DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS · PDF file4.10 HIDROLOGÍA SUPERFICIAL ......

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)


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: [email protected]

Norconsult Andina S.A. Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago - Chile http://www.norconsult.cl Fono: +562 207 5000 E-mail: [email protected]

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 [email protected]

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

mailto:[email protected]

http://www.norconsult.cl/


http://evtconsulting.cl/


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: [email protected]

www.systep.cl

HOBAS Engineering

[email protected]

www.hobas.com

Brødrene Dahl www.dahl.no/va-konsept Fono +47 22 72 55 00 [email protected]

www.dahl.no/va-konsept

http://www.eai.cl/big/ingenieros.htm

http://www.eai.cl/big/andes.htm


http://www.systep.cl/


http://www.hobas.com/


http://www.dahl.no/va-konsept


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.


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


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


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


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.


2


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


3


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.


4


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)


5

1.4 Fase de Permisos


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.


6

1.5 Fase de Decisión de la Inversión


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.


7


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.


8

1.6 Fase de Construcción, incluida la toma del mando


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


9


- 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


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


10


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.


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).


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.


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.


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).


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".


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.


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.


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).


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.


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


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


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.


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


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.


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;


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.


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.


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


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


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.


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.


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


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.


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.


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


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


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.


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.


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.


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.


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


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.


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.


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.


hidrográfica es de 196 km².


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).


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.


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.


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.


50


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.


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:


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]


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]


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.


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


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.


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.


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.


60


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:

%


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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.


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.


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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.


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.


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.


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


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.


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.


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.


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


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.


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


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


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.


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]


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


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.


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


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.


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.


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]


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.


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


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.


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.


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


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


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


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


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.


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


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:


95

2 polos => 3.000 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).


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.


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).


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.


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. .


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:


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.


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


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


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.


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.


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.


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


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.


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


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.


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.


112


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


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


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.


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


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



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


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


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


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


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



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


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,


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


118

vibraciones. Alteración de paisaje.

Desarenador


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



Tubería de presión



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.


Canal de restitución



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.


Caminos de servicio



Obras de arte como puentes y bajadas de aguas lluvias



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.


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,


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.





Presión por uso de la vialidad,



Alteración de paisaje,



alojamiento.



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.


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.


Gestión de sustancias Se debe permanentemente contar con Emisiones atmosféricas y de gases de efecto invernadero,


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.





Emisión de Gases de efecto invernadero,

Alteración de la calidad de las aguas,


Recuperación de la vegetación,


Reconstrucción de paisaje,

Alteración vías de transporte,



alojamiento, durante la duración de la etapa de desmantelamiento de estructuras,

Presión por uso de la vialidad, y

Recuperación de suelos.




121

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.


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.


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.


122


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.


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.


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.


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.


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


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.)


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


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%


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)


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


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.


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!

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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”.


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.


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:


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).


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.


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.


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.


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.


142

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


143

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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