se producen elevadas tensiones locales, que desgastan el
material, lo cual es conocido como daños de cavitación.
8.6.2 Tipos de turbinas
Los diferentes tipos de turbinas tienen diferentes propiedades y campos de utilización. Los tipos
actuales de turbinas son:
Turbinas Pelton
Las turbinas Pelto se utilizan cuando hay poco flujo en relación con la altura. Las
turbinas Pelton están en un campo de utilización que se traslapa con el de las turbinas
Francis. El campo de transición depende del proveedor.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
82
En una turbina Pelton, el agua es conducida a través de uno o más toberas que
desembocan en las aspas de la turbina en rotación a chorro libre. Cuando el chorro de
agua se encuentra con un aspa, se desvía de tal manera que le entrega un impulso que
pone en rotación la rueda. Las toberas son ajustables para regular la cantidad de agua
que entra en el rodete. de agua en el rodete.
Las turbinas Pelton tienen una eficiencia máxima menor que las turbinas Francis, pero
tienen una mayor eficiencia a media carga que la turbina Francis.
Las turbinas Pelton pueden estar horizontal o verticalmente dispuestas. Las turbinas
horizontales tienen 1 ó 2 toberas, mientras que las turbinas verticales tiene más , a
menudo 4, 5 ó 6 toberas.
Las turbinas Pelton requieren de desagüe a flujo libre. Para asegurar suficiente aporte de
aire alrededor del rodete, es importante que el rodete esté ubicado a suficiente altura por
sobre el agua de abajo.
La altura de caída se calcula bajando hasta el centro de la turbina.
Turbina Francis La turbina Francis es la más común y se utiliza con flujos intermedios en relación con
las alturas de carga. La turbina Francis llena el espacio entre la turbina Pelton y la
turbina Kaplan. El campo de transición hacia la turbina Pelton o Kaplan depende del
proveedor.
El agua en una turbina Francis es llevado a través de una espiral de tambor que
distribuye el agua uniformemente por las paletas directrices hasta el rodete. Las paletas
directrices son ajustables para regular la cantidad de agua que entra a las paletas
rotatorias del rodete.
Después del rodete, el agua entra a una tubería de aspiración tal, que la diferencia de
altura entre la turbina y el agua de abajo puede ser utilizada y la velocidad se recupera
como altura de presión. Por lo tanto, una tubería de aspiración bien conformada es
importante en las pequeñas alturas de caída. Esto significa que la altura de aspiración es
una parte importante de la transformación de la energía que tiene lugar entre la entrada
y la salida del rodete.
Una turbina Francis se fabrica, por lo general, con el tambor de turbina en acero.
Las turbinas Francis pueden ser dispuestas horizontal o verticalmente. Para minimizar
los costos de construcción, las centrales pequeñas se construyen, normalmente, con
turbina horizontal. La turbina es luego colocada con una altura de aspiración tal, que el
equipo esté instalado seco en relación con el agua de abajo, es decir, que la central se
autodrene. La turbina se construye sin apagador de tubería de aspiración, ni sistema de
achique.
Las turbinas mayores son, generalmente, dispuestas en forma vertical y se presentan
sumergidas, en relación con el rodete.
La mayoría de las unidades Francis pequeñas se instalan con el rodete acoplado
directamente al eje del generador.
Como se ha mencionado, se utiliza la altura de caída hasta abajo, hasta el nivel mismo
del agua del desagüe. En comparación con la turbina Pelton, se ganan 2 m extra de
altura de caída.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
83
La turbina Francis tiene una eficiencia máxima más alta que la turbina Pelton, pero la
eficiencia se reduce considerablemente cuando la turbina está funcionando a pequeños
flujos. Por lo tanto, cuando no hay cámara de carga, deben considerarse dos turbinas.
Turbina Kaplan La turbina Kaplan se utiliza cuando hay grandes flujos, en relación con las alturas de
caída. La turbina Kaplan tiene un campo de utilización que se traslapa con la turbina
Francis. El campo de transición depende del proveedor.
La turbina Kaplan es, hasta cierto punto, similar a la turbina Francis en el diseño,
cuando se trata del tambor en espiral y del aparato de comando, y la producción de
energía se lleva a cabo, en principio, de la misma manera. La turbina Kaplan se
diferencia de la turbina Francis, en que tiene un rotor con forma de hélice con palas de
ángulo variable, lo que da de alta eficiencia debido a las variaciones en el flujo y la
altura de caída.
Esto hace a la turbina Kaplan apropiada para ríos sin cámara de carga, donde el flujo y
la altura de caída varían mucho durante el año. La eficiencia máxima es como para una
turbina Francis, pero se mantiene alta también con flujos pequeños.
Una turbina Kaplan con órgano de comando y paletas de rodete regulables como el
descrito, se denomina doblemente regulada. Cuando hay poca variación en el flujo, y se
corre contra una red rígida, una alternativa viable puede ser una turbina Kaplan de
regulación simple, con aletas directrices fijas y paletas de rodete regulables.
La turbina Kaplan se construye con el tambor de turbina fabricado en acero, hormigón,
o una combinación de aquellos. Esto depende de la altura de caída.
Una turbina Kaplan tradicional tiene disposición vertical. Variantes de la turbina Kaplan
son la turbotubería (turbina Bulbo) y la turbina S, esta última es una turbina Kaplan de
regulación simple. Adicionalmente, se usan otras variantes de la turbina Kaplan, que
han sido desarrolladas por diferentes proveedores.
Dado que la turbina Kaplan tiene tubería de aspiración, la altura de caída es utilizada
hasta el mismo nivel de agua de desagüe.
Turbina crossflow
La turbina crossflow (turbina de flujo cruzado) está calculada para grandes flujos y
bajas alturas de caída. Turbinas crossflow pequeñas también son utilizadas. La turbina
crossflow traslapa partes del campo de utilización con los campos de utilización de las
turbinas Kaplan, Francis y Pelton. La eficiencia es, como regla, considerablemente más
baja que la de estas turbinas.
8.6.3 Selección de la turbina
Establecimiento de la dimensión de la turbina
Parámetros característicos naturales para la potencia de la turbina son, en primer lugar, el flujo
de agua y la altura de caída. La potencia de la turbina se expresa en la siguiente fórmula:
Potencia de la turbina: nt HQgP [W]
Donde: ρ - Peso específico del agua [1000 kg/m3]
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
84
g - Aceleración de gravedad [9,81 m/s2]
Q - Flujo de la turbin [m3/s]
Hn - Altura de caída neta [m]
η - Eficiencia de la turbina [-]
Para el cálculo de la potencia entregada por un generador y un eventual transformador deben
tomarse en cuenta sus eficiencias en la fórmula anterior. Si se utiliza un reductor entre la turbina
y el generador, debe también tomarse en cuenta la pérdida en el mismo.
Las turbinas Pelton se colocarán lo más bajo hacia el agua de desagüe como sea posible a fin de
aprovechar la altura máxima de caída. La distancia desde el centro de la turbina hasta el agua de
desagüe representaría una pérdida, pero se debe tomar en cuenta la congestión en el agua de
desagüe, durante la operación y en situaciones de inundación, de tal manera que el agua no se
eleve demasiado bajo el rodete.
Para las turbinas Francis y Kaplan, la altura de caída desde el centro de la turbina hasta el agua
de desagüe, se expresará como la altura “de aspiración”, o presión negativa. Debe prestarse
atención a que la presión negativa no sea tan grande como para que exista el riesgo de
cavitación. La altura de la succión es importante para determinar el número de revoluciones de
las turbinas actuales.
Conforme existe una correlación entre el número de revoluciones y la altura de aspiración
máxima permitida, un alto número de revoluciones debe, en muchos casos, ser compensado con
bajas alturas de aspiración, es decir, que la turbina se instale más bajo hacia el agua de desagüe.
Para máquinas mayores debe, a menudo, sumergirse la turbina, es decir, instalar su rodete más
abajo, hacia del nivel del agua de drenaje, en razón de la cavitación.
En general, puede decirse que se intentará colocar la turbina lo más abajo posible, en relación
con el agua de desagüe. Para unidades Pelton se hace esto con el fin de lograr la máxima
utilización de la caída y, para las unidades Francis y Kaplan, para obtener la mayor velocidad
de rotación posible, sin riesgo de cavitación.
Establecimiento del tipo de turbina
Es importante elegir el tipo de turbina más adecuado para cada central en particular. Esto es
para obtener el mejor uso posible del flujo de agua y la altura de caída. En general, se puede
decir que la selección de la turbina está determinada por los siguientes tres factores:
Altura de caída [m]
Flujo de agua [m3/s]
Velocidad de giro [1/min]
A continuación se presenta una curva que muestra el ejemplo de la disposición típica de la
clasificación de los tipos de flujo de la turbina y la altura de caída.
El desglose de los tipos de turbinas, como se muestra en la Figura 8-1, puede variar un poco de
proveedor a proveedor.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
85
FIGURA 8-1 Tipo de Turbina según caída y caudal.
En el trazado de curva presentado más arriba no sale la velocidad de rotación como una función
en la selección del tipo de turbina. La velocidad de rotación es un parámetro significativo, que
entra en la determinación de las dimensiones físicas de la turbina y el generador. Además, está
también involucrada en la determinación de trabajos constructivos en términos de disposición
de la turbina en relación con el agua de desagüe, como se describe más adelante.
En los campos donde los tipos de turbinas se superponen entre sí, la elección será determinada
por una optimización económica del precio de los actuales tipos de turbinas y la producción de
energía anual basada en las curvas de eficiencia de los tipos de turbina. Como el precio de cada
tipo de turbina depende de la velocidad de rotación, esto también afecta el costo del generador.
8.6.4 Velocidad de rotación
Si la turbina debe ser construida para velocidades angulares más bajas, la velocidad del
generador a menudo se ajusta con un engranaje o una transmisión por correa. Para las potencias
de hasta 500 a 600 kW, es utilizable la transmisión por correa.
Para las turbinas Francis y Kaplan es la velocidad de rotación determinada por la velocidad
máxima permitida periférica del lado de salida del rodete. Si estas turbinas se instalan con alta
velocidad periférica, se arriesgan a tener problemas cavitacionales, además de la vibración, el
desgaste etc.
Para las turbinas Pelton, el peligro de la corrosión por impacto de gotas es determinante para la
selección de la velocidad de rotación. Si una turbina Pelton se instala con una velocidad de
rotación muy alta, se arriesgará a tener corrosión por impacto de gotas en el rodete.
La ubicación de una turbina completa, en relación con el agua de desagüe está, como se ha
mencionado, relacionada con la selección de la velocidad de rotación. Una velocidad demasiado
alta puede, en muchos casos, compensarse con más baja altura de aspiración, es decir, la turbina
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
86
debe ubicarse más abajo, hacia el agua de desagüe. Para las turbinas que son sumergidas, esto
significa que el rodete está ubicado más abajo que el nivel del agua de desagüe. Esto se hace
para evitar la cavitación en la turbina.
Para obtener una maquinaria más compacta y, por ende, más fácil y económica, se procura
obtener una velocidad de rotación lo más alta posible. Para mini y micro centrales, se ofrece, a
menudo, unidades de turbina con generador estándar de 1000 rpm. Para centrales de pequeña
potencia, de hasta 5000 kW se ofrece, a menudo, generadores estándar con velocidad de
rotación en el rango de 500 a 750 rpm. Para centrales pequeñas es raro que se utilice una
velocidad tan alta como 1500 rpm.
Para casas de máquinas con baja altura de caída, la velocidad de rotación de la turbina puede
ser relativamente baja. Esto hace a los generadores desproporcionadamente grandes y caros. En
tales casos, a menudo, una solución será instalar un reductor entre la turbina y el generador, para
aumentar la velocidad de rotación del generador. De este modo, puede utilizarse un generador
estándar, que es considerablemente mas pequeño y consecuentemente más económico.
Un equipo reductor tiene una vida útil limitada y representan una pérdida de eficiencia. Para
instalaciones horizontales, bajo 500 a 600 kW aprox. , puede ser una solución fácil usar una
correa de transmisión. Los generadores de alta velocidad suelen tener una mayor eficiencia que
los que corren despacio. Esto puede compensar las pérdidas del reductor o de la transmisión por
correa.
8.6.5 Eficiencia
En una turbina, siempre habrá una cierta pérdida en términos de fricción,caudal, etc. La
eficiencia de la turbina se define como el cociente entre la energía utilizada y la potencia útil. La
potencia útil corresponde a la potencia que se saca en el eje de la turbina.
La eficiencia de una turbina está en el rango de 85% a 95% en el mejor punto, dependiendo del
tipo de turbina y de la altura de caída. Además, la forma de la curva de eficiencia depende del
tipo de turbina. Una turbina Kaplan completamente regulada y una turbina Pelton multi-toberas
tiene una curva de eficiencia plana, con relativamente alta eficiencia a carga parcial. La turbina
Francis tiene forma de onda más aguzada, con una menor eficiencia a carga parcial.
Para las turbinas por debajo de 200 a 300 kW aprox. la eficiencia puede ser inferior a la
sugerida anteriormente, ya que estos suelen tener una ejecución relativamente simple y
estandarizada, en comparación con la ejecución "a la medida".
En la Figura 8-2 se muestra un resumen de curvas de eficiencia típicas de diferentes tipos de
turbinas para ilustrar cómo se desarrolla el proceso a cargas parciales y a plena carga.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
87
FIGURA 8-2 Curva de rendimiento para varios tipos de turbina.
8.6.5 Comando y regulación
A continuación se enumeran las formas actuales de la regulación de una turbina. La forma de
control está determinada por varios factores, a partir de los requerimientos a su propio
suministro de energía en su propia red, las condiciones locales de la red, etc.
Regulación por frecuencia
o conducción por red propia aislada
o la carga es regulada por el cambio de frecuencia durante el cambio de carga en la
red
Regulación por nivel de agua
o Co-conducción con la red local
o la carga está regulada por el nivel del agua en la bocatoma, en coordinación con
una red rígida
Regulación por carga
o Co-conducción con la red local
o la carga está regulada, por deseo propio, en coordinación con una red rígida
En el primer caso, con regulación por frecuencia, se requiere control relativamente avanzado de
la turbina, como para ser capaz de manejar los cambios de carga en una red aislada. Para los dos
últimos casos requieren un control más simple de la turbina.
En el caso de la regulación por frecuencia de su propia red, hay requisitos a las masas
oscilatorias de la maquinaria en consideración a requerimientos de estabilidad en la
conducción, y los requerimientos a la velocidad de rotación máxima permitida durante el
rechazo de carga. La masa oscilatoria del volante de la turbina suele ser pequeña, en relación, a
su vez, con la masa oscilatoria en el generador. A menudo será necesario construir un volante
propio en la maquinaria para lograr suficiente masa oscilatoria. Esto aumenta el peso y presenta
mayor demanda al diseño de los rodamientos, etc.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
88
Cuando se opera contra la red local puede también ser actual con volante, si la afluencia tiene
una longitud y una sección que hace que se tome en cuenta para las variaciones de presión y de
velocidad de rotación. Tal requerimiento debe ser verificado por cálculos dinámicos de todo el
sistema.
8.6.6 Coeficiente de embalamiento
Se tiene embalamiento cuando la turbina corre con el aparato de comando completamente
abierto y el generador se desconecta de la red. La relación entre la velocidad de embalamiento y
la velocidad de rotación nominal, se denomina coeficiente de embalamiento. El coeficiente de
embalameinto es determinante en el dimensionamiento de, entre otros, la turbina y el rotor y
cojinetes del generador.
En el embalamiento, la energía del agua ayuda para cubrir las pérdidas hidráulicas (pérdidas por
choque) y las pérdidas por fricción en la turbina.
A continuación se enumeran los ceoficientes de embalamiento para los tipos diferentes de
turbinas. El aumento de altura de caída permite aumentar los coeficientes.
Tipo de turbina Ceoficiente de
embalamiento
Pelton 1,8
Francis 1,5 - 2,2
Kaplan 2,3 - 2,8
Debido a la construcción de la turbina Pelton, el coeficiente de embalameinto es casi
independiente de la altura de caída.
Las turbinas Francis con gran altura de caída tienen un coeficiente de alrededor del 50 % por
sobre la velocidad de rotación nominal. Las turbinas Francis con baja altura de caída tienen una
velocidad de embalamiento de aproximadamente el doble de la velocidad nominal. Esta
tendencia se mantiene para las turbinas Kaplan con una altura de caída aún más baja. Los
coeficneintes de emabalamiento de las turbinas Kaplan se dan siempre con el mecanismo de
ajuste del impulsor inoperante, es decir, una carrera "fuera de cámara".
8.6.7 Ventajas y desventajas con los diferentes tipos de turbina
A continuación se enumeran algunas de las ventajas y desventajas típicas de los tipos de turbina
antes mencionados, cuando son comparables entre sí en cuanto a altura de caída y caudal. Estos
puntos no deben considerarse como absolutos, ya que pueden variar según el tamaño de la
turbina, la altura de caída, etc.Por otra parte, en el mercado de las micro y mini- turbinas se han
desarrollado productos estándar, que pueden dar un precio diferente entre los tipos de turbinas.
Tipo de turbina Ventaja/Desventaja
Francis Más barata que Pelton
Mayor velocidad de rotación que Pelton (generador más barato)
Curva de eficiencia más aguzada que Pelton, lo que da menor eficiencia a
carga parcial
Cargable abajo, hasta alrededor de 30-40 % de la carga. Algunos, abajo, hasta
10 % de la carga
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
89
Pelton Curva plana de eficiencia
Cargable abajo, hacia un flujo de agua en vacío, 4 - 5% de la capacidad de
admisión
De fácil acceso para reparaciones y cambio de rodete. Apropiado, cuando el
desgaste por arena es un problema
Sin problemas con el uso de deflectores, por presión o aumento de la
velocidad de rotación
Kaplan Mayor velocidad de rotación que Francis (generador más barato)
Puede bajar hasta 20 % de la carga, y aún más abajo en la maquinaria pequeña
Curva de eficiencia considerablemente más plana que Francis, lo que da
mayor eficiencia a carga parcial
Cúspide de eficiencia normalmente más bajo que Francis
Mayor requerimiento al sumergimiento que Francis
Más caro que Francis
Menores requerimientos al sumergimiento del rodete que la tubería turbina,
pero con la tubería de aspiración más profunda, a causa de la construcción
vertical
Tubería turbina Como para Kaplan, pero con dimensiones más compactas
Requiere mayor sumergimiento del rodete
La afluencia y efluencia debe estar en el mismo eje
S Los precios de las turbinas estándar son bajos en relación con Kaplan
Eficiencia algo peor que Kaplan
Crossflow Turbina estándar, baja en precio en relación con Kaplan
Puede operar con grandes variaciones de flujo de agua.
Eficiencia relativamente mala
Uso limitado cuando hay grandes variaciones en el nivel del agua de desagüe
8.6.8 Momentos en la selección del equipo
En la selección del equipo y del proveedor, es importante centrarse en los siguientes factores,
que serán cruciales para obtener un equipo que opere confiablemente:
1. Soluciones simples, probadas y mecánicamente robustas, que ofrecen bajos costos de
operación intervalos de mantención largos, y larga vida útil. En este contexto, tienen
también gran significado la seguridad máxima del personal y del equipo.
2. Estrategia de operación: cualquier alarma es crítica, de tal manera que, de haber
irregularidades, la unidad debe para.
3. La puesta en marcha, después de la parada debida a las irregularidades, debe producirse
localmente.
4. Enfoque en la potencia - la eficiencia no es tan importante para las pequeñas, como para las
grandes instalaciones.
5. Las fuerzas ruse y las fuerzas axiales de la turbina, constituyen la base para, entre otros, el
diseño de los cojinetes guía y de carga de la turbina y el generador.
6. Sistema de control – en la selección de la turbina y el generador, es importante que una
persona competente, controle que el diseño del resto de la central, tal como la bocatoma, la
conducción, etc. sea del tamaño adecuado, en relación al tamaño de la turbina, el aumento
de la presión, los requerimientos de estabilidad, etc.
Es importante tener en cuenta que los equipos y soluciones que son básicamente económicos, a
menudo, en el largo plazo, pueden llegar a ser soluciones costosas. Por tanto, es aconsejable
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
90
buscar asesoramiento independiente sobre la selección de soluciones técnicas y la preparación
de las especificaciones sobre el equipo, antes de llegar a un acuerdo con un proveedor, etc.
8.6.9 Equipamiento auxiliar
Instalación de agua de enfriamiento
Las centrales hidroeléctricas de potencia bajo 2000 kW aprox. están, a menudo, construidas para
enfriamiento por agua. Para las centrales con generadores mayores, a menudo se enfrían por
agua. En tales casos, se instala un equipo enfriador que debe suministrar suficiente agua a los
diferentes enfriadores. Para las máquinas enfriadas por agua se podrá exigir que el
abastecimiento de agua de refrigeración debe ser independiente del modo de funcionamiento,
como reposo, arranque, marcha en vacío, carrera ruse, etc. La construcción, las soluciones
técnicas y la selección de los componentes, pueden variar de una instalación a otra, e incluyen,
dependiendo, entre otros, del tipo de turbina, el tamaño, el espacio disponible, etc.
Las unidades que pueden necesitar agua de enfriamiento pueden ser:
Generador
Cojinetes, especialmente de carga o empuje
El equipo de presión de aceite, por lo general sólo con un regulador de frecuencia
Transformador, si está ubicado en el interior
Cajas de sello de los ejes, donde el agua también tiene un efecto lubricante
Para las instalaciones de baja presión con turbinas Kaplan, se puede traer el agua de
enfriamiento directamente desde el lado de presión de la turbina, y puede ser extraída desde el
tambor de la misma. El agua de enfriamiento es conducida a través de los filtros de los
enfriadores individuales y hacia la salida de la turbina. En las menores alturas de caída, la
instalación enfriadora debe equiparse con bombas, para tener suficiente presión en el agua de
enfriamiento.
Para la instalación Francis en alturas de caída grandes, a menudo se utiliza el agua de las fugas
de la hendidura superior de la turbina como agua de enfriamiento. En tal caso, la holgura en la
hendidura es pequeña y actúa como un filtro. El agua de enfriamiento se distribuye a cada
enfriador o directamente desde la hendidura, o por medio de una piscina de enfriamiento. El
agua efluente será devuelta al desagüe.
Para la instalación Pelton, se trae el agua de refrigeración, a menudo desde el agua de desagüe,
donde el agua se bombea a un tanque de enfriamiento. Desde el tanque de enfriamiento el agua
es distribuida a los diferentes enfriadores. El agua efluente será devuelta al desagüe.
Los sistemas descritos anteriormente son sistemas de enfriamiento de agua abiertos, donde el
agua de operación es razonablemente limpia, de modo que se puede utilizar directamente para el
enfriamiento. Si el agua de operación está contaminada, puede ser apropiado un sistema cerrado
de agua de enfriamiento, en el que se suministra el agua de enfriamiento desde otras fuentes y
hace circular en un circuito cerrado, por lo que se reutiliza constantemente.
Para las centrales más pequeñas es, a menudo, suficiente con enfriamiento del equipo por aire.
Instalaciones de achique y vaciado
Un sistema de achique deberá mantener la central seca, y se utiliza en las centrales
hidroeléctricas que se encuentran sumergidas en relación con el agua, para evacuar el agua que
se escapa de diferentes lugares. El equipo operará de forma automática y completamente
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
91
independiente del modo de funcionamiento de la unidad. Para las centrales eléctricas en las
cuales el nivel bajo el agua es más bajo que las diferentes fuentes de fugas de agua, el sistema se
ha simplificado considerablemente por el hecho de que todas las fugas "normales" de agua se
liberan directamente al tubo de desagüe de la turbina.
Además de la unidad de achique, se tiene un sistema de drenaje para vaciar la turbina y la
conducción.
Instalación transitoria de by-pass
Durante un corte de energía en una central hidroeléctrica, los equipos se detendrán y habrá un
cambio rápido del flujo de agua río abajo de la casa de máquinas. Esta situación puede provocar
efectos ambientales adversos. Las autoridades pesqueras de río a menudo requieren
instalaciones de by-pass de la central. La capacidad es, generalmente, el 50 % del flujo total de
la turbina.
La instalación transitoria de by-pass consta válvulas en serie, con insertos que disipen la
energía. Alternativamente, se utilizan agujeros de anillo / placas-orificio, que consume la
energía del agua en de forma que no se dañe el al equipo o el entorno.
La instalación transitoria de by-pass se comanda desde el dispositivo de distribución y control.
Grúa
Para las centrales de pequeña potencia se encuentran, a menudo, soluciones simples, buscando
equipos de elevación para la casa de máquina. Para las casas de máquinas donde el acceso está
disponible, se ocupa tranquilamente el mayor sistema de elevación que se pueda, con una grúa
móvil. La instalación de izaje en la unidad es, entonces, por lo general, una pequeña grúa con
una capacidad de carga suficiente para las partes que pueden ser relevantes en un desmontaje de
mantenimiento.
8.7 Generador
8.7.1 Tipos de generadores
Hay dos tipos principales de generadores:
1. Generador sincrónico y
2. Generador asincrónico
La diferencia importante entre ellas es que el generador sincrónico tiene auto-magnetización y,
por lo tanto, puede abastecer una red aislada, mientras que un asincrónico (que en realidad es un
motor) saca de la red la potencia reactiva necesaria para poder producir energía activa. Las
máquinas asincrónicas no puede ser utilizadas en las redes aisladas, ya que dependen de la
obtención de la corriente de magnetización de la red.
Para potencias del generador de hasta 1.000 kW aprox. de potencia instalada (micro y mini-
centrales), y con conexión a la red, se puede, con ventaja, utilizar un generador asincrónico. Con
un generador asincrónico, se puede construir un sistemas de control que sea simple de operar, ya
que no requiere ni control de velocidad, ni regulador de voltaje ni sincronización automática.
Si la corriente de arranque de la central se hace muy grande, debe instalarse un dispositivo de
compensación capacitiva, para reducir la corriente de arranque y el consumo de energía reactiva
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
92
en la casa de máquinas. La intensidad de arranque será típicamente 6-9 veces mayor que la
corriente nominal del generador a plena carga.
Para potencias del generador de más de 1000 kW, se utilizan, normalmente, las máquinas
sincrónicas, ya que la diferencia de precios para las funciones adicionales de control, son cada
vez menos perceptible. La ventaja de un sistema sincrónico es que, incluso, puede producir,
regular y equilibrar la potencia reactiva. Por ello, no es necesario instalar equipos separados
para compensación reactiva y lograr una buena regulación de voltaje a la red.
Para los generadores en la red separada (red aislada), debe siempre seleccionarse un generador
sincrónico.
Generador sincrónico Generador asincrónico
Polos marcados Rotor de construcción simple y
económica sin polos separados
Equipos magnetizados Ningún equipo, entonces, extrae
energía de excitación de la red
Con regulación de voltaje puede regular la
potencia reactiva en la red, ya sea mediante la
producción o consumo de energía reactiva de la
red.
No hay regulación. Este extrae
potencia reactiva de la red y, por lo
tanto, puede causar inaceptable
caída de tensión en la red cuando
se coloca en zonas con redes
débiles
Puede utilizarse en una red aislada Depende de una red fuerte de
interconexión apropiada para
entregar potencia reactiva al
generador
Equipo sincronizador No hay sincronización, sino alta
corriente de arranque con una caída
correspondiente de tensión en la
red. La corriente de arranque se
encuentra normalmente 6-9 veces
la corriente nominal de carga
completa
Todas las potencias Potencias bajo 1 MW (en la
práctica)
8.7.2 Generador horizontal o vertical
Se comercializan generadores horizontales y verticales. Normalmente, el tipo de turbina y la
potencia determinan si se debe instalar una máquina vertical u horizontal.
Tanto la máquina vertical como la horizontal deben tener cojinetes de carga, para absorber las
fuerzas hidráulicas de la turbina. Para las máquina verticales, el cojinete de carga será, sin
embargo, considerablemente mayor, porque debe también absorber el peso del generador, así
como del rodete de la turbina. Una unidad vertical será 5 % más cara que una horizontal.El
costo extra yace, principalmente, en el cojinete de carga, pero también pueden influir
condiciones constructivas.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
93
8.7.3 Selección de la potencia del generador
La potencia total del generador debe determinarse para que soporte la potencia máxima que
puede entregar la turbina. Para las máquinas energéticas hidráulicas, esto se expresa en la
potencia de salida de la turbina, en kilovatios (kW).
La velocidad transiente de ruse de la turbina (velocidad de rotación máxima) es también
determinante para el diseño eléctrico y mecánico de los generadores.
La potencia máxima que puede proporcionar la turbina variará con la altura de caída. Esto
puede diferir un poco del rendimiento nominal de la turbina cuando se define en relación a la
altura de caída nominal y la capacidad de admisión nominal. El flujo de agua varía con la
apertura del dispositivo de guía y con la altura de caída.
El proveedor de turbinas entrega la máxima potencia de las turbinas, a partir de las alturas de
caída que correspondan con la turbina y, al mismo tiempo, declara la velocidad de rotación
máxima durante el rechazo de carga, cuando siempre se desarrolla la velocidad de rotación
transiente (velocidad máxima posible).
La potencia del generador se entrega en tres parámetros:
Potencia activa en kilovatios (kW)
Potencia nominal en kVA (kVA)
Capacidad reactiva (kVAr), también llamada efecto ciego
Potencia activa es la potencia (energía / unidad de tiempo) que el generador transfiere de la
turbina a la red, lo cual beneficiará a los clientes en forma de luz, el calor, operación de motores,
etc.
La potencia reactiva es la energía que se necesita para crear campos magnéticos en el
generador. Se puede comparar con la energía de un resorte comprimido. Esta energía no se
consume, pero vuelve a la red cuando el campo magnético se reduce a cero. Esto da lugar a una
fluctuación de energía entre el generador y la red, llamada potencia reactiva. La potencia
reactiva se manifiesta de modo que la corriente que circula por el generador es mayor que si
hubiera sido sólo potencia activa. La potencia reactiva tiene los siguientes efectos sobre la
generación y operación de redes eléctricas:
Debido a que la corriente aumenta, las pérdidas eléctricas en los conductores
también aumentan. Los puntos más importantes a este respecto son los generadores,
los transformadores y los conductores eléctricos.
Potencia reactiva causará una caída de tensión relativamente grande. La dirección de
la caída de tensión sigue la dirección de la potencia reactiva. Por lo tanto, si usted
puede controlar la potencia reactiva también puede, con ayuda de esto, mantener la
tensión en la red en un nivel deseado.
La potencia activa se selecciona de la potencia de la turbina. La capacidad reactiva
productiva del generador se obtiene de cos del generador. A menudo este se
encuentra en el rango de 0,9 para pequeñas máquinas estandarizadas.
Es el número kVA el que mejor representa el diseño físico del generador, y también los costos
consiguientes de construcción. Para un generador asincrónico, esta es una relación casi
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
94
constante entre kW y kVA, con alguna variación, dependiendo de la construcción, la cual es,
nuevamente, dependiente del proveedor. Para los generadores sincrónicos, la condición puede
variar según la forma en que se quiere hacer funcionar el generador con respecto a la potencia
reactiva. Si está ejecutando con poca potencia reactiva (cos > 0,9) es el kVA / kW = 1.11. Para
mayor potencia reactiva (cos <0,8) es kVA / kW = 1.25.
Hay condiciones en la red que determinan cómo se debe actuar con respecto a la potencia
reactiva. Uno debe, por tanto, relativamente temprano en el proceso, tomar contacto con el
operador de red y aclarar las restricciones que hoy se establecen para la conducción de la casa
de máquinas. Lo más común es que no se conecten máquinas asincrónicas mayores a un
tamaño determinado, sin la introducción de la limitación de la corriente de partida y la
compensación de la potencia reactiva.
Normalmente, el propietario de la red tiene déficit de potencia reactiva en la red, y esto será
positivo para la alimentación de un generador sincrónico. Si la central está ubicada en el
extremo de una línea larga, puede, sin embargo, producirse un voltaje demasiado alto cuando la
central se alimenta hacia el centro interior. En tales situaciones, los generadores sincrónicos se
sub-magnetizan, de modo que saca la potencia reactiva de la red y, con ello, contrarresta la
situación de la tensión. Algunos generadores (especialmente aquellos con alta velocidad de
rotación) pueden tener dificultades para la entrega de la carga cuando se sub-magnetizan.
Deben, por lo tanto, especificarsen los requerimientos para el funcionamiento sub-magnetizado,
en caso que esta cuestión sea pertinente.
Para cada entrega de de generadores sincrónicos, el proveedor de los mismos también
proporciona un diagrama de capacidad, que muestra con qué combinaciones de kW y kVA se
puede operar con el generador.
8.7.4 Frecuencia
Los nuevos generadores en Noruega se construyen con una frecuencia de red de 50 Herz (Hz).
Es decir, se genera una tensión, que alterna de positivo a negativo y de vuelta a positivo 50
veces por segundo. En algunos países se utiliza también de 60 Hz.
8.7.5 Número de polos
Los generadores generan tensión de 50 Hz. Los polos en el rotor magnetizan e inducen una
secuencia de tensión cada vez que pasan a por las bobinas. Para alcanzar la frecuencia de red de
50 Hz, deben, por lo tanto, pasar 50 polos cada bobina en cada segundo.
Dado que los rotores se pueden construir con diferentes números de polos, se obtiene con esto
una influencia en la velocidad de rotación o velocidad de rotación a la cual la máquina seguirá
corriendo.
La fórmula para la velocidad del generador es la siguiente:
pn60502
[rpm] (revoluciones por minuto).
donde n - velocidad de rotación [rpm]
p - número de polos
De esto podemos deducir las siguientes velocidades de rotación normalizada para
generadores de 50 Hz:
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
95
2 polos => 3.000 rpm
4 polos => 1.500 rpm
6 polos => 1.000 rpm
8 polos => 750 rpm
10 polos => 600 rpm
12 polos => 500 rpm
16 polos=> 375 rpm
20 polos=> 300 rpm
Y así sucesivamente.
8.7.6 Enfriamiento
Los generadores de mini, micro y, parcialmente, pequeñas centrales hidroeléctricas, son
suministrados con refrigeración por aire. Esto se organiza con un ventilador que se encuentra
directamente frente a las piezas giratorias en el interior del generador y que atrae el aire frío a
través de una parte enrejada de la carcasa del estator. Para generadores más grandes, también
puede ser apropiado utilizar el agua de refrigeración.
El aire de refrigeración puede, con ventaja utilizarse para calefaccionar la casa de
máquinas, pero habrá periodos en que las pérdidas en el generador, excedan las
necesidades de calefacción, de tal manera que se debe instalar un sistema de ventilación
que pueda extraer el exceso de calor. A mayores potencias del generador, debe ventilarse el
generador directamente hacia afuera, para poder mantener las velocidades del aire en interiores
a un nivel razonable.
8.7.7 Rusing
Si el generador está produciendo potencia total y se desacopla del receptor de potencia (la red),
la máquina responderá con el aumento de la velocidad. Esto se llama rusing, y la velocidad
máxima que la máquina logre, depende de a qué turbina esté asociada.
La cifra de ruse para los diferentes tipos de turbina, se muestra en el capítulo 8.5.7.
Es importante que el generador que se instale soporte los esfuerzos físicos a que se expone
cuando se va a rusing. La antes mencionada cifra de ruse está mucho más allá del
dimensionamiento al que las máquinas eléctricas normalmente se diseñan, de tal manera que es
importante especificar los números de ruse para la central hidroeléctrica en la solicitud.
8.7.8 Cojinetes y vida útil
Hay dos tipos principales de cojinetes:
Cojinetes de fricción
Cojinetes de baja fricción, o rodamientos
Para las micro y mini-máquinas, casi sin excepción, se suministran rodamientos, a causa
de su precio, mientras que los cojinetes de fricción son habituales para las máquinas más
grandes (más de 1 000 - 2 000 kW).
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
96
Los cojinetes de baja fricción pueden ser de rodillos o de bolas. Los rodamientos de bolas se
utilizan bolas de acero templado que ruedan en el cuerpo del rodamiento. En los rodamientos de
rodillos se utilizan rodillos que también ruedan en el cuerpo del rodamiento. Para ambos tipos
de rodamientos debe, periódicamente, suministrarse grasa. La vida útil de estos rodamientos es
limitada y, si no hay requisitos específicos en la solicitud, se suministran,a menudo, con sólo
40.000 horas de vida útil. Por un pequeño precio adicional, puede encargarse rodamientos con
una vida útil calculada de 100.000 horas, lo cual se recomienda.
Los cojinetes de fricción son más costosos, pero, a cambio, son prácticamente indesgastables.
Estos cojinetes hacen uso de un aceite lubricante que las piezas móviles mueven junto con ellas,
creando una película de aceite para proteger contra el desgarramiento entre las superficies de
metal. Para máquinas de gran tamaño con fuerzas correspondientemente grandes, también se
produce calor, el cual es absorbido por el aceite. Esto puede implicar una alta temperatura de
aceite. Si esta es demasiado alta, el aceite puede, eventualmente, enfriarse de varias maneras,
principalmente con el uso de intercambiadores de calor con agua. Puede ser ventajoso perforar
agujeros para refrigeración futura de los rodamientos, ya durante la fabricación.
Para la mayoría de los cojinetes de generadores de la micro, mini y pequeñas centrales, la rueda
de la turbina está ubicada fija, y por lo tanto, descansa directamente sobre el muñón del eje del
generador. Esto condujo a un aumento de tensiones para los cojinetes del generador, que hay
que tener en cuenta en el pedido. Las fuerzas adicionales de la turbina deben ser calculadas por
el diseñador de la turbina, con respecto tanto a las fuerzas axiales como a las fuerzas radiales. Es
importante que los rodamientos estén diseñados para estas cargas adicionales. Las fuerzas
adicionales hidráulica de la turbina dependen también del tipo de turbina, y se puede decir lo
siguiente, en general, acerca de esto:
Tipo de turbina Fuerza hidráulica axial
Pelton pequeña/ninguna
Francis moderada/grande
Kaplan grande
La mayoría de los proveedores ofrecen generadores con rodamientos de bolas /rodillos, sin
especificar la duración calculada del rodamiento. Para las centrales hidroeléctricas se
recomienda vida útil de 100.000 horas para los cojinetes. Si el equipo está en funcionamiento
durante todo el año (8760 horas), esto corresponde a la vida útil del generador de poco más de
11 años. Para la mayoría de los ríos no regulados, el tiempo de funcionamiento probablemente
será menor, por ejemplo, casi el 50%, lo que da una vida de unos 20 años.
Con este limitado tiempo de vida debe tenerse en cuenta que es razonablemente fácil cambiar
los rodamientos, y que esta operación no detiene la máquina durante períodos largos. Asegúrese
de sustituir los cojinetes a tiempo para que se evite la avería de los mismos. La falla de cojinetes
que no se detecta a tiempo, puede causar daños secundarios graves a la unidad como
vibraciones, la sustitución del estator y el rotor, el recalentando el eje y el exterior del
alojamiento del cojinete.
La mayoría de los proveedores de generadores exigen que los rodamientos sean lubricados una
vez por cada mes de funcionamiento.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
97
8.7.9 Clases de aislamiento
La vida útil del devanado del generador es muy dependiente de las tensiones que sufre el
aislamiento en relación con lo que estaba planeado. A mayores tensiones de temperatura se
degrada el aislamiento, degenerando rápidamente, por lo que su capacidad de aislamiento es
reducida y debilitada. Por lo tanto, sería conveniente que las máquinas no estén en operación
con altas temperaturas, especialmente durante mucho tiempo.
Hay organizaciones internacionales como la Comisión Eléctrica Internacional (IEC) y la
Organización Internacional de Normalización (ISO) ha creado normas para, entre otras, la
maquinaria eléctrica. Cuando se trata de clases de aislamiento para generadores, IEC ha
establecido una norma que define el aumento de la temperatura que la máquina y las bobinas
deben soportar.
Las clases de aislamiento definen la temperatura máxima a la cual el aislamiento puede ser
sometido, sin causar un deterioro significativo de su esperada vida útil. Los estándares para las
máquinas eléctricas requieren que el aire de refrigeración tenga un máximo de 40 C y
establece el máximo permitido aumento de la temperatura de la máquina, para que la
temperatura en el aislamiento no exceda la máxima.
Si la temperatura del aire de enfriamiento es menor de 40 C, entonces esto es beneficioso para
la vida útil del aislamiento. Si se permite un mayor aumento de la temperatura (más alta clase de
aislamiento), la máquina será más compacta y más barata. Sin embargo, una temperatura más
alta significa más pérdidas y una vida útil más corta. Es, por lo tanto, en la práctica, rara
vez, que los generadores están expuestos a la elevación máxima de la temperatura. Uno
debe pensar que un gran aumento de la temperatura implica también una mayor
expansión térmica. Esto puede ayudar a aumentar el desgaste mecánico de los generadores que
se inicia y se detiene con frecuencia.
Tabla con clases IEC de aislamiento
Clase A E B F H
Clase de temperatura (C) 105 120 130 155 180
Marginal térmico (C) 5 5 10 10 15
Máximo aumento de
temperatura (C)
60 75 80 105 125
Temperatura ambiente máxima
admisible (C)
40 40 40 40 40
Para las centrales hidroeléctricas se desea una larga vida útil. Es, por lo tanto, habitual, encargar
generadores diseñados para una o varias clases más altas que la que se debe utilizar. Al diseñar
el generador de esa manera, se obtiene un generador que tiene una instalación eléctrica con una
vida más larga.
Como una recomendación conservadora se puede encargar un generador con un aislamiento
clase F (105C aumento de la temperatura), mientras que sólo se aprueba un aumento de la
temperatura según la clase B (80C aumento de la temperatura).
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
98
8.7.10 Monitoreo de temperatura
Puesto que la temperatura es esencial para la vida de las bobinas y, por lo tanto, para la vida del
generador, es importante monitorear esto. Es normal instalar un par de sensores de temperatura
en cada fase de las bobinas, para supervisar la temperatura de los devanados. Además, también
hay que insertar los sensores de temperatura en el interior o cerca de los cojinetes para seguir la
evolución de la temperatura de los mismos. Estos sensores, generalmente, se incluirán
directamente en el sistema de control y darán la alarma si la temperatura sube por encima de un
valor dado. Si la temperatura sigue subiendo y pasa de la temperatura crítica, el sistema de
control detiene automáticamente la unidad, antes de que se produzcan daños permanentes.
En estos casos, se debe aclarar la causa del aumento de la temperatura antes de hacer partir de
nuevo la unidad.
8.7.11 Pérdidas del generador y calentamiento
Todos los generadores tienen pérdidas eléctricas constan principalmente de los siguientes
elementos:
1. Pérdidas de marcha alvacío
a. Pérdida de hierro
b. Pérdida por ventilación, (constante a una velocidad de rotación constante, pero
puede verse afectada por la contaminación que impide la circulación del aire y daña
a los ventiladores)
c. Pérdidas de chorro en el rotor
2. Pérdida de carga
a. Devanado en el estator
b. Pérdidas adicionales (de diferente clase)
c. Pérdidas de chorro en el rotor (aumenta con la carga activa y reactiva)
Los dos primeros elementos de pérdida son fijos e independientes de la potencia. Los siguientes
dos artículos son dependientes y aumentan proporcionalmente con el rendimiento. Se obtiene,
por lo tanto, las mayores pérdidas totales a plena potencia, mientras que la pérdida porcentual,
por el contrario, es mayor en la marcha al vacío.
Los grandes generadores, con potencias de muchos MVA, pueden eficiencias de hasta
el 99%, mientras que, para las centrales pequeñas y mini, es usual entre 94-96%. Estos
4-6 % de pérdida se convertirán en calor que debe ser eliminado. Esto significa que un
generador de 1.000 kW, tieneuna pérdida total de alrededor de 60 kW, y, por lo tanto, actuará
como un calentador dentro de la casa de máquinas. Esto representa una cantidad significativa de
calor, que debe ser manejado, y el edificio de la casa de máquinas debe ser ventilado, de manera
que el calor pueda ser transportado lejos.
8.7.12 Regulación de frecuencia en red aislada
Si el generador debe funcionar en una red aislada propia, será sólo este generador el que regule
la frecuencia de la red. En caso que vayan producirse cambios importantes en la red, en un
rango aproximado de 10% de la capacidad instalada del generador, debe vigilarse que hay
masa oscilatoria suficiente en el equipo giratorio, para mantener unafrecuencia aceptable en
relación con lo que se puede esperar de la carga impuesta y el rechazo de carga.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
99
Esta relación se puede calcular, pero es un cálculo complejo, en el que participa un número
relativamente grande de parámetros. Por ello, se recomienda consultar con personas
experimentadas en esta área.
Si la máquina prevista no llega a ser estable, podría ser una solución insertar un volante de
inercia en la máquina, para que la masa total de oscilación sea mayor. Esto significa que las
variaciones de frecuencia en la carga impuesta y en el rechazo de carga, será menor que sin el
volante.
8.7.13 Reductor
Para las casas de máquinas con baja caída, la velocidad de rotación de las turbinas es
relativamente baja. Esto le da una gran cantidad de polos en el rotor del generador para
conseguir una frecuencia de 50 Hz en una máquina directamente acoplada. Estos generadores
son excesivamente grandes y costosos. En tales casos, a menudo será una buena solución
insertar un reductor, para que la velocidad de la turbina sea mayor. De esta manera, se utiliza un
generador estándar, que es mucho menor y, en consecuencia, más económico de adquirir.
Cabe señalar que todas las soluciones de engranajes tienen una limitada vida útil, emiten ruido
en forma considerable, y representan una pérdida de eficiencia. Para instalaciones horizontales,
de potencia por debajo de 500 a 600 kW aprox., puede ser una solución sencilla utilizar una
polea de correa, a la antigua usanza. Los generadores de alta velocidad de rotación suelen tener
una mayor eficiencia que los que rotan despacio. Esto a menudo puede compensar las pérdidas
adicionales que conllevan la impulsión del engranaje o las correas.
La desventaja mayor de los reductores es la disminución de la fiabilidad que esto conlleva, a
causa del desgaste y los riesgos de averías. Si se elige una solución con reductor, hay que
asegurarse de que este sea de buena calidad y de fabricación reconocida. El reductor debe estar
diseñado para manejar también la potencia actual de la turbina.
8.7.14 Requerimientos ambientales
Todo equipamiento eléctrico presenta requerimientos al medio ambiente en el cual operan. Para
los generadores, los siguientes factores son determinantes:
La temperatura ambiente no debe, de acuerdo con el IEC, exceder a 40 C.
La mayoría de los pequeños generadores, son enfriados por aire, por el aire ambiente
que se sopla por el rededor del estator y el rotor. Si el aire ambiente contiene una gran
cantidad de polvo y partículas, esto, finalmente, se queda bloqueado en el interior del
generador. Esto conlleva tanto menor enfriamiento, como reducción de la resistencia
del aislamiento del generador. Si el aire ambiente es mucho más contaminado, la
entrada de aire debe estar equipada con filtros de aire
Si el generador ha estado fuera de operación por largo tiempo, el aislamiento puede
haber absorbido la humedad y, por lo tanto, se ha debilitado. En tales casos, la máquina
debe ser secada, antes de que se conecte el voltaje de nuevo
También hay requerimientos ambientales relacionados con el ruido, por lo que el
generador no debe exceder de una determinada dimensión de decibeles, que se mide de
acuerdo a las normas IEC.
Todos los equipos rotatorios y eléctricos deben cumplir con las leyes, reglamentos y
directrices vigentes con respecto a la seguridad personal. .
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
100
8.7.15 Especificaciones y posibilidades de selección
Los siguientes factores son importantes en la selección de los generadores:
La primera opción es para decidir si se quiere un generador sincrónico o asincrónico. Esta
opción normalmente se toma, a partir de las condiciones de operación en que se encuentra la
máquina. El único requisito que es absoluto, es que para red aislada se debe tener un generador
sincrónico. Si la potencia del generador es de más de 500 a 600 kVA, uno también debe
considerar un generador sincrónico.
Debe determinase la tensión de alimentación del generador. Para mini y micro-
máquinas normalmente se elegirá 400 V.
La potencia del generador en kVA, para una máquina sincrónica, debe ser mayor que la
potencia de la turbina en kW, y la relación es del orden de 1,15 a 1,25 veces la potencia
de la turbina. Para las máquinas asincrónicas, éstas se dan en kW, pero con un requisito
al límite de corriente de partida y al cos
Debe describirse la velocidad máxima de ruse, y ésta será determinada por la velocidad
máxima de rotación de la turbina (vea también cifra de ruse para las turbinas)
Debe definirse la clase de aislamiento del generador, en relación con la tabla antes
mencionada de la IEC. Para prolongar la vida útil, se recomienda que el generador esté
aislado en relación a una clase superior, por encima de la temperatura de operación
máxima permitida (véase la recomendación antes, en este capítulo).
Para los generadores hidroeléctricos debe especificarse una vida útil esperada de los
rodamientos de, al menos, 100 000 horas.
Si uno tiene necesidades especiales con respecto a la ubicación y la compaginación,
puede especificar dónde se debe realizar la conexión por cable para, respectivamente,
los cables de alimentación y los cables de control.
Las pérdidas en el generador conllevan desarrollo de calor y, para las pequeñas casas
de máquinas, esto involucra altas temperaturas ambiente. El edificio mismo debe, por lo
tanto, acomodar su forma para lograr la necesaria ventilación.
Si la máquina va a funcionar en su propia red aislada, debe asegurarse que haya
suficiente masa oscilatoria, para mantener una frecuencia aceptable en relación a cargas
impuestas y rechazos de carga que se pueda esperar.
Vale la pena señalar que, si se especifican soluciones de los proveedores, que no son estándar,
esto debe ser hecho especialmente. Esto conducirá rápidamente a precios significativamente
más altos.
8.8 Dispositivos de distribución y control Dispositivo de distribución
Definición del dispositivo de distribución:
El dispositivo de distribución es la parte de la central que trae la energía eléctrica, producida por
el generador, hasta la red eléctrica.
Elementos importantes en el dispositivo de distribución
En relación con la selección de soluciones para el dispositivo de distribución, se consideran los
siguientes factores técnicos:
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
101
Condiciones de la red en el sitio
Qué tensiones están disponibles para la conexión
Tiene la red de fuerza capacidad para la conexión actual
Tiene el propietario requerimientos técnicos para una conexión
Debe revisarse requisitos a los costos y la liquidación de cuentas
Debe comprobarse los requisitos para la compensación de reactivos, si se utiliza un
generador asincrónico
Debe investigarse la relación del consumo propio y la alimentación de la red.
Debe elaborarse un diagrama de línea de las actuales instalaciones
Debe aclararse la responsabilidad por el edificio y operación de alta tensión (por sobre 1
kV), que está incluida en la concesión.
Qué forma parte de un dispositivo de distribución
1. Dispositivo de conexión en el nivel de tensión del generador
a. Interruptor de potencia
b. Transformador de corriente
c. Transformador de voltaje
2. Transformador 0,4/22 kV (no siempre)
3. Dispositivo de alto voltaje 22 kV (no siempre)
a. Interruptor de alto voltaje (interruptor fusible de rotura de carga)
b. Transformador de voltaje
c. Transformador de corriente
d. Pararrayos
Los parámetros clave
Los siguientes son los parámetros clave que un desarrollador debe tener en cuenta para la
instalación del dispositivo:
1. Tensión del sistema. Si se tiene un transformador, se tiene automáticamente dos niveles
de tensión en la central, una baja y una alta tensión.
2. El dispositivo de distribución debe estar diseñado para soportar la carga máxima de
corriente a que puede ser expuesto en condiciones normales de funcionamiento y en el peor
camino equivocado.
Componentes principales
a) Transformador
Si hay una necesidad de un transformador, éste será el principal componente del dispositivo de
distribución, junto con el interruptor de potencia.
Los datos clave siguientes son importantes para la orden de compra:
El transformador se diseña con una capacidad, por lo menos, equivalente a la potencia
del generador en kVA.
Tensión nominal del generador (V) y el rango de variación de tensión (normalmente + /
- 5%)
La tensión en la línea de salida (generalmente 11 ó 22 kV), de acuerdo a la tensión en el
sitio.
Ubicación interior o al aire libre y la conformación.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
102
El transformador seguirá siendo un componente de la instalación, o una instancia
independiente, por ejemplo, colocado en un quiosco.
Selección de transformadores aislados secos o en aislamiento de aceite.
Monitoreo de la temperatura de, respectivamente, los devanados y, posiblemente,
petróleo.
Qué pérdidas tiene el transformador pérdida por marcha en vacío y pérdida por
sobrecarga).
Los generadores crean siempre frecuencias de segundo y tercer armónico, las que se transmiten
los datos al sistema de red de fuerza que abastecen. Para evitar que estos lleguen a la red de
distribución debe, una de las bobinas del transformador, conectarse con un devanado en
triángulo. Esto también evitará que las corrientes de tierra se transmitan desde la red y entren
alsistema de distribución.
El transformador debe, en tales circunstancias, ser diseñado, de modo tal, que el devanado en
triángulo sea, en el lado de la alta tensión, (11 ó 22 kV). Esto proporciona un acceso al punto
cero en el lado de 400 voltios y, por tanto, con tensiones de fase de salida de 230 voltios, de la
alimentación local a la casa de máquinas.
El transformador debe estar equipado con descargadores de sobretensión entre fase y tierra en
en el lado de la alta tensión.
Por consideraciones de seguridad personal y de técnica contra-incendios, el transformador se
coloca en una sala separada y cerrada bajo llave, a la cual sólo personas con certificado de
operación con alta tensión tienen acceso. Esta puede ser una sala separada en la casa de
máquinas, un quiosco de transformador, una zona cercada especialmente, o bien, colocar el
transformador arriba, en las torres de alta tensión. Como alternativa, kioscos de transformador
prefabricados pueden ser una solución para ahorrar costos.
Para los transformadores con aislamiento por aceite, de potencia por sobre los 1600 kVA, se
exige, según el Reglamento para instalaciones de suministro eléctrico, una palangana
incorporada que pueda recoger el aceite, para el caso de haber fugas en el transformador. Si se
puede usar transformadores de aislamiento seco se evita este problema.
Por consideraciones de precio y de los transformadores de reemplazo, sería una ventaja si se
pudiera utilizar un transformador de distribución convencional.
b) Interruptor de potencia
Todos los generadores requieren un conmutador o un componente que se pueda conectar desde
la toma de corriente, si se produce un error en el generador o en la red. Este componente debe
ser capaz de interrumpir la potencia máxima que puede ocurrir en el sistema.
Es importante calcular la potencia máxima de cortocircuito, de tal manera que el interruptor de
potencia pueda desconectarse del sistema por esta situación, y que la unidad pueda resistir las
presiones físicas y térmicas.
Si la casa de máquinas tiene una potencia instalada significativa, debe también considerarse
construir una estación terminal.
c) Instalación a tierra
Algunos aparatos eléctricos deben conectarse a tierra para aumentar la seguridad personal contra
tensiones de contacto en la instalación. Es, por lo tanto, importante, que la unidad tenga un buen
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
103
sistema de puesta a tierra para permitir una tierra segura y adecuada para el material eléctrico
que esto requiere.
La conexión a tierra será dependiente de la resistencia de la transición del potencial de la tierra
del sitio de la casa de máquinas, la que a su vez depende de las condiciones del suelo. Su
calidad debe medirse durante el montaje. IEC recomienda que la resistencia a la tierra no supere
1ohm. Si el valor medido supera lo indicado, la conexión a tierra puede mejorarse enterrando
una o varias varillas que se conctan al sistem de puesta a tierra.
A qué se debe estar atento
Si la tensión en el lado de alta tensión del transformador está por encima de 1 kV, esta parte de
la central de está cubierta por la concesión para la construcción, asimismo se requiere personas
con documentos de gestión de las operaciones para operar los equipos de alta tensión.
Es importante calcular cuál es la potencia máxima de cortocircuito, de tal manera que el
dispositivo de distribución, y todos sus componentes, sean dimensionados para soportar esto.
El transformador debe tener una unión en triángulo, para obstaculizar las corrientes de tierra, las
cargas desiguales, y las oscilaciones de tercer armónico que pasan por el transformador.
8.8.1 Dispositivo de control
Funciones primarias
El dispositivo de control es el “cerebro” de la central hidroeléctrica, y es el lugar donde la
mayoría de las funciones lógicas y automáticas están integradas. Se puede dividir el dispositivo
de control en los siguientes grupos principales:
Indicación de los instrumentos, visualización de la posición, etc.
Funciones de control para el gobierno manual y la regulación
Funciones de protección para control automático
Mensaje erróneo de alerta
Instalación auxiliar para obtener potencia en forma de corriente alterna y corriente
contínua (voltaje de batería)
El dispositivo de control consta hoy día de máquinas basadas en registros computacionales o
sistemas de lógica programable (PLC), que se colocan en gabinetes metálicos protegidos.
Además, hay sensores en el dispositivo primario, que proporcionan información suficiente para
que el dispositivo de control pueda funcionar.
Cuando se produce un error, es importante que la central tome sus precauciones y opere de tal
manera que se reduzcan al mínimo los posibles daños.
Se distingue principalmente entre fallas mecánicas y fallas eléctricas, que el dispositivo de
protección continuamente monitorea, protegiendo a la central en el caso de una situación
anormal.
Entre las fallas eléctricas se puede mencionar: sobrecorriente, sobretensión, potencia de
retorno, falla de tierra, la carga desigual, etc.
Entre las fallas mecánicas se puede mencionar: el exceso de velocidad, alta temperatura
en el devanado, alta temperatura en los cojinetes, rotura de tuberías, vibraciones, etc.
El sistema de alarma también puede monitorear la casa de máquinas con respecto al
robo, fuego, hielo, etc, pero ese camino, sin embargo, sólo conduce a una alarma, tanto
local como remota
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
104
Principios
Los dispositivos de control pueden ser construidos sobre varios principios importantes, que
deben aclararse en una fase temprana de la construcción. Estos son los siguientes:
El dispositivo de control debe basarse, ya sea en el principio de la corriente de reposo, o
en el principio de la corriente de trabajo
El dispositivo de control debe tener arranque automático o arranque manual
Debe seleccionarse, de ser posible, para control remoto
Debe determinarse si la opción debe ser control local, con ayuda de pantallas gráficas, o
deben ser tableros convencionales de gobierno
¿Deben ser las funciones de protección electrónica integradas en el sistema de
dirección, o deben ser entidades separadas e independientes?
¿Cómo se organizará la relación con el abastecimiento propio, y la alimentación por la
red?
Se debe elaborar un esquema unilineal que muestre las principales funciones de la
instalación, y cómo deben funcionar las funciones de seguridad
Si el propietario de la central no tiene certificación para los sistemas operativos de alta
tensión, el interruptor de encendido deber sincronizarse en el lado de la baja tensión de
cualquier transformador, para que el propietario de la central sea autorizado para pueda
operar la casa de máquinas, aún sin la certificación
La responsabilidad en relación con la partida automática debe aclararse ante la sociedad
distribuidora de la red
Operación automática remota
Con los altos niveles actuales de salarios y la tecnología que tenemos para la recolección de
datos, el tratamiento lógico de los mismos y las funciones asociadas de dirección y regulación,
es normal la construcción de toda central hidroeléctrica como automática, sin necesidad de
supervisión diaria. Cualquier pequeña central hidroeléctrica, donde la más mínima desviación
de la pauta prevista de conducción o estado normal puede, con una comunicación efectiva,
simplemente informar a los propietarios o al responsable operativo. Esto se ha convertido en un
modo de funcionamiento normal, y lo llamamos el mando a distancia
Una tal forma de comando, sin embargo, establece grandes requerimientos a que la recolección
de datos se realice correctamente, y que las funciones de control estén bien fundadas y
funcionen correctamente, cuando se tenga que experimentar inesperadas situaciones
operacionales. Es particularmente importante que el sistema de comando detenga la central,
frente a una situación definida como anormal, y que el reponsable operativo reciba la
información necesaria de inmediato.
Esto debería garantizar que la unidad no va a quedar detenida en un modo de funcionamiento no
deseado durante mucho tiempo, causando daños innecesarios a los equipos y al entorno.
Modo de funcionamiento
Hay algunos modos principales de dirección y control de las centrales hidroeléctricas, y estos
son los siguientes:
Gobierno por nivel: Todas las centrales hidroeléctricas que están conectado y alimentan
a la red nacional, serán operadas con gobierno por nivel, para que produzcan la máxima
cantidad de energía de acuerdo con la afluencia representada por el nivel en la cámara
de carga.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
105
Gobierno por potencia: Algunas centrales, con requerimientos especiales para el
suministro fijo de potencia, pueden ser ajustadas para producir a potencia fija.
Gobierno por Frecuencia: Las centrales hidroeléctricas en red aislada deben operar
gobernadas por frecuencia, para mantener la frecuencia correcta. Por lo tanto, debe
mantener la frecuencia casi constante de 50 Hz y, por lo tanto, el modo de gobierno por
frecuencia. En la casa de máquinas se regula automáticamente la potencia necesaria
para mantener la frecuencia estable dentro del rango de tolerancia de 50 Hz (+ / - 2,5%).
Gobierno por potencia reactiva: Algunas redes pueden tener problemas de tensión,
mientras que otras tienen problemas de estabilidad. Puede ser, por lo tanto, necesario,
que la central funcione con el modo de gobierno por potencia reactiva, mientras que
otras tienen que producir potencia activa. Estas situaciones son más bien raras, pero
ocurren.
Con el hardware, nos referimos aquí al procesador de la lógica, en el cual se instala el software,
que puede funcionar en modo automático. Para las centrales de pequeña potencia, se
recomienda el uso de PC industrial para el controlador lógico programable (PLC). En términos
generales, se debe tratar de obtener la mayoría del hardware estándar, ya que tiene varias
ventajas:
Este equipo debe estar bien probado, de manera que se tenga suficiente certeza de que el
PLC tiene las cualidades necesarias para hacer todas las tareas, lo suficientemente
rápido, en las condiciones ambientales reinantes.
El procesador que se elija debe tener un sistema operativo estándar donde las versiones
más recientes de forma automática soporten las versiones antiguas de software. De esta
manera, es posible cambiar, posteriormente, tanto hardware como sistema operativo,
sin necesidad de reprogramar o personalizar la lógica del software.
Es una ventaja que el procesador se venda en grandes cantidades, ya que esto indica
que, tanto la calidad es aceptable, como que está bien probado en diferentes ambientes.
Es preciso garantizar que se pueden suministrar piezas de repuesto por algunos años en
el futuro. El rápido desarrollo de las computadoras y el PLC dio lugar a una importante
renovación de las máquinas y han habido problemas para obtener piezas de repuesto
para las máquinas "vieja", incluso después de sólo un par de años de funcionamiento.
Para los tipos de equipo, de los que ya hay muchos en el mercado, es probable que
mucha gente pueda con el equipo y con su sistema operativo y aplicaciones. Por lo
tanto, uno no está encadenado a un solo proveedor, o incluso, en el peor de los casos, a
individuos de programación que pueda programar.
Aspectos Ambientales
El procesador que dirige la computadora principal de la estación, debe ubicarse según
lineamientos dados. Normalmente, el proveedor debe decir cuáles son los requerimientos
establecidos, pero uno debe tener en cuenta los siguientes:
• El procesador debe ser colocado en un gabinete metálico cerrado.
• Si el procesador no tiene un chasis especial, el gabinete debe tener una determinada
clase de hermeticidad (véase el apartado segundo, bajo dispositivos de distribución y control).
• El procesador requiere que la temperatura ambiente debe estar entre, respectivamente,
una temperatura superior y una menor.
• Los procesadores que no debe ser sometidos a ninguna forma de contaminación, polvo,
agua, etc.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
106
• El procesador no debe estar colocado de manera que eventuales vibraciones de la
maquinaria principal afecten a la computadora.
Software
La mayoría de los proveedores serios en el mercado ha desarrollado un software genérico que,
en la mayoría de los casos, será capaz de hacer un trabajo adecuado. Esto, cuando el software
está instalado en varias centrales similares, y ha demostrado capacidad.
Si el proyecto tiene elementos especiales que requiere su propia programación, uno puede
solicitar, o funciones adicionales, o un nuevo software. Uno debe ser consciente de que esto
resultará en cargos adicionales.
Si se desea instalar un sistema de control con funciones personalizadas, es importante que se
elabore especificaciones adaptadas al proyecto. Es importante que la descripción sea una
especificación de función, con requerimientos de calidad, antes que una especificación
detallada. Esto es esencial para que el proveedor pueda utilizar sus conocimientos y normas
para lograr el mejor producto posible dentro de las normas y las experiencias que ya posee, sin
él necesite hacer grandes proyectos de nuevo desarrollo.
Códigos fuente
Todos los software que se suministran han sido originalmente programados con un código
fuente. La que se suministra, por el contrario, es una versión compilada que no se puede
cambiar por el comprador. En caso de que se necesite realizar cambios más adelante, es sólo el
proveedor quien tiene acceso a la misma, mediante los códigos fuente. La mayoría de los
proveedores no están interesados en revelar los códigos fuente de los programas que
suministran. Para el cliente y el operador de la instalación es, respectivamente, importante,
que los códigos fuente vienen con la compra. Esto asegurará que se puede tener control sobre la
central, incluso si el proveedor se fuera a la bancarrota o, de otra manera, ya no está disponible.
Por otra parte, hay algunos proveedores que utilizan su "posición monopólica" sabiendo que
sólo ellos pueden ayudar, si se necesita ayuda en una fecha posterior.
También es importante asegurarse una impresión física de la programación lógica, además de la
descripción de la función, de modo que si el procesador se bloquea, y ya no hay piezas de
repuesto, se puede, posiblemente, reproducir la lógica de otro procesador y, posiblemente, otro
software.
Funciones y principios
Durante la selección de la solución y la especificación del sistema de control, las siguientes
condiciones técnicas se consideran en particular:
La central debe, en razón del necesario y periódico mantenimiento, construirse con
automatización completa, para que pueda estar en funcionamiento con mínima
supervisión.
Para que la central pueda operar sin supervisión, debe incluir un sistema de control
remoto que pueda alertar al propietario u operador, cuando algo suceda, para que ellos
puedan buscar la unidad y realizar la cirugía necesaria y / o las medidas correctoras.
Los sistemas de control debe basarse en el principio de la corriente de reposo, para que
se pase automáticamente a la parada, si hay un error en el dispositivo de control o en la
alimentación.
La central debe estar equipada con arranque automático y una eventual reanudación, ya
que puede parar a causa de, por ejemplo, una caída de la red.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
107
Si se desea control local, este debe ser activado a través de la pantalla gráfica, o
tableros convencionales.
Para las centrales más pequeñas, las protecciones pueden ser integradas en el sistema
de dirección. Para centrales algo más grandes, pueden ser insertas en unidades de
protección separadas e independientes.
Diversos modos de gobierno de la central deben ser definidos e integrados en el sistema
de control.
Siempre será necesario hacer ajustes específicos de las instalaciones sobre la base de las
decisiones tomadas respecto a la elección de la tecnología y funcionalidad.
Documentación
Es importante que los diversos suministros sean documentados, tanto en lo que concierne a
cálculos, dibujos, diseño y construcción, funcionalidad, descripciones operativas y las
descripciones de mantenimiento, para que el propietario y el operador sean capaces de utilizar el
equipo correctamente y con seguridad durante todo el período de funcionamiento. Por otro
lado, cuesta producir documentación. Será, por lo tanto, importante, exigir un nivel equilibrado
de documentación.
Debe prepararse documentación de construcción de la central, en relación con IEC 321, 322 /
1985 (IEC Publ. 750/1082) junto con IEC 144 (IEC Publ. 617). (Como alternativa, los
requisitos de documentación establecidos de conformidad con la norma EN 5820: La
documentación de entrega de equipos).
La siguiente documentación es normal para centrales energéticas:
A. Planos de construcción o la documentación final (planos as-built):
a. Cálculos técnicos
b. Planes Funcionales
c. Listas de señales y de alarmas para, respectivamente. el control local y el
control remoto
d. Planos de compaginación
e. Esquema unilineal y conexiones de protección
f. Diseño de enclavamiento y diagramas de bloque Documentación de
programas
g. Planos de montaje, con descripciones de los dispositivos y del gabinete de
control
h. Especificaciones de componentes y dispositivos, con hojas de datos y
certificados
i. Listas de cables y de terminales
B. Operación y mantenimiento
a. Procedimientos para la operación
b. Instrucciones de mantenimiento
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
108
c. Listas de piezas
C. Protocolos de Pruebas
Toda la documentación deberá incluir las necesarias referencias cruzadas para el etiquetado
orientado a la función y orientado a la ubicación.
Debe utilizarse etiquetado de central, de conformidad con NEK 321, 322 / 1985 (la publicación
IEC 750 / 1082) junto con IEC 144 / 1988 (IEC 617). Marcado operativo se lleva a cabo de
conformidad con las instrucciones del propietario.
La documentación final deberá ser entregada en un plazo determinado, después de que la central
ha sido entregada y recibida conforme por el cliente.
Evaluaciones especiales
Los proveedores van cambiando rápidamente, y no es seguro que el contratista de hoy está en el
mercado el día en que el sistema falla y requiere un necesario servicio. Se debe considerar si se
debe aprender algo de la tecnología, o si debe asegurarse de tener acceso al personal que puede
manejar esto. Se debe, por lo menos, obtener el código fuente y un extracto de ellos para que
cualquier lógica de la aplicación pueda ser recreada en un equipo más nuevo y con otro
software. Siempre tenga una copia de la información almacenada en un lugar seguro fuera de la
estación.
Uno debe considerar si hay suficientes piezas de repuesto, y si el vendedor puede y se dispone a
suministrarlas por lo menos durante los próximos 10 años.
El sistema debe ser confiable, como para que, automáticamente, se detenga, si hay problemas
con los controles, las protecciones o el gobierno automático.
Para las centrales operadas por control remoto, el responsable operativo siempre debe ser
notificado de cualquier situación operativa inusual que se produzca.
Medición y Liquidación de cuentas
El objetivo principal de la construcción de una central hidroeléctrica será la producción de
energía para la venta. Para poder hacer una liquidación de cuentas con el operador de la red, es
necesario medir el número de kilovatios-hora producidos y que han sido suministrados a la red.
Del mismo modo, durante los períodos de cierre, las centrales necesitarán comprar corriente
eléctrica. Para ello es necesario medir la energía que la central produce, y también medir la
energía que la central consume durante el cierre.
En una central de producción hay siempre cantidades relativamente grandes de energía que se
vende y es, por lo tanto, importante que los medidores de energía tengan precisión suficiente.
Las centrales energéticas individuales también establecen estrictos requerimientos para este tipo
de medidores.
8.8.2 Instalaciones de control remoto
Mensajes SMS a teléfonos móviles
La forma más simple de control remoto y comunicación con la central es mediante mensajes
SMS a teléfonos móviles. Al instalar, usando el módem GSM, se puede programar fácilmente
el sistema de control para que, en determinadas situaciones de error, se envíen mensajes de
error predefinidos para el operador que lleva consigo un teléfono móvil.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
109
Si el supervisor responsable, o, posiblemente, otros, desee un status de la casa de máquinas,
sólo necesita enviar una solicitud de estado, en la forma de un mensaje codificado, al número
GSM de la estación, y, por módem GSM, recibir a cambio un mensaje de estado predefinido
con la situación actual. Un mensaje de estado puede ser, por ejemplo este:
Frecuencia: 50 Hz esto le dice si la unidad funciona, o está detenida
Voltaje: 400 V esto le dice si la unidad está conectada a la red
Potencia: 133 kW esto le dice si la unidad produce energía
Nivel del agua: 130 m esto le dice si la unidad debería funcionar o estar detenida
Monitoreo por Internet
Para las unidades que están conectadas telefónicamente en forma permanente, hay también
soluciones estandarizadas, en las cuales las señales, los comandos y mensajes de error pueden
disponerse de forma que las unidades puedan funcionar vía internet.
Esta conexión puede proporcionar mucha información de una manera simple a través de largas
distancias, pero la velocidad de estas comunicaciones es relativamente limitada.
Comunicación fija desconectada
La mayoría de los principales productores de energía a menudo se han fijado las líneas
desconectadas de comunicación entre el centro de operaciones y todas las centrales
hidroeléctricas. Estas redes son complejos y costosos y no particularmente relevante para mini-,
micro y pequeñas centrales hidroeléctricas.
8.8.3 A qué se debe estar atento
Clases de aislamiento
Para todas las mesas y los armarios que se colocan dispositivos eléctricos y electrónicos debe
establecerse requerimientos con respecto a la ejecución. IEC ha estandarizado esto y un
requerimiento normal es IP 44el cual está diseñado para proteger del agua. Si el equipo debe ser
también protegido contra el polvo, debe utilizarse la clase IP 54. Estas clases están, por lo
demás, definidos en la publicación IEC 529 de 1989-1911.
Conexión a tierra
Un buen sistema de puesta a tierra es importante, tanto para la seguridad personal como para la
seguridad de los equipos. En condiciones normales, sin alguna forma de fallas, no es tan
importante, pero tan pronto como hay una falla de la conexión a tierra, es esencial que uno tenga
el control acerca de dónde van los flujos, y cómo se acumulan grandes diferencias de potencial.
Estas corrientes de tierra, y las diferencias de potencial, representan un peligro para el personal
de operaciones, que podría enfrentar golpes inesperados de corriente y de voltaje, en lugares
donde normalmente ha sido seguro tocar el equipo. Tales potenciales pueden llegar a ser tan
poderosos que pueden ser mortales, si el sistema de conexión a tierra no está instalado
correctamente. Grandes corrientes a tierra y diferencias de potencial también pueden ser muy
dañinos o destructivos, especialmente para los sistemas de dirección modernos que se basan en
la electrónica. La electrónica moderna ha sido muy mejorada para soportar tales ambientes, pero
aún se basa en que el sistema de puesta a tierra esté correctamente realizado.
Es común que el proveedor del sistema de equipos y control ofrece conexión a tierra del sistema
para cada central. En este contexto, deberá calcular e instalar un sistema de puesta a tierra que
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
110
asegure que las tensiones de contacto en la central no causarán ningún daño a las personas o los
equipos. Normalmente se dividen las instalaciones de tierra en instalaciones de puesta a tierra
enterradas, o fundaciones de conexión a tierra, y las instalaciones de campo abierto.
El proveedor de dispositivos realiza cálculos, describe la instalación y entrega todo el material
para el sistema de tierra. La instalación de un sistema de puesta a tierra abierta se realiza
normalmente por el fabricante del dispositivo, pero si hay un sistema de puesta a tierra
enterrado, esto suele realizarse por el empresario de la construcción.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
111
9 IMPACTO SOBRE LA SOCIEDAD Y EL MEDIO AMBIENTE
9.1 Generalidades Se entiende que un impacto ambiental corresponde al efecto que produce una determinada
acción sobre el medio ambiente en sus distintos aspectos. Técnicamente, se acota a la alteración
de la línea de base, debido a la acción antrópica o a eventos naturales.
Nuestra legislación, la Ley N°19.300, modificada por la Ley N°20.417, define un impacto
ambiental como “la alteración del medio ambiente, provocada directa o indirectamente por un
proyecto o actividad en un área determinada”. Correlacionando esta definición al término medio
ambiente, estos mismos instrumentos normativos definen el término como “el sistema global
constituido por elementos naturales y artificiales de naturaleza física, química o biológica,
socioculturales y sus interacciones, en permanente modificación por la acción humana o natural
y que rige y condiciona la existencia y desarrollo de la vida en sus múltiples manifestaciones”.
Resulta inmensamente relevante definir entonces sobre qué vamos a medir el impacto de las
acciones antrópicas, y esto se acota a la situación de la Línea de Base, que nuestra legislación
define como “la descripción detallada del área de influencia de un proyecto o actividad, en
forma previa a su ejecución”.
Tenemos entonces las condiciones basales de los impactos sobre la sociedad y el medio
ambiente, definidos en nuestra legislación y que en términos simplificados se puede definir
como la alteración provocada por las acciones antrópicas o naturales sobre la línea de base.
Todas las acciones humanas, motivadas por diversos fines, provocan efectos colaterales sobre el
medio natural o social. Mientras los efectos perseguidos suelen ser positivos, al menos para
quienes promueven la ejecución de obras de cualquier tipo, los efectos pueden ser positivos y,
más a menudo, negativos.
Por desarrollo de pequeños proyectos hidroeléctricos se entenderá, tal como está descrito en la
Ley N°19.940, a aquellas unidades generadoras menores a 9 MW (aquellas que poseen exención
de peajes por el sistema de transmisión troncal para los medios de generación no
convencionales). Adicionalmente, estos pequeños proyectos hidroeléctricos son en definitiva,
centrales de pasada, entendiéndose por tales como aquellas centrales de generación energética
que NO generan espejos de agua, ni muros de contención y/o acumulación de agua, de ninguna
especie. Estas centrales se componen –generalmente- de una bocatoma, un canal de aducción,
un desarenador (no todas), una cámara de carga, una tubería de presión, una sala de máquinas y
un canal de restitución, a grandes rasgos ya que hay elementos menores que son parte
constituyente de una central, pero no todas los poseen, como por ejemplo los atraviesos de
quebradas, entre otras estructuras.
Esto aplicará para el segmento de generación, el que se encuentra constituido por el conjunto de
empresas eléctricas propietarias de centrales generadoras de electricidad, desde que se genera la
energía hasta que se conecta al Sistema respectivo de Transmisión y/o distribución de la misma,
pasando por una red de empalme a una subestación eléctrica de conexión al sistema.
Los impactos ambientales de las actividades humanas pueden ser positivos o negativos en
términos de su carácter. Por otra parte pueden ser temporales o reversibles y/o permanentes o
irreversibles, tal como se muestra en la Figura siguiente.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
112
FIGURA 9-1 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 82.4 Ullebøelv. La cuenca
hidrográfica es de 196 km².
Para poder determinar el carácter del impacto, así como la magnitud del mismo en el medio
ambiente (que entenderemos que incluye la sociedad), es necesario realizar una línea de base del
proyecto. En términos generales y dada la magnitud de los pequeños proyectos hidroeléctricos
(PPH; menores a 9 MW), estos suelen causar impactos negativos de baja consideración, en gran
parte reversibles, así como algunos impactos positivos también.
Uno de los principales instrumentos para prevenir el deterioro ambiental es el Sistema de
Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). Este instrumento permite introducir la dimensión
ambiental en el diseño y la ejecución de los proyectos y actividades que se realizan en el país; a
través de él se evalúa y certifica que las iniciativas, tanto del sector público como del sector
privado, se encuentran en condiciones de cumplir con los requisitos ambientales que les son
aplicables.
El SEIA entró en vigencia el 03 de abril de 1997. A 13 años de su aplicación, más de 10.000
proyectos o actividades se han aprobado en el SEIA, lo que ha permitido que el país haya
logrado un cambio sustancial en la forma de construir el futuro, al poder prevenir los impactos
que pueda generar las inversiones públicas y privadas, o hacer que, cuando se generan impactos
adversos significativos, exista una mitigación.
En el marco del SEIA, el concepto de normativa de carácter ambiental, o normativa ambiental
aplicable, comprende aquellas normas cuyo objetivo es asegurar la protección del medio
ambiente, la preservación de la naturaleza y la conservación del patrimonio ambiental, e
imponen una obligación o exigencia cuyo cumplimiento debe ser acreditado por el titular del
proyecto o actividad durante el proceso de evaluación.
Se excluyen de este concepto, por lo tanto, aquellas normas que, si bien comparten el mismo
objetivo, no imponen obligaciones o exigencias al titular directamente, sino que deben ser
consideradas a efecto de determinar si un proyecto o actividad presenta alguno de los efectos,
características o circunstancias descritas en el artículo 11 de la Ley N°19.300.
sin proyecto con proyecto
etapa de construcción etapa de operacióntiempo
Área de impacto negativo
0
+
-
Nivel de la Línea
de Base del
elemento "x"
Término de la
actividad "n"
Inicio de la actividad "n"
tiempo
con proyecto
etapa de construcción etapa de operación
sin proyecto
+
-
0
Nivel de la Línea
de Base del
elemento "x"
Inicio de la actividad "n"
Término de la
actividad "n"
Área de impacto positivo
con proyecto
etapa de construcción etapa de operación
sin proyecto
+
-
Inicio de la actividad "n"Área de impacto negativo
Término de la
actividad "n"
0
Nivel de la
de Base del
elemento "x"
tiempo
con proyecto
etapa de construcción etapa deoperación
sin proyecto
tiempo
0
+
-
Nivel de la Línea
de Base del
elemento "x"
Inicio de la
actividad “n"
Término de la actividad
"n"
Área de impacto positivoDesarrollo de la medida
correctiva "y"
Impacto negativo reversible y temporal Impacto positivo reversible y temporal
Impacto negativo irreversible y permanente Impacto negativo reversible temporal y luego positivo
permanente
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
113
Enfocando el ámbito a las ERNC, la Ley N°19.300, recientemente modificada por la Ley
N°20.417, promulgada el 12 de enero del 2010 y publicada en el diario oficial el 26 de enero del
mismo año, establece en sus apartados b) y c) del Artículo 10°:
“Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental, en cualesquiera de sus
fases, que deberán someterse al sistema de evaluación de impacto ambiental, son los siguientes:
b) Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones;
c) Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW”.
Luego, el Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, el D.S. N°95,
promulgado con fecha 21 de Agosto de 2001 y publicado en el Diario Oficial con fecha 7 de
Diciembre de 2002, especifica y detalla en su Artículo 3° al mismo respecto:
“Artículo 3.- Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental, en
cualesquiera de sus fases, que deberán someterse al Sistema de Evaluación de Impacto
Ambiental, son los siguientes:
b) Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones.
Se entenderá por líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje aquellas líneas que conducen
energía eléctrica con una tensión mayor a veintitrés kilovoltios (23 kV).
Asimismo, se entenderá por subestaciones de líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje
aquellas que se relacionan a una o más líneas de transporte de energía eléctrica, y que tienen por
objeto mantener el voltaje a nivel de transporte.
c) Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW.”
Por ende, todas aquellas líneas de transmisión de alto voltaje con una tensión mayor a 23 kV y
las subestaciones que se relacionen a una o más líneas de transporte de energía eléctrica, deben
ser sometidas al SEIA.
A objeto de evaluar si el proyecto debe ingresar al SEIA bajo una Declaración o un Estudio de
Impacto Ambiental, el Artículo 11 del Reglamento del SEIA, D.S. N°95 establece lo siguiente:
“El titular deberá presentar un Estudio de Impacto Ambiental si su proyecto o actividad genera
o presenta alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y,
en general, los pertenecientes al patrimonio cultural.
A objeto de evaluar si el proyecto o actividad, respecto a su área de influencia, genera o
presenta alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y, en
general, los pertenecientes al patrimonio cultural, se considerará:
a) la proximidad a algún Monumento Nacional de aquellos definidos por la Ley 17.288;
b) la magnitud en que se remueva, destruya, excave, traslade, deteriore o se modifique en forma
permanente algún Monumento Nacional de aquellos definidos por la Ley 17.288;
c) la magnitud en que se modifique o deteriore en forma permanente construcciones, lugares o
sitios que por sus características constructivas, por su antigüedad, por su valor científico, por su
contexto histórico o por su singularidad, pertenecen al patrimonio cultural; o
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
114
d) la proximidad a lugares o sitios en que se lleven a cabo manifestaciones propias de la cultura
o folclore de algún pueblo, comunidad o grupo humano”.
Como es posible verificar en el literal c) y d), en ellos se recoge la necesidad de comprender el
contexto histórico y la singularidad del patrimonio cultural, así como las manifestaciones
culturales o del folclor de algún pueblo, comunidad o grupo humano.
De acuerdo a la Minuta Explicativa sobre consulta de parte del Reglamento del Sistema de
Evaluación de Impacto Ambiental y Guías de procedimiento de participación ciudadana y de
apoyo para la evaluación de efectos significativos sobre pueblos originarios en el SEIA, del
Gobierno de Chile, se entenderá por comunidades humanas o grupos humanos a todo conjunto
de personas que comparte un territorio, en el que interactúan permanentemente, dando origen a
un sistema de vida formado por relaciones sociales, económicas, y culturales, que
eventualmente tienden a generar tradiciones, intereses comunitarios y sentimientos de arraigo.
Estos grupos humanos podrán pertenecer a los pueblos indígenas a que se refiere el artículo 1º
de la ley Nº 19.253, independiente de su forma de organización. A objeto de evaluar si el
proyecto o actividad genera reasentamiento de comunidades humanas, se considerará el
desplazamiento y reubicación de grupos humanos que habitan en el área de influencia del
proyecto o actividad.
Se considerará como alteración significativa a los sistemas de vida y costumbres de los grupos
humanos, la generación de efectos adversos sobre la calidad de vida de éstos, en consideración a
la duración o magnitud de cualquiera de las siguientes circunstancias:
- La intervención, uso o restricción al acceso de los recursos naturales utilizados como sustento
económico del grupo o para cualquier otro uso tradicional (uso medicinal, espiritual, cultural,
entre otros).
- La obstrucción o restricción a la libre circulación, conectividad o el aumento significativo de
los tiempos de desplazamiento.
- La alteración al acceso o a la calidad de bienes, equipamientos, servicios o infraestructura
básica.
- La condición de vulnerabilidad física o inseguridad del grupo humano, derivada de la
proximidad y naturaleza de las partes, obras o acciones del proyecto o actividad.
- La dificultad o impedimento para el ejercicio o la manifestación de tradiciones, cultura o
intereses comunitarios, que puedan afectar los sentimientos de arraigo o la cohesión social del
grupo.
En términos reales, es muy complicado definir -en un número- la magnitud del impacto de una
actividad como “alteración significativa” a los sistemas de vida y costumbres de los grupos
humanos, así como la generación de efectos adversos sobre la calidad de vida de éstos.
9.2 PERMISOS SECTORIALES En cuanto a los permisos ambientales sectoriales que resulta necesario solicitar, se debe
mencionar –a modo general- los siguientes:
Artículo 68.- En el permiso para arrojar lastre, escombros o basuras y derramar petróleo o sus
derivados o residuos, aguas de relaves de minerales u otras materias nocivas o peligrosas de
cualquier especie, que ocasionen daños o perjuicios en las aguas sometidas a la jurisdicción
nacional, y en puertos, ríos y lagos, a que se refiere el artículo 142 del D.L. 2.222/78, Ley de
Navegación, los requisitos para su otorgamiento y los contenidos técnicos y formales necesarios
para acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el presente artículo.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
115
Artículo 73.- En el permiso para introducir o descargar en aguas sometidas a la jurisdicción
nacional, materias, energía o sustancias nocivas o peligrosas de cualquier especie, que no
ocasionen daños o perjuicios en las aguas, la flora o la fauna, a que se refiere el artículo 140 del
D.S. 1/92 del Ministerio de Defensa Nacional, Reglamento para el Control de la Contaminación
Acuática, los requisitos para su otorgamiento y los contenidos técnicos y formales necesarios
para acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el presente artículo.
Artículo 76.- En los permisos para hacer excavaciones de carácter o tipo arqueológico,
antropológico, paleontológico o antropoarqueológico, a que se refieren los artículos 22 y 23 de
la Ley Nº 17.288, sobre Monumentos Nacionales, y su Reglamento sobre Excavaciones y/o
Prospecciones Arqueológicas, Antropológicas y Paleontológicas, aprobado por D.S. 484/90, del
Ministerio de Educación, los requisitos para su otorgamiento y los contenidos técnicos y
formales necesarios para acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el presente
artículo.
Artículo 77.- En el permiso para hacer construcciones nuevas en una zona declarada típica o
pintoresca, o para ejecutar obras de reconstrucción o de mera conservación, a que se refiere el
artículo 30 de la Ley Nº 17.288, sobre Monumentos Nacionales, los requisitos para su
otorgamiento y los contenidos técnicos y formales necesarios para acreditar su cumplimiento,
serán los que se señalan en el presente artículo.
Artículo 80.- En el permiso para realizar nuevas explotaciones o mayores extracciones de aguas
subterráneas que las autorizadas, en zonas de prohibición, a que se refiere el artículo 63 del
D.F.L. 1.122/81, del Ministerio de Justicia, Código de Aguas, los requisitos para su
otorgamiento y los contenidos técnicos y formales necesarios para acreditar su cumplimiento,
serán los que se señalan en el presente artículo.
Artículo 89.- En el permiso para la extracción de ripio y arena en los cauces de los ríos y
esteros, a que se refiere el artículo 11 de la Ley Nº 11.402, los requisitos para su otorgamiento y
los contenidos técnicos y formales necesarios para acreditar su cumplimiento, serán los que se
señalan en el presente artículo.
Artículo 90.- En el permiso para la construcción, modificación y ampliación de cualquier obra
pública o particular destinada a la evacuación, tratamiento o disposición final de residuos
industriales o mineros, a que se refiere el artículo 71 letra b) del D.F.L. 725/67, Código
Sanitario, los requisitos para su otorgamiento y los contenidos técnicos y formales necesarios
para acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el presente artículo.
Artículo 91.- En el permiso para la construcción, modificación y ampliación de cualquier
obra pública o particular destinada a la evacuación, tratamiento o disposición final de desagües
y aguas servidas de cualquier naturaleza, a que se refiere el artículo 71 letra b) del D.F.L. Nº
725/67, Código Sanitario, los requisitos para su otorgamiento y los contenidos técnicos y
formales necesarios para acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el presente
artículo.
Artículo 94.- En la calificación de los establecimientos industriales o de bodegaje a que se
refiere el artículo 4.14.2. del D.S. Nº47/92, del Ministerio de Vivienda y Urbanismo, Ordenanza
General de Urbanismo y Construcciones, los requisitos para su otorgamiento y los contenidos
técnicos y formales necesarios para acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el
presente artículo.
Artículo 95.- En los permisos para realizar pesca de investigación que sea necesaria para el
seguimiento de la condición de poblaciones de especies hidrobiológicas en la aplicación del
primer año del plan de seguimiento ambiental, a que se refiere el Título VII de la Ley Nº
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
116
18.892, Ley General de Pesca y Acuicultura y sus modificaciones, cuyo texto refundido,
coordinado y sistematizado se contiene en el D.S. Nº 430, de 1992, del Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, los requisitos para su otorgamiento y los contenidos técnicos y
formales necesarios para acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el presente
artículo.
Artículo 96.- En el permiso para subdividir y urbanizar terrenos rurales para complementar
alguna actividad industrial con viviendas, dotar de equipamiento a algún sector rural, o habilitar
un balneario o campamento turístico; o para las construcciones industriales, de equipamiento,
turismo y poblaciones, fuera de los límites urbanos, a que se refieren los incisos 3º y 4º del
artículo 55 del D.F.L. Nº 458/75 del Ministerio de Vivienda y Urbanismo, los requisitos para su
otorgamiento y los contenidos técnicos y formales necesarios para acreditar su cumplimiento,
serán los que se señalan en el presente artículo.
Artículo 102.- En el permiso para corta o explotación de bosque nativo, en cualquier tipo de
terrenos, o plantaciones ubicadas en terrenos de aptitud preferentemente forestal, a que se
refiere el artículo 21 del Decreto Ley Nº 701, de 1974, sobre Fomento Forestal, cuya corta o
explotación sea necesaria para la ejecución de cualquier proyecto o actividad de las señaladas en
el artículo 3 del presente Reglamento, con excepción de los proyectos a que se refiere el literal
m.1., los requisitos para su otorgamiento y los contenidos técnicos y formales necesarios para
acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el presente artículo.
Artículo 106.- En el permiso para las obras de regularización y defensa de cauces naturales, a
que se refiere el segundo inciso del artículo 171 del D.F.L. Nº 1.122 de 1981, del Ministerio de
Justicia, Código de Aguas, los requisitos para su otorgamiento y los contenidos técnicos y
formales necesarios para acreditar su cumplimiento, serán los que se señalan en el presente
artículo.
9.3 Aspectos ambientales de los pequeños proyectos hidroeléctricos Aparte del marco normativo específicamente ambiental, todos los proyectos poseen aspectos
ambientales de los cuales hacerse cargo al momento de ser desarrollados. El presente acápite
sintetiza los aspectos ambientales del desarrollo de los pequeños proyectos hidroeléctricos.
Tal como se dijo anteriormente, la definición de “pequeño proyecto hidroeléctrico” se establece
como una central de menor capacidad que 9 MW y de pasada, es decir, sin la generación de
tranques o espejos de acumulación de agua.
Este tipo de proyectos se compone, en términos genéricos, de una bocatoma y sus obras de
captación, un canal de aducción, un desarenador, una cámara de carga, una tubería de presión,
de una sala de máquinas en donde se ubica la turbina así como otro equipamiento de operación,
control y comunicaciones, de un canal de restitución, de una subestación eléctrica, caminos de
servicio y obras de arte como puentes y bajadas de aguas lluvias, y de un tendido eléctrico que
la conecta a los sistemas de distribución y/o consumo.
Para efectos de determinar los aspectos ambientales del desarrollo de pequeños proyectos
hidroeléctricos, dividiremos los proyectos en 3 partes de acuerdo a las fases de su ciclo natural:
Fase de Construcción, Fase de Operación y Fase de Abandono.
9.3.1 FASE DE CONSTRUCCIÓN
Esta fase comprende las siguientes actividades:
Desvío del cauce,
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
117
Construcción de obras civiles,
Provisión de insumos,
Gestión de sustancias peligrosas,
Desechos sólidos,
Desechos líquidos,
Movimientos de tierras,
Yacimientos,
Botaderos,
Consumo de combustibles fósiles,
Plantas de áridos.
Inicialmente, es necesario desviar el río para poder desarrollar las obras de la bocatoma. Esta
fase contempla el despeje de la vegetación existente en el área donde se emplazarán las
diferentes obras civiles que se construirán, así como la ejecución de la compactación y de los
tratamientos más específicos que requiere cada tipo de terreno para la construcción de cualquier
obra civil. Existen diferentes tipos de obras que requieren de diferentes tratamientos, los que no
corresponde discutir en este capítulo de aspectos ambientales de las centrales de pasada.
Los principales aspectos ambientales de las actividades que componen esta fase son:
Alteración de hábitats de la fauna íctica,
Impacto sobre fauna íctica,
Alteración de la calidad del aire,
Emisión de Gases de efecto invernadero,
Alteración de la calidad de las aguas,
Alteración de la cantidad de aguas disponibles,
Remoción de la vegetación, alteración de hábitats de fauna,
Generación de ruido y vibraciones,
Alteración del patrimonio cultural,
Alteración de paisaje,
Erosión del suelo,
Alteración vías de transporte,
Impactos sociales y sobre la población local,
Mejoras en los ingresos locales por demandas de servicios básicos, alimentación,
alojamiento, durante la duración de la etapa de construcción.
Presión por uso de la vialidad,
Cambio de uso de suelos, y
Riesgo físico en zonas de botaderos.
A modo de poder dimensionar las diferentes obras y sus aspectos ambientales, se sintetiza la
información en la siguiente tabla:
Aspectos ambientales de la Etapa de construcción de una PCH
OBRA Acción etapa construcción Aspectos ambientales
Bocatoma y obras de captación
Desvío del río, despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria y combustibles fósiles, provisión de equipos, uso de mano de obra, instalación de faenas, uso de áridos, hormigón, rejas, válvulas, entre otras.
Alteración de hábitats de la fauna íctica, alteración de calidad del agua, emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Canal de aducción
Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
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vibraciones. Alteración de paisaje.
Desarenador
Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Cámara de carga
Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Tubería de presión
Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Sala de máquinas
Cambio de uso de suelos. Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en área de sala de máquinas y en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Equipamiento de operación, control y comunicaciones
Mano de obra, despacho de equipos y materiales.
Impacto social. Impacto sobre la vialidad. Generación de ruido.
Provisión de turbina y equipos de generación
Mano de obra, despacho de equipos y materiales.
Impacto social. Impacto sobre la vialidad. Generación de ruido.
Canal de restitución
Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Subestación eléctrica
Cambio de Uso de Suelos. Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en área de sala de máquinas y en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Caminos de servicio
Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en área de sala de máquinas y en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Obras de arte como puentes y bajadas de aguas lluvias
Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, válvulas, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en área de sala de máquinas y en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Tendido eléctrico
Despeje de vegetación, escarpe, uso de maquinaria, provisión de equipos, mano de obra, cortes en terreno, uso de botaderos, de áridos, de hormigón, entre otros.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en área de sala de máquinas y en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
9.3.2 FASE DE OPERACIÓN
Esta fase comprende, en términos generales, las siguientes actividades:
Manejo de caudales para la generación,
Generación eléctrica,
Transmisión de la energía,
Descargas de agua por crecidas del río,
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
119
Mantenciones periódicas,
Mantenciones no programadas,
Gestión de insumos,
Gestión de residuos sólidos,
Gestión de residuos líquidos, y
Gestión de residuos y/o sustancias peligrosas.
Los principales aspectos ambientales de las actividades que componen esta fase son:
Alteración de hábitats de la fauna íctica,
Impacto sobre fauna íctica,
Alteración de la calidad del aire,
Presión por uso de la vialidad,
Alteración de la cantidad de aguas disponibles,
Generación de ruido y vibraciones,
Alteración de paisaje,
Impactos sociales y sobre la población local,
Mejoras en los ingresos locales por demandas de servicios básicos, alimentación,
alojamiento.
A modo de poder dimensionar las diferentes obras y sus aspectos ambientales, se sintetiza la
información en la siguiente tabla:
Aspectos ambientales de la Etapa de operación de una PCH
OBRA Acción etapa operación Aspectos ambientales
Manejo de caudales para la generación
Operación de válvulas que permiten el ingreso de aguas al sistema de generación, de manera de mantener el caudal ecológico del río.
Alteración de hábitats de la fauna íctica, alteración de calidad del agua, alteración de hábitats de flora y fauna,
impacto social, uso de vialidad. Alteración de paisaje.
Generación eléctrica
Operación del sistema de generación: bocatoma-canal de aducción-cámara de carga-tubería de presión-turbina-canal de restitución.
Alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Transmisión de la energía
Evacuación de la energía desde sala de máquinas a subestación eléctrica y desde allí a las redes de distribución.
Impacto social. Alteración de paisaje.
Descargas de agua por crecidas del río
Temporalmente y durante crecidas puntuales, se debe desviar el caudal sobrenadante. Se debe en todo momento resguardar el caudal ecológico.
Alteración de la calidad del agua. Alteración de hábitats de la fauna íctica Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Mantenciones periódicas
Se debe controlar que todas las obras de infraestructura, así como maquinaria y equipos, se encuentren operativas en óptimas condiciones en todo momento.
Emisiones atmosféricas, impacto social, uso de vialidad. Generación de ruido.
Gestión de insumos
Se debe permanentemente contar con ciertos insumos para la operación normal de la central. Esto implica despachos a y desde el lugar de emplazamiento de la central a centros de acopio y distribución de materiales.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, impacto social, uso de vialidad para despacho de insumos, maquinaria y equipos. Generación de ruido.
Gestión de residuos sólidos
Se debe permanentemente contar con una correcta gestión de residuos sólidos conforme la normativa vigente para la operación normal de la central. Esto implica despachos a lugares de disposición de residuos sólidos autorizados.
Impacto social. Impacto sobre la vialidad. Generación de ruido.
Gestión de residuos líquidos
Se debe permanentemente contar con una correcta gestión de residuos líquidos conforme la normativa vigente para la operación normal de la central. Esto implica una disposición de residuos líquidos autorizados por Servicio de Salud.
Impacto social. Impacto sobre la vialidad. Generación de ruido.
Gestión de sustancias Se debe permanentemente contar con Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero,
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
120
peligrosas una correcta gestión de sustancias peligrosas (sólidas o líquidas) mediante gestores debidamente autorizados conforme la normativa vigente para la operación normal de la central. Esto implica despachos a lugares de disposición de este tipo de sustancias que se encuentren autorizados.
alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
9.3.3 FASE DE ABANDONO
En general, este tipo de obras se proyectan a 20 o más años, siendo en la realidad, una operación
indefinida, si es que se mantienen de manera preventiva y en una manera correcta.
Si nos ponemos en un escenario extremo en que se tuviera que desmantelar una central de paso,
se debieran efectuar las siguientes actividades:
Desvío del cauce,
Desmantelación de obras civiles,
Gestión de sustancias peligrosas,
Gestión de residuos sólidos,
Gestión de residuos líquidos,
Movimientos de tierras,
Reforestación o recuperación de zonas de botaderos,
Consumo de combustibles fósiles.
Inicialmente, es necesario desviar el río para poder desarrollar las obras de desmantelación de la
bocatoma. Esta actividad comprende el uso intensivo de maquinaria pesada para lograr retirar
toda instalación del lecho del cauce, su reestructuración, desmantelación del canal de aducción
(sea cual fuere su naturaleza), con posterior tapado con material si correspondiera. Luego se
deben desmantelar las obras civiles como desarenador, cámara de carga, tubería de presión,
desmantelación de equipos de generación y eléctricos, demolición de la sala de máquinas, y
finalmente desarmar el canal de restitución, con la respectiva corrección del cauce.
Los principales aspectos ambientales de las actividades que componen esta fase son:
Alteración de hábitats de la fauna íctica,
Impacto sobre fauna íctica,
Alteración de la calidad del aire,
Emisión de Gases de efecto invernadero,
Alteración de la calidad de las aguas,
Alteración de la cantidad de aguas disponibles,
Recuperación de la vegetación,
Generación de ruido y vibraciones,
Reconstrucción de paisaje,
Alteración vías de transporte,
Impactos sociales y sobre la población local,
Mejoras en los ingresos locales por demandas de servicios básicos, alimentación,
alojamiento, durante la duración de la etapa de desmantelamiento de estructuras,
Presión por uso de la vialidad, y
Recuperación de suelos.
A modo de poder dimensionar las diferentes obras y sus aspectos ambientales, se sintetiza la
información en la siguiente tabla:
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
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Aspectos ambientales de la Etapa de abandono de una PCH
OBRA Acción etapa construcción Aspectos ambientales
Desmantelamiento de Bocatoma y obras de captación
Desvío del río, uso intensivo de maquinaria pesada y de combustibles fósiles, provisión de equipos, uso de mano de obra. Reconstrucción de áreas verdes y bordes de cauce.
Alteración de hábitats de la fauna íctica, alteración de calidad del agua, emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho y tránsito de maquinaria pesada. Cambio de uso de suelos. Generación de ruido y vibraciones. Recuperación de paisaje.
Desmantelación de obras civiles
Uso intensivo de maquinaria pesada, mano de obra, recuperación de áreas de cortes en terreno. Recuperación de hábitats de flora y fauna.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho y tránsito de maquinaria pesada. Cambio de uso de suelos Generación de ruido y vibraciones. Recuperación de paisaje.
Gestión de sustancias peligrosas
Uso de maquinaria y su mantención generan sustancias peligrosas. Se requiere de contratación de mano de obra técnica. El desmantelamiento de algunos elementos eléctricos genera sustancias peligrosas
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, impacto social, uso de vialidad. Riesgos físicos.
Gestión de residuos sólidos
Se debe permanentemente contar con una correcta gestión de residuos sólidos conforme la normativa vigente para la operación normal de la central. Esto implica despachos a lugares de disposición de residuos sólidos autorizados.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Gestión de residuos líquidos
Se debe permanentemente contar con una correcta gestión de residuos líquidos conforme la normativa vigente para la operación normal de la central. Esto implica una disposición de residuos líquidos autorizados por Servicio de Salud.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, alteración de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho de maquinaria pesada, equipos, áridos y hormigón. Cambio de uso de suelos en áreas de botadero, riesgo físico. Generación de ruido y vibraciones. Alteración de paisaje.
Movimientos de tierras
Regeneración áreas de vegetación, uso intensivo de maquinaria, recuperación de áreas de cortes en terreno.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, recuperación de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho y tránsito de maquinaria pesada. Recuperación de suelos. Generación de ruido y vibraciones. Alteración positiva de paisaje.
Reforestación o recuperación de zonas de botaderos
Regeneración áreas de vegetación,
uso intensivo de maquinaria, recuperación de áreas de cortes en terreno y botaderos.
Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero, recuperación de hábitats de flora y fauna, impacto social, uso de vialidad para despacho y tránsito de maquinaria pesada. Recuperación de suelos. Generación de ruido y vibraciones. Alteración positiva de paisaje.
Consumo de combustibles fósiles
Etapa tremendamente demandante de combustibles fósiles
Generación de gases de efecto invernadero.
9.4 Conclusión A modo de conclusión, se puede comentar que los temas recurrentes en que los servicios con
competencia ambiental, ponen mayor énfasis al momento de evaluar proyectos en el Sistema de
Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), son los siguientes:
Ampliación de la información disponible sobre las comunidades biológicas del río y
mejores planes de gestión de estos recursos.
Ampliación de la información sobre las poblaciones y étnias emplazadas en las áreas de
influencia de los proyectos. Mayor conocimiento sobre las costumbres locales y los
impactos de los proyectos sobre ellas.
Ampliación de información sobre las medidas de gestión de los caudales para asegurar
que se mantendrá en todo momento el caudal ecológico de los cauces que se utilizarán
para la generación.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
122
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
123
10 FINANCIAMIENTO
10.1 Fuentes de financiamiento
El capital para el proyecto puede obtenerse de diferentes fuentes. A continuación se enumeran
los tipos de financiamiento disponibles para financiar la construcción de pequeñas centrales
eléctricas.
10.1.1 Prestamos de Bancos Comerciales
Los préstamos de bancos comerciales serán suficientes, para la mayoría, como fuente de
financiamiento más adecuado y, en Chile, los bancos locales e internacionales ofrecen
financiamiento para este tipo de proyectos. Para los proyectos más pequeños (<10 MW) es
probable que los bancos locales sean los más adecuados, a menos que se trate de
financiamiento de una cartera de proyectos menores. Los bancos comerciales ofrecen dos
formas relativamente diferentes de financiamiento para estos tipos de proyectos: financiamiento
corporativo y financiamiento de proyectos.
10.1.2 Financiamiento corporativo
Son los préstamos tradicionales a una empresa en funcionamiento (o persona), en los que el
banco puede recurrir contra los flujos actuales del deudor y/o inversionista más los proyectados
del proyecto por incumplimiento de contrato. En principio todos los activos del inversionista
quedan "en riesgo" para el préstamo (a menos que los activos están ya comprometidos en favor
de otros acreedores) y el banco se expone al riesgo por una posible quiebra. La medida en que
el banco ofrecerá financiamiento corporativo depende principalmente de la situación financiera
del solicitante (balance) con respecto al tamaño del proyecto, la capacidad de servicio de la
deuda y de otros compromisos / acreedores.
10.1.3 Financiamiento de proyectos
Financiamiento de proyectos ("recurso limitado"): forma de financiamiento que aísla el riesgo
del proyecto de los otros activos del inversionista y el banco tiene, en principio, sólo el recurso
contra el proyecto en sí (y sus activos). Una forma más extensa y, por lo general, más costosa,
de financiamiento, que significa que los bancos hacen una evaluación mucho más detallada de
los riesgos de diferentes proyectos. Toma un mínimo de 4-6 meses para completar la
financiación y se requiere, por lo general, que los proyectos sean de un cierto tamaño (EE.UU.
$ 15-20 millones de euros) para que el financiamiento sea el apropiado.
10.1.4 Agencias de Crédito a la Exportación
Agencias de Crédito a la Exportación ("ACE"): las instituciones privadas o cuasi-
gubernamentales que ofrecen financiamiento para apoyar a la industria de exportación de su
país. La financiación puede adoptar la forma de créditos o seguros de crédito y garantías, o
ambos. Algunas agencias están patrocinadas por el gobierno, otras son privadas, y otras, una
mezcla de ambas. Los ACE noruegos son la Eksportfinans (www.eksportfinans.no) y el
Instituto Noruego de Garantía de Créditos a la Exportación (www.giek.no).
Eksportfinans: Ofrece el financiamiento para exportaciones tradicionales, de hasta un 85% del
valor del contrato de los proveedores noruegos. El financiamiento depende de una cobertura
adecuada de los riesgos por parte de GIEK y/o un banco comercial aprobado por Eksportfinans.
Eksportfinans también ofrece préstamos respaldados por el gobierno ("CIRR de
financiamiento") y los préstamos comerciales o préstamos de combinación.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
124
GIEK: garantías de créditos a la exportación las empresas noruegas, en nombre del Gobierno de
Noruega. Con la ayuda de GIEK, los exportadores pueden ofrecer crédito o financiación sin
tener que soportar todo el riesgo en sí mismos. GIEK asegura condiciones competitivas para
la industria y promueve la exportación de bienes y servicios de Noruega y la inversión en el
extranjero.
10.1.5 CORFO:
Es un organismo del gobierno de Chile que ejecuta programas especiales de soporte a
financiamiento de acuerdo a las políticas de emprendimiento e innovación del gobierno. De vez
en cuando, tiene programas especiales de financiamiento para ERNC, incluyendo pequeñas
hidroeléctricas.
10.1.6 Capital social.
Si es difícil crear el capital suficiente, puede ser útil emitir acciones, bonos u otros valores que
ayudan a los desarrolladores a ser capaces de obtener el capital propio necesario para
emprender un proyecto y lograr un paquete de financiamiento adecuado.
10.1.7 Contribución propia
Es, quizá, una de las formas más comunes de financiamiento, y se refiere a los fondos ya sea
como capital o deuda que pertenecen al desarrollador/inversionista, esto es más común en los
proyectos más pequeños. El grado de la contribución propia variará mucho con el carácter
único de cada proyecto y el tiempo del desarrollador en particular, su capacidad, esfuerzo,
recursos y oportunidades.
10.2 Evaluación del riesgo En la construcción de una central hidroeléctrica, habrá muchos elementos de riesgo. Estos
factores, en diferentes grados, determinan cuán grande será el riesgo total en el proyecto. Los
siguientes elementos, por lo general, representan el mayor riesgo. Además de hacer sus propias
evaluaciones de los distintos riesgos, los bancos estarán dispuestos a entender las opiniones del
dueño del proyecto sobre los distintos riesgos y la forma en que se pretende reducirlos.
Hidrología.
Para los proyectos económicamente marginales, es importante asegurarse de que la base de
datos hidrológicos es aproximadamente igual a la media a largo plazo para el campo
correspondiente. Si las zonas de captación son pequeñas, la incertidumbre puede ser aún mayor.
Además, hay que ser conscientes de las características del campo, como el porcentaje de zona
marítima, el porcentaje de glaciares y rocas, la altitud, etc.
Los costos de construcción pueden variar mucho, sobre todo en la bocatoma y los acueductos.
Debe haber estudios adecuados y deben recibirse cotizaciones de los principales componentes.
La operación técnica puede ser un problema que es fácil pasar por alto.
Estos problemas pueden estar relacionados con errores conceptuales, errores estándar y errores
aleatorios que puede resultar en una reducción sustancial de los ingresos de corto o más largo
plazo.
La limpieza de la bocatoma es importante, allí donde hay muchos restos flotantes.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
125
Problemas de Liquidez
Pueden surgir si uno encuentra, durante la construcción, aquellos problemas que, a menudo,
resultan en aumento de costos y tardía puesta en marcha. Además, pueden ocurrir varios años
secos seguidos. Al aumentar los costos y venir más tarde de lo previsto los ingresos, se puede
entrar en una crisis de liquidez, y se puede correr el riesgo de ir a la quiebra en un proyecto que,
de hecho, puede ser bueno. En el financiamiento de proyectos normalmente los mínimos
autorizados de liquidez pasan a ser parte de la estructura de financiamiento, tanto en el período
de construcción como en operación.
Daños a la propiedad
De forma natural o vandalismo pueden ocurrir en todas las instalaciones. Uno debería pensar en
esto para hacer un diseño que reduzca estas oportunidades.
Precios de la energía.
Las variaciones en el precio (precio spot) de la energía han sido muy grandes en los últimos
años, y puede ser útil llegar a un acuerdo por un precio fijo para el suministro de electricidad en
un período determinado (PPA). Esto reduciría el riesgo de mercado del proyecto en forma
sustancial, pero también contribuye a limitar los beneficios, si los precios de la electricidad se
elevaran mucho inesperadamente.
Alimentación y cuellos de botella en la red.
Los costos por acceso a la red y los riesgos asociados son importantes a considerar para los
pequeños proyectos hidroeléctricos. No menos importante, es considerar los posibles cuellos de
botella en la red y cómo esto afectará el precio de la energía en el nodo de referencia en el cual
se encuentra el proyecto.
Variación en la tasa de interés.
No es inusual que los bancos exijan que parte del préstamo quede expuesto a tasa fija, y esto se
debe, en este contexto, considerar como una póliza de seguro. La forma de efectuarlo es
usualmente con derivados.
Riesgo de moneda.
El poder y la capacidad de los precios en el mercado spot en Chile se calcula en dólares de los
EE.UU. pero pagado en CLP basado en el supuesto USD / CLP, que se actualiza cada 6 meses
(oct / abril). Es, por lo tanto, razonable, otorgar préstamos en dólares de EE.UU., ya que esto
proporciona una cobertura natural en el período de operación. Los costos de equipos y servicios
durante el período de construcción son, por lo general, una mezcla de monedas diferentes, y es
razonable cubrir esto mediante el uso de derivados. Los bancos normalmente lo requieren en
el financiamiento de proyectos.
Es esencial hacer una evaluación de riesgos, en un examen crítico de todos los elementos
incluidos en la economía global del proyecto, de modo que se pueda encontrar cuán sensible es
el proyecto.
Si se encuentra que el proyecto tiene demasiado riesgo, hay que estudiar los elementos de
mayor riesgo, para reducirlos, y para que el riesgo total del proyecto se encuentre dentro de sus
márgenes económicamente aceptables.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
126
10.3 Préstamos para la construcción Desde el inicio del proyecto, hasta que la planta hidroeléctrica se encuentre en funcionamiento,
se requiere, por lo general, un préstamo para la construcción. Es importante tener esto en
cuenta, ya que estos préstamos tienen tasas de interés mucho mayor, pero son, en cambio, de
utilización mucho más flexible.
Cuando el período de construcción esté concluido, deberá presentarse un certificado de
aprobación con un control final, antes de que el préstamo de la construcción se pueda convertir
en el financiamiento de préstamos a largo plazo. En el control final se pondrá a prueba la
instalación.
10.4 Liquidez Como parte del paquete financiero se debe mirar todos los factores que afectan financieramente
al proyecto. Se debe especialmente examinar los siguientes factores:
1) Es muy importante que esté asegurado el financiamiento para todo el proyecto, aunque
aparezcan inesperados costos adicionales y retrasos en el período de construcción del proyecto.
Qué tamaño de límite de liquidez requiere el banco (covenenat de liquidez) , depende del
riesgo de construcción en el proyecto, y los consultores pueden ayudar a realizar los cálculos
necesarios para determinar un valor relevante.
2) También es importante tener en cuenta el IVA. Cuando se trata de comprar bienes y servicios
también deben pagar el IVA. Estos son gastos temporales, que pueden solicitar un reembolso
cada 6° mes. Sin embargo, puede ser un desafío estimar con precisión los efectos de liquidez,
debido a los cambios en el cronograma del proyecto y cuando los costos se acumulan. El
dinero debe ser pagado, en primer lugar, y debe haber suficiente holgura en el financiamiento
para cubrir estos gastos temporales, antes de poder recibir esto de vuelta a través de la
liquidación de impuestos. Los bancos suelen ofrecer un financiamiento independiente, a corto
plazo (en UF) para los gastos de IVA.
10.5 Solicitud de préstamo Al solicitar un préstamo, el acreedor/evaluador siempre contrastará el proyecto con respecto qué
capacidad de servicio tiene el proyecto y qué seguridad tienen las instalaciones en cuestión.
10.5.1 Consideraciones sobre el valor de las garantías
Cuando hay endeudamiento se debe, casi siempre, cubrir el valor total con garantías, a menos
que la empresa que solicita el financiamiento, tenga un sólido balance en relación con el
tamaño del proyecto. Para el financiamiento del proyecto las garantías incluyen todos los
activos que sean necesarios para hacerse cargo del proyecto (incluyendo acciones, la propia
instalación, bienes raíces, la tierra, derechos de caída, suministros operativos, equipos,
contratos, etc.).
Las garantías se pueden configurar de varias maneras, pero los bienes raíces, a menudo,
representan una buena garantía. Un desarrollador puede garantizar con sus propiedades, pero es
natural obtener un préstamo en el cual la garantía se encuentra en las instalaciones que se
construirán.
10.5.2 Capacidad de gestión financiera del proyecto
En una solicitud de préstamo, es importante presentar bien el proyecto. El prestador tendrá en
cuenta la seriedad del proyecto y se examinará, en particular, los aspectos comerciales del
proyecto, en lo cual la capacidad de servicio económico será un factor decisivo.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
127
Por el lado de los ingresos, el prestamista analizará todos los factores que contribuyen a los
ingresos y calcular, a través de la idea del negocio, para ver cuáles son los márgenes financieros
que fundamentan la idea del negocio. El criterio principal es si el proyecto puede devolver el
préstamo con intereses y cuotas, y los gastos de la operación, el mantenimiento y el pago de
impuestos.
Para verificar la capacidad de servicio del proyecto, los cálculos de costos son revisados para
ver si la idea de negocio aparece razonable. Se evalúa si están incluidos todos los factores, si se
trata de cantidades adecuadas y si son correctas las consideraciones de precios. Esta cifra clave
se calcula como el flujo de caja disponible para el servicio de la deuda, dividido por el interés y
las cuotas de la deuda para el período, y normalmente se calcula en forma semestral.
Para el financiamiento a las empresas, en general, serán más relevantes el "ratio de deuda" y la
"deuda / EBITDA". Independientemente de lo bueno que sea el proyecto, normalmente el
banco requiere que siempre se aporte una cierta parte de capital propio, con el fin de compartir
el riesgo y, por lo tanto, no proporcionarán el financiamiento completamente. La excepción es
si hay un financiamiento con recurso a la empresa contraparte solicitante.
10.5.3 Seguros
Contratar un seguro puede ser una importante contribución a la reducción del riesgo total del
proyecto, y es normalmente un requisito de los bancos para obtener financiamiento.
Los regímenes de seguros son importantes en términos de reducir la responsabilidad total y el
riesgo de los propietarios, limitando el riesgo económico total, al cual el proyecto expone a los
propietarios.
Los siguientes seguros serán relevantes:
Seguro de responsabilidad civil, para cubrir los daños causados en el caso de que las
instalaciones fueran dañadas o destruidas esto causara daño a otros o a la propiedad de
otros
Seguro de daños, para cubrir los daños a las instalaciones propias
Seguro por interrupción, para cubrir la pérdida de ingresos si la planta fuera sacada de
la producción por un período determinado. La duración de un seguro por interrupción
debe ser considerada en relación con el mayor tiempo de reemplazo y con el tiempo de
puesta en marcha para componentes críticos.
Un seguro de construcción e instalación debe ser considerado durante el período de
construcción, para la cobertura de cualquier accidente en este período.
Si se contrató a un contratista, hay que examinar las pólizas de seguro que éste tiene,
con el fin de evitar el doble seguro.
10.5.4 Documentación
Cuando se envía una solicitud de financiamiento, hay que adjuntar alguna documentación. A
continuación se enumera la información que el acreedor requerirá normalmente sea
documentada. Todas las descripciones técnicas deben ser realizadas por profesionales
calificados.
Descripción del proyecto de la instalación, incluido el acceso a la zona del proyecto, y
la conexión de red, con mapas y planos.
Documentación de la hidrología y la producción calculada / capacidad, sobre la base
de la tecnología seleccionada / equipos
Cronograma detallado con la identificación de los elementos críticos
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
128
Modelo financiero con estimaciones de costos para la construcción, plan de
financiamiento y los ingresos / gastos en el período de operación
Acuerdos de arrendamiento y derechos de uso de alturas de caída y del suelo, incluidos
los acuerdos para la ejecución de la línea de alimentación en línea sobre propiedades de
otras personas
Estado de las concesiones y permisos necesarios, incluida la aprobación ambiental del
proyecto
Estatus de los contratos relevantes e información sobre los proveedores de servicios y
equipos
Equipo a cargo del proyecto y su experiencia relevante
El plan de operación y mantenimiento de las instalaciónes
Análisis de mercado y estrategia para la venta de la producción. Si se tiene un contrato
de venta de energía (PPA), deben presentarse las condiciones principales del mismo.
El análisis de mercado y estrategia deben considerar, eventualmente, los cuellos de
botella en la red y el efecto que esto tendrá en el precio del nudo en el área en la cual se
encuentra el proyecto.
Antes de los desembolsos del préstamo, debe ser también presentada una amplia gama
de documentos estándares (por ejemplo, certificado de constitución, estatutos, las
autorizaciones del directorio para obtener el préstamo, acuerdos firmados del proyecto,
certificados de seguros, permisos, etc.)
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
129
11 DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Y MERCADO ELÉCTRICO
CHILENO
11.1 Introducción
Hasta principios de la década de 1980, el negocio eléctrico en Chile integraba verticalmente los
segmentos de generación, transmisión y distribución; con una participación importante del
Estado. Chile fue pionero a nivel mundial al romper la integración vertical del mercado eléctrico
tras la publicación del decreto con fuerza de Ley Nº 1 de 1982 (DFL1), “Ley general de
servicios eléctricos”8. Esta nueva regulación separó el segmento de generación de los segmentos
de transmisión y distribución; permitiendo la competencia en el negocio de generación; y
reconociendo como actividades monopólicas y reguladas a los negocios de transporte y
distribución de energía. La reformulación del negocio significó que los precios en el mercado
mayorista de energía se determinan por competencia, mientras los segmentos de transmisión y
distribución operan en base a tarifas reguladas.
FIGURA 11-1 Sectores del mercado eléctrico Chileno
11.2 Descripción de los sistemas interconectados chilenos
11.2.1 General
Las empresas de generación, transmisión y distribución se distribuyen geográficamente en el
territorio nacional en cuatro sistemas eléctricos, de acuerdo a lo que se indica en la Figura 11-2,
donde se observa que en términos de ventas de energía y capacidad instalada los sistemas de
mayor relevancia son el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema Interconectado del
Norte Grande (SING).
8 El documento vigente es el DFL Nº4 de 2007, “Ley general de Servicios Eléctricos”, que reemplazó al
DFL Nº1 de 1982.
GeneraciónTransmisión
Troncal
Grandes Clientes
Clientes Medianos
Pequeños Clientes Distribución
BTDistribución
MT
Subtransmisión
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
130
FIGURA 11-2 Sistemas eléctricos de Chile (Elaboración de Systep)
El SING corresponde a un sistema netamente térmico, y abastece de energía y potencia
principalmente a grandes clientes mineros e industriales que no están sujetos a regulación
tarifaria; los que representan cerca del 90% del consumo total del sistema.
El SIC, ubicado entre Taltal y la Isla Grande de Chiloé, abastece a más del 90% de los
habitantes del país. El parque generador es del tipo hidrotérmico, con un 45% hidráulico, un
54% térmico y un 1% eólico. En este sistema aproximadamente el 60%9 de las ventas de energía
corresponden a consumos sujetos a regulación de precios.
El Sistema de Aysén, abastece a los consumos ubicados en la XI Región y presenta una
capacidad instalada de 49 MW a diciembre de 2010. A diferencia del SING y SIC, los
segmentos de generación, transmisión y distribución están verticalmente integrados en una
única empresa.
Finalmente, el Sistema de Magallanes abastece a los consumos ubicados en la XII Región, su
generación es totalmente térmica y se encuentra dividida en cuatro subsistemas eléctricos: el de
Punta Arenas, con una capacidad instalada de 74,74 MW; el de Puerto Natales, con 7,68 MW;
el de Porvenir, con 4,95 MW; y finalmente el de Puerto Williams, con 1,73 MW. Al igual que el
Sistema de Aysén, el Sistema de Magallanes se encuentra integrado verticalmente en una única
empresa.
A continuación se presenta el detalle del Sistema Interconectado Central, el cual posee una
importante participación hidráulica para la generación de electricidad.
11.2.2 Sistema Interconectado Central (SIC)
El Sistema Interconectado Central (SIC) comprende las regiones III a X, entre Taltal y Chiloé.
Este sistema abastece a más del 90% de los habitantes del país, y a diferencia del SING, está
compuesta por un parque de generación hidrotérmico.
9 Fuente: Informe de Precio de Nudo Abril 2011, Comisión Nacional de Energía
Sistema de Aysén
Demanda máxima(MW) 20,4
Venta de energía (GWh) 98,1
Capacidad instalada (MW) 49
Regiones XI
Población 0,6%
Sistema de Magallanes
Demanda máxima (MW) 50,2
Venta de energía (GWh) 260,1
Capacidad instalada (MW) 99
Regiones XII
Población 1,1%
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Demanda máxima (MW) 1.900
Venta de energía (GWh) 13.792
Capacidad instalada (MW) 3.701
Regiones I y II
Población 5,7%
Sistema Interconectado Central (SIC)
Demanda máxima (MW) 6.482
Venta de energía (GWh) 41.061
Capacidad instalada (MW) 12.167
Regiones III a X
Población 92,6%
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
131
11.2.2.1 Características de la generación
La oferta de electricidad en el SIC está compuesta en forma importante por centrales con
tecnología hidráulica, que aprovechan las propiedades de cuencas de los ríos del centro y sur de
Chile. En la Error! Reference source not found. se ilustra la composición del parque de
generación del SIC según tipo de central.
FIGURA 11-3 Capacidad instalada según tecnología de generación SIC 2010 (Fuente: CNE)
Como se aprecia en la figura, la capacidad instalada en centrales con tecnología térmica
representa el 53% del total de la oferta. Las centrales de gas representan el 24% del total de la
capacidad instalada del SIC.
La Error! Reference source not found. muestra la evolución de la generación por tecnología
en el SIC, junto con los costos marginales en la barra Quillota 220 kV.
FIGURA 11-4 Generación por tecnología SIC (Fuente: CDEC-SIC).
La propiedad de las centrales en el SIC se concentra principalmente en tres agentes del
mercado: Endesa, AES Gener y Colbún. En la Error! Reference source not found. se ilustra la
participación de mercado de cada uno de ellos.
32%
13%24%
12%
17%
2%
Embalse
Pasada
Gas Natural
Carbón
Diesel-Fuel Oil
Otros
0
50
100
150
200
250
300
350
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
11
12
1 2 3 4 5
2007 2008 2009 2010 2011
US
$/M
Wh
GW
h
Pasada Embalse Eólico Carbón Gas GNL Otro Diesel Costo Marginal (US$/MWh)
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
132
FIGURA 11-5 Capacidad instalada por empresa en el SIC 2010 (Fuente: CNE)
10
11.2.2.2 Características de la demanda
La demanda de energía eléctrica en el SIC ha tenido un crecimiento sostenido en los últimos 10
años, duplicándose en dicho período. En la actualidad, el consumo se aproxima a los 41.000
GWh/año y se proyecta un crecimiento en torno al 6% anual11
para los próximos años. La
demanda de energía eléctrica en el SIC tiene dos componentes principales de crecimiento: la
demanda vegetativa y la demanda industrial. La tasa de crecimiento de la demanda vegetativa se
puede considerar constante bajo ciertas condiciones y se proyecta principalmente tomando en
cuenta factores de crecimiento del país (PIB). En cambio, la demanda industrial tiene un
crecimiento más escalonado y su proyección depende de estimaciones de proyectos industriales
de alto consumo.
En la Figura 11-6 se ilustra la evolución de la demanda agregada desde el año 1990 a la fecha.
FIGURA 11-6 Ventas anuales de energía en el SIC (Fuente: CDEC-SIC).
11.3 Agentes del sector eléctrico
En esta sección se describen los agentes que participan en la operación del mercado eléctrico.
10
En la capacidad instalada de Endesa se han incluido la de Pehuenche y Pangue. En la capacidad
instalada de AES Gener se ha incluido la de Eléctrica Ventanas. 11
Fuente: Informe de Precio de Nudo Abril 2011, Comisión Nacional de Energía
43%
18%
13%
5%
21%Endesa
Colbun
AES Gener
Guacolda
Otros
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
05.000
10.00015.00020.00025.00030.00035.00040.00045.000
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
GW
h
Venta anual Crecimiento anual
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
133
FIGURA 11-7 Agentes que participan en el sector eléctrico.
11.3.1 Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)
El Centro de Despacho Económico de Carga fue establecido a través del Decreto Supremo Nº 6
de 1985, y reformado por el Decreto Supremo Nº 327 de 1997. Corresponde a una organización
independiente formada por generadores, propietarios de instalaciones de transmisión troncal y
de subtransmisión, y clientes libres. Fue instaurada como un mecanismo de coordinación de la
operación del Sistema Interconectado Central (SIC) y del Sistema Interconectado del Norte
Grande (SING). Actúa administrando el mercado de energía de corto plazo, y tiene a su cargo la
planificación de la operación de todo el sistema de generación y transmisión. Sus funciones
tienen como principales objetivos lo siguiente:
Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.
Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del
sistema.
Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos
mediante concesión.
A través del cumplimiento de estos objetivos se busca igualar el funcionamiento de un sistema
eléctrico eficiente, el que es operado bajo un esquema tarifario basado en los costos marginales
del sistema, los cuales reflejan la operación económica a mínimo costo.
11.3.2 Generación
Este segmento se caracteriza por ser un mercado competitivo, en donde varias empresas
generadoras ofrecen su energía con distintos costos, siendo su interacción con la demanda de
energía la que determina qué cantidad se vende y a qué precio. El despacho de las distintas
unidades se basa en una lista de mérito, la cual es elaborada según los costos variables de
operación informados por los generadores (los cuales son auditados).
Existen distintos tipos de centrales de generación dependiendo de la energía primaria que se
utilice y del proceso como se realiza su transformación. Se distinguen tres tipos de tecnologías
de generación: centrales térmicas, centrales hidráulicas y los medios de generación renovables
no convencionales.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
134
Las centrales térmicas utilizan para su funcionamiento recursos no renovables, principalmente
combustibles fósiles tales como carbón, petróleo, fuel oíl y gas natural, entre otros.
Las centrales hidráulicas tienen como fuente de energía primaria un recurso renovable: el agua.
En estas centrales la energía mecánica del agua se utiliza directamente para mover una turbina
que se acopla a un generador eléctrico.
Los Medios de Generación de Energía Renovables no Convencionales (MGRNC), asociados a
la energía eólica, solar, mareomotriz, geotérmica, biomasa, entre otras; actualmente tienen
escasa penetración en Chile. En general, los MGRNC son proyectos de menor potencia
instalada que las centrales térmicas o las hidráulicas convencionales.
La legislación vigente en Chile realiza diferencias en el tratamiento de las centrales eléctricas
según su capacidad instalada. Es así como se define como pequeño medio de generación
distribuida (PMGD), a instalaciones cuya potencia instalada es menor a 9 MW, y que se
conectan directamente a las redes de distribución12
. De la misma forma se designan como
pequeños medios de generación (PMG) a aquellas instalaciones cuya capacidad instalada es
menor a 9 MW, y que se conectan a las redes de transmisión troncal, subtransmisión o
adicional. En la Figura 11-8 se muestra un diagrama con las principales características y
beneficios que la legislación entrega a estas tecnologías.
FIGURA 11-8 Características y beneficios de medios de generación no convencionales13
Un último aspecto relevante para los operadores de centrales eléctricas es la obligación de
incorporar a la matriz de generación el uso de tecnologías renovables. Para garantizar lo anterior
se promulgó la Ley N° 20.257 (“Ley ERNC”), la cual exige que el 5% de los retiros de energía
provengan de fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC): geotérmica, eólica,
solar, biomasa, mareomotriz, cogeneración y pequeñas centrales hidroeléctricas (hasta 20 MW,
aunque existe un reconocimiento parcial en centrales de hasta 40 MW). Este porcentaje
aumentará en un 0,5% anual a partir de 2015, hasta alcanzar un 10% en 2024. En caso de no
cumplirse, quienes realicen los retiros deberán pagar una multa, según se muestra en la Error!
Reference source not found..
12
Redes con nivel de tensión menor o igual a 23 kV. 13
En el diagrama, CMg significa “costo marginal” y P.N. “precio nudo”.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
135
FIGURA 11-9 Multas por no cumplimiento de energía ERNC14
11.3.3 Transmisión
El sistema de transmisión corresponde al conjunto de líneas, subestaciones y equipos de tensión
nominal superior a 23 kV que se utilizan para transmitir electricidad desde los centros de
generación hacia los puntos de inyección del sector distribución o directamente a grandes
clientes.
En el sistema de transmisión se puede distinguir distintos tipos de tramos:
El sistema troncal15
corresponde a la red principal de transporte que une los principales
centros de generación y consumo.
Los sistemas de subtransmisión, que son aquellos que permiten retirar la energía
desde el sistema troncal hacia las empresas distribuidoras.
Los sistemas de transmisión adicional, que son las instalaciones que permiten a los
generadores inyectar su producción al troncal o a grandes consumidores retirar
directamente su energía del troncal. Las tarifas de uso de estas instalaciones se rigen por
acuerdos bilaterales.
La transmisión es una actividad que en el país se desarrolla en forma de monopolio natural.
Corresponde por ende a una actividad regulada, con carácter de servicio público. Tiene la
obligación de prestar su servicio de transporte, y en particular dar libre acceso a sus líneas a las
centrales generadoras para que lleven la energía a los consumidores. Esto significa que las
centrales generadoras tienen derecho a utilizar la capacidad disponible de las líneas de
transmisión.
Respecto a los pagos por cada segmentación del sistema de transmisión, es importante
mencionar que las tarifas sobre el sistema de transmisión troncal y de subtransmisión son
reguladas, mientras que los pagos sobre los sistemas adicionales de transmisión se rigen por
acuerdos bilaterales.
11.3.4 Distribución
Los sistemas de distribución están constituidos por las líneas, subestaciones de transformación y
equipos de protección y control que operan en tensiones inferiores o iguales a 23 kV, para
prestar el servicio de distribuir la electricidad a los consumidores finales del tipo residencial,
comercial, industrial u otro.
14
UTM mayo = $38.173; dólar = 467,31 $/US$. 15
Definido como el conjunto mínimo de líneas y subestaciones eléctricas necesarias para abastecer
totalmente la demanda del sistema eléctrico. Está formado por líneas de 220 kV y 500 kV. En la
actualidad hay líneas en 154 kV consideradas como troncales, pero que dejarán de serlo a partir del
próximo decreto que defina las instalaciones troncales, como resultado del último Estudio de Transmisión
Troncal 2010.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
136
Al igual que la transmisión, la distribución de energía eléctrica es un monopolio natural. Las
empresas distribuidoras operan bajo un régimen de concesión de servicio público de
distribución. Esto quiere decir que el Estado concede un permiso a la empresa de distribución
para que opere en una zona especificada (la “zona de concesión”). Este permiso le otorga como
derecho utilizar calles y espacios públicos para realizar la distribución, pero al mismo tiempo le
impone las siguientes obligaciones:
1. Prestar el servicio eléctrico a todo consumidor de su zona de concesión que le solicite el
servicio.
2. Obligación de dar libre acceso a los PMGD.
3. Estar sujeto a tarifas límites a cobrar a sus usuarios regulados.
11.3.5 Clientes
Los consumos representan la demanda de energía eléctrica. Éstos se clasifican de acuerdo a la
demanda máxima en clientes regulados y no regulados.
Clientes o usuarios regulados: Consumidores cuya potencia conectada es inferior o
igual a 2 MW. Estos consumidores son abastecidos por empresas distribuidoras, con
tarifas reguladas por el Estado, según se explica más adelante
Clientes libres o no regulados: Consumidores cuya potencia conectada es superior a 2
MW y que negocian libremente las tarifas con sus proveedores
De acuerdo al Artículo 147º del DFL Nº4, los usuarios cuya potencia conectada es mayor a 500
kW pueden elegir libremente entre ser tratado como clientes libres o clientes regulados.
Los clientes regulados tienen tarifas y un nivel de calidad del servicio que son reguladas por la
autoridad.
11.4 Estructura de precios
En Chile existen estructuras de precios separados para los segmentos de generación, transmisión
y distribución.
El sistema de precios se basa en dos elementos: precio de la energía y precio de la potencia
(capacidad). En la práctica, el esquema de precios que se implementa es a través de un cobro
por concepto de energía (a todos los consumidores) y un cargo adicional –usualmente llamado
cobro por potencia.
Estos dos productos, y sus precios asociados, recorren toda la cadena de suministro generación-
transmisión-distribución, según se muestra en la siguiente figura:
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
137
FIGURA 11-10 Funcionamiento del mercado eléctrico (Fuente: Elaboración Systep)
En el mercado de la generación, se pueden distinguir los siguientes precios
Precio mayorista de la energía o precio spot. Precio utilizado para transferencias de energía
entre generadores en el balance de energía. Corresponde al costo marginal de la energía,
valorado como el costo variable de la unidad más cara operando en ese momento.
Precio mayorista de la potencia. Precio utilizado para transferencias de potencia (capacidad)
entre generadores en el balance de potencia, valorado al precio de nudo de potencia.
11.4.1.1 Precio Spot o Costo marginal del sistema
En el SIC, el sistema de precios para la energía se basa en una operación a mínimo costo de un
sistema hidrotérmico con un embalse con capacidad de regulación interanual. Esta operación a
mínimo costo corresponde al costo de abastecer en forma eficiente una unidad adicional (1
MWh) de demanda del sistema, que corresponde al costo variable de la central térmica más cara
que se encuentra operando o al costo asociado al valor del agua del embalse que se encuentre
generando.
La forma de abastecer la demanda en forma eficiente es según los costos de operación de las
unidades generadoras o lista de mérito; primero son despachadas aquellas centrales que tienen
menores costos de operación y luego las de mayores costos (Figura 11-11).
FIGURA 11-11 Composición teórica del costo marginal del SIC (Fuente: Elaboración Systep).
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
138
11.4.1.2 Precio de Nudo de Energía
a) Precio de Nudo de Corto Plazo
Los precios de nudo de energía son fijados semestralmente, en los meses de abril y
octubre de cada año, por la CNE. El valor del precio de nudo de energía corresponde al
valor esperado del costo marginal para los próximos 24 y 48 meses16
, por lo que
responde a proyecciones realizadas para las variables relevantes del sistema (nivel de
demanda, plan de obras de generación y transmisión, costo de combustibles, ocurrencia
de distintos escenarios hidrológicos, entre otros). Si la diferencia entre el valor
promedio de los costos marginales y los precios promedio de mercado (promedio de los
contratos de los generadores) es superior a un cierto porcentaje, el precio de nudo es
ajustado para que su valor esté dentro de esta banda de precios.
FIGURA 11-12 Evolución de precio de nudo versus costo marginal en Alto Jahuel 220 kV.
El precio de nudo, al ser un promedio teórico de los costos marginales de los próximos
24 meses, tiene un comportamiento estable en el tiempo y no refleja en su valor las
variaciones de los costos de la operación de corto plazo del sistema a diferencia del
costo marginal.
Si bien originalmente el precio de nudo era parte fundamental de las tarifas destinadas a
clientes regulados, ha perdido relevancia por la entrada en vigencia de las licitaciones de
suministro. En este sentido, actualmente se utiliza en forma referencial como indexador
de contratos (por ejemplo, entre clientes libres y generadores) y para fijar el precio
techo de las licitaciones de suministro de energía a clientes regulados (explicadas en el
siguiente literal).
b) Precios de Nudo de Largo Plazo
Antes de la promulgación de la Ley Corta II (2005), la ley eléctrica establecía que las
ventas de energía de los generadores a las distribuidoras se valorizaban a los Precios de
Nudo que la CNE calcula semestralmente (literal a)), y que dichos precios eran usados
para el cálculo de las tarifas de clientes finales. Con la modificación legal esta situación
cambió, resultando que las empresas distribuidoras están obligadas a licitar sus
requerimientos de energía para el abastecimiento a sus clientes regulados, través de
16
48 meses en el caso del SIC, 24 meses en el resto de los sistemas mayores a 1500 kW.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
139
contratos de compra de largo plazo, y que los precios resultantes de estas licitaciones
serán traspasados a las tarifas a clientes finales (estos nuevos precios se denominan
Precios de Nudo de Largo Plazo). El objetivo buscado con esta reforma legal es
asegurar la viabilidad de inversiones en generación mediante el traspaso a las tarifas a
público de los costos de largo plazo de estas inversiones, en un ambiente de
competencia.
La consecuencia fundamental de la reforma es que la comercialización de la totalidad de
la energía a nivel mayorista en el sistema (una vez que hayan expirado los contratos
vigentes a precios regulados y hayan sido reemplazados por contratos licitados), sea a
precios libres. Asumido que las licitaciones son públicas, abiertas, no discriminatorias y
transparentes, los precios ofrecidos en las licitaciones corresponderán a valores
competitivos de costos de generación de energía de largo plazo.
11.4.1.3 Precio de nudo de la potencia
El precio de nudo de potencia se determina evaluando el costo marginal anual de incrementar en
1 MW la capacidad instalada del sistema, el que a su vez se considera corresponde a los costos
de capital y operación de una turbina diesel, ajustados por el costo de conectar la unidad al
sistema eléctrico e incrementado en un factor equivalente a la reserva en giro del sistema.
El cálculo de los costos de inversión y de operación de la unidad de punta es realizado por la
CNE cada 4 años y es indexado semestralmente en los meses de abril y octubre, mediante
fórmulas que actualizan los cambios que se puedan producir en las principales componentes de
costo.
11.4.1.4 Precios Libres de Energía
De acuerdo a lo indicado previamente, no existe una tarifa máxima aplicable a los clientes
libres, por lo que cada uno de ellos debe asegurar directamente su suministro con los
generadores, a través de la firma de contratos. Los precios libres corresponden a los precios
negociados, en forma libre y bilateral, entre empresas generadoras y clientes no regulados, de
manera de cubrir los requerimientos de energía del interesado.
11.5 Estrategia comercial de centrales generadoras
Existen diferentes los modelos de negocios que pueden optar los generadores para la venta de
energía. En Chile, se pueden identificar los siguientes modelos de negocios:
a) Venta a empresas distribuidoras mediante licitaciones públicas de energía: en este
modelo el generador vende su energía al distribuidor participando de un proceso abierto
de licitaciones de energía destinada a abastecer a los clientes regulados de la empresa
distribuidora. Este proceso es regulado por la autoridad, con precios máximos de la
energía y fórmulas de indexación establecidas por el generador durante la licitación.
b) Venta a empresas distribuidoras mediante contratos para clientes libres: en este
modelo el generador vende su energía al distribuidor, la cual debe ser destinada a
abastecer a los clientes libres de la empresa distribuidora. Las condiciones del contrato
así como los precios de energía y potencia se establecen por acuerdo entre las partes.
c) Venta a clientes libres: en este modelo el generador vende su energía a un cliente libre
mediante un contrato de suministro entre privados. Cuando corresponda, se deberá
pagar un peaje a la empresa transmisora o distribuidora por el uso de las redes.
d) Venta a otro generador: en este modelo el generador vende su energía a un segundo
generador, quien se encargará de comercializar esa energía con sus clientes.
Corresponde a un contrato entre privados.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
140
e) Venta directa en el mercado spot, sin contrato: en este modelo el generador vende su
energía sin contrato en el mercado spot al costo marginal del sistema. Este modelo
presenta una alta variabilidad en los precios, a diferencia de la venta de energía
mediante contratos, debido a que el costo marginal del sistema varía en forma horaria y
depende de factores externos como precios de combustibles y niveles de embalses.
La estrategia comercial que se defina dependerá de los beneficios que se esperan lograr y los
riesgos asociados en que se incurrirá. En este contexto, existen diferentes componentes de un
contrato que influirán en la estrategia comercial de la empresa generadora (Figura 11-13).
FIGURA 11-13 Componentes de un contrato
En relación a lo anterior, se pueden identificar dos tipos de contrato relevantes para una central
generadora, particularmente para hidroeléctricas de tamaño pequeño:
PPA (Power Purchase Agreement): el precio de la energía y potencia es definido con
el cliente, junto con los bloques de demanda requeridos por este último. En este caso el
generador toma el riesgo de la generación y los precios. Es utilizado principalmente en
contratos con distribuidoras.
Producción (Independent Power Producer): el precio de la energía y potencia es
definido con el cliente, quien compra toda la producción de la central. En este caso el
generador traspasa al cliente el riesgo en los precios y generación. Es utilizado
principalmente en contratos con otras empresas generadoras.
Adicionalmente, las centrales que califican como de ERNC pueden negociar este atributo en sus
contratos, al igual que puede verse beneficiados por la venta de certificados de bonos de
carbono.
DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS
141
12 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
12.1 Generalidades Una central hidroeléctrica representa una gran inversión. Para lograr un sistema funcional y
confiable, es por lo tanto, importante que existan estándares adecuados de diseño y ejecución de
cada uno de los componentes de la central junto con una selección de equipos de calidad que se
adapten bien a ella. Es crucial para la economía de la planta que la misma opere tal como se
proyectó, de tal manera que los costos de operación y mantenimiento (O&M) se reduzcan al
mínimo y la vida útil de cada uno de los equipos empleados sea la esperada.
Se entiende por mantenimiento, la combinación de acciones administrativas y técnicas que, bajo
una cierta filosofía, conservan un equipo o instalación en las condiciones necesarias para que
pueda ejecutar su funcionalidad.
Previo a la puesta en servicio de una central hidroeléctrica, se deben elaborar procedimientos de
control para todas las especialidades involucradas que cuenten con inspecciones regulares y
pruebas de funcionamiento para los principales componentes ubicados en el mismo embalse,
bocatoma, cámara de carga, aducción y casa de máquinas.
Cada una de las dependencias, necesita diferentes especialistas y períodos de inspecciones, por
ejemplo, los equipos principales como la turbina o generador demandarán frecuente atención
con respecto a la instalación de aducción.
FIGURA 12-1 Trayectoria del desempeño, mantenimientos y modernizaciones.
En bocatomas, los problemas operativos son del tipo de residuos en rejas y contaminación de
rieles de compuertas. Especialmente en centrales de ríos sin embalses, habrá períodos en el año
que aumentará en el agua el transporte de ramas y hojas por lo que se necesitará mayor
frecuencia de limpieza de parrillas con fin de evitar su obstrucción.
La FIGURA 12-1 enseña la trayectoria teórica del desempeño o estado operacional de un equipo
a lo largo del tiempo. Según el tipo de análisis se puede, evaluando una serie de variables,
estimar la vida útil técnica y también dar mejoras para el mantenimiento preventivo.
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Si se instalan equipos simples pero robustos, al comienzo se tendrán bajos costos de operación
en la central. En la unidad, es recomendable revisar frecuentemente las elevaciones de
temperatura, vibraciones y por sobretodo, niveles de lubricación y refrigeración.
Para la Turbina es importante desarrollar mantenimientos preventivos en cuanto a posibles
desgastes por abrasión, sedimentación, fatiga y cavitación. Variables importantes a inspeccionar
son pernos de unión, álabes directrices fijos y móviles, placas de recubrimiento, difusor, cuerpo
del rodete, etc.
Para el Generador es importante inspeccionar las elevaciones de temperatura, el estado de la
aislación del devanado, juntas de conexión tanto para los bornes de salida como de alimentación
al campo en caso de generadores sincrónicos, etc.
Como parte del contrato para el suministro del equipo es importante que se soliciten las
instrucciones detalladas de operación y mantenimiento por parte de los fabricantes, que
contengan suficiente descripción y documentación para las operaciones diarias y el
mantenimiento recomendado. Generalmente se asume que los equipos suministrados no deben
requerir mayor mantenimiento que el recomendado por el fabricante durante los primeros 20
años de operación; posteriormente, es normal que haya un aumento de la necesidad de
mantenimientos dada a la avanzada edad.
12.2 Vida útil técnica y económica A vida útil técnica es el tiempo que un equipo o instalación puede, técnicamente ejercer su
funcionalidad independientemente si es o no económicamente conveniente reemplazarla o
mejorarla por una más eficiente.
Por otro lado, el término de la vida útil económica es el momento en el cual se hace conveniente
el reemplazo de un equipo o parte de una instalación, dado a que bajo ese cambió se obtendrá
una mejor desempeño.
Por lo tanto,
Vida útil técnica > Vida útil económica
Para mantener la confiabilidad prevista, después de un cierto número de años se debe realizar
una rehabilitación completa de los componentes principales de la central o simplemente, realizar
un reemplazo total de aquellos cuya vida económica haya expirado.
La vida útil técnica de los componentes de la central dependerá de la calidad de los equipos y
del buen diseño global. Para las micro centrales hidroeléctricas con diseños y soluciones
generales "estándar de comercio" se debe esperar una duración significativamente más corta que
las centrales pequeñas medianas y grandes, las cuales tienen soluciones de mejor calidad y "a la
medida".
12.3 ¿Por qué invertir en un buenas prácticas de O&M? En grandes instalaciones es inimaginable no contar con buenas prácticas en la manera de operar
y mantener las centrales. Para lo anterior, las compañías propietarias poseen cuadrillas locales
especializadas en inspeccionar día a día, semana a semana y para algunas variables mes a mes,
los estados operativos de equipos e instalaciones. Una avería desatendida por muy mínima que
sea, puede desencadenar grandes problemas llegando incluso, a la pérdida temporal de
generación. Pobres estándares operativos en conjunto a un escaso mantenimiento pueden
provocar pérdidas económicas millonarias.
La diferencia dimensional entre grandes y pequeñas centrales hidroeléctricas, hace de pronto al
propietario de estas últimas, no valorar suficientemente este tema por lo que generalmente debe
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experimentar una primera contingencia para a posterior tomar medidas necesarias y poner en
práctica protocolos de O&M.
El objetivo principal de una buena estrategia de mantenimiento es contar con la tasa de
disponibilidad más elevada posible. El descuido de los estados operacionales de una central se
verá reflejado en una mayor necesidad de reiteradas inspecciones, evaluaciones de estado,
necesidades de ensayos, etc.; todos los anteriores en desmedro del principal objetivo.
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