INFORME FINAL DE DISEÑO

i

PPRROOYYEECCTTOOSS HHIIDDRROOEELLÉÉCCTTRRIICCOOSS

““DDUUDDAASS--AALLAAZZÁÁNN--SSAANN AANNTTOONNIIOO””

INFORME FINAL DE DISEÑO

ÍNDICE

Página

1. INTRODUCCIÓN Y ÁREA DEL PROYECTO .......................................................................... 1

2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .............................................................................................. 1

2.1 APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO DUDAS ................................................................ 1

2.1.1 Descripción de componentes ............................................................................................................ 2 2.1.2 Captación .......................................................................................................................................... 2 2.1.3 Desarenador ...................................................................................................................................... 3 2.1.4 Conducción....................................................................................................................................... 4 2.1.5 Sifones .............................................................................................................................................. 5 2.1.6 Tanque de carga ............................................................................................................................... 5 2.1.7 Tubería de presión ............................................................................................................................ 6 2.1.8 Casa de maquinas ............................................................................................................................. 6

2.2 APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO ALAZÁN ............................................................. 8

2.2.1 Descripción de componentes ............................................................................................................ 8 2.2.2 Captación .......................................................................................................................................... 9 2.2.3 Desarenador .................................................................................................................................... 10 2.2.4 Conducción..................................................................................................................................... 11 2.2.5 Sifón ............................................................................................................................................... 12 2.2.6 Tanque de carga ............................................................................................................................. 13 2.2.7 Tubería de presión .......................................................................................................................... 14 2.2.8 Casa de maquinas ........................................................................................................................... 14

2.3 APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO SAN ANTONIO ................................................. 15

2.3.1 Descripción de componentes .......................................................................................................... 16 2.3.2 Captación ........................................................................................................................................ 17 2.3.3 Desarenador .................................................................................................................................... 17 2.3.4 Conducción..................................................................................................................................... 18 2.3.5 Tanque de carga ............................................................................................................................. 20 2.3.6 Tubería de presión .......................................................................................................................... 21 2.3.7 Casa de maquinas ........................................................................................................................... 21

ii

3. CARACTERIZACIÓN GEOLOGICA - GEOTECNICA DE LOS

APROVECHAMIENTOS ............................................................................................................ 23

3.1 APROVECHAMIENTO DUDAS ................................................................................................. 23

3.2 APROVECHAMIENTO ALAZÁN ............................................................................................... 25

3.3 APROVECHAMIENTO SAN ANTONIO .................................................................................... 27

4. CLIMATIZACIÓN, HIDROLOGÍA Y SEDIMENTOLOGÍA................................................ 29

4.1 APROVECHAMIENTO DUDAS ................................................................................................. 29

4.1.1 Introducción ................................................................................................................................... 29 4.1.2 Estudio meteorológico, hidrológico y de transporte de sedimentos de la zona .............................. 29 4.1.3 Análisis meteorológico, hidrológico y de transporte de sedimentos para el Proyecto Dudas ........ 30 4.1.4 Variables del clima para los sitios de obra ..................................................................................... 30 4.1.5 Coordenadas de las curvas de duración general ............................................................................. 31 4.1.6 Caudales máximos .......................................................................................................................... 32 4.1.7 Cuadro resumen de Sedimentos ..................................................................................................... 32 4.1.8 Conclusión final ............................................................................................................................. 33

4.2 APROVECHAMIENTO ALAZÁN ............................................................................................... 33

4.2.1 Introducción ................................................................................................................................... 33 4.2.2 Estudio meteorológico, hidrológico y de transporte de sedimentos de la zona .............................. 33 4.2.3 Parámetros Hidrológicos del Aprovechamiento Alazán ................................................................. 34 4.2.4 Variables del clima para los sitios de obra ..................................................................................... 34 4.2.5 Coordenadas de las Curvas de Duración General ........................................................................... 35 4.2.6 Caudales Máximos de Crecida ....................................................................................................... 36 4.2.7 Cuadro resumen de transporte de sedimentos ................................................................................ 37 4.2.8 Cuadro resumen de transporte de sedimentos ................................................................................ 37 4.2.9 Conclusión final ............................................................................................................................. 37

4.3 APROVECHAMIENTO SAN ANTONIO .................................................................................... 37

4.3.1 Introducción ................................................................................................................................... 37 4.3.2 Estudio meteorológico, hidrológico y de transporte de sedimentos de la zona .............................. 38 4.3.3 Parámetros Hidrológicos del Aprovechamiento San Antonio ........................................................ 39 4.3.4 Variables del clima para los sitios de obra ..................................................................................... 39 4.3.5 Coordenadas de las Curvas de Duración General Río Mazar, Captación B ................................... 39 4.3.6 Caudales Máximos de Crecida ....................................................................................................... 40 4.3.7 Transporte de Sedimentos .............................................................................................................. 41 4.3.8 Conclusión final ............................................................................................................................. 41

5. EQUIPAMIENTO ELÉCTRICO ............................................................................................... 41

5.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN .................................................................................................... 42

5.2 ESQUEMA DE EQUIPAMIENTO ............................................................................................... 42

6. EQUIPAMIENTO MECÁNICO ................................................................................................. 43

6.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ..................................................................................................... 43

6.2 EQUIPOS HIDROMECÁNICOS .................................................................................................. 44

7. SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y ADQUISICIÓN DE DATOS - SCADA ....... 44

8. LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 69 KV ................................................................................ 48

8.1 ANTECEDENTES ......................................................................................................................... 48

8.2 UBICACIÓN DEL PROYECTO ................................................................................................... 49

8.3 SELECCIÓN DE LA RUTA.......................................................................................................... 49

8.4 CONSIDERACIONES GENERALES........................................................................................... 49

iii

8.5 DISTANCIAS DE SEGURIDAD .................................................................................................. 50

8.6 CONDUCTOR ............................................................................................................................... 50

8.7 CABLE DE GUARDIA ................................................................................................................. 51

8.8 AISLADORES ............................................................................................................................... 51

8.9 HERRAJES Y ACCESORIOS ....................................................................................................... 51

8.10 POSTES DE HORMIGÓN ............................................................................................................ 52

8.11 TORRES METÁLICAS ................................................................................................................. 52

8.12 TIPOS DE ESTRUCTURAS A UTILIZARSE ............................................................................. 52

8.13 FUNDACIONES ............................................................................................................................ 53

8.14 PUESTA A TIERRA...................................................................................................................... 53

8.15 PRESUPUESTO DE CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN ................... 53

9. COSTOS Y PRESUPUESTOS DEL PROYECTO MAZAR – DUDAS .................................. 54

10. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL .................................................................................. 54

10.1 Metodología de evaluación ........................................................................................................... 54

10.2 SITUACIÓN CON PROYECTO ................................................................................................... 55

10.3 PLAN DE MANEJO AMBIENTAL .............................................................................................. 55

10.4 PLAN DE PREVENCIÓN Y MITIGACIÓN ................................................................................ 55

10.5 PLAN DE RELACIONES COMUNITARIAS .............................................................................. 55

10.6 PLAN DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y SALUD OCUPACIONAL ....................................... 55

10.7 PLAN DE MANEJO DE RESIDUOS ........................................................................................... 56

10.8 PLAN DE CONTINGENCIAS ...................................................................................................... 56

10.9 PROGRAMA DE CAPACITACIÓN ............................................................................................ 57

10.10 PLAN DE MONITOREO Y AUDITORÍA AMBIENTAL ........................................................... 57

11. PARÁMETROS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ............................................................... 57

11.1 PARÁMETROS CONSIDERADOS EN LA SIMULACIÓN ENERGÉTICA ............................ 58

11.3 SIMULACIÓN ENERGÉTICA ..................................................................................................... 59

11.4 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FIRME ........................................................................................ 66

11.5 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA SECUNDARIA ........................................................................... 66

11.6 COSTO DE PRODUCCIÓN DEL KILOVATIO-HORA (US$) ................................................... 67

11.7 COSTO DE PRODUCCIÓN DEL KILOVATIO INSTALADO .................................................. 67

11.8 COSTO PROMEDIO TRES APROVECHAMIENTO .................................................................. 67

11.9 POTENCIA REMUNERABLE ..................................................................................................... 67

12. EVALUACIÓN FINANCIERA DEL PROYECTO .................................................................. 68

12.1 ANTECEDENTES ......................................................................................................................... 68

12.2 METODOLOGÍA .......................................................................................................................... 68

12.3 PARÁMETROS BÁSICOS PARA EL ANÁLISIS ....................................................................... 68

12.3.1 Parámetros Energéticos .................................................................................................................. 68 12.3.2 Parámetros Económicos ................................................................................................................. 68

12.4 COSTOS ........................................................................................................................................ 69

12.4.1 Presupuesto de Inversión ................................................................................................................ 69 12.4.2 Depreciación y Amortización ......................................................................................................... 69 12.4.3 Costos Recurrentes ......................................................................................................................... 69 12.4.4 Pago del Impuesto a la Renta y Distribución de Utilidades ........................................................... 70

12.5 FINANCIAMIENTO ..................................................................................................................... 70

12.6 BENEFICIOS ................................................................................................................................. 70

12.6.1 Ingresos por Venta de Energía ....................................................................................................... 70

iv

12.6.2 Ingresos por Venta de Certificados de Emisiones Reducidas (CERs) ............................................ 71

12.7 INDICADORES DE RENTABILIAD FINANCIERA .................................................................. 71

12.7.1 Indicadores de Rentabilidad de los Aprovechamientos .................................................................. 71 12.7.2 Indicadores de Rentabilidad del Proyecto Integral ......................................................................... 72

12.8 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ................................................................................................... 73

12.9 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................. 76

13. EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA DEL PROYECTO ..................................................... 79

13.1 MARCO CONCEPTUAL .............................................................................................................. 79

13.2 EXTERNALIDADES .................................................................................................................... 79

13.3 BENEFICIOS ECONÓMICOS ...................................................................................................... 80

13.3.1 Ahorro para la Sociedad ................................................................................................................. 80 13.3.2 Externalidades ................................................................................................................................ 81

13.4 COSTOS ECONÓMICOS ............................................................................................................. 83

13.5 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO INTEGRAL MAZAR-DUDAS ................... 85

13.5.1 Indicadores de Rentabilidad Económica de los Aprovechamientos ............................................... 85 13.5.2 Indicadores de Rentabilidad Económica del Proyecto Integral Mazar-Dudas ............................... 86

13.6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................. 86

1

1. INTRODUCCIÓN Y ÁREA DEL PROYECTO

El presente informe forma parte de los estudios de Diseño Definitivo del Proyecto denominado

Mazar – Dudas y comprende el aprovechamiento de los ríos Pindilig y Mazar en cotas superiores

a 2 200 m, para generación de energía eléctrica.

El proyecto se encuentra ubicado en la Provincia de Cañar, cantón Azogues, parroquia Zhoray,

Taday y Pindilig. El área de estudio de aproximadamente 300 km2 en total, corresponde al tramo

centro – sur de las laderas orientales de la Cordillera Real o Central, y se localiza en su mayor

parte en la provincia del Cañar. Los ríos Pindilig y Mazar como tributarios del río Paute en su

tramo bajo, son parte del sistema hidrográfico Namangoza-Santiago.

El río Mazar, descarga sus caudales en el tramo comprendido entre el embalse Amaluza del

proyecto Paute y la presa Mazar; en tanto que el río Pindilig drena sus caudales directamente al

embalse a formarse, aguas arriba de la presa Mazar. Cabe destacar que de acuerdo a los diseños, el

nivel máximo normal de operación del embalse Mazar es 2.153.m.s.n.m y el máximo

extraordinario 2.163.m.s.n.m. En tanto que el nivel máximo ordinario del embalse Amaluza es

1.991,8.m.s.n.m.

Los tramos medios y bajos de las cuencas están bastante intervenidos, pues la cubierta vegetal

natural ha sido sustituida por pastos pobres; en ciertos sectores se aprecian procesos erosivos

intensos.

El acceso a los proyectos, desde la ciudad de Azogues, se hace por una vía de primer orden con

capa asfáltica y en muy buen estado a los lugares de San Pedro y Loro Pico de las parroquias

Pindilig y Taday para la central Dudas y hasta los sectores de San Jacinto y San Antonio para las

centrales Alazán y San Antonio del río Mazar. La longitud de esta vía es de 80 km desde la ciudad

de Azogues y constituye la vía de acceso principal para el ingreso del personal y equipos para la

construcción de los aprovechamientos.

2. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO

2.1 APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO DUDAS

El aprovechamiento hidroeléctrico denominado Dudas que, junto con los aprovechamientos San

Antonio y Alazán, forma parte del Proyecto Mazar - Dudas, tiene los datos generales que se

indican en el siguiente cuadro:

Cuadro No.1

GENERALIDADES SOBRE EL APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO DUDAS

Curso *Caudal Caudal de crecida Altura bruta **Potencia

Aprovechamiento natural de aprovechado (100 años de período de caida (MW)/

captación m3/s de retorno) m Energía (GW.h)

m3/s

Dudas Pindilig 3,00 218,76 294,26 7,40/41,35 * Valores de los Caudales justificados en el Informe de Hidrología y de Sedimentología

** Datos del Anexo de Producción de Energía

2

2.1.1 Descripción de componentes

El aprovechamiento Dudas está conformado por: una obra de captación ubicada en el río Pindilig,

70 m aguas abajo de la confluencia de los ríos Macas y Dudas, el desarenador que se encuentra

ubicado sobre la margen derecha del río Pindilig, la conducción a gravedad que se desarrolla

sobre la misma margen derecha del curso natural, el tanque de carga, la tubería de presión, la casa

de máquinas con un grupo turbina - generador y el canal de restitución del caudal turbinado hacia

el cauce del río Pindilig.

En el Cuadro No. 2 se resume la ubicación con coordenadas y cota de estos componentes

principales. La implantación general del aprovechamiento Dudas se presenta en el plano HMD-

DD-D-H-001, el trazado de la conducción en los planos HMD-DD-D-H-002-009.

Cuadro No.2

COMPONENTES PRINCIPALES DEL APROVECHAMIENTO

HIDROELÉCTRICO DUDAS

COMPONENTE COORDENADAS COTA PLANO OBSERVACIONES

Obra de Toma 759114.5424 9708906.7803

2475.76 HMD-DD-D-H-010

al 013.

Cota de Rejilla de

Captación 759097.6127 9708877.9077

Desarenador 759258.5642 9708747.0575

2473.26 HMD-DD-D-H-014

al 016.

Cota de inicio de

Desarenador 759310.8907 9708735.4224

Tanque de Carga 763740.3527 9708321.6792 2467.32 HMD-DD-D-H-022

al 23

Cota de llegada de la

Conducción

Tubería de

Presión 763768.0527 9708344.9847 2462.16

HMD-DD-D-H-027

y 28

Cota de inicio de la

Tubería de Presión

Casa de

Máquinas 763823.3500 9708740.7900 2175.54

HMD-DD-D-A-001

al 013

Cota de Losa de

ingreso o Principal

Canal de

Restitución 763824.1200 9708746.2100 2170.07 HMD-DD-D-H-029 Cota de inicio de Canal

Para acceder a los componentes de este aprovechamiento se ha dispuesto de tres vías de acceso.

La primera llega a la Obra de toma y cuenta con una longitud de 809.01m, la segunda llega al

Tanque de Carga y se desarrolla por 1750.78m, y finalmente una vía que accede a la Casa de

Maquinas que tiene una longitud de 1741.57m.

2.1.2 Captación

El aprovechamiento Dudas se inicia con una obra de captación, ubicada en el río Pindilig, en la

que se deriva 3.00 m3/s como caudal aprovechable.

La Obra de Toma esta dispuesta con una rejilla de fondo. La estructura consta de un Azud tipo

Creager que se eleva a 2.34 m del fondo del Río hasta la cota 2476.16 msnm, a 0.40 m bajo el

perfil se encuentra la rejilla con unas dimensiones de 9.00x1.70 m en la cota 2475.76 msnm; la

separación entre barrotes es de 5cm y con una inclinación de 12°.

Por debajo de la rejilla se encuentra la galería de captación la cual está dispuesta con forma de

canal de gasto variable, iniciando con una diferencia entre la rejilla y el fondo de 0.05 m y

finalizando con una distancia de 1.20 m, a continuación de esta se colocó un vertedero circular de

7.75 m de longitud y 0.67 m de altura, esto para regular el caudal de diseño, posterior al vertedero

3

se colocó una compuerta de operación de 1.80x1.45 m, tras esta se encuentra el túnel desde donde

empieza la conducción, el mismo que tiene unas dimensiones de 1.80x2.20 m.

Los muros de protección ante crecidas se encuentran en la cota 2478.66 msnm, y delimitan la

aproximación del flujo hacia el azud y la rejilla de captación. Tras la salida de la galería de

captación se colocó un vertedero de excesos de 5.28 m de longitud y 0.97 m de altura, formando

con el vertedero de captación un canal de limpieza con pendiente de 2%, para el cual se debió

colocar una compuerta de lavado de 1.70x0.70 m en la cota de fondo 2474.00 msnm, descargando

al zampeado en la cota 2473.40, por lo cual se colocó dos escalones de 0.30m.

A continuación del Azud se tiene un zampeado de hormigón de 15 m de longitud que en la

sección de entrega se deposita el flujo en un enrocado de protección de 1.00 m de altura con

piedras de Ø 0.60 m para a continuación restituir el caudal al cauce natural del Río Pindilig. Se

protege las márgenes del Río con un muro de gaviones de 1x1x2m que se desarrollan hasta el

final del enrocado.

Para acceder a la Obra de Toma se tiene una vía de acceso proyectada que viene desde el camino

existente en la zona de San Pedro, la misma que cruzara los ríos Dudas con un puente y el Río

Macas con una alcantarilla con sección suficiente para el tránsito vehicular. Esta vía cuenta con

una longitud de 809.01m.

2.1.3 Desarenador

El desarenador se encuentra ubicado en la margen derecha del río Pindilig a unos 249 m de la

captación y se inicia en la cota 2473.26 msnm. La estructura del desarenador está conformada

primeramente por una transición de 12.70 m de longitud, que permite ir desde el ancho de la

conducción igual a 1.80 m hasta el ancho de 7.40 m en el desarenador.

Para controlar el ingreso del caudal en las cámaras del desarenador se dispone un par de

compuertas planas de 3.50 x 1.85 m2, que garantizan bajo apertura total, el paso del caudal sin

modificación en el nivel de la superficie libre del agua. La losa de operación de las compuertas se

encuentra en la cota 2476.70 msnm.

La estructura del desarenador cuenta con dos cámaras, cada una de longitud 35 m. En el fondo de

las cámaras se dispone de un canal de limpieza de 1.0 m x 1.0 m, con una pendiente longitudinal

del 7% para conducir el caudal del desarenador hasta el canal de salida, ubicado a los 31.95 m de

las compuertas. Al final de la cámara se dispone de un vertedero de 1.92 m de altura, medida

desde aguas arriba ó 1.44 m, desde aguas abajo, por donde circula el caudal de diseño de 3.00

m3/s.

Para realizar trabajos de limpieza de las cámaras, las dos salidas desde el canal de limpieza

cuentan, cada una, con una compuerta de 1.10 m x 1.25 m. A continuación de la mismas,

iniciando en la cota 2468.83 msnm, se tiene la descarga por medio del canal de limpieza, donde la

cota de operación de las compuertas es la 2475.35 msnm.

El canal de descarga se desarrolla, en un primer tramo, como un canal de 2.40 m de ancho con una

pendiente del 0.1%, para luego, mediante una transición hasta el canal de ancho 1.40 m, ingresar a

la conducción con el fondo de cubetas escalonadas. Se han colocado cuatro cubetas de dos tipos,

cada una con pendiente de 1%, hasta alcanzar la cota 2455.78 msnm. En el tramo final se llega a

un muro de gaviones, cada uno de dimensiones 1.0 x1.0 x 2.0 m3, dispuestos en escalones, y que

conducen el caudal de agua hasta el río Pindilig, en la cota 2453.27 msnm.

4

2.1.4 Conducción

En el aprovechamiento Dudas la conducción se desarrolla sobre la margen derecha del río

Pindilig, entre las cotas 2473.50 msnm, a la salida de la captación hasta la cota 2467.32 msnm, en

el ingreso al tanque de carga.

El primer tramo de la conducción es en túnel, con dimensiones de 1.80 x 2.20 m2, y tiene una

longitud de 220,66 m desde la compuerta de operación de la captación. A la salida del túnel se

ubica un canal rectangular de sección 1.80 x 1.80 m2, en una longitud de 28.25 m medida hasta la

entrada al desarenador en la cota 2473.26 msnm.

La conducción desde la sección a la salida del desarenador continúa con un tramo de 847.08 m de

longitud, en tubería de PVC de 1700 mm de diámetro, hasta la llegada al sifón en la quebrada

Manzanapata, en la cota 2472.24 msnm. Este sifón tiene una longitud en planta de 155.25 m en

tubería de acero, de diámetro 1250 mm, llegando a la salida en la cota 2471.48 msnm.

Posteriormente, la conducción sigue con tubería de PVC de 1700 mm, en una longitud de 168.92

m, hasta llegar al paso elevado, en la cota 2471.36, previsto con tubería de acero, de 1750 mm, y

que finaliza en la cota 2471.28. Luego del paso elevado, la conducción se mantiene en tubería de

PVC de 1700 mm de diámetro y en una longitud de 1794.23 m, hasta la entrada al segundo sifón

en la quebrada Tampanchi, en la cota 2470.02 msnm. El segundo sifón tiene una longitud en

planta de 274.82 m en tubería de acero de 1200 mm de diámetro. Finalmente, la conducción con

tubería de PVC de 1700 mm de diámetro, continúa hasta la entrada en el tanque de carga, en la

cota 2467.32 msnm, mediante un tramo de 1635.94 m de longitud.

El diseño hidráulico se realiza para caudal constante en toda su longitud, valor que es igual al

caudal medio disponible para el proyecto y que corresponde al valor de 3.00 m3/s. La

implantación de la conducción se divide en seis tramos, como se explica en el Cuadro No. 3.

Cuadro No.3

TRAMOS DE LA CONDUCCIÓN A LO LARGO DEL

APROVECHAMIENTO DUDAS

TRAMO ABSCISA

m

LONGITUD

m

PENDIENTE

o/oo

ALTERNATIVA

SELECCIONADA OBSERVACIONES

T1 0+000,00 0+220.66 220.66 1.00 Túnel 1.80x2.20m

Captación - Canal

T2 0+220.66 0+248.90 28.25 0,70 Canal Rectangular

1.80x 1.80m Túnel - Desarenador

T3 0+302.50 1+149.58 847.08 0,70 Tubería PVC

Enterrada1700mm

Desarenador – Tanque de

Carga entrada Sifón Qda.

Manzanapata

T4 1+304.83 1+473.75 168.92 0,70 Tubería PVC

Enterrada 1700mm

Tanque de Carga salida

Sifón Qda. Manzanapata –

Paso elevado

T5 1+585.82 3+380.05 1794.23 0,70 Tubería PVC

Enterrada 1700mm

Paso elevado – Tanque de

Carga entrada Sifón Qda.

Tampanchi

T6 3+654.87 5+290.81 1635.94 0,70 Tubería PVC

Enterrada1700mm

Tanque de Carga salida

Sifón Qda. Tampanchi –

Tanque de Carga

5

2.1.5 Sifones

2.1.5.1 Sifón Quebrada Manzanapata

El primer sifón del aprovechamiento Dudas se ubica en el cruce de la Quebrada Manzanapata, a

partir de la abscisa 1+149.58 hasta la abscisa 1+304.83 con una longitud desarrollada de 155.25.

El sifón tiene una longitud desarrollada de 166.52 m, es de tubería de acero, de 1250 mm de

diámetro y 8 mm de espesor. La diferencia de nivel máxima entre la sección inicial del sifón y el

punto más bajo es igual a 34.52 m (Carga Bruta).

Para permitir que el flujo a lo largo del sifón trabaje a presión, se dispone de un tanque de carga

en la cota 2472.23 msnm, donde se coloca adicionalmente una rejilla, con separación entre

barrotes de 5 cm y una inclinación de 90°, de tal manera que se evite el ingreso de material

flotante o sólidos gruesos hacia el interior del sifón. De igual manera, a la salida del sifón, se

ubica un tanque cuyo fondo está en la cota 2469.99 msnm.

Los dos tanques previstos en los extremos del sifón cuentan con dos vertederos de excesos, uno a

cada lado de cada tanque, con una longitud de 4.45 m, para descargar el caudal hacia una cuneta

tipo semicircular o batea, de 0.80 m de largo con 0.60 m de profundidad, que tiene su fondo con

piedras acomodadas apropiadamente para proteger el terreno natural. Esta cuneta debe conducir el

caudal de los probables excesos desde el tanque hacia el cauce de la Quebrada Manzanapata.

El sifón además utiliza dos válvulas de aire, en los cambios de dirección vertical, y una válvula de

desagüe de 600mm para el desfogue en la parte inferior.

2.1.5.2 Sifón Quebrada Tampanchi

El segundo sifón a lo largo del aprovechamiento Dudas se ubica para el cruce de la Quebrada

Tampanchi, en la abscisa 3+380.05 hasta la abscisa 3+654.87 con una longitud de 274.82. El sifón

consta de tubería de acero, de 1200 mm de diámetro y 10 mm de espesor, en una longitud

desarrollada de 355.46m. La diferencia de nivel entre el punto más alto y el más profundo del

sifón es igual a 111.30 m (Carga Bruta).

Para permitir que el flujo entre a presión en el sifón, se dispone de un tanque de carga en la cota

2470.02 msnm. Se coloca además una rejilla, con separación entre barrotes de 5 cm, y con una

inclinación de 90°, que evita el ingreso de material flotante o sólidos gruesos hacia el sifón. De

igual manera, se ubica un tanque a la salida del sifón, en la cota 2468.46 msnm.

Los dos tanques ubicados en los extremos del sifón cuentan cada uno con dos vertederos de

excesos, uno a cada lado del tanque, en una longitud de 4.00m. Por medio de estos vertederos se

descarga el caudal hacia una cuneta, tipo semicircular o batea, de 0.80 m de largo y 0.40 m de

profundidad, que tiene recubrimiento en su fondo con piedras acomodadas a manera de protección

del terreno natural. El probable caudal de excesos es llevado así al cauce de la Quebrada.

El sifón además utiliza válvulas: (i) tres de aire, en los cambios de dirección vertical, y (ii) una

válvula reductora de presión para el desagüe en la parte inferior.

2.1.6 Tanque de carga

El tanque de presión se ubica en la cima de la montaña, inmediatamente sobre la zona de

implantación de la casa de máquinas. Su desarrollo longitudinal se da en la dirección transversal

del tanque para evitar, de ser posible, el corte excesivo del terreno natural.

6

El tanque de carga se encuentra ubicado en la abscisa 5+290.81. Al tanque llega la conducción

principal por medio de la tubería de PVC, de 1700 mm de diámetro, en la cota 2467.32 msnm. En

esta sección se dispone de un escalón, de 1.16 m de desnivel, para alcanzar la cota 2466.16 msnm.

Desde este nivel se desarrolla la transición de 5.20 m de longitud, desde la conducción con un

ancho de 1.80 m hasta el tanque de carga, cuyo ancho es igual a 4 m.

Hacia aguas debajo de la transición, el tanque se profundiza 4.28 m para conformar el volumen

requerido en la cámara de almacenamiento. Esta cámara tiene 10 m de longitud, 4 m de ancho y

7.61 m de profundidad, medida desde el nivel o cota superior del muro de protección, igual a

2469.36 msnm. A continuación, en el interior del tanque, se dispone de una rejilla de protección

con un ángulo de inclinación de 70°, para eliminar el ingreso de material flotante o sólidos

gruesos hacia la tubería de presión de acero, de 1000 mm de diámetro, que se inicia en la

respectiva cota 2462.16 msnm.

En la pared izquierda del tanque se desarrolla un vertedero lateral de 5 m de longitud, el mismo

que mitiga o elimina una sobreelevación probable del nivel libre del agua en el tanque de carga

por efecto del cierre de los inyectores de la turbina (cierre programado o cierre intempestivo).

En la cota 2461.76 msnm, sobre el fondo de la cámara de almacenamiento, se instala una

compuerta plana de 2.0 x 2.0 m2 para viabilizar los trabajos de limpieza del tanque de carga. El

tanque cuenta además con un canal de limpieza de 1.60 m de ancho y 330.87 m de longitud, tipo

cubetas o en escalera, para salvar el desnivel de 277.82 m. Este canal encauza el caudal de

excesos o de limpieza desde el tanque hasta su entrega final en el río Mazar, a la cota 2183.95

msnm.

Para acceder a las compuertas de lavado del tanque de carga se plantea una vía, que nace de la

carretera Taday Zhoray y se desarrolla por la ladera sur oriental de la ubicación del tanque de

carga. Se prevé una plataforma de maniobras junto al tanque de carga, desde donde se puede

acceder a la losa de operación de la compuerta del canal de limpieza y/o excesos, y también se

tiene espacio suficiente para estacionamiento. La plataforma se encuentra ubicada en la cota

2468.88 msnm.

2.1.7 Tubería de presión

La tubería de presión está constituida por cuatro tramos de tubería de acero, de diámetro nominal

igual a 1000 mm, cada uno con distinto espesor según sean los requerimientos por la presión

interior. El primer tramo tiene una longitud de 114.73 m y 8 mm de espesor; el segundo, con

57.04 m y 8 mm de espesor; el tercer tramo, con 244.64 m y 13 mm de espesor; y finalmente, el

cuarto tramo con 70.08 m de longitud y 15 mm de espesor. La tubería tiene seis anclajes.

La tubería de presión del aprovechamiento Dudas se desarrolla con una dirección que forma un

ángulo de 48° con la dirección principal del tanque de carga; la tubería se dispone inmediatamente

a continuación desde la cota de 2462.16 msnm hasta la cota 2174.34 msnm, con una carga o

desnivel bruto de 294.26 m, para una longitud total desarrollada de 484.99. La tubería de presión

permanecerá después de su instalación a cielo abierto, descubierta.

2.1.8 Casa de maquinas

La ubicación de la casa de máquinas se define con el criterio de optimizar la carga neta para la

generación en la central hidroeléctrica Dudas. Se considera que el nivel máximo de la superficie

libre del agua en el río Pindilig estará en la cota 2166.00 msnm. La cota de restitución del canal de

7

descarga desde la casa de máquinas corresponde por lo tanto a esta cota 2166 msnm. La

plataforma base de la casa de máquinas se ubica en la cota 2175.54 msnm.

El área total de la casa de máquinas es de 17.80 m x 15.10 m, incluyendo los espacios para

accesos o caminerías. Dentro de esta área se dispone la casa como área construida, en una

superficie de 15.75 m x 12.80 m, con suficiente espacio para el grupo turbo-generador, cabina de

control y regulación, bodega, taller, oficinas administrativas y área de vivienda, en dos plantas. El

diámetro de la tubería de presión en el tramo de entrada a la casa de máquinas es igual a 710mm

para la turbina seleccionada tipo Pelton.

La subestación tiene un área disponible de 12.10 m x 30.00 m; se ubica junto al área de casa de

máquinas y su acceso se realiza por la parte frontal de la casa. La cota de la entrada es la 2277.89

msnm. El agua que sale de la casa de máquinas, luego de la generación de energía, es llevada

hacia el curso natural del río Pindilig con un canal de fondo gradeado, de 1.86 m de ancho, que

termina en gaviones para minimizar la velocidad de restitución y evitar así los potenciales daños

por erosión en el fondo del río.

Cuadro No.4

COMPONENTES SELECCIONADOS PARA EL APROVECHAMIENTO

HIDROELÉCTRICO DUDAS

COMPONENTES

PRINCIPAL DESCRIPCIÓN

DIMENSIONES

PRINCIPALES

Captación Rejilla de Fondo Altura del azud: 4.13 m

Longitud del Azud: 33.47m

Conducción T1 Túnel Longitud del tramo: 220.66m

Sección Baúl : 1.80x2.20m

Conducción T2 Canal Rectangular Longitud del tramo: 28.25m

Sección rectangular: 1,80 x 1,80m

Desarenador Doble Cámara Longitud total: 53.60m

Ancho Total: 8.00m

Conducción T3 Tubería de PVC, parcialmente llena, enterrada

en zanja

Longitud del tramo: 847.08m

Diámetro: 1700mm

Cruce Quebrada 1 Sifón

Longitud: 155.25m

Diámetro : 1250mm

Desnivel Δz: 32.56m


en zanja


Diámetro: 1700mm

Cruce 2 Acueducto Longitud del tramo: 112.07m

Diámetro: 1750mm


en zanja


Diámetro: 1700mm


Longitud: 274.82m

Diámetro :1200mm

Desnivel Δz: 109.59m


en zanja


Diámetro: 1700mm

Tanque de Carga Abierto Longitud: 36.20m

Ancho: 4.60m

Tubería de Presión Diámetro único, espesor variable, expuesta

Longitud total de la tubería: 486.49m

DT= 1000mm

L1 = 114.73m; e1 = 8 mm

L2 = 57.04m; e2 = 8mm

L3 = 244.64m; e3 = 13mm

L4 = 70.08m; e4 = 15mm

Casa de Máquinas Grupo Pelton

Diámetro de Entrada: 600mm

Área de casa de máquinas: 17.80 x

15.10m

Canal de Restitución Abierto, rectangular con escalones a la salida. Longitud: 7.50 m

Ancho: 1.86m

8

2.2 APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO ALAZÁN

El aprovechamiento hidroeléctrico denominado Alazán que, junto con los aprovechamientos San

Antonio y Dudas, forma parte del Proyecto Mazar-Dudas, tiene los datos generales que se indican

en el siguiente cuadro:

Cuadro No. 5

GENERALIDADES SOBRE EL APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO ALAZÁN




m3/s

Mazar Alto 3,44 82,26 204,86 6,23/39,05

Qda. Sipanche 0,16 3,71Alazán


El aprovechamiento Alazán consta inicialmente de dos obras de captación: la principal, ubicada

en el río Mazar Alto, en la que se deriva el 96% del caudal aprovechable, y la segunda, en la

quebrada Sipanche, en la que se deriva el 4% restante.

Luego de cada una de las obras de toma se dispone respectivamente de un desarenador y, desde

cada uno de éstos, se continúa con las conducciones hasta el punto de confluencia ubicado a

1599.75 m aguas abajo del desarenador de la captación principal. A lo largo de la conducción

principal existe una depresión o tramo especial que requiere de obra de cruce en la Quebrada

Sipanche.

El aprovechamiento hidroeléctrico Alazán se completa con la tubería de presión, la casa de

máquinas con un grupo turbina-generador y el canal de restitución del caudal turbinado hacia el

cauce del río Mazar Alto.

En el siguiente cuadro se resume la ubicación, con coordenadas y cotas, de estos componentes

principales. La implantación general del aprovechamiento Alazán se presenta en el plano HMD-

DD-A-H-001 y el trazado de la conducción en los planos HMD-DD-A-H- 002 al 007.

Cuadro No. 6


HIDROELÉCTRICO ALAZÁN COMPONENTE COORDENADAS COTA PLANO OBSERVACIONES

Obra de Toma principal

759249.3787 9717778.8455 2481.90

HMD-DD-A-H-08 al 11.

Cota del Azud 759565.8061 9717798.7881

Obra de Toma secundaria

760396.6059 9717280.9950 2478.96

HMD-DD-A-H-012.

Cota de la Rejilla de Captación 760400.9249 9717279.5424

Desarenador principal 759434.24 9717708.32 2478.21 HMD-DD-A-H-013

al 017 Cota de ingreso a

Desarenador

Desarenador secundario

759434.24 9717708.32 2478.29 HMD-DD-A-H-018 Cota de ingreso a

Desarenador

Tanque de carga 760365.84 9715637.13 2474.46 HMD-DD-A-H-021

al 024 Cota de llegada de la

Conducción

Tubería de Presión 760379.38 9715613.88 2467.82 HMD-DD-A-H-025

y 026 Cota de inicio de la Tubería de Presión

Casa de máquinas 760534.45 9715320.99 2270.00 HMD-DD-A-A-001

al 014 Cota de Losa de ingreso

o Principal 760641.96 9715360.26 2270.00

Canal de restitución 760563.58 9715296.01 2266.45 HMD-DD-A-H-027 Cota de inicio de Canal

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Para acceder a los componentes de este aprovechamiento se ha dispuesto de dos vías de acceso.

La primera llega a la Obra de toma pasando además por el Desarenador y cuenta con una longitud

de 643.60m, la segunda vía pasa por el Tanque de Carga y se desarrolla hasta el portal de salida

del Túnel 2, la misma tiene una longitud de 1134.42m.

2.2.2 Captación

El aprovechamiento Alazán se desarrolla a partir de dos obras de captación: la principal, ubicada

en el río Mazar Alto, en la que se deriva el 3.44 m3/s del caudal aprovechable, y la segunda, en la

quebrada Sipanche, en la que se deriva el 0.16 m3/s.

2.2.2.1 Captación Principal

La Obra de Toma Principal es de tipo convencional con orificio frontal. La estructura principal

consta de un azud con cimacio tipo Creager, que se eleva a 4.90 m desde el fondo del río hasta la

cota 2481.90 msnm. La derivación del caudal se hace a través de un orificio de 1.50 m de

diámetro, con el eje en la cota 2480 msnm, protegido con una rejilla, cuya separación entre

barrotes es de 5 cm y su inclinación es de 70°. Este orificio se encuentra a 3 m desde el fondo del

cauce; cuenta con una compuerta plana de operación de 1.5 m x 1.5 m. El orificio es la sección

inicial de una tubería de acero, de 1500 mm de diámetro, en una longitud de 15m, que se

constituye en el primer tramo de la conducción principal. Adicionalmente se protege el fondo del

cauce frente al orificio, con un enrocado de 0.90 m de profundidad con piedras de diámetro Ø =

0.60 m.

Los muros de protección ante crecidas se encuentran en la cota 2484.13 msnm, y delimitan la

aproximación del flujo hacia el azud y hacia el orificio de captación. Al pie del azud, junto al

orificio de captación, se dispone de una compuerta plana de 1.94 x 1.80 m, la misma que servirá

para trabajos de limpieza desde el canal de purga.

Para reducir la velocidad del flujo y para salvar la diferencia de niveles entre la entrada al canal de

purga (cota 2.477 msnm) y la entrega del caudal en el zampeado (cota 2.476,09 msnm) se

disponen dos escalones a lo largo del eje de la conducción principal.

A continuación del azud se dispone de un zampeado de hormigón, de 15 m de longitud, que

continúa con un enrocado de protección del fondo del río, de 1.30 m de altura, con piedras de Ø =

0.65 m. Las márgenes del río se protegen con muros de gaviones, que se desarrollan hasta el final

del enrocado. De este modo se entrega las aguas al cauce del río Mazar, en forma adecuada y

tranquila.

Para acceder a la obra de toma se proyecta una vía de acceso, que viene desde el desarenador, por

la margen izquierda del río Mazar.

2.2.2.2 Captación Secundaria

La Obra de Toma Secundaria ubicada en la quebrada Sipanche es una captación de tipo rejilla de

fondo. Esta rejilla se desarrolla en una longitud de 1.0 m, bajo la cual se encuentra la galería que

conduce el caudal de captación a la margen izquierda de la quebrada.

El azud de cierre tiene una longitud de 4.51 m y dos niveles del cimacio: el primero, que es el más

bajo, en la cota 2478.96 msnm, donde se ubica la rejilla con una separación entre barrotes de 5

cm y una pendiente longitudinal del 20%; y el segundo, en el nivel 2479.21 msnm, ubicado hacia

10

la derecha de la rejilla, por encima del cual se permite la circulación de los caudales

extraordinarios en época de crecidas, hasta aquellos caudales con período de retorno de 100 años.

El fondo de la cámara de la galería de captación se encuentra en la cota 2478.31msnm, tiene un

ancho de 0.70 m y paredes de profundidad variable, desde 0.50 m hacia aguas arriba hasta 0.65 m,

en la sección de aguas abajo. El agua que ingresa a través de la rejilla cae sobre la galería de

captación, y desde aquí se conduce el agua hacia la conducción principal.

A continuación se dispone un vertedero de excesos y un canal de limpieza de 0.70 m de ancho,

con una pendiente longitudinal del 5%. En la sección inicial del canal se prevé una compuerta de

0.70 m x 0.40 m. El nivel más alto de los muros de protección frente a las crecidas se encuentra en

la cota 2480.03 msnm y delimita la aproximación del flujo hacia el azud y rejilla de captación.

El exceso de agua respecto del caudal de captación circulará sobre toda la longitud del azud de

cierre y descenderá hasta el zampeado de protección de 4.49 m de longitud y 0.30 m espesor. A

continuación de esta estructura, como medida de protección del fondo del río, se dispone de un

enrocado de altura 0.25 m, con piedras de tamaño medio igual a 15 cm, luego del cual el flujo del

agua podrá ser entregado al cauce natural en forma tranquila y adecuada.

2.2.3 Desarenador

2.2.3.1 Desarenador Principal

El desarenador principal se ubica en la margen izquierda de río Mazar, a unos 180 m desde la

captación. La estructura de desarenación se inicia en la cota 2478.21msnm. Está conformada, en

su tramo inicial, por una transición de 13.10 m de longitud, que permite ir desde el ancho de la

conducción igual a 1.80m, hasta el ancho del desarenador, igual a 7.60 m.

Se disponen de dos compuertas planas, de sección transversal de 3.60 x1.90 m, para el control del

flujo de ingreso a las cámaras y para garantizar, con apertura total, el paso del caudal de diseño sin

modificar el nivel de la superficie libre del agua. La losa de operación de la compuerta se

encuentra, entonces, en la cota 2483.34 msnm.

El desarenador cuenta con dos cámaras, cada una en una longitud de 45.40 m. En el fondo de cada

cámara se dispone de un canal de limpieza de 1m x 1 m, con una pendiente longitudinal del 3%

para conducir el caudal del desarenador hacia el canal de salida, ubicado a 34.43 m desde las

compuertas. Al final de la cámara se dispone un vertedero de 4.12 m de altura, medida en el

paramento de aguas arriba o 1.64 m, en el paramento de aguas abajo, por donde circulará el caudal

de diseño del sistema igual a 3.44m3/s.

Para realizar trabajos de limpieza de las cámaras desarenadoras, las dos salidas del canal de

limpieza cuentan, cada una, con una compuerta de 1.10 m x 1.30 m. Hacia aguas abajo, a

continuación, se tiene el canal de limpieza que se inicia en la cota 2473.73 msnm.

El canal de descarga se desarrolla, en un primer tramo, como un canal de 1.20 m de ancho,

pendiente longitudinal del 2%, para luego mediante una transición hasta el ancho de 1.50 m

ingresar a un perfil de cimacio tipo Creager, que salva la diferencia de nivel existente. Este perfil

cuenta en su pie con un cuenco disipador de energía, para reducir la velocidad presente en el flujo

supercrítico al pie. En el tramo final, a 5 m desde el pie del azud, con una pendiente de 0.5%, se

dispone de un vertedero rectangular para la evacuación final del caudal de limpieza en el cauce

natural, por encima de una estructura de gaviones.

11

El arranque del camino de acceso para la operación y mantenimiento del desarenador se proyecta

desde la vía de segundo orden, que nace en la vía Taday Zhoray y que se desarrolla en dirección

sur este. El camino proyectado llega a la plataforma natural junto al desarenador, ubicada en la

cota 2480msnm.

El camino de acceso proyectado cruza la conducción tipo canal, en un tramo de longitud 20 m, y

continúa hacia el sur hasta llegar a la estructura de captación.

2.2.3.2 Desarenador Secundario

El desarenador secundario se encuentra ubicado junto a la quebrada Sipanche, a unos 51 m desde

la obra de toma, en la cota 2478.29 msnm. El tipo de desarenador seleccionado es de una cámara,

con una longitud total de 14.10 m.

El desarenador inicia con una transición de 2 m de longitud, cuyo ancho varía desde los 0.60 m de

la tubería de conducción hasta el 1.0 m, que corresponde al ancho del desarenador. Para control

del ingreso del caudal hacia la cámara del desarenador se dispone de una compuerta plana de 1.00

x 0.70 m, que garantiza con apertura total el paso del caudal sin alterar el nivel de la superficie

libre del agua. La losa de operación de la compuerta está en la cota 2479.74msnm.

La cámara desarenadora se desarrolla en una longitud de 8.80 m, con una pendiente longitudinal

del 3% y cuenta, en el fondo, con un canal de recolección de pendiente longitudinal del 5% para

facilitar los trabajos manuales de limpieza. Al final de la cámara se dispone un vertedero de 0.70

m de longitud, que mide 0.86 m de altura, en el paramento de aguas arriba y 0.42 m, aguas abajo.

El vertedero permite el tránsito del caudal captado y aprovechable de 0.16 m3/s hacia la

conducción.

Aguas abajo de la transición de entrada al desarenador se ubica una compuerta plana de 0.65 x

0.65 m, que permite el ingreso del agua hacia la tubería de desvío del desarenador. Este desvío es

una tubería de PVC, con un diámetro de 600 mm, tiene una pendiente longitudinal de 0.7‰ a lo

largo de su trayecto de 11.33m. La tubería de desvío descarga en el desarenador luego del

vertedero en el extremo final de la cámara desarenadora.

2.2.4 Conducción

La conducción principal en el aprovechamiento Alazán se desarrolla sobre la margen izquierda

del río Mazar y se encuentra entre las cotas 2480.00 msnm, a la salida de la captación, y la cota

2474.46 msnm, en el ingreso al tanque de carga.

La conducción desde cada una de las captaciones hasta sus respectivos desarenadores y desde

éstos hasta el punto de confluencia de los dos trazados, son tramos separados de tuberías.

La conducción principal, la de mayor caudal desde el río Mazar, inicia con un tramo de 15 m de

tubería de acero desde el orificio de captación, y continúa en forma de canal rectangular de 1.80 x

1.80 m, en una longitud igual a 165.92 m hasta el desarenador. Entre el desarenador y el sifón

ubicado en la quebrada Sipanche se presenta la conducción como tubería de PVC, de 1700 mm de

diámetro, enterrada, en una longitud total de 1154.77 m.

La conducción secundaria, de menor caudal desde la captación en la Qda. Sipanche, se desarrolla

en tubería enterrada, de PVC, de diámetro igual a 600 mm.

12

Tras la unión de las dos conducciones en el tanque de carga del sifón, la conducción se desarrolla

con tubería por una longitud de 169.42m, para después dar inicio al Túnel 1, con una longitud de

74.38m. A continuación se tiene un nuevo tramo en tubería de 118.56m a continuación del cual se

desarrolla el Túnel 2, que atraviesa la loma Cañay y tiene una longitud de 554.39m. Los dos

túneles son necesarios dado que sus flancos presentan pendientes transversales muy fuertes y

bajos niveles de estabilidad superficial en el terreno, lo que no permite que la conducción sea

mediante canal o tubería a lo largo de su contorno, siguiendo una curva de nivel.

El tramo final de la conducción se desarrolla con una tubería de PVC, de diámetro 1800 mm,

enterrada, en una longitud de 543.21m hasta llegar al tanque de carga.

El diseño hidráulico se ha ejecutado con caudal constante en toda su longitud, e igual al caudal

medio aprovechable para el proyecto. La implantación de la conducción se divide en diez tramos,

que se explican en el Cuadro No. 7.

Cuadro No. 7

TRAMOS DE LA CONDUCCIÓN A LO LARGO DEL APROVECHAMIENTO ALAZÁN

2.2.5 Sifón

El único sifón a lo largo del trazado de la conducción del aprovechamiento Alazán cruza la

Quebrada Sipanche, desde la abscisa 1+395.95, en una longitud desarrollada de 223.32 m. El

sifón lo constituye una tubería de acero, de diámetro igual a 1250 mm y de espesor 8 mm. El

desnivel neto entre el punto más alto y el más bajo del sifón es de 33.74 (Carga Bruta).

Para lograr que el flujo del agua entre como flujo a presión en el sifón, se dispone de un tanque de

carga ubicado en la cota 2475.47 msnm, en cuyo interior se coloca una rejilla con una separación

entre barrotes de 5 cm y una inclinación de 90°, con el fin de evitar el ingreso de material flotante

o sólidos gruesos hacia el sifón. De igual manera, a la salida del sifón, se ubica un tanque de

salida en la cota 2474.14 msnm.

El tanque de ingreso al sifón cuenta con dos vertederos de excesos, uno a cada lado, en una

longitud de 4.15 m. El agua vertida se descarga a una cuneta, tipo semicircular o en forma de

TRAMO ABSCISA

M LONGITUD

m PENDIENTE

o/oo ALTERNATIVA

SELECCIONADA OBSERVACIONES

T1 0+000,00 0+015,00 15,00 0,70 Tubería de Acero

enterrada 1500mm Captación Principal -

Canal

T2 0+015,00 0+180,92 165,92 0,70 Canal Recta ngular

1.80x 1.80m Canal – Desarenador

Principal

T3 0+175,14 1+395,9 5 1154,77 0,70 Tubería PVC enterrada

17 5 0mm Desarenador - Quebrada

Sipanche

T4 1+599,74 1+769,16 169,42 0,70 Tubería PVC enterrada

1800mm Quebrada Sipanche –

Inicio de Túnel 1 T5 1+769, 16 1+843,55 74,38 0,70 Túnel 1, 1.80 x 2.20m Túnel 1


1800mm Túnel 1 – Túnel 2

T7 1+962,11 2+516,50 554,39 1,00 Túnel 2 Túnel 2

T8 2+516,50 3+060.51 544.01 0,70 Tubería PVC enterrada

1800mm Salida de Túnel2 - Tanque

de Carga


600 mm.

Captación Qda. Sipanche a Desarenador Qda.

Sipanche

T10 0+064,56 0+570.52 505,96 0,7 Tubería PVC enterrada

600 mm.

Desarenador Qda. Sipanche a Tanque Sifón

Qda. Sipanche .

13

batea, de 0.80 m de largo y 0.40 m de profundidad máxima, que está recubierta en su fondo con

piedras acomodadas para proteger el terreno natural. A lo largo de esta cuneta se conduce el

probable caudal de exceso hacia el cauce de la quebrada.

El tanque de salida del sifón cuenta con dos vertederos de excesos, uno a cada lado, en una

longitud de 4.15 m. El caudal vertido por sobre esta estructura se conduce hacia una cuneta

similar a la del tanque inicial y lleva el caudal de los excesos hacia el cauce de la quebrada natural

próxima.

El sifón además utiliza válvulas: (i) dos de aire, en los cambios de dirección vertical y (ii) una

válvula de desagüe en la parte inferior.

Este sifón tiene la particularidad de que el tramo de unión entre las dos márgenes de la quebrada

debe apoyarse sobre marcos H, debido a que la luz existente es de 72 m.


El tanque de carga o de presión se ubica en la cima de la montaña, en la zona sobre la casa de

máquinas. Para evitar el corte excesivo del terreno natural se desarrolla la estructura en dirección

transversal, con un ancho relativamente mayor. Adicionalmente, se toma en cuenta que junto al

lugar de implantación del tanque se encuentra una torre de la línea de transmisión.

La conducción llega al tanque de carga en la cota 2474.46 msnm, la estructura inicia en la abscisa

3+059.71. Hacia aguas arriba se ubica la conducción principal, que es una tubería de PVC, de

diámetro igual a 1800 mm, enterrada. A partir de esta sección se dispone un escalón de 2.45 m de

desnivel, hasta la cota 2472.01 msnm. En este nivel se inicia una transición de 18.50 m de

longitud, cuyo ancho varía desde los 1.80 m en la conducción hasta los 10 m requeridos como

ancho del tanque de carga.

Hacia aguas abajo de la transición, el tanque se profundiza 4.32 m para conformar la cámara de

almacenamiento; cuyas dimensiones son 6 m de longitud, 10 m de ancho y 8.28 m de

profundidad, desde el nivel más alto del muro de protección a la cota 2476.77 msnm. En la

sección final se dispone una rejilla de protección, con un ángulo de inclinación de 70°, para evitar

el ingreso de material flotante o sólidos gruesos hacia la tubería de presión, que es una tubería de

acero de 1200 mm, a partir de la cota 2467.82 msnm.

En la pared derecha del tanque, 1 m antes de la cámara de almacenamiento, se desarrolla un

vertedero lateral de 5.0 m de longitud, que permite evacuar cualquier sobreelevación de la

superficie libre del agua originada por el incremento temporal en el volumen del tanque de carga

como resultado del cierre de los inyectores de la turbina en la casa de máquinas.

En el fondo de la cámara de almacenamiento, en la cota 2467.57 msnm, se dispone de una

compuerta plana de 2.0 x 2.0 m para los trabajos de limpieza del tanque de carga. El tanque

cuenta además con un canal de limpieza, tipo cubetas en escalera, de 1.60 m de ancho, de 284.28

m de longitud y que permite salvar el desnivel de 186.58 m. Este canal encauza el caudal de

excesos o de limpieza desde el tanque hasta su entrega final en el río Mazar, a la cota 2280.99

msnm.

Para acceder a las compuertas de lavado del tanque de carga se plantea una vía de acceso, que

nace de la carretera Taday Zhoray y se desarrolla por la ladera sur oriental hacia la ubicación del

tanque de carga. Se prevé finalmente una plataforma de maniobras junto al tanque de carga, desde

donde se puede acceder a la losa de operación de la compuerta del canal de limpieza y/o excesos

14

en la cota 2476.77 msnm. De igual modo, se tiene espacio suficiente para estacionamiento de

vehículos. La plataforma se encuentra ubicada en la cota 2476.42 msnm.


La tubería de presión está constituida por cuatro tramos de tubería de acero, de diámetro nominal

igual a 1200 mm, cada tramo con distinto espesor en función de los requerimientos de presión

interna en la tubería. Se desarrolla sobre cinco anclajes. El primer tramo tiene una longitud de

72.21 m con 8 mm de espesor; el segundo, con 117.89 m y 8 mm de espesor, el tercer tramo, con

101.44 m y 10 mm de espesor; y finalmente, el cuarto tramo, con 106.03 m de longitud y 13 mm

de espesor.

La tubería de presión del aprovechamiento Alazán se desarrolla continuando la misma dirección

del tanque de carga y se dispone a continuación. La tubería va desde la cota 2467.82 msnm hasta

la cota 2271.00 msnm, con una carga o desnivel bruto de 204.86 m, para una longitud total de

397.56m.

La tubería de presión permanecerá expuesta y contará con un tramo enterrado; que es aquél tramo

que cruza la vía de acceso a los diferentes componentes del aprovechamiento bajo análisis. En

este cruce se mantienen 5.20 m de recubrimiento, suficientes para garantizar la protección de la

tubería y el correcto funcionamiento de la vía.


La ubicación de la casa de máquinas se define bajo el criterio de optimizar la carga neta en la

central hidroeléctrica Alazán. El nivel máximo de la superficie libre del agua en el río Mazar se

evalúa igual a la cota 2261.00 msnm, en el sitio cercano a la base del puente nuevo de la vía hacia

Azogues.

La cota de restitución del canal de descarga desde la casa de máquinas de la central Alazán

corresponde a esta cota de 2261 msnm. La plataforma base de la casa de máquinas se ubica en la

cota 2272.20msnm.

Dentro del área total destinada para la Casa de Maquinas se dispone la casa con 17.80 m x 17.40

m de superficie construida, con espacio para el grupo turbo-generador, cabina de control y

regulación, bodega, taller, oficinas administrativas y área de vivienda, en dos plantas, la cota de la

plataforma es la 2272.20msnm. El diámetro de la tubería de presión a la entrada a la casa de

máquinas es igual a 860 mm para la turbina seleccionada tipo Pelton.

El área prevista para la subestación es de 28.38 m x 13.20 m, y se ubica junto al área de casa de

máquinas. El acceso se realiza por la parte frontal de la casa y está en la cota 2271.90 msnm.

El agua que sale de la turbina es conducida hacia el curso natural del río Mazar, a lo largo de un

canal de 2.26 m de ancho, de fondo en gradas, que termina en un cimacio de perfil tipo Creager

para salvar el desnivel existente con velocidades bajas en la restitución, evitando así daños por

erosión. Este canal de restitución descarga su caudal en una zona entre el túnel antiguo y el nuevo

puente vehicular de la Vía Taday – Zhoray, frente a la casa de maquinas.

15

Cuadro No. 8


HIDROELÉCTRICO ALAZÁN

COMPONENTES


DIMENSIONES

PRINCIPALES

Captación Principal Rejilla frontal Altura del azud: 4.90 m


Conducción T1 Tubería de Acero Longitud del tramo: 15,00m

Diámetro : 1500mm


Sección rectangular: 1,80 x 1,80 m

Desarenador Principal Doble Cámara Longitud total: 60.26 m

Ancho Total: 8.10.m


en zanja


Diámetro: 1750mm


Longitud en planta: 203,80m

Diámetro :1250mm

Desnivel Δz:31,77m


en zanja

Longitud del tramo: 169,42m

Diámetro: 1800mm

Conducción T5 Túnel Longitud del tramo: 74,38m

Sección Baúl: 1,80 x 2,20 m


en zanja


Diámetro: 1800mm

Conducción T7 Túnel Longitud del tramo: 554,39m



en zanja


Diámetro: 1800mm

Captación Secundaria Rejilla frontal Altura del azud: 1.80 m

Longitud del Azud: 4,60m

Conducción T9 Tubería de PVC, parcialmente llena enterrada

en zanja


Diámetro:600mm

Desarenador Secundario Una Cámara Longitud total: 14,10m

Ancho Total: 1,60m


en zanja


Diámetro:600mm


Ancho: 10,60m


Longitud total de la tubería: 397.56 m

DT= 1200mm

L1 = 72.21m; e1 = 8 mm

L2 = 117.89m; e2 = 8mm

L3 = 101.44m; e3 = 10mm

L4 = 106.03m; e4 = 13mm

Casa de Máquinas Grupo Pelton

Diámetro de Entrada: 860mm

Área de casa de máquinas: 17.80 x

17.40m

Canal de Restitución Abierto, rectangular con perfil de Creager a la

salida; sky deflector.

Longitud: 18.24 m

Ancho: 2.26m

2.3 APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO SAN ANTONIO

El aprovechamiento hidroeléctrico denominado San Antonio que, junto con los aprovechamientos

Alazán y Dudas, forma parte del Proyecto Mazar-Dudas, tiene los datos generales que se indican

en el siguiente cuadro:

16

Cuadro No. 9

GENERALIDADES SOBRE EL APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO SAN

ANTONIO




m3/s

San Antonio Mazar 4,40 88,61 195,48 7,19/44,87 * Valores de los caudales obtenidos del Informe de Hidrología

** Anexo de Producción de Energía


El aprovechamiento San Antonio se desarrolla a partir de la obra de captación ubicada en el río

Mazar, 47.20 m aguas abajo del puente de la vía Zhoray – Mazar, en el sector de Rivera. Luego

continúa con el desarenador ubicado sobre la margen izquierda del río Mazar, con la conducción a

gravedad sobre la misma margen izquierda del curso natural, el tanque de carga, la tubería de

presión, la casa de máquinas con un solo grupo turbina-generador y el canal de restitución del

caudal turbinado hacia el cauce del río Mazar.

En el siguiente cuadro se resume la ubicación, coordenadas y cotas, de los componentes

principales. La implantación general del aprovechamiento San Antonio se presenta en los planos

HMD-DF-SA-H-001 y el trazado de la conducción en los planos desde el HMD-DF-SA-H 001 al

007

Cuadro No. 10


HIDROELÉCTRICO SAN ANTONIO

COMPONENTE COORDENADAS COTA PLANO OBSERVACIONES

Obra de Toma principal

760630.60 9715293.73 2258.85

HMD-DD-SA-H-008 al 012.

Cota de Rejilla de Captación 760643.40 9715286.51

Desarenador 760706.29 9715274.08 2255.73 HMD-DD-SA-H-013 al

016

Cota de ingreso y salida de

Desarenador 760767.31 9715324.23 2255.21

Tanque de carga 763993.36 9714151.89 2250.48 HMD-DD-SA-H-017 al

022 Cota de llegada de la

Conducción

Tubería de Presión

764025.91 9714135.58 2245.85 HMD-DD-SA-H-023 al

024 Cota de inicio de la Tubería de Presión

Casa de máquinas 763930.16 9713837.79 2057.70 HMD-DD-SA-A-001 al

013

Cota de Losa de

ingreso o Principal

Canal de restitución

763923.30 9713819.42 2052.26 HMD-DD-SA-H-030 Cota de inicio de

Canal

Para acceder a los componentes de este aprovechamiento se ha dispuesto de dos vías de acceso.

La primera llega al Tanque de Carga y cuenta con una longitud de 341.12m, la segunda vía

permite el acceso a la Casa de Maquinas y se desarrolla por 341.04m.

17

2.3.2 Captación

La estructura de derivación de los caudales para el aprovechamiento San Antonio se ubica en el

río Mazar, desde donde se toman 4.40 m3/s como caudal aprovechable de diseño.

2.3.2.1 Obra de Toma

La obra de toma está en el río Mazar; es una captación de tipo rejilla de fondo. La estructura

cuenta con una rejilla de 11,50 m de longitud, bajo la cual se encuentra la galería que conducirá el

caudal de captación a lo largo de la margen izquierda del río.

El azud del cierre transversal tiene una longitud de 22.83 m; en dos niveles o alturas. La primera,

que es la inferior, a la cota 2258.86 msnm, permite alojar la rejilla, con una separación entre

barrotes de 5 cm y una pendiente longitudinal del 12%; la segunda, a una cota o altura igual a

2259.31 msnm, hacia la derecha de la rejilla. Sobre este azud fijo circularán los caudales máximos

en época de crecida, hasta aquellos con periodo de retorno de 100 años.

El fondo de la galería de captación se encuentra en la cota 2257.00; cuenta con un ancho constante

de 1.70 m y paredes de altura variable, desde 1.86 m en la sección de aguas abajo hasta 1.50 m, en

la sección de aguas arriba. El agua que ingresa a través de la rejilla cae sobre esta galería de

captación, y por ella se la lleva hacia la conducción principal.

A continuación de la galería de captación se encuentra un vertedero de excesos y un canal de

limpieza de 1.70 m de ancho y una pendiente del 2.5%, cuya operación está prevista se realice por

medio de una compuerta de 1.70 m x 1.45 m. El nivel más alto de los muros de protección ante

crecidas se encuentra en la cota 2259.90 msnm, y delimita así la zona de la aproximación del flujo

hacia el azud y rejilla de captación.

Los caudales extraordinarios o con excesos sobre el caudal de captación circularán sobre toda la

longitud del azud de cierre y descenderán a lo largo del cimacio hasta el zampeado de protección,

cuyas dimensiones son: 11.50 m de longitud y 0.40 m de espesor, con una pendiente del 0.1%. A

continuación, como medida de protección se ubica un enrocado que tiene una pendiente del 10%

con 4 gradas de 30 cm cada una, la huella de 6 m, hasta alcanzar la cota de fondo del cauce. El

enrocado se hará con material pétreo de tamaño medio 70 cm, alturas variables de 1.40, 1.10, 0.60

y 0.30 m; luego del cual el flujo se entrega al cauce.

2.3.3 Desarenador

El desarenador se ubica en la margen izquierda de río Mazar, a unos 70 m desde la captación y el

fondo de la sección transversal inicial está en la cota 2255.73 msnm. La estructura del

desarenador está configurada en un primer tramo por una transición de 16.10 de longitud, que

permite pasar del ancho 1.80 m en la conducción hasta el ancho 9 m en el desarenador.

Para control del ingreso del caudal hacia las cámaras del desarenador se dispone de dos

compuertas planas, cada una de 4.30 x 2.10 m, que garantizan con apertura total el paso del caudal

sin modificar el nivel de la superficie libre del agua. La losa de operación de la compuerta se

encuentra en la cota 2260.13 msnm.

La estructura principal del desarenador cuenta con dos cámaras, cada una tiene una longitud de 50

m; en el fondo se dispone un canal de limpieza de 1.7 m x 1.0 m, con una pendiente del 3% para

conducir el caudal del desarenador hasta el canal de salida, ubicado a una distancia de 46.64 m

desde la sección de las compuertas. Al final de la cámara se tiene un vertedero, por donde circula

18

el caudal de diseño del sistema igual a 4.40 m3/s, y cuya altura es de 3.51 m, medida en el

paramento de aguas arriba y de 2.11 m, medida en el de aguas abajo.

Para realizar los trabajos de limpieza de las cámaras, las dos salidas de los canales de limpieza

cuentan, cada una, con una compuerta de 1.14 m x 1.30 m; desde donde a continuación se

desarrolla el canal de limpieza, a partir de la cota 2250.93 msnm.

Este canal de descarga es, en un primer tramo, un canal de 2.40 m de ancho que continúa con una

transición de 3.15 m de longitud, hasta llegar a un ancho de canal de 1 m de ancho. Luego se

desarrolla el canal con una pendiente longitudinal del 2%, en una longitud de 6.00 m, hasta el

tramo final donde se presenta la protección hecha con gaviones para descargar en el río.

El camino de acceso para la operación y mantenimiento del desarenador se inicia en la vía de

segundo orden que nace en la vía Taday Zhoray y se desarrolla, a lo largo de la obra de toma y

conducción sobre la margen izquierda del río, en dirección sur este, hasta llegar a la estructura del

desarenador en la cota 2255.73 msnm.

Para acceder a las compuertas al inicio del desarenador se disponen 10 escalones de 18 cm x 30

cm, desde la cota 2858.15 msnm hacia la cota 2260.13 msnm. De este modo, con el acceso en esta

cota, la circulación del agua con apertura total de las compuertas de 4.30 m x 2.10 m, ocurre con

flujo libre para el caudal de diseño. El acceso a las compuertas del canal de limpieza asimismo

requiere de dos escalones, que van desde la plataforma del acceso peatonal en la cota 2258.15

msnm hasta la losa de operación, en la cota 2258.55 msnm.

El sendero peatonal, que rodea la estructura, tiene una pendiente del 0.5% hacia la cuneta ubicada

perimetralmente.

El camino de acceso sirve también para la operación y mantenimiento de la obra de captación. En

el tramo entre la captación y el desarenador se dispone de una cuneta paralela al sendero, con

sección transversal trapezoidal, para encauzar las aguas lluvias hacia la descarga en el río Mazar,

en la cota 2247.77 msnm.

2.3.4 Conducción

La conducción principal en el aprovechamiento San Antonio se desarrolla sobre la margen

izquierda del río Mazar, entre las cotas 2255.78 msnm, a la salida de la captación, y la cota

2250.48 msnm, en el ingreso al tanque de carga.

El agua derivada en la estructura de captación se lleva hacia el tanque de carga mediante la

conducción que cuenta en su trazado con: (i) un canal rectangular, (ii) tubería circular, de PVC,

enterrada a lo largo de su trazado, (iii) tubería de acero con soportes metálicos y, (iv) tubería de

acero para el cruce de cinco acueductos. Todos los tramos de la conducción funcionan a gravedad,

con superficie libre.

El primer tramo de la conducción es un canal rectangular, de longitud igual a 74,66 m, que tiene

una pendiente igual a 0.7‰; el resto de la conducción, incluyendo los pasos elevados, mantiene

una pendiente del 1.2‰. A lo largo de toda la conducción se cumple con los dos requisitos: (i) la

velocidad media es mayor que el valor de la velocidad crítica o de umbral del movimiento de un

tamaño de material sólido igual a los 5 cm, y (ii) las pérdidas de energía (por fricción y locales por

cambios de geometría) son mínimas.

Desde la salida del desarenador, la conducción se desarrolla con tubería de PVC, enterrada, en una

longitud total de 189.23 m. Existe un tramo de 69,81 m de longitud, en donde la tubería se

19

encuentra apoyada sobre un relleno. Este relleno bajo la tubería tiene taludes laterales de

pendiente H/V= 1/1. A continuación, se tiene el Acueducto 1, de 101.50 m de longitud.

Desde el Acueducto 1, se tiene un segundo tramo con tubería de PVC, enterrada, en una longitud

de 712.85 m hasta alcanzar el inicio del Acueducto 2. Este acueducto tiene un desarrollo de 75.68

m.

Hacia aguas abajo, la conducción sigue con otro tramo de tubería de PVC, enterrada, en una

longitud de 292.27 m y con un túnel de 218.61 m de largo. Este túnel es necesario dadas las

condiciones extremas o agrestes en la topografía de las laderas así como por la presencia de zonas

de deslizamiento activos en el terreno superficial. Luego del túnel, se dispone de un tramo de

tubería de PVC, enterrada, en una longitud de 254.24 m hasta alcanzar la sección inicial del

Acueducto 3. Esta estructura se desarrolla a lo largo de 158.82 m.

A partir del Acueducto 3, hacia aguas abajo, se tiene un tramo adicional con tubería de PVC,

enterrada, de 772.26 m de largo, antes de la sección extrema inicial del Acueducto 4, cuya

longitud alcanza el valor de 23.45m. Continuando hacia aguas abajo, se tiene otro tramo con

tubería de PVC, enterrada, en una longitud de 566.71 m hasta llegar al Acueducto 5. El desarrollo

de este acueducto 5 es de 55.61 m.

En los tramos finales, la conducción continúa con un tramo de tubería de PVC, enterrada, en una

longitud de 405.30 m, y con un tramo de tubería de acero, de 43.36 m de largo, apoyada sobre

soportes metálicos, hasta llegar al tanque de carga o de presión.

En el Cuadro No. 11, se indica un resumen del desarrollo del trazado de la conducción,

incluyendo ciertas características geométricas e hidrodinámicas a lo largo del trazado.

El desarrollo de la conducción del Aprovechamiento San Antonio se detalla en el Plano No.

HMD-DD-SA-H-02 al 07, donde se indican adicionalmente los diferentes taludes de corte y la

correspondiente sección transversal de la ladera.

20

Cuadro No. 11

CONDUCCIÓN A LO LARGO DEL APROVECHAMIENTO SAN ANTONIO

LONGITUD PENDIENTE

m o/oo

T1 0 +74,66 74,66 0,7Canal Rectangular

1,80x2,60mCaptación - Desarenador

DESARENADOR +74,66 +153,66 79,00 -

T2 +153,66 +342,89 189,23 1,2Tubería PVC 1750mm

enterradaDesarenador - Relleno

T3 +342,89 +412,7 69,81 1,2Tubería PVC 1750mm

enterrada en rellenoRelleno H/V: 1/1

ACUEDUCTO 1 +412,7 +514,2 101,50 1,2Tubería de Acero

1800mm

T4 +514,2 1+227,05 712,85 1,2Tubería PVC 1750mm

enterradaAcueducto 1 - Acueducto 2

ACUEDUCTO 2 1+227,05 1+302,73 75,68 1,2Tubería de Acero

1800mm

T5 1+302,73 1+595, 292,27 1,2Tubería PVC 1750mm

enterradaAcueducto 2 - Túnel

T6 1+595, 1+813,61 218,61 1,2 Túnel 1,80x2,20m

T7 1+813,61 2+067,85 254,24 1,2Tubería PVC 1750mm

enterradaTunel - Acueducto 3


1800mm

T8 2+226,67 2+998,93 772,26 1,2Tubería PVC 1750mm



1800mm

T9 3+022,38 3+589,09 566,71 1,2Tubería PVC 1750mm



1800mm

T10 3+644,7 4+050, 405,30 1,2Tubería PVC 1750mm

enterrada

Acueducto 5 - Tubería de

acero con soportes metálicos

T11 4+050, 4+093,36 43,36 1,2

Tubería de Acero

1800mm con soportes

metálicos h=4m

TRAMOABSCISA ALTERNATIVA

SELECCIONADAOBSERVACIONES

m


El tanque de carga o de presión está ubicado en la cima de la montaña, en la zona sobre la casa de

máquinas. Su desarrollo mayor se da a lo ancho, en la dirección transversal a aquella del flujo

principal, para evitar cortes excesivos del terreno natural.

El tanque de carga está en la abscisa 4+093.36. Hasta la sección inicial del tanque llega la

conducción en tubería de acero, de 1800 mm de diámetro, apoyada sobre soportes metálicos, en

la cota 2250.48 msnm. Desde aquí se inicia una transición de 14.00 m de longitud, que permite la

variación del ancho desde los 1.80 m de la conducción hasta los 8 m requeridos, como ancho del

tanque de presión o de carga.

A continuación de la transición, el tanque se profundiza 4.77 m para configurar el volumen

requerido hidráulicamente. La cámara final del tanque tiene 5.60 m de longitud, 8 m de ancho y

7.77 m de profundidad, medida desde el nivel más alto del muro de protección, que se encuentra

en la cota 2253.32 msnm. En el extremo se dispone de una rejilla de protección, con un ángulo de

inclinación de 70°, que evita el ingreso de material flotante o sólidos gruesos hacia la tubería de

presión de acero, de diámetro igual a 1200 mm, cuya sección inicial se ubica en la cota 2245.85

msnm.

En la pared derecha del tanque, 1 m antes de la cámara de almacenamiento, se desarrolla un

vertedero lateral de 4.50 m de longitud. Este vertedero permite evacuar los caudales de excesos

21

así como obviar la sobreelevación potencial de la superficie libre del agua en el tanque de carga

como resultado del cierre de los inyectores de la turbina en la casa de maquinas.

Hacia el fondo de la cámara de almacenamiento, en la cota 2245.55 msnm, se tiene una compuerta

plana de 2.0 m x2.0 m para los trabajos de limpieza del tanque de carga. Adicionalmente, se tiene

un canal de limpieza, con el fondo tipo cubetas en escalera, de 1.60 m de ancho, de 349.20 m de

longitud, que salva el desnivel de 190.47 m y encauza el caudal de excesos o de limpieza desde el

tanque hasta su descarga final en el río Mazar, en la cota 2055.22msnm.

Para alcanzar la compuerta de lavado del tanque de carga se propone una vía que parte desde la

vía Taday Zhoray, desde donde por medio de un camino con rampas, se desarrolla un acceso que

llega a una plataforma junto al Tanque de Carga, desde donde se puede acceder a la losa de

operación de la compuerta del canal de limpieza y/o de excesos, en la cota 2253.52 msnm. Se

tiene de este modo espacio suficiente para estacionamiento.


La tubería de presión consiste en cuatro tramos de tubería de acero, de diámetro igual a 1200,

cada tramo con un espesor que satisface los requerimientos de la presión interna. El primer tramo

tiene una longitud de 80.04 m y 8 mm de espesor; el segundo, con 64.01 m de longitud y 8 mm

de espesor; el tercer tramo, con 205.05 m de largo y 10 mm de espesor; y, finalmente, el cuarto

tramo, con 22.65 m de longitud y 13 mm de espesor. La tubería se sostiene en seis anclajes

debidamente ubicados en los cambios de pendiente longitudinal.

La dirección de la tubería de presión es perpendicular a la dirección del flujo principal en el

tanque de carga. Se dispone la tubería hacia aguas abajo del tanque, desde la cota 2245.85 msnm

hasta la cota 2056.50 msnm, con una carga o diferencia de nivel bruta de 195.48 m y 371.76 m de

longitud total.

La tubería de presión permanecerá expuesta en una zanja a cielo abierto.


La ubicación de la casa de máquinas se define bajo el criterio de que la carga neta en la central

hidroeléctrica San Antonio sea óptima. El nivel máximo de la superficie libre del agua en el río

Mazar se considera en la cota 2051.49 msnm, medida en la sección transversal del río Mazar en el

sitio donde se ubica el canal de descarga desde la casa de máquinas. La plataforma base de la casa

se ubica en la cota 2057.70 msnm.

El área total de la casa de máquinas igual a 21.80 m x 21.20 m, incluyendo toda el área de

caminerías. En el interior de esta área está previsto la edificación con una superficie de 17.80 m x

17.40 m, espacio suficiente para el grupo turbo-generador, cabina de control y regulación, bodega,

taller, oficinas administrativas y área de vivienda, en dos plantas. El diámetro de la tubería de

presión en el tramo final antes de la turbina es igual a 960 mm, para la turbina seleccionada tipo

Pelton. Como se mencionó anteriormente, la cota de la plataforma de la edificación es la 2057.70

msnm.

El área prevista para la subestación es igual a 20.00 m x 10.00 m y se ubica junto al área de casa

de máquinas. El acceso a esta área se realiza por la parte frontal.

22

El agua que sale de las turbinas es conducida hacia el curso natural del río Mazar por medio de un

canal de 2.26 m de ancho, cuyo extremo termina sobre un enrocado de protección, para evitar los

daños potenciales por erosión del lecho natural del río.

Cuadro No. 12


HIDROELÉCTRICO SAN ANTONIO

COMPONENTES


DIMENSIONES

PRINCIPALES

Captación Principal Rejilla de Fondo Altura del azud: 4.80 m



Sección rectangular : 1.80x2.60m

Desarenador Doble Cámara Longitud total: 79.00 m

Ancho Total: 9.60m


en zanja


Diámetro: 1750mm


en zanja


Diámetro: 1750mm

Cruce 1 Acueducto 1 Longitud: 101.50m

Diámetro :1800mm


en zanja


Diámetro: 1750mm

Cruce 2 Acueducto 2 Longitud del tramo: 75.68m

Diámetro: 1800mm


en zanja


Diámetro: 1750mm


en zanja




en zanja


Diámetro: 1750mm

Cruce 3 Acueducto 3 Altura del azud: 158.82m

Diámetro: 1800mm


en zanja


Diámetro: 1750mm

Cruce 4 Acueducto 4 Longitud total: 23.45m

Diámetro: 1800mm


en zanja


Diámetro: 1750mm

Cruce 5 Acueducto 5 Longitud total: 55.61m

Diámetro: 1800mm


en zanja


Diámetro: 1750mm

Conducción T11 Tubería de de Acero con soportes metálicos Longitud del tramo: 43.36m

Diámetro: 1800mm


Ancho: 8.60m


Longitud total de la tubería: 371.76 m

DT= 1200mm

L1 = 80.04m; e1 = 8 mm

L2 = 64.01m; e2 = 8mm

L3 = 205.05m; e3 = 12mm

L4 = 22.65m; e4 = 13mm

Casa de Máquinas Grupo Pelton Diámetro de Entrada: 960mm

Área casa de máquinas:17.80 x17.40m

Canal de Restitución Abierto, rectangular Longitud: 7.43 m

Ancho: 2.26m

23

3. CARACTERIZACIÓN GEOLOGICA - GEOTECNICA DE LOS

APROVECHAMIENTOS

3.1 APROVECHAMIENTO DUDAS

En la zona en donde se encuentra el Aprovechamiento Dudas, afloran rocas metamórficas de edad

mesozoica, representadas por las unidades de la serie Paute y/o subdivisiones de las Unidades

jurásicas Alao-Paute y El Pan, así como las rocas máficas y ultramáficas correspondientes al

Complejo Tampanchi atribuida al Eoceno-Paleoceno. Estas unidades han sido definidas durante

los estudios del proyecto Mazar

Las rocas que conforman el basamento geológico son las metamórficas agrupadas en la Unidad El

Pan, constituidas por esquistos pelíticos, sericíticos, franjas de esquistos grafíticos y eventuales

estratos de cuarcitas. Son rocas que han sido datadas en el Jurásico medio al Cretácico temprano.

Suprayacentes a las rocas de la Unidad El Pan se hallan las rocas metamórficas de la Unidad

Alao-Paute constituida por metavolcanitas, metasedimentos, esquistos micáceos y eventuales

franjas de cuarcitas y vetilla de mármoles blancos. Son rocas datadas al Jurásico-Cretácico.

Según estudios anteriores el contacto geológico entre las Unidades metamórficas antes indicadas,

es fallado. Sin embargo, en el sector noreste, no ha sido observado en los estudios fotogeológicos.

Además, las similitudes litológicas, origen y proximidades en edad, tornan difícil establecer dicho

contacto.

Rocas máficas y ultramáficas (gabros, hornablenditas y piroxenitas) del Complejo Tampanchi,

que aflora en la zona sur del área del Proyecto intruyen a las Unidades metamórficas anteriores. El

contacto geológico de estas rocas máficas con las metamórficas, es fallado en los flancos Este y

Oeste. En el costado norte, no han sido observados lineamientos fotogeológicos, lo que sugiere

un contacto soldado y de trazado divagante

La falla regional más importante que afecta a la zona de influencia del proyecto es la falla Girón,

que corresponde al segmento SW con longitud de 25km, dirección general N42ºE y sentido

normal-dextral. Se ha determinado que tiene movimiento hace 15.000 años, y velocidad <

1mm/año. Se localiza a una distancia mínima de 35 km con el proyecto.

Las estructuras geológicas tienen una dirección preferente N-S con pocos lineamientos (fallas) de

dirección NNE – SSW; NE – SW y pocas E-W.

Concretamente, la dirección preferencial de la foliación varía entre N12° a 22° E con inclinación

86° hacia el SE y con menor frecuencia N35°E e inclinación 28° al SE. Los cambios en la

inclinación de la foliación son debidos a plegamientos sufridos por las rocas metamórficas.

En cuanto a fallas geológicas, se puede señalar la presencia de 2 fallas de tipo regional que

separan a las rocas de la Unidad Alao de la unidad El Pan y del Complejo Tampanchi entre ellas.

Estas fallas cruzan en forma perpendicular a la Conducción del Aprovechamiento.

La característica fotomorfológica de los esquistos, es la de formar lomas alargadas y algunas en

forma de cresta.

La red de drenaje es dendrítica, homogénea, con espaciado alto y poco anguloso. Sin embargo, el

curso sinuoso del río Dudas indica la presencia de cantos rodados.

24

La red de drenaje espaciada indica además que las rocas metamórficas son de alta dureza (tipo

metavolcanitas, andesitas metamorfizadas) y se las observa en el sector occidental de la zona

interpretada; es decir, por las zonas de los ríos De la Ramada y Dudas.

El estudio de Peligrosidad Sísmica del Proyecto Hidroeléctrico Mazar-Dudas ha determinado los

parámetros más relevantes, tales como: las zonas fuente, la ley de atenuación y las magnitudes

máximas esperadas en cada zona sísmica. A partir de esta información se determinó la aceleración

máxima del suelo, en roca, A0 para cuatro probables sismos, a los cuales pueden estar sujetas las

estructuras, con períodos de retorno de 47 años (sismo frecuente); 72 años (sismo ocasional); 475

años (sismo raro); y, 970 años (sismo muy raro).

Las Obras de Toma del Aprovechamiento Dudas, se encuentran ubicadas en el valle aluvial del río

Pindilig, el mismo que tiene la forma de “U” bastante abierta y forma una planicie sub horizontal

en la margen izquierda y una ladera inclinada con una pendiente de aproximadamente 300 en la

margen derecha, las cuales se encuentran conformadas por terrazas aluviales de unos 3 a 4 m de

altura sobre el nivel activo del río.

Con respecto al túnel, y de acuerdo a los datos obtenidos en el sondeo y a otras características

micro-estructurales de la roca obtenidas mediante observaciones de campo, el Índice de Calidad

de la roca RMR según la clasificación de Bienawski tendría un puntaje comprendido entre 61 y

80, lo cual equivale a una calidad de Roca Buena, correspondiente a la clase II, en una escala de

I a V.

El Desarenador irá cimentado sobre un depósito coluvial constituido de fragmentos de esquistos y

metavolcanicos dispersos en matriz limo-arenosa de baja plasticidad, de espesor menor a 3m.,

bajo del cual se encuentra roca altamente meteorizada y fracturada. La capacidad admisible del

suelo bajo esta estructura se estima en qa ≤ 20 T/m2

La mayor parte de la conducción externa se cimentará sobre suelos de estructura esquelética con

bloques duros insertos en una matriz fundamentalmente limosa. Estos suelos también se pueden

considerar como gravas limosas debido a la presencia de fragmentos de roca en medio de una

matriz limosa

Existen muy pocos afloramientos de roca a lo largo de la conducción, lo cual significa que apenas

un 75% de la excavación será en este material.

En la zona en donde se cimentará el Tanque de Carga aparecen depósitos coluviales conformados

por clastos angulosos de rocas alta a medianamente meteorizadas (RAM-RMM), de esquistos y

metavolcánicas, dispersos en una matriz limo-arenosa de baja plasticidad. Este tipo de material

tiene una capacidad admisible de 20 T/m2.

Un primer tramo de 160 m. del canal de desagüe, iría cimentado sobre depósitos coluviales con

clastos angulosos de esquistos micáceos, cuarcitas y metavolcánicas, medianamente alterados,

incluidos en una matriz limo-arenosa de baja plasticidad.

El segundo tramo de 180 m., en cambio iría sobre suelos residuales de poco espesor conformados

por fragmentos de roca compuesta por esquistos micáceos en medio de una matriz limosa, los

cuales se encuentran depositados sobre esquistos pelíticos, cuarcitas y metavolcánicas. La

capacidad admisible de este suelo residual se estima en unas 25 T/m2.

A lo largo de la Tubería de Presión se observa un primer tramo con la presencia de una cobertura

vegetal de espesor inferior a 2m., debajo del cual aflora la roca (RLM). En un segundo tramo, la

25

TP se encuentra emplazada sobre un talud rocoso con escasa cobertura coluvial y/o suelo vegetal

de espesor inferior a 1m.

La casa de máquinas se ubica en un depósito coluvio-aluvial que tiene un espesor aproximado

de 7 m. y considerando que tanto los bloques, cantos rodados y gravas se encuentran frescos o

poco meteorizados y en función de la geometría de la obra y su profundidad de cimentación, la

capacidad admisible se estima que será superior a 25 T/m2, por correlación con información

bibliográfica de otros estudios.

3.2 APROVECHAMIENTO ALAZÁN

En la zona de estudio, las rocas que conforman el basamento geológico son las metamórficas

agrupadas en la Unidad El Pan, constituidas por esquistos pelíticos, sericíticos, franjas de

esquistos grafíticos y eventuales estratos de cuarcitas. Son rocas que han sido datadas desde el

Jurásico medio al Cretácico temprano.





Según Winter et al, (1990), la falla Girón es de carácter tensional, y controla estructuralmente las

cuencas sedimentarias e intramontañosas de Cuenca, Girón y Santa Isabel.




El principal rasgo morfológico que controla la región es el curso del río Paute, el cual se abre paso

por la Cordillera central, luego de la confluencia con los ríos Burgay y Tomebamba, cuyo

encajonamiento, controla las pendientes de las quebradas y ríos que desembocan en el cauce

principal del Paute.

El relieve de la zona de la Toma, Desarenador y primeros centenares de metros de la Conducción

varía entre plano a ligeramente inclinado y colinado suave y está conformado por playas aluviales

estrechas y niveles de terrazas aluvio-coluviales.

En la zona de la Tubería de Presión la morfología es de tipo muy abrupto.

La Casa de Máquinas, que será ubicada en una zona de desbanque, tiene una morfología de

pendiente moderada a plana.

La meteorización regional de tipo mecánico y químico, que se encuentra presente en toda la zona

del proyecto, relacionada a todos los tipos de rocas aflorantes en la zona, produce efectos que

preparan los suelos y rocas para los movimientos en masa.

Las mayores variaciones en las rocas, dentro de la zona del proyecto, se dan por la alteración

debida a la meteorización hidrotermal. Se encuentra afectada crecientemente de este a oeste en

forma de aureolas e influye directamente en la resistencia a la meteorización de la roca.

26

Se determinan 5 horizontes en la roca, que son manifestaciones de la meteorización mecánica y el

inicio de la alteración química, diferenciados principalmente por el grado de fracturación y

alteración.

En el Mapa de Pendientes, se pueden observar las zonas con diversas escalas de estabilidad que se

representan por colores que van desde verde intenso para pendientes muy bajas, comprendidas

entre 00 y 9,07

0, hasta rojo intenso para pendientes muy altas, comprendidas entre 61,79

0 hasta

89.020, pasando por el amarillo para pendientes moderadas comprendidas entre

32.47

0 hasta

38.750.

Analizando dicho plano y confrontándolo con las observaciones de campo, se puede observar que

las zonas de inestabilidad se encuentran en áreas con pendientes comprendidas entre 10 y 30o,

contrariamente a los principios básicos de la estabilidad de taludes en suelo, que establecen que

mientras más alto es el ángulo de la ladera, más bajo es el factor de seguridad y por tanto más alto

el riesgo de ruptura.

El estribo izquierdo del azud, irá apoyado en la terraza aluvial y se prevé que el agua contenida en

el vaso del mismo tenderá a filtrarse por la grava de la terraza, por lo que, se deberá colocar un

dentellón hasta 2.5m. de profundidad. Se estima que la capacidad portante sobre la margen

izquierda será de 20 T/m2.

Sobre la margen derecha, el azud deberá cimentarse sobre el piso firme rocoso y casi impermeable

del río y deberá empotrarse en el afloramiento rocoso de dicha margen; el macizo rocoso tendrá

en este sitio una capacidad portante de por lo menos 40 T/m2, valor con el cual deberá diseñarse.

Tampoco en esta margen se esperan asentamientos, por tratarse de materiales incompresibles.

La conducción entre el azud y el desarenador se cimentara, en su primer tramo, sobre la terraza

aluvial no consolidada y en el segundo tramo, sobre un depósito mixto de aluvial algo

consolidado y coluvión arcilloso.

Cabe indicar que a la profundidad de cimentación del Desarenador se encontrará en una transición

entre el aluvial descrito con gravas, cantos y bloques y la parte superior de la roca meteorizada, lo

cual le otorga a este medio una capacidad portante qa = 25 ton/m2.

La mayor parte de la conducción externa se cimentará sobre suelos de estructura esquelética con

bloques duros insertos en una matriz fundamentalmente limosa. Estos suelos también se pueden

considerar como gravas limosas debido a la presencia de fragmentos de roca en medio de una

matriz limosa

A lo largo de la conducción, se han identificado varios sectores con presencia de deslizamientos

activos así como potenciales. Sin embargo, cabe anotar que la abundancia de bloques en los

coluviones les confiere una estructura de “suelo armado” y una mejor resistencia de estos suelos

al deslizamiento.

El túnel atravesará por rocas de características variables, de calidad mediana, que incluyen rocas

medianamente meteorizadas y fracturadas

La capacidad portante a la profundidad de cimentación del tanque de carga, que deberá ser la roca

mediana a altamente meteorizada (RAM-RMM) se estima en el orden de 20 T/m2

La Tubería de Presión tiene una longitud total de 340 m. El primer tramo de 160 m, está

implantado sobre suelos residuales delgados de 1 a 2 m de espesor, con clastos volcánicos y

27

metavolcánicos duros, incluidos en una matriz limo-arenosa poco plástica. El macizo rocoso del

substrato de este primer tramo está probablemente constituido de rocas volcánicas mediana a

altamente meteorizadas (RMM-RAM).

El segundo tramo de 180 m será implantado sobre depósitos coluviales algo más gruesos, de 3 m

de espesor, con clastos de esquisto y metavolcánicas, incluidos en una matriz limo-arcillosa

plástica de coloración amarillenta, debajo del cual se encuentran rocas volcánicas mediana a

altamente meteorizadas (RMM-RAM), de origen posiblemente metamórfico

La cimentación de la casa de máquinas probablemente se encontrará sobre el aluvial que se ubica

por debajo del coluvial, el cual se estima tiene una capacidad portante del orden de 15T/m2.

3.3 APROVECHAMIENTO SAN ANTONIO

En la zona de estudio, las rocas que conforman el basamento geológico son las metamórficas

agrupadas en la Unidad El Pan, constituidas por esquistos pelíticos, sericíticos, franjas de

esquistos grafíticos y eventuales estratos de cuarcitas. Son rocas que han sido datadas desde el

Jurásico medio al Cretácico temprano.





Según Winter et al, (1990), la falla Girón es de carácter tensional, y controla estructuralmente las

cuencas sedimentarias e intramontañosas de Cuenca, Girón y Santa Isabel.




El principal rasgo morfológico que controla la región es el curso del río Paute, el cual se abre paso

por la Cordillera central, luego de la confluencia con los ríos Burgay y Tomebamba, cuyo

encajonamiento, controla las pendientes de las quebradas y ríos que desembocan en el cauce

principal del Paute.

La meteorización regional de tipo mecánico y químico, que se encuentra presente en toda la zona

del proyecto, relacionada a todos los tipos de rocas aflorantes en la zona, produce efectos que

preparan los suelos y rocas para los movimientos en masa.

Las mayores variaciones en las rocas, dentro de la zona del proyecto, se dan por la alteración

debida a la meteorización hidrotermal. Se encuentra afectada crecientemente de este a oeste en

forma de aureolas e influye directamente en la resistencia a la meteorización de la roca.

Se determinan 5 horizontes en la roca, que son manifestaciones de la meteorización mecánica y el

inicio de la alteración química, diferenciados principalmente por el grado de fracturación y

alteración.

Analizando el mapa de pendientes y confrontándolo con las observaciones de campo, se puede

observar que las zonas de inestabilidad se encuentran en áreas con pendientes comprendidas entre

10 y 30o, contrariamente a los principios básicos de la estabilidad de taludes en suelo, que

28

establecen que mientras más alto es el ángulo de la ladera, más bajo es el factor de seguridad y por

tanto más alto el riesgo de ruptura.

El azud de derivación se implantará inmediatamente aguas abajo del puente sobre el río Mazar, en

un sitio del mencionado río que tiene en su margen izquierda una escombrera proveniente de las

excavaciones realizadas durante la construcción de la vía de acceso al Proyecto Hidroeléctrico

Mazar que fuera arrojada al sitio. Estos escombros tienen fragmentos de esquisto descompuesto

dispersos en una matriz limo-arenosa blanda. Su espesor máximo se estima en 5m.

En la margen derecha el azud irá empotrado en una terraza aluvial-coluvial moderna de 3 m de

espesor desde el nivel actual del río. De acuerdo a la calicata C-1, existe una capa de suelo

arcilloso, debajo de la cual se encuentra el aluvial compuesto de bloques, cantos rodados, gravas y

algo de arena y una matriz limo arcillosa, en un conjunto no consolidado, permeable y de alta

capacidad de carga.

Probablemente el Desarenador será cimentado sobre un horizonte coluvial compuesto por gravas

arenosas y arenas ligeramente consolidadas. La capacidad portante de estos suelos se estima en

unas 15Ton/m2.

En varios tramos, la conducción atravesará suelos residuales (S/R) con fragmentos de roca con

espesores comprendidos entre 1 a 2 m debajo de los cuales se encuentran rocas altamente

meteorizadas. (RAM).

A lo largo de la conducción, se presentan deslizamientos inestables y activos, que han debido

ser evitados por medio de cruces por acueductos.

También se observan deslizamientos activos, alejados del eje del trazado, pero que presentan un

riesgo de carácter moderado, por lo cual se deben adoptar medidas de control y estabilización,

como la construcción de muros de gaviones en los sectores de mayor peligrosidad, a lo largo del

tramo involucrado.

A lo largo de la conducción, se han identificado varios sectores con presencia de deslizamientos

activos así como potenciales. Sin embargo, cabe anotar que la abundancia de bloques en los

coluviones les confiere una estructura de “suelo armado” y una mejor resistencia de estos suelos

al deslizamiento.

El sitio de para el tanque de carga tiene suelos residuales con fragmentos de esquisto micáceo y

cuarcita dispersos en una matriz limo-arcillosa de baja plasticidad, hasta una profundidad de 1m.,

luego del cual aparece la roca esquistosa alta a medianamente meteorizada y fracturada (RAM a

RMM), material en el cual se puede cimentar el tanque de carga. La capacidad portante del

macizo de fundación sería superior a 25 T/m2

La tubería de presión, se cimentara sobre suelos residuales de espesor 1 a 2 m, debajo de los

cuales yacen esquistos micáceos medianamente meteorizados (RMM). Puede anclarse con ventaja

en esta roca que puede soportar cargas de 30 T/m2. Para la cimentación de los anclajes de la

tubería de presión, se tomará una capacidad admisible de 20 ton/m2

a partir de los 2m de

profundidad, a la cual se encuentra roca meteorizada.

Para minimizar los riesgos de avenidas de eventuales flujos de barro, se ha optado por cimentar la

casa de máquinas en un sector que implicará la excavación de un talud de roca. Para ello se

deberá excavar un desbanque en el esquisto suave del sitio, que se estima tendría una capacidad

de carga superior a 20 T /m2

29

4. CLIMATIZACIÓN, HIDROLOGÍA Y SEDIMENTOLOGÍA

4.1 APROVECHAMIENTO DUDAS

4.1.1 Introducción

El presente Informe Ejecutivo resume las investigaciones y análisis de climatología, hidrología y

sedimentología realizados para soportar los diseños definitivos del Proyecto Dudas. De acuerdo a

la metodología adoptada, el estudio se realizó en dos partes:

Parte A: comprende el estudio de la zona en donde se localizan los proyectos de aprovechamiento

hidroenergético y que corresponde a las cuencas de los ríos Dudas y Mazar.

Parte B: contiene los análisis y resultados realizados para el aprovechamiento específico, que en

este caso es el Proyecto Dudas.

4.1.2 Estudio meteorológico, hidrológico y de transporte de sedimentos de la zona

Se considera como área de interés las cuencas conjuntas de los ríos Mazar y Dudas, con superficie

de aproximadamente 300 km2, ubicada en el sector centro – sur de las laderas occidentales de la

Cordillera Real o Central y localizada en su mayor parte en la provincia del Cañar. Estos ríos son

tributarios del Paute en su tramo bajo y forman parte del sistema hidrográfico Namangoza –

Santiago.

Los registros climáticos e hidrométricos se actualizan al período 1964 – 2006 (43 años) y

sustentan la caracterización climática, la determinación de los caudales medios, mínimos y

máximos, y la evaluación del transporte de sedimentos.

Las estaciones hidrométricas río Dudas en Pindilig y río Mazar A.J. Paute, que son de tipo

limnigráfico fueron operadas y mantenidas por el Instituto Ecuatoriano de Electrificación

(INECEL) desde 1963 hasta el año 1992; luego con intermitencias estas estaciones han sido

operadas por INAMHI.

Se complementa la información disponible con campañas de aforos líquidos y sólidos en las

estaciones hidrométricas. Adicionalmente se instaló limnímetros en secciones específicas de los

cauces, se tomaron las lecturas diarias de niveles de agua en el río Mazar en el período 7 de mayo

– 30 de junio de 2009 y se generaron las curvas de descarga, con lo cual se facilitó el traspaso de

caudales desde la estación hidrométrica río Mazar A.J. Paute a secciones ubicadas aguas arriba de

interés.

Las características climáticas para los sitios de obra de los aprovechamientos se determinan a

partir de los registros de las estaciones Las Palmas y Paute, ubicadas a similar altitud; las curvas

de duración general se generan a partir de las series de caudales medios mensuales y medios

diarios, a través del procesamiento estadístico de las series; y, los caudales máximo se estiman a

partir de series de caudales máximos instantáneos anuales, haciendo uso de distribuciones de

probabilidades.

Se pone especial interés en la determinación del caudal ecológico, que se sustenta en las Normas

Técnicas Ambientales para la Prevención y Control de la Contaminación Ambiental para los

Sectores de Infraestructura: Eléctrico, Telecomunicaciones y Transporte (Puertos y Aeropuertos).

No. 41, Ministerio del Ambiente, Quito (Registro Oficial, 14 de marzo de 2007).

30

Las normas establecen que el caudal ecológico debe ser representativo del régimen natural del río,

ser compatible con los requerimientos físicos de la corriente fluvial, para asegurar su estabilidad y

cumplir todas sus demandas, además de mantener la calidad del recurso y las características

paisajistas del medio. En consecuencia, se presenta el análisis de la variabilidad de caudales en los

tramos intervenidos de los cauces (entre la captación y restitución), considerando años

representativos seco, medio y húmedo.

Se realiza para la zona la evaluación de la producción de sedimentos, que se complementa con las

curvas granulométricas del material en suspensión y de arrastre. Este material tiene origen

metamórfico de grado bajo, con predominio de líticos de las rocas y entre los minerales abunda el

cuarzo. Se presentan los resultados del análisis mineralógico del material en suspensión, que está

constituido principalmente por arenas (0.1 – 2 mm), y en menor porcentaje por gravillas finas (2 –

5 mm) y gravas gruesas.

Para asegurar el monitoreo de los niveles y caudales durante la fase de operación de las centrales,

se propone mantener en la zona operable la estación hidrométrica río Mazar A.J. Paute, la

reubicación inmediatamente aguas abajo de la estación río Dudas en Pindilig. En los dos casos se

debe incorporar un limnígrafo o una sonda para medición continua de niveles de agua. La sección

de aforo con cable y carro debe aprovecharse no solamente para los aforos líquidos sino también

para los aforos sólidos y el muestreo de la calidad físico – química del agua. Se propone también

elevar la estación pluviométrica Pindilig a la categoría de estación climatológica principal.

4.1.3 Análisis meteorológico, hidrológico y de transporte de sedimentos para el Proyecto

Dudas

El Proyecto Dudas está compuesto por la captación en el río Dudas o Pindilig (70.m aguas abajo

de la confluencia de los ríos Macas y Dudas), por el desarenador que se localiza sobre la margen

derecha del mismo río, por la conducción que es a gravedad y que se desarrolla sobre la misma

margen derecha del curso natural, al igual que el tanque de carga, la tubería de presión, la casa de

máquinas con un solo grupo turbina-generador, y por el canal de restitución del caudal turbinado

hacia el cauce del mismo río.

La caracterización climática que consta a continuación se sustenta en la información de las

estaciones Las Palmas (cota 2.400.m.s.n.m.) y Paute (2.289.m.s.n.m.).

4.1.4 Variables del clima para los sitios de obra

Variable Captación Casa de máquinas

Precipi tación, (mm) 1 317,9 1 491,4

Temperatura Media , (°C) 16,0 16,3

Temperatura Máxima Absoluta , (°C) 28,9 28,9

Temperatura Mínima Absoluta , (°C) 1,1 1,1

Humedad Relativa , (%) 63,0 63,9

Nubos idad, (octas) 6 6

Variables del Clima para los sitios de obra

Por ubicarse la obra de toma en las inmediaciones de la estación hidrométrica río Dudas en

Pindilig, las curvas de duración general y variación estacional determinadas para esta estación son

válidas para la captación del Proyecto Dudas. A continuación se presentan las coordenadas de las

curvas de duración general para este aprovechamiento en valores mensuales y diarios, en donde se

31

incluye también la información relativa al caudal ecológico que se debe preservar en el cauce y las

concesiones de agua en la cuenca alta.

4.1.5 Coordenadas de las curvas de duración general

Caudal mensual Caudal diario

Caudal

ecológico

Caudal

concesionado

(m³/s) (m³/s) (m³/s) (m³/s)

5 6,45 6,62 0,29 0,005

10 5,44 5,38 0,29 0,005

15 4,73 4,58 0,29 0,005

20 4,08 4,00 0,29 0,005

25 3,80 3,51 0,29 0,005

30 3,48 3,27 0,29 0,005

35 3,17 3,03 0,29 0,005

40 2,96 2,80 0,29 0,005

45 2,71 2,59 0,29 0,005

50 2,56 2,36 0,29 0,005

55 2,38 2,16 0,29 0,005

60 2,17 1,97 0,29 0,005

65 1,95 1,77 0,29 0,005

70 1,76 1,62 0,29 0,005

75 1,63 1,55 0,29 0,005

80 1,44 1,28 0,29 0,005

85 1,30 1,22 0,29 0,005

90 1,10 0,94 0,29 0,005

95 0,72 0,58 0,29 0,005

100 0,16 0,10 0,29 0,005

Caudal medio 2,90 2,90 0,29 0,005

Probabilidad

de excedencia

(%)

Para la determinación de los caudales de diseño se deberá descontar de los caudales del cuadro

anterior (columnas 2 y 3) los 291.l/s del caudal ecológico.

Los caudales máximos del río Dudas para el sitio de captación se presentan a continuación, con

periodos de retorno específicos, y que son requeridos para el diseño de las obras de desvío y de

protección de la captación.

32

4.1.6 Caudales máximos

Periodo de retorno Caudal máximo

(años) (m3/s)

5 80,7

10 101,4

15 113,1

25 127,6

50 146,9

100 166,2

1000 229,8

Por el emplazamiento de las obras del Proyecto, entre las cotas 2.474.m.s.n.m. (captación) y

2.166.m.s.n.m. (restitución de caudales) el río Dudas sufriría una reducción de caudales, en una

longitud aproximada de 5.300 m. Si bien el tramo afectado del río Dudas tiene varios afluentes

que aportan con caudales, en función de sus cuencas de drenaje, en un valor medio del orden de

20 l/s/km2, como son Unig, Sircay y Tampachi, se considera mantener como caudal mínimo en el

tramo intervenido un caudal igual al 10 % del caudal medio del río Dudas, valor que para este

caso corresponde a 0,29 m3/s (291l/s).

Como parte del trabajo de campo se verificó la concesión de 349 l/s para riego en el río Macas,

que es afluente del río Dudas, dando como resultado que tal concesión no corresponde a la

realidad, en conversación mantenida con el beneficiario se aclaró que el caudal concesionado es

de apenas 3,4 l/s, por tanto el caudal total concesionado en la cuenca del río Dudas es de apenas

9,8 l/s, del cual se adopta que el 50 % corresponde a uso consuntivo.

En base a la aplicación de la metodología descrita en la selección del caudal óptimo de diseño, se

define como caudal óptimo de aprovechamiento para la central hidroeléctrica Dudas (Q = 3,00

m3/s), valor que coincide con el caudal concesionado.

La evaluación del transporte de sedimentos del río Dudas en el sitio de emplazamiento de la toma

de la central se sustenta en las mediciones realizadas en la estación río Dudas en Pindilig. Se

dispone de 21 aforos de sólidos es suspensión del periodo 1977-2006 y 3 adicionales del año

2009, con lo cual se alcanzan 24 datos.

El transporte en suspensión se estima en 6 696 t/año, y representa una lámina de erosión

equivalente a solamente 0,04 mm/ año, considerada muy baja. La carga de fondo se asume igual

al 20 % de la carga en suspensión, por tanto la carga de sedimentos total del río Dudas en la

Captación A es del orden de 7.500 t/año.

4.1.7 Cuadro resumen de Sedimentos

CAPTACIÓN (A)

Sedimentos en

suspensión

(t/año)

Sedimentos de

fondo (t/año)

Sedimentos

totales (t/año)

Lámina de

erosión

(mm/km²)

Río Dudas 6 696 804 7 500 0,04

33

4.1.8 Conclusión final

Los resultados obtenidos se sustentan en información climatológica, hidrológica y de transporte

de sedimentos del período 1964 – 2006, que es suficiente para conocer en detalle la variabilidad

espacial y temporal de las características del clima, como de los caudales mínimos, medios y

máximos, así como del transporte de sedimentos.

4.2 APROVECHAMIENTO ALAZÁN

4.2.1 Introducción


sedimentología realizados para soportar los diseños definitivos del Proyecto Alazán. De acuerdo a

la metodología adoptada, el estudio se realizó en dos partes:




este caso es el Proyecto Alazán.






Santiago.













interés.






probabilidades.

34
























4.2.3 Parámetros Hidrológicos del Aprovechamiento Alazán

El aprovechamiento Alazán consiste en dos captaciones convencionales, con azud para el río

Mazar (Captación C) en la cota 2.477.m.s.n.m, y con rejilla de fondo para la quebrada Sipanche

(Captación D) en la cota 2.478.m.s.n.m.; la conducción de 3.920.m de longitud aproximadamente,

se desarrolla a flujo libre. La casa de máquinas está emplazada en la cota 2.273.m.s.n.m. y la

restitución de caudales se da al río Mazar aguas abajo de la junta con la quebrada Sipanche.

En base al análisis espacial y temporal de las características climáticas, sustentado en información

histórica del período 1964 – 2006 que consta en la Parte A del presente informe, se determinan las

características del clima para los sitios de obra del Proyecto Alazán.




Característica Captación C Captación (D) Casa de Máquinas

Precipi tación (mm) 1 317,9 1 317,9 1 431,1

Temperatura Media (°C) 16,0 16,0 16,2

Temperatura Máxima Absoluta (°C) 28,9 28,9 28,9

Temperatura Mínima Absoluta (°C) 1,1 1,1 1,1

Humedad Relativa (%) 62,7 62,7 63,7

Nubos idad (octas) 6 6 6

35

El traspaso de los caudales característicos hasta los sitios de captación del aprovechamiento

Alazán se realizó mediante la aplicación de un modelo de proporcionalidad de áreas y de

precipitaciones entre las cuencas de drenaje consideradas, que fue ajustado con los datos de

campo obtenidos.

Las coordenadas de las curvas de duración general de las captaciones se incluyen en el siguiente

cuadro, se aprecian las formas correspondientes para las captaciones C y D.

4.2.5 Coordenadas de las Curvas de Duración General

Mensual Diaria Ecológico Concesiones Mensual Diaria Ecológico Concesiones

Q (m³/s) Q (m³/s) Q (m³/s) Q (m³/s) Q (m³/s) Q (m³/s) Q (m³/s) Q (m³/s)

5 7,38 8,57 0,37 0,01 0,39 0,45 0,02 0,00

10 6,05 6,14 0,37 0,01 0,32 0,32 0,02 0,00

15 5,41 5,44 0,37 0,01 0,28 0,29 0,02 0,00

20 4,92 4,82 0,37 0,01 0,26 0,25 0,02 0,00

25 4,59 4,38 0,37 0,01 0,24 0,23 0,02 0,00

30 4,21 3,95 0,37 0,01 0,22 0,21 0,02 0,00

35 3,99 3,77 0,37 0,01 0,21 0,20 0,02 0,00

40 3,77 3,56 0,37 0,01 0,20 0,19 0,02 0,00

45 3,50 3,42 0,37 0,01 0,18 0,18 0,02 0,00

50 3,28 3,12 0,37 0,01 0,17 0,16 0,02 0,00

55 3,13 2,96 0,37 0,01 0,16 0,16 0,02 0,00

60 2,90 2,69 0,37 0,01 0,15 0,14 0,02 0,00

65 2,77 2,55 0,37 0,01 0,15 0,13 0,02 0,00

70 2,60 2,36 0,37 0,01 0,14 0,12 0,02 0,00

75 2,40 2,16 0,37 0,01 0,13 0,11 0,02 0,00

80 2,22 1,93 0,37 0,01 0,12 0,10 0,02 0,00

85 2,04 1,84 0,37 0,01 0,11 0,10 0,02 0,00

90 1,86 1,65 0,37 0,01 0,10 0,09 0,02 0,00

95 1,53 1,33 0,37 0,01 0,08 0,07 0,02 0,00

100 0,43 0,32 0,37 0,01 0,02 0,02 0,02 0,00

Qmedio 3,68 3,69 0,37 0,01 0,19 0,19 0,02 0,00

Probabilidad

(%)

Captación C Captación D

Para la determinación de los caudales de diseño se deberá descontar de los valores del cuadro

369 l/s como caudal ecológico.



Por la diferencia significativa de áreas de las cuencas de drenaje de las captaciones C y D,

respecto al área de la cuenca de drenaje hasta la estación hidrométrica Mazar A. J. Paute, se

utilizó el modelo numérico precipitación-escurrimiento (HIDRO-1), la calibración cualitativa del

modelo se cumplió con los caudales calculados por métodos estadísticos – probabilísticos,

obtenidos para la estación río Mazar A. J. Paute. Los caudales máximos para las captaciones C y

D se presentan en el siguiente cuadro.

36

4.2.6 Caudales Máximos de Crecida

Periodo de retorno Captación C Captación D

(años) Caudal máximo Caudal máximo

(m3/s) (m3/s)

5 35,61 1,60

10 42,84 1,93

25 61,99 2,79

50 65,97 2,97

100 82,26 3,71

Debido al emplazamiento de las obras de la Central Hidroeléctrica Alazán se tiene un tramo del

río Mazar que sufriría alteraciones del régimen hídrico. Este tramo se localiza entre las cotas

2.478.m.s.n.m. (Captación) y 2.261 m.s.n.m. (restitución casa de máquinas), con una longitud

aproximada de 3.340 m. Sin embargo, se propone mantener como caudal mínimo en el tramo

intervenido un flujo igual al 10 % del caudal medo disponible en las captaciones.

La información proporcionada por la Agencia de Aguas del Azuay muestra que los caudales

concesionados aguas arriba de la captación C suman 16,5 l/s, que corresponden a servicio

doméstico, abrevadero de animales y riego. De este caudal se adopta como uso consuntivo el 50

% y el otro 50 %, se considera que retorna al cauce vía escurrimiento superficial o subsuperficial.

En base a la aplicación de la metodología descrita en la selección del caudal óptimo de diseño, se

define como caudal óptimo de aprovechamiento para la central hidroeléctrica Alazán, el valor Q =

3,60 m3/s, que difiere en 0.12 m

3/s respecto al caudal concesionado (Q = 3,48 m3/s).

Considerando que el informe hidrológico se sustenta en información actualizada y también en

datos hidrométricos de campo, y que los caudales fueron analizados de manera regional, se

concluye que la curva de duración general de caudales medios diarios representa adecuadamente

la disponibilidad del recurso hídrico en el tramo de interés. Por tanto, se recomienda iniciar ante la

Secretaría Nacional del Agua (SENAGUA) a través de la Agencia de Aguas de Cuenca, el trámite

de modificación del caudal concesionado para aprovechamiento en generación hidroeléctrica. El

valor recomendado de concesión (Q = 3.60 m3/s) representa un incremento del 3.5% respecto del

valor adjudicado (Q = 3.48 m3/s).

Aplicando la duración general de caudales y asociando la relación caudal sólido en función del

caudal líquido se determinó el transporte de sedimentos, a través de 2 métodos.

Método 1: utilizando las estimaciones del transporte de sedimentos en suspensión obtenidas para

la estación Mazar A.J. Paute, y afectando a éstas con un coeficiente de proporcionalidad de áreas

de drenaje con la cuenca que aporta hasta la sección C.

Método 2: aplicando la ecuación caudal sólido en función del caudal líquido obtenida con los

datos de campo y la curva de duración de caudales para la sección C.

En ausencia de información de mediciones del material de arrastre se asume que la carga de fondo

es del orden del 20 % de la carga en suspensión.

37

En los resultados presentados se muestra cierta diferencia entre los 2 modelos utilizados, sin

embargo, por disponer de un mayor volumen de información se recomienda los resultados

correspondientes al métodos 1. Por tanto, para la Captación C la carga total de sedimentos es de

4.217 t/año.

4.2.7 Cuadro resumen de transporte de sedimentos

CAPTACIÓN (C)

Sedimentos

en suspensión

(t/año)

Sedimentos de

fondo (t/año)

Sedimentos

totales (t/año)

Lámina de

erosión

(mm/km²)

Método 1 3 765 452 4 217 0,02

Método 2 4 927 591 5 518 0,03

De manera similar se estima la carga de sedimentos que arrastra la quebrada Sipanche en la

sección D, valor que asciende a 49 t/año y que corresponde a una lámina de erosión equivalente

de solamente 0,01 mm/ año, considerada muy baja; la carga de fondo se asume igual al 20 % de la

carga en suspensión, por tanto la carga de sedimentos total del río Sipanche en la sitio de

captación es del orden de 55 t/año.

4.2.8 Cuadro resumen de transporte de sedimentos

CAPTACIÓN

(D)

Sedimentos

en suspensión

(t/año)

Sedimentos de

fondo (t/año)

Sedimentos

totales (t/año)

Lámina de

erosión

(mm/km²)

En río Sipanche 49 6 55 0,01






4.3 APROVECHAMIENTO SAN ANTONIO

4.3.1 Introducción


sedimentología realizados para soportar los diseños definitivos del Proyecto San Antonio. De

acuerdo a la metodología adoptada, el estudio se realizó en dos partes:




este caso es el Proyecto San Antonio.

38






Santiago.













interés.






probabilidades.



















39






4.3.3 Parámetros Hidrológicos del Aprovechamiento San Antonio

El aprovechamiento San Antonio está conformado por: obra de captación ubicada en el río Mazar,

47,20 m aguas abajo del puente de la vía Shoray - Mazar en el sector de La Rivera; desarenador

ubicado sobre la margen izquierda del río Mazar; conducción a gravedad que se desarrolla sobre

la misma margen izquierda del curso natural; tanque de carga; tubería de presión, casa de

máquinas con un solo grupo turbina-generador y canal de restitución del caudal turbinado hacia el

cauce del río Mazar.




Característica Captación (B) Casa de Máquinas

Precipi tación (mm) 1 440,20 1 558,00

Temperatura Media (°C) 16,20 16,40

Temperatura Máxima Absoluta (°C) 28,90 28,90

Temperatura Mínima Absoluta (°C) 1,10 1,10

Humedad Relativa (%) 63,50 64,40

Nubos idad (octas) 6 6

Las coordenadas de las curvas de duración de caudales naturales para el sitio de toma se presentan

en el siguiente cuadro. Estos valores se obtuvieron a partir de los caudales del río Mazar A. J.

Paute, que se afectaron por un coeficiente igual a 0,96 correspondiente a la proporcionalidad de

áreas.

4.3.5 Coordenadas de las Curvas de Duración General Río Mazar, Captación B

40

Caudal Mensual Caudal Diario

Caudal

Ecológico

Caudal

Concesionado

Q (m³/s) Q (m³/s) Q (m³/s) Q (m³/s)

5 9,32 10,82 0,47 0,01

10 7,64 7,76 0,47 0,01

15 6,83 6,87 0,47 0,01

20 6,22 6,09 0,47 0,01

25 5,79 5,54 0,47 0,01

30 5,32 4,99 0,47 0,01

35 5,04 4,76 0,47 0,01

40 4,76 4,50 0,47 0,01

45 4,42 4,32 0,47 0,01

50 4,14 3,95 0,47 0,01

55 3,95 3,74 0,47 0,01

60 3,66 3,40 0,47 0,01

65 3,50 3,22 0,47 0,01

70 3,29 2,98 0,47 0,01

75 3,04 2,73 0,47 0,01

80 2,81 2,44 0,47 0,01

85 2,58 2,32 0,47 0,01

90 2,35 2,08 0,47 0,01

95 1,94 1,68 0,47 0,01

100 0,54 0,41 0,47 0,01

Qmedio 4,65 4,66 0,47 0,01

Probabilidad

(%)



En el siguiente cuadro se incluyen los caudales máximos del río Mazar en el sitio de captación,

con períodos de retorno necesarios para soportar el diseño de las obras de desvío y de protección

de las captaciones.

4.3.6 Caudales Máximos de Crecida

Período de Retorno Q Máximo

(años) (m3/s)

5 47,95

10 57,7

15 63,27

25 70,23

50 79,42

100 88,61

1 000 120,96

41

El tramo del cauce del río Mazar que soportará cambios en el régimen hídrico por la

implementación de la Central San Antonio, se localiza entre la cota 2.256.m.s.n.m., que

corresponde a la Captación B y la cota 2.047.m.s.n.m. de restitución de caudales al cauce, en un

Usos del agua

De la información proporcionada por la Agencia de Aguas del Azuay se conoce que los caudales

concesionados aguas arriba de la captación suman 16,5 l/s, que corresponden a servicio

doméstico, abrevadero de animales y riego. De este caudal se asume que el uso consuntivo es del

orden del 50 % y el otro 50 % retorna al cauce vía escurrimiento superficial o subsuperficial.

En base a la metodología descrita en la selección del caudal óptimo de diseño, se define como

caudal óptimo de aprovechamiento para la central hidroeléctrica San Antonio, el valor Q = 4,40

m3/s, que difiere en 0,33 m

3/s respecto del caudal concesionado (4,07 m

3/s).

Se recomienda iniciar el trámite ante la Secretaría Nacional del Agua (SENAGUA) a través de la

Agencia de Aguas de Cuenca, de modificación de la concesión del agua para el aprovechamiento

hidroeléctrico San Antonio. El nuevo valor sugerido de la concesión (Q = 4.40 m3/s) representa un

incremento del 8% respecto del valor adjudicado, Q = 4.07 m3/s.

El transporte de sedimentos para el sitio de captación del Aprovechamiento Hidroeléctrico San

Antonio se sustentó en los análisis desarrollados para la estación hidrométrica río Mazar A.J:

Paute. El traspaso de los caudales desde la estación hidrométrica al sitio de captación B se realizó

mediante un coeficiente de proporcionalidad de áreas, que para este caso es 0.96.

El transporte en suspensión para el sitio de aprovechamiento (río Mazar, Captación B) se estima

en 5 417 t/año, que representa una lámina de erosión equivalente de solamente 0,03 mm/ año,

considerada muy baja. La carga de fondo se asume igual al 20 % de la carga en suspensión, por

tanto, la carga de sedimentos total del río Mazar en la Captación B, es del orden de 6 067 t/año.

4.3.7 Transporte de Sedimentos

CAPTACIÓN (B)

Sedimentos

en suspensión

(t/año)

Sedimentos de

fondo (t/año)

Sedimentos

totales (t/año)

Lámina de

erosión

(mm/km²)

Río Mazar, Captación B 5 417 650 6 067 0,03






5. EQUIPAMIENTO ELÉCTRICO

Hidroazogues ha proyectado el diseño y construcción de tres centrales eléctricas de baja

capacidad: Dudas, Alazán y San Antonio, en la cuenca hidrográfica de los ríos Pindilig y Mazar,

con las siguientes potencias:

Dudas, 7.40 MW, 400 rpm

S. Antonio, 7.2 MW, 400 rpm

42

Alazán, 6.3 MW, 276.9 rpm

El grupo de las tres centrales llevarán su potencia hasta la denominada subestación Colectora,

desde la cual, mediante una línea de transmisión a 69 kV, evacuarán la potencia total hasta la

subestación Azogues.

En general, estas centrales serán del tipo desatendidas, es decir, con comando remoto desde la

subestación Colectora o desde Azogues.

5.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN

Todas las centrales tendrán un voltaje de generación de 6.6 kV, que es el más económico para este

rango de potencias.

Se ha seleccionado el voltaje de transmisión como 69 kV debido a que es el óptimo desde el punto

de vista de capacidad de transporte a distancias moderadas como las de este proyecto y por las

menores pérdidas de potencia.

Las líneas irán soportadas en postes de hormigón, y, en tratándose de estructuras angulares, en

estructuras metálicas de acero galvanizado en disposición en celosía.

El conductor de las fases será de aluminio tipo ACAR, sección 5000 MCM, mientras que el hilo

de guarda será tipo OPGW.

5.2 ESQUEMA DE EQUIPAMIENTO

Todas las unidades serán de tipo horizontal, dispuestas en un solo nivel, mientras que en un

segundo nivel, se dispondrá básicamente el área de control, donde se ubicarán los tableros de

control y protección y el equipamiento del sistema SCADA.

En el nivel inferior también se dispondrán los cuartos de baterías, tableros de servicios auxiliares,

equipamiento mecánico y el generador de emergencia.

Para la alimentación de servicios auxiliares se ha previsto en todas las centrales un transformador

de reducción de 6600-220 V, y, como fuente alternativa, un generador de emergencia de 220 V

con transferencia automática.

Para servicio de los tableros de control y protección se dispondrá de un sistema de 125 V.c.c. a

base de banco de baterías.

Habrá relés de protección tanto para el generador, transformador, barras y líneas de transmisión,

de última tecnología, de tipo numérico.

Las subestaciones de 69 kV serán del tipo convencional, aislamiento en aire, tendrán pórticos de

llegada y/o cuadro de barras, de acuerdo al número de circuitos.

El nivel básico de aislamiento (BIL) para 6.6 y 69 kV será 75 y 350 kV respectivamente.

A la salida de cada central se dispondrá del equipamiento para medición comercial, con un solo

medidor, y, a la salida de la subestación Colectora, y a la llegada a la subestación Azogues, de

medición comercial en configuración redundante, de acuerdo a las regulaciones del CONELEC.

43

6. EQUIPAMIENTO MECÁNICO

Equipos mecánicos principales

Equipos hidromecánicos

Los estudios definitivos en cuanto a los equipamientos mecánicos e hidromecánicos de las tres (3)

centrales hidroeléctricas previstas instalar en el proyecto hidroeléctrico MAZAR – DUDAS, se

iniciaron con la aprobación del estudio de factibilidad.

El alcance de los estudios del equipamiento mecánico se inicia con la ratificación de los caudales

de diseño, alturas disponibles, tipos de turbinas, curvas de duración general anual y disposición de

las unidades en la casa de máquinas.

En la memoria de cálculo de las turbinas se han determinados las alturas brutas, pérdidas

hidráulicas, alturas netas, potencias y dimensiones generales y de los componentes principales de

cada una de las turbinas, habiéndose concluido lo siguiente:

RESUMEN DATOS TURBINAS

CENTRAL

HIDROELECTRICA

POTENCIA

INSTALADA TURBINA

MW Tipo - eje - jets - rpm

DUDAS 7.40 PELTON - horizontal - 2 j - 400

ALAZÁN 6.23 PELTON - horizontal - 2 j - 276.9

SAN ANTONIO 7.19 PELTON - horizontal - 2 j - 240

POTENCIA TOTAL 20.82

Ref. Estudios ASTEC 2010

Con los resultados descritos en el cuadro anterior se definieron las dimensiones totales de las

unidades de generación las cuales fueron utilizadas para los dimensionamientos de las áreas de las

unidades y de los equipos complementarios.

En cuanto a las características generales de las unidades de generación, se prevé que éstas sean de

tipo paquetes estandarizados por los fabricantes determinadas por el rango de la potencias de las

unidades y considerando que serán de menores precios debido a la producción seriada.

6.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA

Como conclusión importante del estudio definitivo se establecen los valores de las producciones

de energía de cada uno de los aprovechamientos y sus correspondientes factores de planta, los

cuales se resumen en el cuadro siguiente:

RESUMEN DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA

CENTRAL

HIDROELÉCTRICA

POTENCIA

INSTALADA

PRODUCCIÓN DE

ENERGÍA

FACTOR DE

PLANTA

MW GW-h %

DUDAS 7.40 41.35 64

ALAZÁN 6.23 39.05 72

SAN ANTONIO 7.19 44.87 71

POTENCIA TOTAL 20.82

44

También se comprende en este parte de los diseños las principales características de los sistemas

auxiliares siguientes: agua de enfriamiento, ventilación, aguas de servicios generales,

contraincendios, taller de mantenimiento y tratamiento de aceites centralizados para las tres

centrales de generación.

6.2 EQUIPOS HIDROMECÁNICOS

En este grupo se consideran:

Tuberías de acero

Compuertas

Los diámetros económicos de las tuberías de presión fueron definidos considerando las pérdidas

hidráulicas, sobrepresiones del 10% de las cargas estáticas debidas a posibles rechazos de carga

cuyo análisis de rechazo y toma de carga súbita del 100% se encuentra analizada en los estudios

definitivos hidráulicos, las propiedades del acero ASTM A 516 Gr. 70, costos unitarios totales de

la tubería de presión, etc., finalmente definidos en 1000, 1200, y 1200 mm para DUDAS,

ALAZÁN Y SAN ANTONIO respectivamente.

Cabe destacar que debido a las variaciones del precio del acero en el mercado internacional y

durante los diseños de construcción los diámetros óptimos deberán ser actualizados y podrían ser

potencialmente disminuidos.

Las características básicas de aplicaciones y dimensiones de las compuertas fueron establecidas en

los diseños hidráulicos. Las características de estos componentes tales como pesos, velocidades de

izajes y dispositivos de accionamientos por actuadores eléctricos para izajes fueron aplicados en

los diseños complementarios.

7. SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y ADQUISICIÓN DE DATOS -

SCADA

La Compañía Hidroazogues, es la entidad propietaria de las centrales de generación

hidroeléctricas “Alazán”, “San Antonio” y “Mazar – Dudas”, las mismas que se encuentran

ubicadas aproximadamente a 40 Km, en línea recta de la ciudad de Azogues; por tanto,

considerando su ubicación y la distancia a la que se encuentran cada una de las centrales, la

compañía decidió implementar un sistema de supervisión, control y adquisición de datos –

SCADA, con la finalidad de reducir los costos de operación y mantenimiento, mejorar las

condiciones de eficiencia y eficacia del monitoreo, supervisión y operación de cada una de ellas, y

aumentar el aprovechamiento energético, por ende el grado de competitividad de las centrales en

el Mercado Eléctrico.

La implementación del sistema SCADA también busca dar cumplimiento a lo establecido en la

Regulación CONELEC – 005/08 “Requerimientos para la supervisión y control en tiempo real

del Sistema Nacional Interconectado por parte del CENACE”.

El sistema SCADA debe estar orientado a conseguir un funcionamiento global y seguro de las

instalaciones de cada planta de generación, para lo cual éste se basará en un sistema de

arquitectura abierta, con funciones y procesamiento distribuido, el cual será diseñado bajo el

concepto de centrales telecontroladas y bajo los criterios de falla segura.

Al desarrollar el sistema SCADA con una arquitectura abierta permitirá su integración con

diferentes elementos autónomos de medición y control, distribuidos en las instalaciones o que a

45

futuro se implementen.

La telemetría y telecontrol en tiempo real, de todos los parámetros que permitan optimizar el uso

de los recursos hídricos disponibles, el funcionamiento y operación de cada uno de los sistemas

que componen cada central de generación, se efectuará en forma remota desde el Centro de

Control ubicado en la subestación Taday.

La Compañía Hidroazogues al contar con un Centro de Control podrá controlar sus tres centrales

de generación, y dispondrá además herramientas informáticas que permitan interactuar con otro

tipo de procesos técnicos y comerciales, dentro y fuera de la empresa; con lo que se mejorará las

transacciones comerciales en el Mercado Eléctrico.

En cada central se dispondrá de una Estación de Control Local ubicada en sala de control, para el

control y la supervisión de la planta en condiciones de mantenimiento o degradación del vínculo

de comunicación con el Centro de Control; esto permitirá recopilar en tiempo real, todos los datos

provenientes de las unidades de control programadas ubicada en los diferentes sistemas y

subsistemas que conforman la planta de generación, a través de una unidad terminal remota

(UTR), para luego ser transmitidas, al Centro de Control.

La ejecución de las acciones de control distribuido en cada planta, se realizarán a través de las

unidades de control programadas, las mismas serán las encargadas de efectuar las labores de

supervisión, control y adquisición de datos en tiempo real, de los siguientes sistemas y/o

subsistemas: captación, tanque de carga, unidad de generación, casa de máquinas, subestación y

línea de transmisión, es decir a los sistemas o subsistemas a los que están asociados. La

información recopilada será transmitida a la unidad terminal remota (UTR) de cada central y al

Centro de Control, desde donde se efectuarán las operaciones de control y supervisión en línea

Para recopilar la información proveniente de cada sistema y subsistema, las unidades de control

programables dispondrán de la instrumentación adecuada, la cual permitirá adquirir y procesar las

variables tanto analógicas y digitales, provenientes de los diferentes sistemas y subsistemas.

Las Estaciones del sistema de control, dependiendo de su localización, función y control, podrán

operar en las siguientes formas:

Modo Local, desde el tablero de operación del equipo o instrumento.

Remoto en la propia central (Sala de control de la central)

Remoto desde el Centro de Control de Hidroazogues

Remoto desde el CENACE (opcional)

Con lo cual se busca que las Estación de Control Local sean autónomas en cuanto a equipos,

sistemas y software e independiente del sistema implementado en el Centro de Control, por lo

cual no compartirá con este ningún recurso y las únicas funciones comunes de control que

involucra al Centro de Control y a cada una de las centrales, serán la de control automático de la

generación, datos y comando para la ejecución y operación de estas funciones, las cuales serán a

través de hardware y software.

En general el sistema SCADA se aplicará sobre parámetros hidráulicos, electromecánicos,

eléctricos y de despacho de carga. Por tanto, dispondrá del hardware, software, que permita

adquirir y procesar las variables tanto analógicas y digitales.

En las bocatomas de cada central hidroeléctrica se instalarán elementos de instrumentación y de

mando, que permitirá el registro de flujo (caudal) y nivel del recurso hídrico; además de

46

actuadores que permita la operación y monitorear la posición de las compuertas instaladas en la

captación y desarenador.

De igual forma, en el tanque de carga se instalarán los elementos necesarios que permita efectuar

las acciones de supervisión, control y adquisición de datos, de la compuerta ubicada en el ingreso

a la tubería de presión, esto permitirá administrar un nivel de despacho de agua adecuado,

conforme los valores de consigna de la planificación operativa, con lo cual el sistema se

encargaría de regular, los porcentajes de apertura de las compuertas para mantener los niveles de

despacho especificados, optimizando el recurso hídrico.

La Estación de Control Local de cada central contará con una unidad de control programable, que

será la encargada de efectuar las acciones de supervisión, control y adquisición de datos de los

diferentes sistemas de la central.

Esta unidad de control programable permitirá:

Control de los diferentes parámetros eléctricos e hidráulicos:

o Unidad de generación (Turbina y Generador) incluido los subsistemas asociados de

regulación de velocidad, voltaje, así como del sistema eléctrico (protección, medición y

control)

o El sistema hidráulico:

Caudal y presión en la tubería de presión.

Sistema de control de la válvula de guarda.

Control de las válvulas del by-pass.

Sistema de acumulación de aceite.

Sistema de agua de enfriamiento.

o Subestación: Transformador de elevación, sistema eléctrico (protección, medición y

control) y línea de subtransmisión (69 Kv) para la evacuación de energía (interruptores de

ésta subestación)

o El Sistema de Control de Energía: permitirá supervisar, controlar y monitorear los lazos de

regulación de: captación, tanque de carga, potencia y el control conjunto de la central,

actuando sobre cada uno de los elementos de los sistemas componen la central, basado en el

cumplimiento de condiciones de generación y de una lógica de prioridades.

Controlar los servicios auxiliares generales de la central en AC y DC.

Ejecución de secuencias de arranque y parada automáticas de las unidades de generación,

incluyendo la vigilancia del funcionamiento de los mismos.

Lazos de control P-F y Q-V de la unidad turbina - generador.

En el Sistema de Control de Energía se desarrollarán los bucles de regulación de nivel de

reservorio, de potencia, y control conjunto de la central, actuando sobre las unidades de

generación, compuertas/válvulas de los embalses, basado en una lógica de prioridades y de

cumplimiento de condiciones de generación, fruto de la planificación operativa.

En cada Estación de Control Local se implementará una consola a través de computadores, para

47

realizar las funciones de control, operación y monitoreo, además se centralizará la información de

tiempo real de todas las instalaciones de propia central.

En el computador de cada Estación de Control Local, se implementará una Interfaz Hombre-

Máquina (IHM), ésta será la parte principal para el diálogo del personal de operación con el

sistema SCADA, por lo cual estará diseñada con un software dedicado, el cual permita garantizar

la supervisión y control de la central; así como permitir los ajustes, la depuración y la puesta en

servicio del Sistema SCADA, en tiempo real.

El software de la Interfaz Hombre-Máquina debe ser implementado bajo ambiente Windows, por

tal motivo será una interfaz desarrollada en técnicas Full-Graphics, además permitirá las

siguientes funcionalidades:

Monitorear y control de los diferentes parámetros eléctricos e hidráulicos de los sistemas de

captación, conducción, tanque de carga, tubería de presión, unidad de generación,

transformador, subestación, línea de transmisión, servicios auxiliares tanto en C.C. y C.A.

Generar una base de datos de la información histórica y cronológica, además de la base en

tiempo real.

Disponer de las herramientas de ayuda a la gestión de explotación como son: sinópticos con

campos dinámicos, gráficas de tendencias, almacenamiento de registros históricos y

cronológicos de eventos en base de datos y control de usuarios

Crear o editar pantallas ya existentes.

Señalar algunos puntos del sistema para poder actuar sobre ellos.

Controlar el manejo, ejecución y cambios en todos los demás programas de aplicación.

Gestión de las alarmas.

Supervisar, controlar y monitorear la comunicación con la UTR de la central y las unidades de

control programadas.

Para cumplir las funciones se implementará una red LAN Tipo ETHERNET, con protocolo

TCP/IP en cada Central y en el Centro de Control.

La Estación Central de Control será implementada con computadoras, pero contará además con un

servidor en la modalidad de cliente-servidor, esto permitirá realizar las funciones descritas para

una Estación de Control Local, pero con la capacidad de efectuar dichas funciones para la

supervisión, control y operación de las tres centrales de generación.

El sistema de comunicación a implementarse entre el Centro de Control y cada una de las

centrales de generación, se realizará a través de cable de fibra óptica OPGW, la cual ira instalada

en las torres de transmisión de energía eléctrica. Con este sistema se permitirá la transmisión de

datos entre la UTR’s, maestra y esclavas.

En conclusión, el sistema SCADA a ser implementado en las centrales de propiedad de

Hidroazogues, no se limitará a ser un sistema de supervisión, control y adquisición de datos, sino

por el contrario estará en capacidad de efectuar otras funciones como, recopilar la información de

cada central y subestaciones que componen este proyecto; además de, costos de producción,

pronósticos de carga, programación y contabilidad de energía, etc.; por tanto el sistema SCADA

será diseñado bajo las premisas de fiabilidad, seguridad, confiabilidad, alto desempeño,

flexibilidad, alta disponibilidad, computación distribuida, manejo real y economía.

48

8. LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN A 69 KV

8.1 ANTECEDENTES

La Compañía Hidroeléctrica Hidroazogues, tiene previsto la construcción de un sistema de

pequeñas centrales cada una de una potencia estimada de 8 MW. Estas centrales son: Central

Dudas, Central Alazán y Central San Antonio; La topología de la red es la indicada en la Figura

1.1

Figura 1.1. Topología del sistema de generación de Pequeñas centrales

Como se aprecia en la Figura 1.1 este sistema podría verse reforzado con la incorporación de las

Centrales Palmira y Juval a futuro, aprovechando la gran capacidad hídrica de la región. Se puede

observar además que en un punto cercano a la subestación colectora la línea es conveniente que

sea de doble circuito, por razones técnicas, económicas y principalmente por la difícil topografía

de la zona.

La energía producida debe ser evacuada, desde la Subestación Colectora a la subestación

Azogues, para lo cual será necesario el diseño final de la línea de transmisión desde Colectora a la

subestación Azogues.

Las longitudes de los diferentes tramos de transmisión se resumen en el siguiente cuadro:

PUNTO INICIAL PUNTO FINAL LONGITUD APROXIMADA (km)

San Antonio Alazán 3.5

Alazán Colectora (Taday) 10.4

Dudas Colectora (Taday) 9.3

Colectora (Taday) Azogues 23.64

TOTAL 46.84

Se prevé la posibilidad de a futuro se incorporen las Centrales de Juval y Palmira a la subestación

del Proyecto Alazán, para lo cual se debe dimensionar el conductor de tal forma que se permita un

mayor flujo de potencia en el sistema.

DUDAS CENTRAL

AZOGUES SUBESTACION COLECTORA TADAY

ALAZAN PYCTO. PALMIRA

PYCTO. JUVAL

LINEA DOBLE CIRCUITO

1.6 KM 7,7 Km

8,8 Km

SAN ANTONIO

23,64 Km

3.5Km

49

8.2 UBICACIÓN DEL PROYECTO

Por la ubicación de la línea respecto a la altura sobre el nivel del mar, de acuerdo a la normas para

el diseño de líneas de subtransmisión del Ex - INECEL, corresponde a la zona 2, por lo que se

tomará en cuenta estas condiciones para el diseño.

Mapa No. 1 Ubicación del proyecto

8.3 SELECCIÓN DE LA RUTA

La selección de la ruta se la hizo directamente en campo, se contó con el peritaje de Ingeniero

geólogo, Ing. Civil e Ingeniería Eléctrica, se tomaron en consideración los criterios sociales,

ambientales así como el factor económico.

La ruta no permite mayores alternativas por la difícil orografía, en varios puntos es necesario

instalar las torres para el cruce de grandes vanos, en general en lo referente a las subestaciones de

las centrales de generación hacia las cumbres y posterior direccionamiento hacia la subestación

Colectora en Taday.

8.4 CONSIDERACIONES GENERALES

Las estructuras, deberán ser capaces de sostener a los conductores, crucetas, aisladores, etc. y

además resistir la acción de las fuerzas longitudinales, transversales y verticales ejercidas por los

conductores, cables de guardia y la acción del viento, de acuerdo a lo indicad en los numerales

anteriores.

50

Las torres que se utilizarán fueron seleccionadas teniendo presente factores como el vano que

deben soportar, el ángulo de la línea, condiciones del terreno, etc. Las estructuras (torres) están

diseñadas para ofrecer la resistencia mecánica apropiada, la separación entre conductores y la

distancia libre entre el suelo y el conductor más bajo.

Para el dimensionamiento de las torres a utilizarse en la línea, se definió previamente los

siguientes parámetros:

Estados climatológicos

Niveles de asilamiento

Conductor económico

Ruta de la línea de transmisión

8.5 DISTANCIAS DE SEGURIDAD

La altura de las estructuras y su ubicación, será la necesaria para que los conductores con su

máxima flecha vertical, no puedan ser accesibles sin medios especiales desde el suelo, viviendas

ni otros lugares generalmente accesibles a las personas; es decir, que se debe cumplir con las

distancias mínimas de seguridad, siendo las que a continuación se detallan.

Para la determinación de las distancias de seguridad se considera la zona 2, por cuanto el

recorrido de la línea es sobre terrenos que están a alturas superiores a 1000 metros sobre el nivel

del mar.

8.6 CONDUCTOR

El sistema de transmisión de pequeñas centrales de Hidroazogues será simple circuito, salvo los

dos últimos kilómetros antes del acople con la subestación Colectora, mediante conductor

desnudo de aleación de aluminio tipo ACAR, calibre 500 MCM.

Sin embargo ante la posibilidad de proyectos futuros que se acoplen a la subestación e elevación

de la central Alazán como Palmira y Juval, se estima conveniente uniformizar el conductor en

ACAR 500, por su amplia ampacidad y características mecánicas.

Las características del conductor a utilizar son las siguientes:

Tipo ACAR

Calibre 500 MCM

Composición 18/19

Diámetro (mm) 21,80

Sección total (mm2) 253,35

Resistencia (Ohm/Km) 0,1225

Peso (Kg/Km): 696

Tensión de rotura (Kg) 5896

Coeficiente de dilatación lineal (1/ºC): 2,30E-05

Para atenuar las vibraciones se deben instalar amortiguadores del tipo stockbridge, utilizando

armaduras de protección en los puntos de suspensión de los conductores.

51

8.7 CABLE DE GUARDIA

Debido a la gran importancia de este sistema de transmisión línea dentro del sistema eléctrico y

para mejorar su confiabilidad, se tiene previsto el apantallamiento mediante la instalación de un

hilo de guardia, que irá colocado en la parte posterior de las torres metálicas, de manera que el

ángulo vertical que se forme entre este y los conductores (ángulo de protección) no sea mayor a

30°.

El cable de guarda con fibra óptica ADSS deberá emular mecánica y eléctricamente a los cables

de acero que se han venido utilizando para este fin, es decir, deberá ser diseñado para garantizar

que las estructuras mecánicas de las torres soporten las cargas del cable ADSS, del mismo modo

que soportan los cables convencionales; el cable ADSS deberá soportar la corriente de

cortocircuito del sistema sin daño alguno a los materiales ni a la función de transmisión de la

información.

El diseño del cable de fibra óptica deberá soportar las tensiones mecánicas, fuerzas de compresión

y curvatura esperadas durante el proceso de transporte, montaje, instalación y operación.

El Contratista suministrará todos los materiales necesarios, el montaje y conexionado de los

mismos, así también todas las operaciones necesarias para la verificación y obtención del buen

funcionamiento del sistema de puesta a tierra, tal como se indica en la presente especificación.

El Contratista deberá diseñar, suministrar, instalar, conectar y probar todos los cables, equipos y

accesorios requeridos por la Red de Fibra Óptica, de acuerdo con estas especificaciones.

8.8 AISLADORES

Los aisladores a ser utilizados serán de porcelana o vidrio, del tipo suspensión, clase ANSI 52-3,

con resistencia electromecánica mínima de 15.000 libras, con acoplamiento “socket ball”. El

número de aisladores por cadena a utilizar será 6 en estructuras de suspensión y 7 en estructuras

de retención.

Los aisladores deberán tener sus partes metálicas de material ferroso y estarán protegidos

adecuadamente contra la acción corrosiva de la atmósfera, mediante galvanizado por inmersión en

caliente.

8.9 HERRAJES Y ACCESORIOS

Estos elementos corresponden a aquellos necesarios para la fijación de los aisladores a la

estructura y al conductor, los de fijación del cable de guardia a la estructura y los elementos de

protección eléctrica. Todos estos elementos deberán ser de un material resistente a la corrosión,

que en forma general se limita al uso de materiales galvanizados, serán de diseño adecuado a su

función mecánica y eléctrica y deberán ser prácticamente inalterables a la acción corrosiva de la

atmósfera.

Los pernos, adaptadores, grilletes, grapas de suspensión y retensión para el hilo de guardia, pernos

U, adaptadores tipo “Y”, adaptadores tipo socket, rótulas y otros serán de acero o de hierro

protegidos contra la corrosión mediante galvanizado por inmersión en caliente. Los materiales

deben ser de tal manera que no se presente peligro de destrucción por corrosión galvánica.

Las uniones de los conductores y del cable de guardia serán del tipo compresión.

52

Las grapas de suspensión y anclaje para ser usadas con el cable de guardia (HS), serán hierro

galvanizado. Las grapas de suspensión y de anclaje para los conductores serán construidas con el

cuerpo de aluminio, los pasadores y los elementos de ajuste serán de acero galvanizado.

Las grapas de retención (anclaje) serán del tipo compresión y la resistencia de estos elementos

será igual o superior a la resistencia electromecánica de los aisladores utilizados. En las grapas de

suspensión, los conductores estarán protegidos mediante varillas de armar.

Tanto los aisladores como los accesorios de sujeción a la estructura, deberán ser diseñados de

forma que puedan ser reemplazados usando equipo convencional para trabajo en línea energizada.

8.10 POSTES DE HORMIGÓN

Los apoyos utilizados para esta línea son los postes de hormigón armado de sección rectangular

de, 18, y, 21 metros de altura, los mismos que se han seleccionado dependiendo de los

requerimientos de la altura libre sobre el suelo, utilizando la plantilla de ubicación de estructuras

calculada para la condición de máxima temperatura.

Para la línea se emplearán postes de hormigón de 2400 Kg de carga de rotura debido a que el

conductor es relativamente pesado.

8.11 TORRES METÁLICAS

En los tramos, vértices y sitios con vanos largos, conforme se indica en los planos, se utilizarán

torres autosoportantes de acero galvanizado, de forma tronco piramidal, construidas por perfiles

de acero galvanizado resistente a la corrosión, apernados entre sí. Cada torre tendrá su conexión

eléctrica a tierra como medida de protección.

Las torres serán diseñadas de modo que no se presenten deformaciones permanentes en sus

elementos metálicos. Será de diseño adecuado para soportar todas las cargas longitudinales y

transversales que se determinen en el cálculo mecánico, considerando los factores de sobrecarga

establecidas en las normas de diseño.

Las torres serán construidas con los siguientes elementos: peineta protectora contra pájaros, en el

extremo superior de las crucetas; dispositivos de protección antitrepado o antiescalantes, en cada

una de las partes de la estructura, para evitar que personas no autorizadas suban a la estructura; y

escalones para trepado, para facilitar la subida al personal que realice la construcción y el

mantenimiento de la línea.

Se prevé considerar en el diseño de las torres el uso de extensiones de ladera (patas) de diferentes

longitudes, con el objeto de aprovechar los desniveles naturales del terreno y/o poder alcanzar

mayores alturas entre el suelo y el punto de suspensión o retención del conductor para vencer

obstáculos naturales.

8.12 TIPOS DE ESTRUCTURAS A UTILIZARSE

Los postes y torres a utilizar son:

53

ESTRUCTURAS

METALICAS

CODIGO

SL2-1 Suspensión liviana un circuito AU-1-30 Poste angular para 30 ° 1 circuito

AL2-1 Anclaje liviano un circuito AU-1-60 Poste angular para 60 ° 1 circuito

SH1-G Suspensión en H con hilo de guarda

RH-1G Retención en H con hilo de guarda

Anclaje y remate un circuito S-1-G Poste suspensión 1 circuito con hilo de guarda

E-90 Estructura especial poste para

giro de 90 °

S-1-5º-G Poste suspensión 1 circuito ángulo hasta 5 “

hilo de guarda

ESPECIFICACION POSTES

CODIGO

ESPECIFICACION

AR2-1

8.13 FUNDACIONES

Para el armado de las torres metálicas, se utilizarán fundación normal de zapata de hormigón

armado, en donde los suelos presenten una capacidad soporte admisible mayor o igual a 0.5

Kg/cm2. Acorde a los recorridos con el ingeniero geólogo no se prevé la posibilidad de que haya

suelos de inferior capacidad de soporte, y en caso de que se presente, deberá sustituirse y

enriquecerse el suelo con mezcla de hormigón.

Las fundaciones serán realizadas de forma que no se presenten deformaciones permanentes en los

elementos de la torre. Serán diseñadas para que puedan resistir todos los esfuerzos a los que estará

sometida la estructura con los factores de sobrecarga establecidos en la norma, con un factor de

seguridad adicional mínimo del 40% para el arrancamiento y del 20% para otras reacciones

8.14 PUESTA A TIERRA

El hilo de guardia y las torres serán puestas a tierra, para lo cual se utilizará cable acero

enchapado en cobre (cable copperweld) 3#8 AWG y varillas copperweld de 2,4 m de longitud por

5/8" de diámetro.

El cable de cobre desnudo será de 7 hilos, tipo semi duro, calibre # 2 AWG, será fabricado en

base a las normas ASTM B2, B3 y B8 o similares. Las varillas copperweld estarán protegidas

contra la oxidación por una capa exterior de cobre permanentemente fundida al alma de acero de

254 micras de espesor, deberán contener el conector fijo y será de cobre con perno para ajustar al

conductor de puesta a tierra.

Se deberá verificar que la resistencia de puesta a tierra a pie de torre, utilizando los materiales

indicados, no sobrepase el valor de 15 ohmios. De requerirse, en la construcción se podrá

incrementar el número de varillas, si es que la resistividad es muy elevada.

8.15 PRESUPUESTO DE CONSTRUCCIÓN DE LA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN

DISTANCIA COSTO ESTIMADO

PUNTO INICIAL PUNTO FINAL km Dólares

SAN ANTONIO ALAZÁN 3.5 159,309

ALAZÁN COLECTORA TADAY 10.4 402,578

DUDAS COLECTORA TADAY 9.3 344,385

COLECTORA TADAY AZOGUES 23.64 962,945

1,869,217

TRAMO LÍNEA

TOTAL COSTO ESTIMADO

54

9. COSTOS Y PRESUPUESTOS DEL PROYECTO MAZAR – DUDAS

A:Obra Civil 10,204,378.87

B:Equipamiento Mecánico, Eléctrico y Electrónico 3,908,262.94

C: Línea de Transmisión 545,595.63

D:Gerenciamiento y Fiscalización (5% de obras civiles) 510,218.94

E:Programa de Manejo Ambiental 388,792.89

SUBTOTAL DUDAS: 15,557,249.26$

A:Obra Civil 6,221,333.75


C: Línea de Transmisión 1,661,086.40



SUBTOTAL ALAZAN: 13,424,934.72$

A:Obra Civil 7,615,940.95


C: Línea de Transmisión 401,792.63



SUBTOTAL SAN ANTONIO: 12,625,529.76$

TOTAL: 41,607,713.74$

RESUMEN PRESUPUESTO DISEÑO DEFINITIVO

DUDAS

ALAZÁN

SAN ANTONIO

PROYECTO HIDROELÉCTRICO MAZAR - DUDAS

10. ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL

Los impactos ambientales se identificaron en toda el área de estudio, tanto en la de influencia

directa como en la influencia indirecta, en las diferentes fases del proyecto, como son la de

construcción y la de operación y mantenimiento.

10.1 Metodología de evaluación

La caracterización ambiental realizada para el área de influencia del proyecto, permitió identificar

y dimensionar las características principales de cada uno de los componentes y subcomponentes

ambientales.

Para la evaluación de los potenciales impactos ambientales que se producirán en el área de

influencia, se desarrolló una matriz causa-efecto, en donde su análisis según filas corresponde los

factores ambientales que caracterizan el entorno, y su análisis según columnas corresponde a las

acciones de las distintas etapas.

55

10.2 Situación con Proyecto

Al ser aprovechamientos de pequeña capacidad existe la gran oportunidad de aplicar al

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Protocolo Kyoto, sin embargo debido a la

incertidumbre que existente alrededor de un post Kyoto se considera de manera conservadora que

el proyecto puede vender CERs por 10 años a un precio de 7 Euros por Tonelada de CO2

equivalente. Se ha utilizado el precio promedio de cotización del Euro para el año 2008 publicado

por el Banco Central que es de USD 1.47 por Euro.

El número total de toneladas de CO2 que pueden evitarse y por lo tanto comercializarse en el

mercado de CERs se estimó utilizado el factor de reducción de emisiones proporcionado por el

CORDELIM que es de 0,56053 t CO2/MWh.

10.3 Plan de Manejo Ambiental

El Plan de Manejo Ambiental ha tomado en cuenta los aspectos más relevantes de las condiciones

ambientales actuales del área de influencia del proyecto; así mismo, ha considerado los impactos

ambientales identificados y valorados para las diferentes etapas del proyecto.

El objetivo del Plan de Manejo Ambiental (PMA) es el de diseñar un conjunto de medidas

ambientales para prevenir, mitigar o controlar los principales impactos negativos que

potencialmente puedan ocurrir en los componentes ambientales del área de influencia del proyecto

hidroeléctrico Dudas.

10.4 Plan de Prevención y Mitigación

El Plan de Prevención y Mitigación Ambiental se propone como un conjunto de medidas

orientadas a prevenir y mitigar los efectos, impactos y riesgos ambientales identificados en el

análisis ambiental del proyecto.

El Plan enfatiza la etapa constructiva debido a que es cuando el proyecto generará el mayor

impacto sobre los factores ambientales considerados.

10.5 Plan de Relaciones Comunitarias

Este se ha elaborado con la finalidad de propiciar canales de comunicación y mayor integración

entre el Contratista y los grupos de interés.

El presente plan contiene un conjunto de procedimientos operativos encaminados en lograr

objetivos estratégicos que permitan el desarrollo del proyecto, junto con la implementación de

buenas prácticas de desempeño en la gestión socio ambiental.

10.6 Plan de Seguridad Industrial y Salud Ocupacional

Como parte de su política ambiental y social, y en cumplimiento de los estándares del proyecto, el

Contratista organizará e implementará charlas de capacitación ambiental para todo el personal

involucrado en la construcción del proyecto.

El objeto de estas charlas recae en la importancia de la protección del personal, de los recursos

naturales e infraestructura.

56

Todos los trabajadores tendrán entrenamiento ambiental acorde con el Plan de Salud y Seguridad

del proyecto.

10.7 Plan de Manejo de Residuos

El Plan de Manejo de Residuos se propone con la finalidad de lograr una adecuada gestión y

manejo de los residuos generados durante las etapas de construcción, y operación del proyecto.

Este plan se sustenta en la incorporación de prácticas generales y específicas para el manejo de los

residuos. Estos procedimientos incluyen la gestión de los residuos al interior del proyecto.

Estará prohibido disponer los desechos en lugares no autorizados, lo cual deberá ser garantizado

por el Contratista de la obra.

El Supervisor Ambiental deberá supervisar adecuadamente cada uno de los procedimientos que

adopte el Contratista en lo que a manejo de desechos se refiere.

Para el manejo de residuos, se deberá cumplir lo establecido en el TULSMA, principalmente lo

señalado en el Libro VI y sus Anexos I, II, III; y principalmente el VI.

10.8 Plan de Contingencias

El Plan de Contingencias ha sido desarrollado específicamente para el control de las acciones de

respuesta a emergencias para todos los trabajos de campo establecidos durante las etapas de

construcción y operación y mantenimiento del proyecto y abandono.

Este Plan presenta la estructura de manejo de contingencias, establece las líneas de comunicación

y responsabilidades, identifica los requerimientos de necesidades y entrenamiento del personal, y

describe las posibles actividades de respuesta que se puedan dar durante la vida del proyecto.

Se promoverá una cultura de mitigación y protección a lo largo de todo el proyecto, así todo el

personal incluyendo trabajadores temporales recibirán entrenamientos de sensibilización, mientras

que el equipo de respuesta recibirá entrenamiento especializado. Este tipo de entrenamiento les

permitirá manejar emergencias más allá del alcance de aquellas detalladas en este Plan.

Según lo establece el Art. 89.- Prueba de Planes de Contingencia, Libro VI del TULSMA, los

planes de contingencias deberán ser implementados, mantenidos, y probados periódicamente a

través de simulacros. Los simulacros deberán ser documentados y sus registros estarán

disponibles para la entidad ambiental de control. La falta de registros constituirá prueba de

incumplimiento de la presente disposición.

Esta disposición tiene estricta relación con el numeral 4.6.4. de las Normas Técnicas Ambientales

para la Prevención y Control de la Contaminación Ambiental para los Sectores de Infraestructura:

Eléctrico, Telecomunicaciones y Transporte (Puertos y Aeropuertos), que establece que las

centrales de generación hidroeléctrica deberán efectuar simulacros periódicos de situaciones de

emergencia a fin de verificar la practicidad de los planes de contingencia. Se deberá llevar

registros de los simulacros efectuados.

Frecuentemente se define una emergencia como una situación en la cual no hay tiempo suficiente

para abordar el desarrollo de eventos, de una manera medida y planeada. El plan identifica

aspectos como la prevención y mitigación, requerimientos para la respuesta y recuperación,

establece responsabilidades y requerimientos de entrenamiento, y describe los procedimientos a

57

seguir cuando ocurra cualquier tipo de emergencia en cualquier lugar del campo. Este plan

contiene las estrategias de respuesta para cada tipo de accidentes y/o emergencias que podrían

ocurrir, y permite flexibilidad para responder eficazmente a situaciones imprevistas.

El presente plan se ha preparado teniendo en cuenta las diferentes actividades que comprende el

proyecto y se actualizará en la medida que se defina la estructura orgánica de la empresa

constructora. Se aplicará a todas las actividades que desarrolle el Contratista y deberá ser

cumplido por todos los empleados y subcontratistas que se encuentren bajo un vínculo laboral

directo o indirecto con el Contratista, y también por los visitantes.

Los tipos de accidentes y/o emergencias que podrían suceder durante la construcción y operación

del proyecto, están plenamente identificados. Cada uno de ellos tendrá un componente de

respuesta y control, acompañado de la evacuación médica que contiene los procedimientos para la

evacuación de heridos o enfermos desde el lugar del accidente hasta un centro de atención

especializado.

10.9 Programa de Capacitación

Como parte de su política ambiental y social, y en cumplimiento de los estándares del proyecto, el

Contratista organizará e implementará charlas de capacitación ambiental para todo el personal

involucrado en la construcción del proyecto. El objeto de estas charlas y cursos de capacitación

recaen en la importancia de la protección del personal, de los recursos naturales e infraestructura,

y de mantener un compromiso responsable en los aspectos de relaciones comunitarias.

El entrenamiento podrá ser conducido en cooperación con el Supervisor Ambiental y el

Coordinador de Seguridad y Ambiente, ambos cubrirán los tópicos ambientales, de salud y

seguridad. Todos los trabajadores tendrán entrenamiento ambiental acorde con el Plan de Salud y

Seguridad del proyecto.

10.10 Plan de Monitoreo y Auditoría Ambiental

El Plan de Monitoreo y Auditoria Ambiental permitirá la evaluación periódica, integrada y

permanente del ambiente, para suministrar información precisa y actualizada al Contratista para

tomar decisiones orientadas a la conservación ambiental del área de influencia directa e indirecta

del proyecto.

El Plan permitirá la verificación del cumplimiento de las medidas de mitigación propuestas en el

Plan de Manejo Ambiental y reportará periódicamente al Ministerio del Ambiente del Ecuador,

MAE los principales logros alcanzados en el cumplimiento de las medidas ambientales o las

medidas correctivas correspondientes.

Las medidas mitigación de los impactos ambientales requieren del monitoreo y control durante las

etapas de construcción y operación mediante el uso de indicadores ambientales (calidad del aire,

emisiones, agua superficial, efluentes, biológico, suelos y ruido) que requerirán verificación

11. PARÁMETROS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA

El cálculo de la producción de energía para los tres aprovechamientos, se ha realizado

considerando la duración general de caudales diarios, descontando el caudal ecológico que es

igual al 10% del caudal medio del río, el salto bruto, las pérdidas de carga en función del caudal

58

utilizado para la generación, las eficiencias de las turbinas, generadores, los usos propios de la

central estimados en 100 kW, las pérdidas eléctricas, las paralizaciones a las que podría estar

sometida la central.

CURVA DE DURACIÓN GENERAL FINAL

Probabilidad DUDAS SAN ANTONIO

Río MazarQda. Sipanche Total

5 6.62 10.82 8.57 0.45 8.52

10 5.38 7.76 6.14 0.32 6.37

15 4.58 6.87 5.44 0.29 5.71

20 4.00 6.09 4.82 0.25 5.15

25 3.51 5.54 4.38 0.23 4.74

30 3.27 4.99 3.95 0.21 4.32

35 3.03 4.76 3.77 0.20 4.09

40 2.80 4.50 3.56 0.19 3.82

45 2.59 4.32 3.42 0.18 3.75

50 2.36 3.95 3.12 0.16 3.49

55 2.16 3.74 2.96 0.16 3.31

60 1.97 3.40 2.69 0.14 3.08

65 1.77 3.22 2.55 0.13 2.89

70 1.62 2.98 2.36 0.12 2.69

75 1.55 2.73 2.16 0.11 2.50

80 1.28 2.44 1.93 0.10 2.27

85 1.22 2.32 1.84 0.10 2.18

90 0.94 2.08 1.65 0.09 1.85

95 0.58 1.68 1.33 0.07 1.56

100 0.10 0.41 0.32 0.02 0.34

0 19.10 59.01 47.52 2.24 49.76

Qmedio 2.91 4.66 3.69 0.19 4.00

Qecol 0.291 0.466 0.369 0.019 0.408

ALAZAN

Q. Diaria m3/s

11.1 PARÁMETROS CONSIDERADOS EN LA SIMULACIÓN ENERGÉTICA

En la Evaluación Energética se tuvieron en cuenta las siguientes características y parámetros:

59

PARÁMETROS Y CARACTERÍSTICAS ENERGÉTICAS DE LOS

APROVECHAMIENTOS

Parámetros y Características

DUDAS ALAZÁN SAN ANTONIO

Caudal de Diseño (m3/s) 3.00 3.60 4.40

Salto bruto aprovechable (m) 294.26 204.86 195.48

Salto Neto (m) 287.34 201.51 190.32

Número de unidades 1 1 1

Tipo de turbinas Pelton eje Pelton eje Pelton eje

Horizontal Horizontal Horizontal

Eficiencia de las turbinas a plena apertura (%) 89.37 89.44 89.35

Eficiencia de los generadores (%) 98,0 98,0 98,0

Eficiencia de transformación (%) 100 100 100

Usos Internos (kW) 100 100 100

Paralizaciones programadas (días en el año) 7 7 7

Perdidas por transmisión (%) 0 0 0

Potencia en bornes del generador (MW) 7.40 6.23 7.19

Energía Media Anual entregada al SNI (GWh) 41.35 39.05 44.87

Factor de Planta 0.64 0.72 0.71

Aprovechamiento

11.2 FACTOR DE PLANTA:

Es una indicación de la utilización de la capacidad de la planta en el tiempo. Es el resultado de

dividir la energía generada por la planta, en un periodo de tiempo dado (generalmente se toma

anual), sobre la energía que hubiera podido generar la planta si lo hiciera a plena carga durante

todo el período

11.3 SIMULACIÓN ENERGÉTICA

En los Cuadros siguientes se presentan los resultados del cálculo de la energía para los tres

aprovechamientos. Se observa que el aprovechamiento Dudas podría entregar al sistema 41.35

GW.h, el aprovechamiento Alazán entregaría 39.05 GW.h y el aprovechamiento San Antonio

44.87 GW.h

60

TUBERIA DIAMETRO UNICO

3.00 1

2468.60 0.79

2174.34 3.82

294.26 0.0121

0.018

486.49

6.60

0.32

6.92

0.769

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 q 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Tiempo Caudal Caudal Caudal Salto Perdidas Salto Eficiencia Eficiencia Potencia Usos Perdidas Potencia Eficiencia Potencia en Energía Perdidas Energía neta

Afluente Ecológico Derivable Bruto de Carga Neto Turbina Generador Bruta Internos Eléctricas Neta Transform. Bornes TR. Bruta Transmis. entregada

% Dias m3/s m3/s m3/s m m m Mw. Mw. Mw. Mw. (*) Mw. GWh GWh GWh GWh

100 365.00 0.10 0.29 -0.19 294.26 0.03 294.23 0.00 98.0 0.00 0 0.0006 0.00 100 0.00 0.00 0 0.00 0.00

95 346.75 0.58 0.29 0.29 294.26 0.06 294.20 75.35 98.0 0.62 0.1 0.0012 0.52 100 0.52 0.11 0.00 0.00 0.11

90 328.50 0.94 0.29 0.65 294.26 0.32 293.94 85.49 98.0 1.57 0.1 0.0015 1.47 100 1.47 0.43 0.01 0.00 0.43

80 292.00 1.28 0.29 0.99 294.26 0.75 293.51 87.70 98.0 2.45 0.1 0.0024 2.34 100 2.34 1.67 0.03 0.00 1.67

70 255.50 1.62 0.29 1.33 294.26 1.36 292.90 88.33 98.0 3.30 0.1 0.0045 3.20 100 3.20 2.43 0.05 0.00 2.43

60 219.00 1.97 0.29 1.68 294.26 2.17 292.09 88.39 98.0 4.17 0.1 0.009 4.06 100 4.06 3.18 0.06 0.00 3.18

50 182.50 2.36 0.29 2.07 294.26 3.30 290.96 88.69 98.0 5.13 0.1 0.0144 5.02 100 5.02 3.97 0.08 0.00 3.97

40 146.00 2.80 0.29 2.51 294.26 4.84 289.42 89.14 98.0 6.22 0.1 0.033 6.09 100 6.09 4.86 0.10 0.00 4.86

30 109.50 3.27 0.29 2.98 294.26 6.83 287.43 89.37 98.0 7.35 0.1 0.06 7.19 100 7.19 5.82 0.12 0.00 5.82

20 73.00 4.00 0.29 3.00 294.26 6.92 287.34 89.37 98.0 7.40 0.1 0.12 7.18 100 7.18 6.29 0.13 0.00 6.29

10 36.50 5.38 0.29 3.00 294.26 6.92 287.34 89.37 98.0 7.40 0.1 0.12 7.18 100 7.18 6.29 0.13 0.00 6.29

5 18.25 6.62 0.29 3.00 294.26 6.92 287.34 89.37 98.0 7.40 0.1 0.12 7.18 100 7.18 3.14 0.06 0.00 3.14

0 0.00 19.10 0.29 3.00 294.26 6.92 287.34 89.37 98.0 7.40 0.1 0.12 7.18 100 7.18 3.14 0.06 0.00 3.14

41.35 0.83 0.00 41.35

(*) La potencia es medida en bornes del generador, por lo que la eficiencia del transformador se considera igual a 100 y se omiten las perdidas por transmisión. 41347812

Probab.

Exc.

Paralizacio-

nes

Nivel del distribuidor

Salto Bruto

Longitud de la tubería=

Perdidas de carga=

Perdidas locales=

Velocidad en la tubería=

Perdidas totales=

Perdida en fun. Q2

Rugosidad del acero=

Factor de fricción f=

PROYECTO HIDROELECTRICO DUDAS - ENERGIA MEDIA ANUAL NETA - CAUDALES DIARIOS

Caudal de diseño (m3/s)= Dtubería (m)=

Nivel tanque de carga Área de la tubería=

61

Caudal de diseño (m3/s) 3.00 Dtubería (m)= 1

Nivel del tanque de carga 2468.60 Área de la tubería= 0.79

Nivel de Distribuidor 2174.34 Velocidad en la tubería= 3.82

Salto Bruto 294.26 Rugosidad media= 0.0121

Factor de fricción f= 0.018

486.49

Perdidas de carga= 6.60

Perdidas locales= 0.32

Perdidas totales= 6.92

Perdida en fun. Q2

0.769

MES DiasCaudal

90%

Caudal

ecologico

Caudal

Disponible

Caudal para

generaciónSalto Bruto

Perdidas

de Carga

Salto

Neto

Eficiencia

Turbina

Eficiencia

Generador

Potencia

bruta

Usos

Internos

Potencia

Neta

Eficiencia

Transfor.

Potencia

en Bornes

Trans.

Energia

BrutaParalizacione

s

Perdidas

Transmision Energia Neta

m3/s m

3/s m

3/s m

3/s m m m MW kW MW % MW GWh GWh GWh GWh

Ene 31 0.52 0.29 0.23 0.23 294.26 0.04 294.22 0.00 98.0 0.00 100 -0.10 100.0% -0.10 -0.07 0.00 0.00 -0.07

Feb 28.25 0.19 0.29 -0.10 -0.10 294.26 0.01 294.25 75.35 98.0 -0.21 100 -0.31 100.0% -0.31 -0.21 0.00 0.00 -0.21

Mar 31 0.36 0.29 0.07 0.07 294.26 0.00 294.26 85.49 98.0 0.17 100 0.07 100.0% 0.07 0.05 0.00 0.00 0.05

Abr 30 0.89 0.29 0.60 0.60 294.26 0.28 293.98 87.70 98.0 1.49 100 1.39 100.0% 1.39 1.00 0.02 0.00 0.98

May 31 1.35 0.29 1.06 1.06 294.26 0.86 293.40 88.33 98.0 2.64 100 2.54 100.0% 2.54 1.89 0.04 0.00 1.85

Jun 30 2.19 0.29 1.90 1.90 294.26 2.78 291.48 88.39 98.0 4.70 100 4.60 100.0% 4.60 3.31 0.07 0.00 3.25

Jul 31 2.69 0.29 2.40 2.40 294.26 4.43 289.83 88.69 98.0 5.92 100 5.82 100.0% 5.82 4.33 0.09 0.00 4.25

Ago 31 2.33 0.29 2.04 2.04 294.26 3.20 291.06 89.14 98.0 5.08 100 4.98 100.0% 4.98 3.71 0.07 0.00 3.63

Sep 30 1.46 0.29 1.17 1.17 294.26 1.05 293.21 89.37 98.0 2.94 100 2.84 100.0% 2.84 2.05 0.04 0.00 2.01

Oct 31 1.15 0.29 0.86 0.86 294.26 0.57 293.69 89.37 98.0 2.17 100 2.07 100.0% 2.07 1.54 0.03 0.00 1.51

Nov 30 0.71 0.29 0.42 0.42 294.26 0.14 294.12 89.37 98.0 1.06 100 0.96 100.0% 0.96 0.69 0.01 0.00 0.68

Dic 31 0.58 0.29 0.29 0.29 294.26 0.06 294.20 89.37 98.0 0.73 100 0.63 100.0% 0.63 0.47 0.01 0.00 0.46

18.38

Energía Nov-Dic-Ene-Feb.: 0.86

(*) La potencia es medida en bornes del generador, por lo que la eficiencia del transformador se considera igual a 100 y se omiten las perdidas por transmisión. Dias período(días): 120.25

Horas período (h): 2886

Potencia remunerable(Mw): 0.30

PROYECTO HIDROELECTRICO DUDAS

PRODUCCION DE ENERGIA FIRME CON VALORES MENSUALES


DIAMETRO UNICO

62

3.6 1.2

2475.86 1.13

2271.00 3.18

204.86 0.0127

0.019

397.55

3.24

0.11

3.35

0.258

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20




100 365.00 0.34 0.39 -0.05 204.86 0.00 204.86 0.00 98.0 0.00 0 0.0006 0.00 100 0.00 0.00 0 0.00 0.00

95 346.75 1.40 0.39 1.01 204.86 0.26 204.60 86.95 98.0 1.73 0.1 0.0012 1.63 100 1.63 0.36 0.01 0.00 0.36

90 328.50 1.74 0.39 1.35 204.86 0.47 204.39 88.10 98.0 2.34 0.1 0.0015 2.24 100 2.24 0.85 0.02 0.00 0.85

80 292.00 2.03 0.39 1.64 204.86 0.70 204.16 88.46 98.0 2.85 0.1 0.0024 2.75 100 2.75 2.18 0.04 0.00 2.18

70 255.50 2.48 0.39 2.09 204.86 1.13 203.73 88.46 98.0 3.62 0.1 0.0045 3.52 100 3.52 2.74 0.05 0.00 2.74

60 219.00 2.83 0.39 2.44 204.86 1.54 203.32 88.70 98.0 4.23 0.1 0.009 4.12 100 4.12 3.35 0.07 0.00 3.35

50 182.50 3.28 0.39 2.89 204.86 2.16 202.70 89.16 98.0 5.02 0.1 0.0144 4.91 100 4.91 3.95 0.08 0.00 3.95

40 146.00 3.75 0.39 3.36 204.86 2.92 201.94 89.37 98.0 5.83 0.1 0.033 5.69 100 5.69 4.64 0.09 0.00 4.64

30 109.50 4.16 0.39 3.60 204.86 3.35 201.51 89.44 98.0 6.23 0.1 0.06 6.07 100 6.07 5.15 0.10 0.00 5.15

20 73.00 5.07 0.39 3.60 204.86 3.35 201.51 89.44 98.0 6.23 0.1 0.12 6.01 100 6.01 5.29 0.11 0.00 5.29

10 36.50 6.46 0.39 3.60 204.86 3.35 201.51 89.44 98.0 6.23 0.1 0.12 6.01 100 6.01 5.27 0.11 0.00 5.27

5 18.25 9.02 0.39 3.60 204.86 3.35 201.51 89.44 98.0 6.23 0.1 0.12 6.01 100 6.01 2.63 0.05 0.00 2.63

0 0.00 49.76 0.39 3.60 204.86 3.35 201.51 89.44 98.0 6.23 0.1 0.12 6.01 100 6.01 2.63 0.05 0.00 2.63

39.05 0.78 0.00 39.05

(*) La potencia es medida en bornes del generador , por lo que la eficiencia del transformador se considera igual a 100 y se omiten las perdidas por transmisión. 39046513

Proba

b. Exc.

Nivel tanque de carga

Perdidas locales=

Perdidas totales=

Perdida en fun. Q2

Salto Bruto

Paralizacio-

nes

Área de la tubería=





Perdidas de carga=


PROYECTO HIDROELECTRICO ALAZÁN - ENERGIA MEDIA ANUAL NETA - CAUDALES DIARIOS

Dtubería=

DIAMETRO UNICO

Caudal de diseño (m3/s)=

63

DIAMETRO UNICO

Caudal de diseño (m3/s) 3.6 Dtubería= 1.2





Longitud de la tubería= 397.55




Perdida en fun. Q2

0.258

MES DiasCaudal

90%

Caudal

ecologico

Caudal

Disponibl

e

Caudal para

generaciónSalto Bruto

Perdidas

de Carga

Salto

Neto

Eficiencia

Turbina

Eficienci

a

Generad

Potencia

brutaUsos Internos

Potencia

Neta

Eficiencia

Transfor.

Potencia

en Bornes

Trans.

Energia

BrutaParalizacione

s

Perdidas

Transmisi

on Energia Neta

m3/s m

3/s m

3/s m

3/s m m m MW kW MW % (*) MW GWh GWh GWh GWh

Ene 31 1.06 0.39 0.67 0.67 204.86 0.12 204.74 0.00 98.0 0.00 100 -0.10 100.0% -0.10 -0.07 0.00 0.00 -0.07

Feb 28.25 0.80 0.39 0.41 0.41 204.86 0.04 204.82 86.95 98.0 0.70 100 0.60 100.0% 0.60 0.41 0.01 0.00 0.40

Mar 31 1.11 0.39 0.72 0.72 204.86 0.13 204.73 88.10 98.0 1.25 100 1.15 100.0% 1.15 0.86 0.02 0.00 0.84

Abr 30 1.72 0.39 1.33 1.33 204.86 0.46 204.40 88.46 98.0 2.31 100 2.21 100.0% 2.21 1.59 0.03 0.00 1.56

May 31 2.23 0.39 1.84 1.84 204.86 0.88 203.98 88.46 98.0 3.19 100 3.09 100.0% 3.09 2.30 0.05 0.00 2.25

Jun 30 2.99 0.39 2.60 2.60 204.86 1.75 203.11 88.70 98.0 4.50 100 4.40 100.0% 4.40 3.17 0.06 0.00 3.11

Jul 31 3.64 0.39 3.25 3.25 204.86 2.73 202.13 89.16 98.0 5.63 100 5.53 100.0% 5.53 4.11 0.08 0.00 4.03

Ago 31 2.86 0.39 2.47 2.47 204.86 1.58 203.28 89.37 98.0 4.31 100 4.21 100.0% 4.21 3.13 0.06 0.00 3.07

Sep 30 2.08 0.39 1.69 1.69 204.86 0.74 204.12 89.44 98.0 2.97 100 2.87 100.0% 2.87 2.06 0.04 0.00 2.02

Oct 31 1.95 0.39 1.56 1.56 204.86 0.63 204.23 89.44 98.0 2.74 100 2.64 100.0% 2.64 1.96 0.04 0.00 1.93

Nov 30 1.42 0.39 1.03 1.03 204.86 0.27 204.59 89.44 98.0 1.81 100 1.71 100.0% 1.71 1.23 0.02 0.00 1.21

Dic 31 1.32 0.39 0.93 0.93 204.86 0.22 204.64 89.44 98.0 1.64 100 1.54 100.0% 1.54 1.14 0.02 0.00 1.12

21.47

(*) La potencia es medida en bornes del generador , por lo que la eficiencia del transformador se considera igual a 100 y se omiten las perdidas por transmisión. Energía Nov-Dic-Ene-Feb.: 2.66

Dias período(días): 120.25



PROYECTO HIDROELECTRICO ALAZAN


64

4.40 1.2

2251.98 1.13

2056.50 3.89

195.48 0.01232

0.018

371.76

4.25

0.14

4.39

0.227

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20




100 365.00 0.41 0.47 -0.06 195.48 0.00 195.48 0.00 98.0 0.00 0 0.0006 0.00 100 0.00 0.00 0 0.00 0.00

95 346.75 1.68 0.47 1.21 194.71 0.33 194.38 86.80 98.0 1.97 0.1 0.0012 1.87 100 1.87 0.41 0.01 0.00 0.41

90 328.50 2.08 0.47 1.61 194.71 0.59 194.12 87.93 98.0 2.65 0.1 0.0015 2.54 100 2.54 0.97 0.02 0.00 0.97

80 292.00 2.44 0.47 1.97 194.71 0.88 193.83 88.35 98.0 3.25 0.1 0.0024 3.14 100 3.14 2.49 0.05 0.00 2.49

70 255.50 2.98 0.47 2.51 194.71 1.43 193.28 88.43 98.0 4.13 0.1 0.0045 4.02 100 4.02 3.14 0.06 0.00 3.14

60 219.00 3.40 0.47 2.93 194.71 1.95 192.76 88.47 98.0 4.81 0.1 0.009 4.70 100 4.70 3.82 0.08 0.00 3.82

50 182.50 3.95 0.47 3.48 194.71 2.76 191.95 89.03 98.0 5.72 0.1 0.0144 5.60 100 5.60 4.51 0.09 0.00 4.51

40 146.00 4.50 0.47 4.03 194.71 3.69 191.02 89.27 98.0 6.61 0.1 0.033 6.47 100 6.47 5.29 0.11 0.00 5.29

30 109.50 4.99 0.47 4.40 194.71 4.39 190.32 89.35 98.0 7.19 0.1 0.06 7.03 100 7.03 5.91 0.12 0.00 5.91

20 73.00 6.09 0.47 4.40 194.71 4.39 190.32 89.35 98.0 7.19 0.1 0.12 6.97 100 6.97 6.13 0.12 0.00 6.13

10 36.50 7.76 0.47 4.40 194.71 4.39 190.32 89.35 98.0 7.19 0.1 0.12 6.97 100 6.97 6.10 0.12 0.00 6.10

5 18.25 10.82 0.47 4.40 194.71 4.39 190.32 89.35 98.0 7.19 0.1 0.12 6.97 100 6.97 3.05 0.06 0.00 3.05

0 0.00 59.01 0.47 4.40 194.71 4.39 190.32 89.35 98.0 7.19 0.1 0.12 6.97 100 6.97 3.05 0.06 0.00 3.05

44.87 0.90 0.00 44.87

44869643

(*) La potencia es medida en bornes del generador, por lo que la eficiencia del transformador se considera igual a 100 y se omiten las perdidas por transmisión.


PROYECTO HIDROELECTRICO SAN ANTONIO - ENERGIA MEDIA ANUAL NETA - CAUDALES DIARIOS

Dtubería=Caudal de diseño (m3/s)=

Paralizacio-

nes

Área de la tubería=




DIAMETRO UNICO


Perdidas de carga=

Probab

. Exc.

Nivel tanque de carga

Perdidas locales=

Perdidas totales=

Perdida en fun. Q2

Salto Bruto

65

Caudal de diseño (m3/s) 4.40 Dtubería= 1.2





Longitud de la tubería= 371.76




Perdida en fun. Q2

0.227

MES DiasCaudal

90%

Caudal

ecologico

Caudal

Disponibl

e

Caudal para

generación

Salto

Bruto

Perdidas

de Carga

Salto

Neto

Eficiencia

Turbina

Eficiencia

Generado

r

Potencia brutaUsos

Internos

Potencia

Neta

Eficiencia

Transfor.

Potencia

en Bornes

Trans.

Energia

BrutaParalizaciones

Perdidas

Transmisio

n

Energia

Neta

m3/s m

3/s m

3/s m

3/s m m m MW kW MW % (*) MW GWh GWh GWh GWh

Ene 31 1.27 0.47 0.80 0.80 195.48 0.15 195.33 0.00 98.0 0.00 100 -0.10 100.0% -0.10 -0.07 0.00 0.00 -0.07

Feb 28.25 0.96 0.47 0.49 0.49 195.48 0.06 195.42 86.80 98.0 0.80 100 0.70 100.0% 0.70 0.48 0.01 0.00 0.47

Mar 31 1.32 0.47 0.85 0.85 195.48 0.17 195.31 87.93 98.0 1.41 100 1.31 100.0% 1.31 0.97 0.02 0.00 0.95

Abr 30 2.05 0.47 1.58 1.58 195.48 0.57 194.91 88.35 98.0 2.62 100 2.52 100.0% 2.52 1.81 0.04 0.00 1.78

May 31 2.67 0.47 2.20 2.20 195.48 1.10 194.38 88.43 98.0 3.64 100 3.54 100.0% 3.54 2.63 0.05 0.00 2.58

Jun 30 3.59 0.47 3.12 3.12 195.48 2.22 193.26 88.47 98.0 5.13 100 5.03 100.0% 5.03 3.62 0.07 0.00 3.55

Jul 31 4.37 0.47 3.90 3.90 195.48 3.46 192.02 89.03 98.0 6.41 100 6.31 100.0% 6.31 4.69 0.09 0.00 4.60

Ago 31 3.43 0.47 2.96 2.96 195.48 1.99 193.49 89.27 98.0 4.92 100 4.82 100.0% 4.82 3.58 0.07 0.00 3.51

Sep 30 2.50 0.47 2.03 2.03 195.48 0.94 194.54 89.35 98.0 3.40 100 3.30 100.0% 3.30 2.37 0.05 0.00 2.33

Oct 31 2.34 0.47 1.87 1.87 195.48 0.80 194.68 89.35 98.0 3.13 100 3.03 100.0% 3.03 2.25 0.05 0.00 2.21

Nov 30 1.71 0.47 1.24 1.24 195.48 0.35 195.13 89.35 98.0 2.08 100 1.98 100.0% 1.98 1.43 0.03 0.00 1.40

Dic 31 1.58 0.47 1.11 1.11 195.48 0.28 195.20 89.35 98.0 1.87 100 1.77 100.0% 1.77 1.31 0.03 0.00 1.29

24.59

(*) La potencia es medida en bornes del generador, por lo que la eficiencia del transformador se considera igual a 100 y se omiten las perdidas por transmisión. Energía Nov-Dic-Ene-Feb.: 3.08

Dias período(días): 120.25



DIAMETRO UNICO

PROYECTO HIDROELECTRICO SAN ANTONIO


66

11.4 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FIRME

La energía firme corresponde a la que puede ser garantizada con una confiabilidad del 90% del

tiempo. La cantidad de energía firme que los aprovechamientos pueden garantizar es la siguiente:

PERIODO

DUDAS ALAZAN SAN ANTONIO

Enero -0.07 -0.07 -0.07

Febrero -0.21 0.4 0.47

Marzo 0.04 0.84 0.95

Abril 0.98 1.56 1.78

Mayo 1.85 2.25 2.58

Junio 3.25 3.11 3.55

Julio 4.25 4.03 4.60

Agosto 3.63 3.07 3.50

Septiembre 2.01 2.02 2.33

Octubre 1.51 1.93 2.21

Noviembre 0.68 1.21 1.40

Diciembre 0.46 1.12 1.29

ANUAL 18.38 21.47 24.59

PRODUCCIÓN DE ENERGÍA FIRME DE DE ACUERDO CON LA

DISPONIBILIDAD HÍDRICA (GWh)

Aprovechamiento

11.5 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA SECUNDARIA

Se define como la diferencia entre la energía media y la energía firme de cada período en

consideración. Esta parte de la producción de los aprovechamientos se puede asociar a la energía

que se puede comercializar en el Mercado Ocasional (mercado “spot”).

Produccion de energía


Energía Media Anual (Gwh) 41.35 39.05 44.87

Energía Firme (Gwh) 18.38 21.47 24.59

Energía Secundaria (Gwh) 22.97 17.58 20.28

PRODUCCION DE ENERGIA SECUNDARIA

Aprovechamiento

67

11.6 COSTO DE PRODUCCIÓN DEL KILOVATIO-HORA (US$)


Producción anual de energía (kW.h) 41,350,000 39,050,000 44,870,000

Monto de Inversión 15,557,249.26 13,424,934.72 12,625,529.76

Tasa (%) 0.12 0.12 0.12

Tiempo de pago (años) 30 30 30

Factor de recuperación 0.124143658 0.124143658 0.124143658

Anualidad (US $) 1,931,333.82 1,666,620.50 1,567,379.44

Costo Anual de Operación y Mantenimiento (US $)311,144.99 268,498.69 252,510.60

Costo Anual Total (US $) 2,242,478.81 1,935,119.19 1,819,890.04

Costo de producción del kilovatio-hora (US $) 0.0542 0.0496 0.0406

COSTO DE PRODUCCIÓN DEL KILOVATIO-HORA(US$)

DESCRIPCIÓN APROVECHAMIENTO

11.7 COSTO DE PRODUCCIÓN DEL KILOVATIO INSTALADO

C kW US $/kW

DUDAS 7,400 2,102.33

ALAZÁN 6,230 2,154.89

SAN ANTONIO 7,190 1,755.98

COSTO PROMEDIO 20,820 1998.45

11.8 COSTO PROMEDIO TRES APROVECHAMIENTO

US$/kW US$/kW.h

1998.45 0.0479

TRES APROVECHAMIENTOS

11.9 POTENCIA REMUNERABLE

Con la Potencia Remunerable Puesta a Disposición con la que cada planta hidroeléctrica o unidad

termoeléctrica participe, se cubrirá la demanda máxima, misma que corresponderá a la demanda

máxima para la hora punta del período noviembre – febrero.

El cálculo de la potencia remunerable para la demanda máxima del período, se efectuará con base

en la producción de energía de cada planta o generador en forma individual dentro del período

noviembre - febrero.

Para nuevas plantas hidroeléctricas, se tomará en cuenta la estadística hidrológica. Basándose en

ella se determinará mediante simulación operativa del sistema, las correspondientes producciones

de energía media mensuales del período noviembre – febrero.

Con la producción de energía calculada en el período noviembre – febrero, se determinará la

potencia equivalente dividiendo la producción de energía para el número de horas del período

noviembre – febrero. Estas potencias equivalentes serán las potencias con las que las plantas

68

hidroeléctricas participarán en la asignación de la Potencia Remunerable para cubrir la demanda

máxima del período.

12. EVALUACIÓN FINANCIERA DEL PROYECTO

12.1 ANTECEDENTES

A continuación se presenta la evaluación financiera del Proyecto Integral Mazar-Dudas a nivel de

diseño definitivo. Las características del proyecto se presentan en la Tabla 1.

12.2 METODOLOGÍA

La evaluación financiera se realiza con base al Análisis Beneficio Costo. Este se fundamenta en la

estimación de los flujos anuales de beneficios y costos atribuibles a las ejecución del proyecto

con el propósito de estimar el flujo neto (beneficios menos costos), y de esta manera calcular los

indicadores de rentabilidad Tasa Interna de Retorno (TIR), Valor Actual Neto (VAN), y Relación

Beneficio-Costo (RBC).

La evaluación finaliza con el análisis de sensibilidad a variables que modifican ingresos y costos,

cambios que en último término hacen variar los indicadores de rentabilidad del proyecto.

Finalmente se presentan las conclusiones y recomendaciones de la presente evaluación.

12.3 PARÁMETROS BÁSICOS PARA EL ANÁLISIS

12.3.1 Parámetros Energéticos

Los parámetros de energía utilizados para el presente análisis son los que se presentan a

continuación:

Tabla 1

Parámetros Energéticos

TOTAL


POTENCIA (MW) 7.4 6.23 7.19 20.82

ENERGÍA MEDIA ANUAL (GWh) 41.35 39.05 44.87 125.27

APROVECHAMIENTOS

Se asume que la totalidad de la energía media anual se comercializa en el mercado eléctrico

ecuatoriano.

12.3.2 Parámetros Económicos

Los parámetros económicos son los siguientes:

Período preoperativo: 2 años durante el cual se realiza la construcción de obras civiles, la

instalación de los equipos y la construcción de la línea de transmisión.

Período operativo: 28 años.

Intervalo temporal del análisis: anual.

Valoración: precios constantes a Mayo de 2010.

69

12.4 COSTOS

12.4.1 Presupuesto de Inversión

Un resumen del presupuesto del proyecto para fines de evaluación financiera se presenta en la

Tabla 2.

Tabla 2

Proyecto Hidroeléctrico Mazar-Dudas

Resumen del Presupuesto

(En U.S. Dólares)

COSTO TOTAL


EDIFICIOS Y ESTRUCTURAS DE LA CENTRAL 416,457.62 395,178.44 416,670.24 1,228,306.30

INFRAESTRUCTURA CIVIL-OBRAS HIDRÁULICAS 8,078,069.24 5,501,386.85 6,856,229.08 20,435,685.17

CARRETERAS, CAMINOS Y PUENTES 1,709,852.01 324,768.46 343,041.63 2,377,662.10

EQUIPOS E INSTALACIONES ELECTROMECÁNICAS 2,371,659.51 3,537,213.88 2,400,043.28 8,308,916.67

EQUIPOS E INSTALACIONES MECÁNICAS 1,536,603.43 1,242,627.76 1,452,373.99 4,231,605.18

SUBESTACIONES Y LÍNEA DE TRANSMISIÓN 545,595.63 1,661,086.40 401,792.63 2,608,474.65

SUBTOTAL: 14,658,237.44 12,662,261.80 11,870,150.84 39,190,650.07

INGENIERIA

ADMINISTRACIÓN

AMBIENTALES 388,792.89 451,606.24 374,581.87 1,214,981.00

COSTO TOTAL 15,557,249.27 13,424,934.73 12,625,529.76 41,607,713.75

COMPONENTES

APROVECHAMIENTO

510,218.94 311,066.69 380,797.05 1,202,082.68

12.4.2 Depreciación y Amortización

La depreciación y amortización de las inversiones para efectos contables se ha calculado con el

método de la línea recta utilizando la vida útil que se presenta en la Tabla 3.

12.4.3 Costos Recurrentes

Los costos anuales de operación y mantenimiento necesarios para el sostenimiento técnico de las

obras y equipos del proyecto durante el período operativo se han calculado como el 2% de los

ingresos por venta de energía.

Los gastos de administración de la central hidroeléctrica se estiman en un 0,5% de los ingresos

por venta de energía..

Los gastos sociales y ambientales se estiman en 0,5% de los ingresos por venta de energía.

Para cada aprovechamiento se realizará un mantenimiento mayor cada 10 años por un monto de

USD 300 mil.

70

Tabla 3

Períodos de Depreciación Utilizados para la Evaluación Financiera

TIPO DE INVERSIÓN

DURACIÓN EN

AÑOS

TASA DE

DEPRECIACIÓN

ANUAL

Edificios y Estructuras de la Central 50 2.0%

Infraestructura Civil-Obras Hidráulicas 50 2.0%

Terrenos 0 0.0%

Carreteras Caminos y Puentes 60 1.7%

Edificios y Estructuras 20 5.0%

Equipos e Instalaciones Mecánicas y

Electromecánicas 35 2.9%

Subestaciones y Líneas de Transmisión 40 2.5%

Otros Equipos de la Central 10 10.0%

Protección Ambiental 10 10.0%

Ingeniería 10 2.0%

Administración 10 10.0%

12.4.4 Pago del Impuesto a la Renta y Distribución de Utilidades

De acuerdo al Proyecto de Ley Orgánica de Empresas Públicas en su Título VI, Capítulo I “Del

Régimen Económico”, Art. 39 se establece que no habrá pago de utilidades conforme lo señala el

último inciso del artículo 328 de la Constitución de la República. Por lo tanto en el análisis no se

incluye el pago del impuesto a la renta así como tampoco distribución de utilidades a los

trabajadores.

12.5 FINANCIAMIENTO

La razón Capital/Inversión, también conocida como Equity, representa el aporte de capital de los

inversionistas en relación al total de la inversión inicial. El Equity para el presente proyecto se ha

establecido en un 30%.

Respecto a las condiciones del crédito a largo plazo, estas son las siguientes:

Plazo: 10 años

Período de gracia: 2 años. (período de construcción)

Tasa de interés: 7%

Frecuencia de pago: anual

Desembolsos: semestrales de acuerdo al cronograma valorado de inversión

El análisis incluye una estimación de los intereses durante el período de construcción. Estos

intereses se pagan con aportes de capital.

12.6 BENEFICIOS

12.6.1 Ingresos por Venta de Energía

71

Para el presente análisis se supone que la energía media anual se comercializa al Precio

Referencial de Generación (PRG) vigente durante el año 2009 que es de 0,0468 USD/KWh.

12.6.2 Ingresos por Venta de Certificados de Emisiones Reducidas (CERs)

Al ser aprovechamientos de pequeña capacidad existe la gran oportunidad de aplicar al

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Protocolo Kyoto, sin embargo debido a la

incertidumbre que existente alrededor de un post Kyoto se considera de manera conservadora que

el proyecto puede vender CERs por 10 años a un precio de 7 Euros por Tonelada de CO2

equivalente. Se ha utilizado el precio promedio de cotización del Euro para el mes de febrero de

2010 publicado por el Banco Central que es de USD 1.35 por Euro.

El número total de toneladas de CO2 que pueden evitarse y por lo tanto comercializarse en el

mercado de CERs se estimó utilizado el factor de reducción de emisiones proporcionado por el

CORDELIM que es de 0,56053 tCO2/MWh.

12.7 INDICADORES DE RENTABILIAD FINANCIERA

12.7.1 Indicadores de Rentabilidad de los Aprovechamientos

Previo a la evaluación financiera del Proyecto Integral Mazar-Dudas se presenta la evaluación

financiera de cada uno de los aprovechamientos con el propósito de establecer por separado sus

indicadores de rentabilidad. Los resultados obtenidos, asumiendo la venta de CERs en el MDL, se

presentan en la Tabla 4

Tabla 4

Evaluación Financiera de los Aprovechamientos

Indicadores de Rentabilidad (Con MDL)

INDICADOR DUDAS ALAZAN SAN ANTONIO

Inversión Inicial (USD) 15,557,249 13,424,935 12,625,530

Tasa de Descuento 12.00% 12.00% 12.00%

Tasa Interna de Retorno (TIR) 13.75% 15.97% 21.99%

Valor Actual Neto (VAN USD) 1,090,989 2,105,638 4,827,152

Valor Presente Costos (VPC USD) 24,098,848 20,845,133 19,692,198

Valor Presente Beneficios (VPB USD) 25,189,837 22,950,771 24,519,351

Relación Beneficio Costo (RBC) 1.045 1.101 1.245

Período de Retorno (años) 22 18 11

Costo del Kilowatio Instalado (USD/KW) 2,102 2,155 1,756

Como se aprecia el aprovechamiento que mayor VAN tiene es San Antonio con USD 4.8

Millones, seguido de Alazán con un VAN de USD 2.1 Millones y por último Dudas con un VAN

de USD 1.1 Millones.

En la

72

Tabla 5 se presenta la evaluación financiera de los tres aprovechamientos sin considerar

ingresos por la venta de CERs en el MDL. Como se observa los indicadores de rentabilidad TIR,

VAN y RBC disminuyen con relación al caso “Con MDL”.

Tabla 5

Evaluación Financiera de los Aprovechamientos

Indicadores de Rentabilidad (Sin MDL)

INDICADOR DUDAS ALAZAN SAN ANTONIO

Inversión Inicial (USD) 15,557,249 13,424,935 12,625,530

Tasa de Descuento 12.00% 12.00% 12.00%


Valor Actual Neto (VAN USD) -13,989 1,062,122 3,628,111

Valor Presente Costos (VPC USD) 24,098,848 20,845,133 19,692,198



Período de Retorno (años) 0 22 15

Costo del Kilowatio Instalado (USD/KW) 2,102 2,155 1,756

12.7.2 Indicadores de Rentabilidad del Proyecto Integral

Los resultados de la evaluación financiera del Proyecto Integral Mazar-Dudas, se presentan en la

Tabla 6. El Flujo del Proyecto se encuentra al final del presente informe de evaluación.

Como se observa en la Tabla 6 colocar CERs en el mercado de MDL por diez años a un precio de

7 Euros por Tonelada de CO2 equivalente, le significa al proyecto un incremento de USD 3.2

Millones en el VAN, un incremento de la TIR de 2 puntos porcentuales, y una reducción de 4

años en el Periodo de Retorno. Más adelante en este informe se presenta el análisis de sensibilidad

en los indicadores de rentabilidad financiera ante cambios en el precio de venta de los CERs.

Tabla 6

Evaluación Financiera del Proyecto Integral Hidroeléctrico Mazar Dudas

Indicadores de Rentabilidad

INDICADOR CON MDL SIN MDL VARIACIÓN

Inversión Inicial (USD) 41,607,714 41,607,714 -

Tasa de Descuento 12.00% 12.00% -


Valor Actual Neto (VAN USD) 7,924,593 4,676,243 3,248,350

Valor Presente Costos (VPC USD) 64,636,179 64,636,179 -



Período de Retorno (años) 15 19 -4

Costo del Kilowatio Instalado (USD/KW) 1,998 1,998 -

73

12.8 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

Con el propósito de evaluar la incertidumbre asociada a ciertas variables que podrían ser

determinantes en la evaluación financiera del proyecto se ha realizado la sensibilidad de los

indicadores de rentabilidad.

El “Caso de Referencia” alrededor del cual se realiza el análisis de sensibilidad es el

correspondiente al Proyecto Integral Mazar Dudas con un financiamiento con deuda a largo plazo

igual al 70% de la inversión inicial, y con ingresos por la venta de CERs en por un período de 10

años a un precio de 7 Euros por Tonelada de CO2 equivalente.

A continuación se presenta la sensibilidad al porcentaje de inversión inicial financiado con deuda

a largo plazo.

Tabla 7

Sensibilidad de los Indicadores de Rentabilidad por Variaciones

en el Porcentaje de Endeudamiento

DEUDA/INVERSION

MONTO DE LA

DEUDA VAN

% USD USD

0% 0 13.39% 4,135,504 1.101094571 20

10% 4,160,771 13.68% 4,676,802 1.105578018 19

20% 8,321,543 14.00% 5,218,101 1.10942405 18

30% 12,482,314 14.38% 5,759,399 1.112759579 18

40% 16,643,086 14.82% 6,300,698 1.115679921 17

50% 20,803,857 15.35% 6,841,996 1.118258054 16

60% 24,964,628 16.00% 7,383,295 1.1205508 16

70% 29,125,400 16.84% 7,924,593 1.12260306 15

80% 33,286,171 17.97% 8,465,892 1.124450785 15

TIR RBC

PERIODO DE

RETORNO (AÑOS)

Si el financiamiento se realiza en su totalidad con fondos propios, tal como se indica en la primera

fila del cuadro de sensibilidad se está en la condición de “Flujo Puro del Proyecto”, en tanto que

el resto de filas del cuadro muestran otras alternativas financiadas parcialmente con deuda a largo

plazo.

Se concluye que los indicadores de rentabilidad mejoran conforme la inversión inicial se financia

con más deuda a largo plazo.

Es de fundamental importancia en la estimación del VAN y de la RBC la tasa escogida para

descontar los flujos, dicha tasa depende de la cuantificación de la tasa libre de riesgo para el

inversionista, del porcentaje de apalancamiento del proyecto, y de la tasa riesgo país. Por este

motivo se presenta a continuación la sensibilidad del VAN ante cambios en la tasa de descuento.

Tabla 8

Sensibilidad de los Indicadores de Rentabilidad por Variaciones

en la Tasa de Descuento

74

VAN

USD

6.00% 31,830,708 1.424 13

8.00% 20,978,746 1.295 13

10.00% 13,368,861 1.198 14

12.00% 7,924,593 1.123 15

14.00% 3,954,650 1.064 18

16.00% 1,007,104 1.017 23

18.00% -1,218,675 0.979 0

TASA DE DESCUENTO RBC

PERIODO DE

RETORNO (AÑOS)

Como se observa en la tabla anterior, el proyecto no es atractivo en condiciones más exigentes

(tasa de descuento del 18%).

A continuación se presenta una sensibilidad cruzada a cambios en la tasa de interés de la deuda a

largo plazo y la tasa de actualización.

Tabla 9

Sensibilidad del VAN por Variaciones

en la Tasa de Interés y la Tasa de Descuento

8% 10% 12% 14% 16% 18%

5% 24,130,012 16,275,215 10,618,606 6,463,583 3,353,895 985,369

6% 22,567,603 14,833,928 9,282,338 5,218,855 2,189,368 108,546-

7% 20,978,746 13,368,861 7,924,593 3,954,650 1,007,104 1,218,675-

8% 19,364,112 11,880,620 6,545,920 2,671,461 192,445- 2,344,604-

9% 17,724,395 10,369,827 5,146,879 1,369,801 1,408,816- 3,485,909-

10% 16,060,302 8,837,119 3,728,045 50,189 2,641,534- 4,642,157-

11% 14,372,554 7,283,142 2,290,004 1,286,844- 3,890,116- 5,812,905-

12% 12,661,877 5,708,551 833,345 2,640,763- 5,154,074- 6,997,708-

TASA DEDESCUENTO

TASA DEINTERES

AREA DE RECHAZO DEL PROYECTO

Como se observa, conforme se incremente la tasa de interés, el VAN deja de ser atractivo,

indicativo de que se debe negociar el crédito a largo plazo en las condiciones más blandas

posibles.

En la Tabla 10 se presenta la sensibilidad de los indicadores de rentabilidad ante cambios en el

total de la inversión fija inicial; como se observa el proyecto es altamente sensible a incrementos

en la inversión inicial.

Tabla 10

Sensibilidad de los Indicadores de Rentabilidad

por Variaciones en la Inversión Fija Inicial

75

VAN

USD

25% 50,753,258 12.06% 116,643 1.001 30

20% 48,924,149 12.85% 1,678,233 1.022 25

15% 47,095,040 13.72% 3,239,823 1.044 21

10% 45,265,931 14.66% 4,801,413 1.068 19

5% 43,436,823 15.70% 6,363,003 1.094 17

0% 41,607,714 16.84% 7,924,593 1.123 15

-5% 39,778,605 18.10% 9,486,183 1.153 14

-10% 37,949,496 19.50% 11,047,774 1.187 13

-15% 36,120,387 21.07% 12,609,364 1.224 11

-20% 34,291,279 22.83% 14,170,954 1.265 10

-25% 32,462,170 24.80% 15,732,544 1.310 9

% INCREMENTO EN LA

INVERSION FIJA

MONTO DE

INVERSION FIJA TIR RBC

PERIODO DE

RETORNO (AÑOS)

A continuación se presenta la sensibilidad al precio de venta de la energía.

Tabla 11

Sensibilidad ante Variaciones en el Precio de Venta de la Energía

PRECIO DE VENTA ENERGIA VAN

USD/KWH USD

0.036 11.14% -1,430,930 0.9778 0

0.04 13.23% 2,034,079 1.0316 23

0.0468 16.84% 7,924,593 1.1226 15

0.05 18.57% 10,696,600 1.1653 14

0.055 21.32% 15,027,861 1.2317 11

0.06 24.10% 19,359,121 1.2979 9

0.065 26.91% 23,690,382 1.3638 8

0.07 29.74% 28,021,643 1.4294 7

0.075 32.57% 32,352,903 1.4948 6

0.08 35.38% 36,684,164 1.5598 6

0.085 38.18% 41,015,425 1.6247 5

0.09 40.96% 45,346,685 1.6892 5

0.095 43.70% 49,677,946 1.7535 5

0.1 46.42% 54,009,206 1.8176 5

TIR RBC

PERIODO DE

RETORNO (AÑOS)

Como se observa en la Tabla anterior el proyecto es altamente sensible a las variaciones en el

precio de venta. El precio de partida para el análisis es de 0.036 USD/Kwh, un incremento de un

centavo en el precio de partida hace que los indicadores de rentabilidad se modifiquen

notablemente. Esto es un indicativo de que el precio al que se transe los contratos a largo plazo

será determinante en la rentabilidad final del proyecto.

Por último se presenta una sensibilidad de los indicadores de rentabilidad ante variaciones en el

precio de venta de los CERs.

Tabla 12

76

Sensibilidad ante Variaciones en el Precio de Venta de los Certificados de

Emisiones Reducidas

VAN

USD

0 14.68% 4,676,243 1.072 19

2 15.27% 5,604,343 1.087 18

4 15.88% 6,532,443 1.101 17

6 16.52% 7,460,543 1.115 16

7 16.84% 7,924,593 1.123 15

10 17.84% 9,316,743 1.144 14

12 18.53% 10,244,843 1.159 14

14 19.23% 11,172,944 1.173 13

PRECIO VENTA CERs Euro / Ton TIR RBC

PERIODO DE

RETORNO (AÑOS)

En la tabla se puede apreciar que, asumiendo venta de CERs durante 10 años por la totalidad de la

energía media anual producida, si el precio de venta de los CERs se incrementa sobre los 10

Euros representaría ser un ingreso adicional importante que mejore la rentabilidad del proyecto.

12.9 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Los indicadores de rentabilidad TIR, VAN y RBC calculados a partir del flujo del proyecto

integral con financiamiento muestran que:

El VAN es positivo y está en alrededor de USD 8 Millones.

La TIR es superior a la tasa de descuento.

La RBC es superior a la unidad.

El alto período de recuperación muestra que las inversiones son relativamente altas para el

nivel de ingresos estimado para el proyecto.

La sensibilidad de los indicadores de rentabilidad ante variaciones en el porcentaje de

endeudamiento a largo plazo, es decir ante diferentes estructuras de financiamiento, muestran que

la TIR varía entre el 13.4% en el caso del flujo puro del proyecto, hasta una TIR de 18.1%, ante

una estructura de financiamiento consistente en 20% de capital propio y 80% de deuda; es decir a

mayor apalancamiento de la inversión inicial se genera mayor de rentabilidad.

Respecto a la inversión inicial, el proyecto es altamente sensible a variaciones en el monto de

inversión por lo que la gerencia de costo será determinante durante la construcción del proyecto.

Como todo proyecto hidroeléctrico, el Proyecto Integral Mazar-Dudas ha demostrado ser muy

sensible a variaciones en al precio de venta de la energía por lo que los precios que se pacten en el

mercado regulado de contratos a largo plazo serán determinantes en la rentabilidad del proyecto.

En conjunto los indicadores de rentabilidad financiera del proyecto: un VAN positivo, una TIR

superior a la tasa de descuento, y una RBC superior a la unidad muestran que el proyecto es

atractivo para el accionista, por lo que se recomienda ejecutar el proyecto.

77

RELACION DEUDA/INVERSION (%) 70% Tabla 13 TARIFA (USD/KWh) 0.04680

POTENCIA (MW) 20.82

ENERGIA MEDIA ANUAL (GWh/año) 125.27 1 de 2

Años 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

INGRESOS

CRÉDITO A LARGO PLAZO 14,122,906 15,002,493

POR VENTA DE ENERGIA 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636

POR VENTA DE POTENCIA - - - - - - - - - - - -

POR VENTA DE CERS 643,895 643,895 643,895 643,895 643,895 643,895 643,895 643,895 643,895 643,895

TOTAL INGRESOS 14,122,906 15,002,493 6,506,531 6,506,531 6,506,531 6,506,531 6,506,531 6,506,531 6,506,531 6,506,531 6,506,531 6,506,531 5,862,636 5,862,636

EGRESOS

INVERSION FIJA 20,175,580 21,432,133 - - - - - - - - - 900,000 - -

EDIFICIOS Y ESTRUCTURAS DE LA CENTRAL 595,606 632,701 - - - - - - - - - - - -

INFRAESTRUCTURA CIVIL-OBRAS HIDRAULICAS9,909,264 10,526,421 - - - - - - - - - - - -

CARRETERAS CAMINOS Y PUENTES 1,152,928 1,224,734 - - - - - - - - - - - -

EQUIPOS E INSTALACIONES ELECTROMECANICAS4,028,994 4,279,923 - - - - - - - - - - - -

EQUIPOS E INSTALACIONES MECANICAS 2,051,905 2,179,700 - - - - - - - - - - - -

SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION1,264,849 1,343,625 - - - - - - - - - - - -

OTROS EQUIPOS DE LA CENTRAL - - - - - - - - - - - - - -

INSTALACIONES GENERALES - - - - - - - - - - - - - -

INGENIERIA Y ADMINISTRACION 582,890 619,193 - - - - - - - - - - - -

AMBIENTALES Y SOCIALES 589,144 625,837 - - - - - - - - - - - -

MANTENIMIENTO MAYOR - - - - - - - - - - - 900,000 - -

INVERSION AMORTIZABLE - -

GASTOS PREOPERATIVOS - - - - - - - - - - - - - -

GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - - 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253

GASTOS DE ADMINISTRACION - - 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313

GASTOS SOCIALES Y AMBIENTALES - - 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313

PARTICIPACIÓN TRABAJADORES - - - - - - - - - - - - - -

PAGO IMPUESTO A LA RENTA - - - - - - - - - - - - - -

SERVICIO DE LA DEUDA LARGO PLAZO 988,603 2,038,778 4,146,802 4,146,802 4,146,802 4,146,802 4,146,802 4,146,802 4,146,802 4,146,802 4,146,802 4,146,802 - -

CAPITAL - - 2,108,024 2,255,585 2,413,476 2,582,420 2,763,189 2,956,612 3,163,575 3,385,025 3,621,977 3,875,516 - -

INTERES 988,603 2,038,778 2,038,778 1,891,216 1,733,325 1,564,382 1,383,613 1,190,189 983,227 761,776 524,824 271,286 - -

TOTAL EGRESOS 21,164,184 23,470,911 4,322,681 4,322,681 4,322,681 4,322,681 4,322,681 4,322,681 4,322,681 4,322,681 4,322,681 5,222,681 175,879 175,879

FLUJO NETO DESPUES DE IMPUESTOS (7,041,278) (8,468,418) 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 1,283,851 5,686,757 5,686,757

FLUJO NETO ANTES DE IMPUESTOS (7,041,278) (8,468,418) 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 2,183,851 1,283,851 5,686,757 5,686,757

78

Tabla 13

2 de 2

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636

- - - - - - - - - - - - - - - -

5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636 5,862,636

- - - - - - - 900,000 - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - 900,000 - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253 117,253

29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313

29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313 29,313

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

175,879 175,879 175,879 175,879 175,879 175,879 175,879 1,075,879 175,879 175,879 175,879 175,879 175,879 175,879 175,879 175,879

5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 4,786,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757

5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 4,786,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757 5,686,757

79

13. EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA DEL PROYECTO

13.1 MARCO CONCEPTUAL

Para Fontaine1, la evaluación de proyectos consiste en comparar los costos y beneficios que éstos

generan, para así decidir sobre la conveniencia de llevarlos a cabo. Existen dos tipos de

evaluación: la privada y la social.

La evaluación privada incluye: (i) una evaluación financiera privada y (ii) una evaluación

económica. La primera contempla, en su análisis, todos los flujos financieros del proyecto,

distinguiendo entre capital propio y prestado. Esta evaluación es pertinente para determinar la

llamada "capacidad financiera" del proyecto y la rentabilidad del capital propio invertido. La

evaluación económica, en cambio, supone que todas las compras y las ventas son al contado

riguroso y que todo el capital es "propio"; es decir, la evaluación económica privada desestima el

problema financiero

Por otro lado, a la evaluación social o socioeconómica le interesa el flujo de recursos reales (de

los bienes y servicios) utilizados y producidos por el proyecto. Para la determinación de los costos

y beneficios pertinentes, la evaluación social definirá la situación del país “con” versus “sin” la

ejecución del proyecto en cuestión. Así, los costos y beneficios sociales podrán ser distintos de los

contemplados por la evaluación privada económica porque: (i) los valores (precios) sociales de los

bienes y servicios difieren del que paga o recibe el inversionista privado, o (ii) parte de que los

costos o beneficios recaen sobre terceros (el caso de las llamadas externalidades o efectos

indirectos).

La presente evaluación socioeconómica utiliza el Análisis Beneficio Costo para estimar los

indicadores de rentabilidad TIR Económico (TIRE), Valor Actual Neto Económico (VANE) y

Relación Beneficio Costo Económica (RBCE).

13.2 EXTERNALIDADES

Siguiendo Azqueta2, se está ante la presencia de una externalidad o economía externa cuando la

actividad de una persona o empresa repercute sobre el bienestar de otra (o sobre su función de

producción), sin que se pueda cobrar un precio por ello, en uno u otro sentido.

Existen externalidades negativas (deseconomías externas) y positivas (economías externas). Lo

esencial es que quien genera una externalidad negativa no tiene que pagar por ello en un sistema

de mercado, a pesar del perjuicio que causa; y que quien produce una externalidad positiva no se

ve recompensado monetariamente. El resultado es que el sistema de mercado produce demasiadas

externalidades negativas y menos externalidades positivas de las deseables.

Es importante resaltar que la evaluación de externalidades se ha concentrado en los países del

Norte donde existe una aplicación amplia de herramientas para su valoración. En este sentido

existe el trabajo pionero realizado por Azqueta y Delacámara3 que adapta las estimaciones de

12. 1 Ernesto R. Fontaine, Evaluación Social de Proyectos, Santiago de Chile, Universidad Católica de Chile, 1994,

p.271. 2 Diego Azqueta Oyarzun, Valoración Económica de la Calidad Ambiental, Madrid, McGraw-Hill, 1994, p.5.

13. 3 Gonzalo Delacámara y Diego Azqueta, Análisis Económico de los Costos Externos Ambientales de la

Generación de Energía Eléctrica, Santiago de Chile, Comisión Económica para Latino América (CEPAL)-Naciones

Unidas, 2007

80

externalidades de generación eléctrica al contexto latinoamericano, trabajo que será la base para la

presente evaluación.

El marco metodológico seleccionado para la valoración económica de los impactos o

externalidades ambientales de la generación de energía eléctrica se encuadra dentro de las

metodologías conocidas como «bottom-up».

Este grupo de metodologías calculan los daños producidos por la contaminación recorriendo toda

la ruta de impacto del contaminante. Es decir, a partir de datos sobre emisiones a lo largo del ciclo

de vida completo de diferentes tecnologías de generación de energía eléctrica, se estiman los

niveles de inmisión en el medio receptor (aire, agua o suelo) empleando modelos de dispersión,

que permiten, posteriormente, estimar los impactos ocasionados por la degradación ambiental y su

valoración monetaria.

Las funciones exposición-respuesta son necesarias, en un ejercicio de valoración de

externalidades, para estimar los daños sobre la salud, los materiales, y las cosechas asociados a la

contaminación, esencialmente atmosférica.

Las principales externalidades identificadas para la generación eléctrica son las siguientes:

1) Aumento de las tasas de morbilidad y mortalidad prematura de humanos.

2) Pérdida de cosechas y productividad agrícola.

3) Daños sobre materiales de construcción.

4) Daños a ecosistemas: pérdidas de servicios ecológicos.

5) Impactos asociados a categorías globales a saber: cambio climático y debilitamiento de la

capa de ozono.

Delacámara y Azqueta han estimado el valor de dichas externalidades, expresadas en USD/kWh,

para distintas tecnologías de generación eléctrica (ver Tabla 14).

13.3 BENEFICIOS ECONÓMICOS

13.3.1 Ahorro para la Sociedad

La mayor parte de la producción de energía termoeléctrica en el Ecuador es ineficiente debido a la

caducidad de sus equipos de generación. El actual impulso a los proyectos hidroeléctricos en el

país, a más de buscar la producción de energía a través de fuentes renovables, tiene entre sus

objetivos sustituir la costosa producción de energía térmica.

Dicha sustitución de tecnologías generará un ahorro de costos para la sociedad, el cual se expresa

calculando la diferencia entre el precio promedio de venta de la energía de una generadora térmica

representativa en el país, y el precio de venta de la energía del Proyecto Integral Mazar-Dudas que

hace que el VAN del proyecto sea igual a cero (precio de sustentación).

El precio de venta promedio de energía para el primer semestre del año 2009 de una de las

generadoras térmicas representativa fue de 0,1052 US$/Kwh (Termopichincha S.A). Por otro

lado, el precio de sustentación del Proyecto Integral Mazar-Dudas es igual a 0,0414 US$/Kwh. De

esta manera el ahorro generado para la sociedad es de 0.0638 US$/Kwh, multiplicado por la

energía media anual producida por cada aprovechamiento que compone el proyecto integral.

81

Tabla 14

Daños Producidos por la Emisión de Varios Contaminantes a Partir de Diferentes

Tecnologías de Generación Eléctrica, Sobre Distintos Receptores (US$2006/kwh)

Fuente: Delacámara y Azqueta, Análisis Económico de los Costos Externos Ambientales de la Generación

de Energía Eléctrica, CEPAL, 2007.

13.3.2 Externalidades

Basándose en los datos estimados por Azqueta y Delacámara (ver Tabla 14), las externalidades

del Proyecto Mazar-Dudas se calculan como la diferencia entre los valores de las externalidades

producidas por una turbina de gas en ciclo combinado (CCGN), como representativa de la

generación térmica, y los valores de las externalidades correspondientes a generación

hidroeléctrica. Este valor es luego multiplicado por la energía anual media producida por cada

aprovechamiento, obteniendo así el monto total de la externalidad.

Las siguientes externalidades, generadas por la sustitución de energía térmica por hidroeléctrica,

son consideradas para la presente evaluación:

1) Aumento de las tasas de morbilidad y mortalidad prematura de humanos.

2) Pérdida de cosechas y productividad agrícola.

82

3) Daños sobre materiales de construcción.

4) Daños a ecosistemas: pérdidas de servicios ecológicos.

5) Impactos asociados al cambio climático.

Utilizando la metodología propuesta se han estimado los siguientes valores anuales de las cuatro

primeras externalidades:

Tabla15

Cálculo del las Externalidades Anuales

de los Aprovechamientos del Proyecto Mazar – Dudas

Dudas Alazán San Antonio

Energía Media Annual (KWh) 41,350,000 39,050,000 44,870,000

Diferencia

CCGN Hidráulica USD/kWh USD/kWh USD/kWh

SALUD

Nitratos 0.00179 0.0000359 0.0017541 72,532.00 68,497.60 78,706.50 219,736.10O3 0.00009 0.00000181 0.0000882 3,646.70 3,443.80 3,957.10 11,047.60

SO2 0.0000419 0.00000134 0.0000406 1,677.20 1,583.90 1,819.90 5,081.00

Sulfatos 0.0028 0.0000892 0.0027108 112,091.60 105,856.70 121,633.60 339,581.90

PM10 0.000675 0.0010382 -0.0003632 -15,018.30 -14,183.00 -16,296.80 -45,498.10

As 1.1E-07 2.32E-08 8.68E-08 3.6 3.4 3.9 10.9

Cd 1.49E-08 3.48E-09 1.142E-08 0.5 0.4 0.5 1.4

Cr (VI) n.d 7.84E-08 -7.84E-08 -3.2 -3.1 -3.5 -9.8

Ni 4.11E-08 1.18E-08 2.93E-08 1.2 1.1 1.3 3.7

Dioxinas n.d 5.14E-10 -5.14E-10 -0.0213 -0.0201 -0.0231 -0.1

MATERIALES 0 0 0 0

SO2 9.31E-06 2.97E-07 9.013E-06 372.7 352 404.4 1,129.10

O3 0.000427 0.0000086 0.0004184 17,300.80 16,338.50 18,773.60 52,413.00

CULTIVOS 0 0 0 0

SO2 -8.28E-06 -2.64E-07 -8.02E-06 -331.5 -313 -359.7 -1,004.20

192,273.18 181,578.42 208,640.82 582,492.42TOTAL

Receptor

Tipo de Generación Total Monto (USD)

Dudas Alazán San Antonio

Proyecto

Integral

Por su parte, para el cálculo de los impactos asociados al cambio climático, se ha utilizado el

número de toneladas evitadas de CO2 que estima el modelo RETSCREEN (ver desde la Tabla 22

hasta la Tabla 24) por la sustitución de una planta térmica a diesel (ver Tabla 16, y el costo de

externalidad por cada tonelada de CO2 estimado por Delacámara y Azqueta (ver Tabla 17).

83

Tabla 16

Valor Anual de las Reducciones

de Toneladas de CO2e Evitadas

Proyecto

Dudas Alazán San Antonio Integral

Reducción de Emisiones (Ton CO2/año) 36,969 36,686 41,948.00 115,602.60

Precio Económico de la Ton de CO2

(€2005/tCO2e) 14.07 14.07 14.07 14.07

Tasa de cambio USD/Euros a precios de

2005 1.24 1.24 1.24 1.24

Precio Económico de la Ton de CO2 (USD

2005/tCO2e) 17.45 17.45 17.45 17.45

Valor Económico Anual de las Reducciones 644,990.75 640,046.33 731,858.37 2,016,895.44

Detalle

Aprovechamiento

Tabla 17

Valor Unitario del Costo Externo

Expresado en Toneladas de CO2e Evitadas

Periodo de Aplicación

Valor

Unitario

(€2005/tCO2

e)

2005- 2007 27.15

2008 – 2011 14.07

Fuente: Delacámara y Azqueta, Análisis Económico de los Costos Externos Ambientales de la

Generación de Energía Eléctrica, CEPAL, 2007.

13.4 COSTOS ECONÓMICOS

A partir de los presupuestos calculados a precios de mercado se recalcularon los mismos a precios

económicos utilizando los factores de conversión proporcionados por el Ministerio Coordinador

de los Sectores Estratégicos, actualizados a junio de 2009 (ver Tabla 18), se utiliza la tasa de

descuento social del 12% recomendada por este Ministerio.

84

Tabla 18

Factores de Conversión de Precios de Mercado

a Precios Económicos de la Economía Ecuatoriana

RAMAS DE ACTIVIDAD Factor

1 Banano, café, cacao 0.8599

2 Cereales 0.9709

3 Flores 0.8391

4 Otros productos de la agricultura 0.8906

5 Ganado, animales vivos y productos animales 0.8598

6 Productos de la silvicultura 0.8460

7 Camarón y larvas de camarón 0.8760

8 Pescado vivo, fresco o refrigerado 0.8721

9 Petróleo crudo y gas natural 0.8328

10 Minerales metálicos y no metalicos 0.8996

11 Carne y productos de la carne 0.8485

12 Camarón elaborado 0.8499

13 Pescado y otros productos acúaticos elaborados, conservas 0.8751

14 Aceites crudos, refinados y grasas 0.9444

15 Productos lácteos elaborados 0.8291

16 Productos de la panadería, fideos y pastas y molineria 0.9357

17 Azúcar y panela 0.8610

18 Cacao elaborado, chocolate y productos confiteria 0.8340

19 Café elaborado y otros productos alimenticios 0.8653

20 Bebidas alcohólicas y no alcoholicas 0.6202

21 Tabaco elaborado 0.2513

22 Hilos e hilados; tejidos y confecciones, cuero y prod cuero 0.8041

23 Productos de madera tratada, corcho y otros materiales 0.8464

24 Pasta de papel, papel y cartón; productos editoiriales y otros productos 0.9115

25 Aceites refinados de petróleo y de otros productos 0.9749

26 Productos químicos básicos y otros 0.9725

27 Productos de plástico y caucho 0.9199

28 Productos de minerales no metálicos mas otros 0.8144

29 Productos metálicos elaborados, metales comunes 0.9957

30 Maquinaria y equipo y aparatos eléctricos; partes, piezas y accesorios 0.9155

31 Equipo de transporte; partes, piezas y accesorios 0.8380

32 Otros productos manufacturados 0.7297

33 Energía eléctrica, gas y agua 0.8847

34 Trabajos de construcción y construcción 0.8514

35 Servicios de comercio 0.8398

36 Servicios de hotelería y restaurante 0.7653

37 Servicios de transporte y almacenamiento 0.8600

38 Servicio de telecomunicaciones y otros servicios 0.7015

39 Servicios de intermediación financiera 0.8201

40 Servicios de seguros y fondos de pensiones 0.7413

41 Servicios de alquiler de vivienda 0.8311

42 Servicios prestados a las empresas 0.8246

43 Servicios administrativos del gobierno 0.8381

44 Servicios de enseñanza 0.8310

45 Servicios sociales y de salud 0.8414

46 Otros servicios sociales y personales 0.7702 Fuente: Ministerio Coordinador de los Sectores Estratégicos, junio 2009

85

Los costos económicos de cada aprovechamiento y del proyecto integral se presentan en la Tabla

19

Tabla 19

Proyecto Hidroeléctrico Mazar-Dudas Resumen del Presupuesto

(A precios Económicos-en U.S. Dólares)


EDIFICIOS Y ESTRUCTURAS DE LA CENTRAL 372,300.62 353,277.67 372,490.69 1,098,068.98

INFRAESTRUCTURA CIVIL-OBRAS HIDRÁULICAS 7,221,551.56 4,918,074.80 6,129,263.11 18,268,889.47

CARRETERAS, CAMINOS Y PUENTES 1,528,556.40 290,333.26 306,668.93 2,125,558.59

EQUIPOS E INSTALACIONES ELECTROMECÁNICAS 2,279,816.99 3,400,235.28 2,307,101.60 7,987,153.87

EQUIPOS E INSTALACIONES MECÁNICAS 1,477,098.46 1,194,507.00 1,396,130.81 4,067,736.27

SUBESTACIONES Y LÍNEA DE TRANSMISIÓN 525,097.60 1,598,679.38 386,697.28 2,510,474.26

SUBTOTAL 13,404,421.63 11,755,107.40 10,898,352.41 36,057,881.44

INGENIERIA

ADMINISTRACIÓN

AMBIENTALES 371,569.36 431,600.08 357,987.89 1,161,157.34

COSTO TOTAL 14,248,402.72 12,474,724.13 11,608,920.29 38,332,047.14

472,411.7 288,016.6 352,580.0 1,113,008.35

COMPONENTES

APROVECHAMIENTOCOSTO TOTAL

13.5 EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROYECTO INTEGRAL MAZAR-DUDAS

13.5.1 Indicadores de Rentabilidad Económica de los Aprovechamientos

Los indicadores de rentabilidad económica estimados para cada uno de los aprovechamientos que

componen el Proyecto Integral se presenta en la Tabla 20

Tabla 20

Evaluación Económica de los Aprovechamientos Dudas, Mazar y San Antonio

Indicadores de Rentabilidad Económica

RELACION DEUDA/INVERSION (%) 0% 0% 0%

AHORRO EN LA TARIFA (USD/KWh) 0.0638 0.0638 0.0638

POTENCIA (MW) 7.40 6.23 7.19

ENERGIA MEDIA ANUAL (GWh/año) 41.35 39.05 44.87


Invers ión Inicia l a Precios Económicos (US) 14,248,403 12,474,724 11,608,920

Tasa Socia l de Descuento 12.0% 12.0% 12.0%

Tasa Interna de Retorno Económica (TIR) 21.4% 23.2% 28.1%

Valor Actual Neto Económico (VANE USD) 10,644,771 11,194,380 15,427,460

Valor Presente Costos Económicos (VPCE USD) 14,130,618 12,423,445 11,684,835

Valor Presente Beneficios Económicos (VPBE USD) 24,775,389 23,617,825 27,112,295

Relación Beneficio Costo Económica (RBCE) 2 2 2

Período de Retorno Económico (años) 10 9 8

Costo Económico del Ki lowatio Insta lado (USD/KW) 1,925 2,002 1,615

86

Como se aprecia los indicadores de rentabilidad económica son altamente atractivos.

Estableciendo una prelación considerando el VANE como el criterio de jerarquización, primero

está el aprovechamiento San Antonio, seguido por Alazán y finalmente Dudas.

13.5.2 Indicadores de Rentabilidad Económica del Proyecto Integral Mazar-Dudas

Los resultados de la evaluación económica del Proyecto Integral Mazar-Dudas, se presentan en la

Tabla 21, el Flujo Económico del Proyecto por su parte se aprecia en la Tabla 25 que se

encuentra al final del presente informe.

Tabla 21

Evaluación Económica del Proyecto Integral Mazar-Dudas

Indicadores de Rentabilidad Económica

RELACION DEUDA/INVERSION (%) 0%

AHORRO EN LA TARIFA (USD/KWh) 0.0638

POTENCIA (MW) 20.82

ENERGIA MEDIA ANUAL (GWh/año) 125.27

Invers ión Inicia l a Precios Económicos (US) 38,332,047

Tasa Socia l de Descuento 12.0%

Tasa Interna de Retorno Económica (TIR) 24.1%

Valor Actual Neto Económico (VANE USD) 37,266,611

Valor Presente Costos Económicos (VPCE USD) 38,238,897

Valor Presente Beneficios Económicos (VPBE USD)75,505,509

Relación Beneficio Costo Económica (RBCE) 2

Período de Retorno Económico (años) 9

Costo Económico del Ki lowatio Insta lado (USD/KW)1,841

Como se observa en la tabla el proyecto integral es altamente rentable desde el punto de vista de

la sociedad en su conjunto ya que todos sus indicadores son atractivos por lo que se recomienda

su ejecución.

13.6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El proyecto registra una rentabilidad económica (social) muy atractiva para la sociedad en su

conjunto ya que los beneficios económicos superan largamente a los costos económicos. El

proyecto genera importantes ahorros a los compradores intermedios de energía (empresas de

distribución). Así mismo las externalidades positivas que el proyecto genera por la sustitución de

energía térmica por hidroeléctrica, superan a las externalidades negativas. Por último, el proyecto

es un aporte importante a nivel local y nacional al evitar la emisión de un número importante de

Toneladas de CO2, y de esta manera aportar a frenar el fenómeno de cambio climático.

87

Tabla 22

Aprovechamiento Dudas

Estimación de las Toneladas de CO2 Evitadas con el Software RETSCREEN

88

Tabla 23

Aprovechamiento Alazán


89

Tabla 24

Aprovechamiento San Antonio


90

Tabla 25 - Proyecto Integral Mazar-Dudas Flujo Económico del Proyecto

RELACION DEUDA/INVERSION (%) 0% Hoja 1 de 2

AHORRO EN LA TARIFA (USD/KWh) 0.0638

POTENCIA (MW) 20.82

ENERGIA MEDIA ANUAL (GWh/año) 125.27

Años 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

BENEFICIOS ECONOMICOS

AHORRO EN EL COSTO DE PRODUCCION 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006

POR EXTERNALIDADES 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492

POR TONELADAS DE CO2 EVITADAS 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895

TOTAL INGRESOS - - 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394

COSTOS ECONOMICOS

INVERSION FIJA 18,587,210 19,744,837 - - - - - - - - - 823,950 - -

EDIFICIOS Y ESTRUCTURAS DE LA CENTRAL 532,454 565,615 - - - - - - - - - - - -

INFRAESTRUCTURA CIVIL-OBRAS HIDRAULICAS 8,858,585 9,410,305 - - - - - - - - - - - -

CARRETERAS CAMINOS Y PUENTES 1,030,683 1,094,875 - - - - - - - - - - - -

EQUIPOS E INSTALACIONES ELECTROMECANICAS 3,872,971 4,114,183 - - - - - - - - - - - -

EQUIPOS E INSTALACIONES MECANICAS 1,972,445 2,095,291 - - - - - - - - - - - -

SUBESTACIONES Y LINEAS DE TRANSMISION 1,217,329 1,293,145 - - - - - - - - - - - -

OTROS EQUIPOS DE LA CENTRAL - - - - - - - - - - - - - -

INSTALACIONES GENERALES - - - - - - - - - - - - - -

INGENIERIA Y ADMINISTRACION 539,698 573,311 - - - - - - - - - - - -

AMBIENTALES Y SOCIALES 563,045 598,112 - - - - - - - - - - - -

MANTENIMIENTO MAYOR - - - - - - - - - - - 823,950 - -

INVERSION AMORTIZABLE - -

GASTOS PREOPERATIVOS - - - - - - - - - - - - - -

GASTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - - 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840

GASTOS DE ADMINISTRACION - - 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960

GASTOS SOCIALES Y AMBIENTALES - - 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960

PARTICIPACIÓN TRABAJADORES - - - - - - - - - - - - - -

PAGO IMPUESTO A LA RENTA - - - - - - - - - - - - - -

SERVICIO DE LA DEUDA LARGO PLAZO - - - - - - - - - - - - - -

CAPITAL - - - - - - - - - - - - - -

INTERES - - - - - - - - - - - - - -

TOTAL EGRESOS 18,587,210 19,744,837 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 1,063,710 239,760 239,760

FLUJO NETO ECONOMICO (18,587,210) (19,744,837) 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 9,527,684 10,351,634 10,351,634

FLUJO NETO ANTES DE IMPUESTOS (18,587,210) (19,744,837) 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 9,527,684 10,351,634 10,351,634

91

Tabla 25 - Proyecto Integral Mazar-Dudas Flujo Económico del Proyecto

Hoja 2 de 2

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006 7,992,006

582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492 582,492

2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895 2,016,895

10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394 10,591,394

- - - - - - - 823,950 - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

- - - - - - - 823,950 - - - - - - - -

- - - - - - - - - - - - - - - -

159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840 159,840

39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960

39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960 39,960

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239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 1,063,710 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760 239,760

10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 9,527,684 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634

10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 9,527,684 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634 10,351,634

INFORME FINAL DE DISEÑO

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