Micro Centrales Hidroeléctricas - UNNE

Micro Centrales Hidroeléctricas

Ing. Daniel Muguerza

Daniel Muguerza – Microcentrales Hidroeléctricas Página 2 de 81

Índice

Capítulo 1: Introducción 4

Capítulo 2: Evaluación de los Requerimientos Energéticos 2.1. Introducción. 7 2.2. Destinos (usos) y Destinatarios (Sectores y Usuarios) 8 2.3. Un estudio de caso 8 2.3.1. En relación con los requerimientos de electricidad 9 2.3.2. En relación con la capacidad de pago 11 2.4. Generalizando el Análisis sobre requerimientos y capacidad

de pago 13 2.5. La demanda de capacidad en la MCH 14

Capítulo 3: Evaluación del Recurso Hídrico 3.1. Las herramientas del Planificador 16 3.2. Análisis Regional. Indicadores de Calidad de Cuenca 16 3.3. Potencial Hidroeléctrico Teórico Bruto (P.H.T.B.). 17 3.4. Densidad del P.H.T.B. 19 3.5. Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.) 19 3.6. Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable a escala de

microgeneración (P.H.T.A.m.) 20 3.7. Métodos Para Evaluar el Potencial de un Emplazamiento 21 3.7.1. Selección de las Cuencas de Interés 21 3.7.2. Preselección de Emplazamientos en Gabinete 21 3.7.3. Verificación y ajuste con estudios de campo. 22 3.8. Ajuste de la Oferta - Demanda. Caudal y Altura de Diseño. 25

Capítulo 4: Tecnología de conversión mediante MCH 4.1. Compromiso costo / calidad / sustentabilidad 27 4.2. Descripción de los componentes tecnológicos de una MCH 28 4.3. Características particulares de la tecnología de MCH 29 4.4. Obras de captación 29 4.4.1 Consideraciones generales 29 4.4.2. Toma de Agua sin Obra de Cierre 31 4.4.3. Tomas de Agua con Obra de Cierre 31 4.5. Obras de Conducción 34 4.5.1. Canales 35 4.5.2. Cámara de carga 36 4.5.3. Tuberías de presión 37 4.6. La Microcentral 39 4.6.1. Conversión Hidromecánica 40 4.6.2. Acoplamiento y Multiplicación de la Velocidad 53 4.6.3. Generación de Electricidad 54 4.6.4. La regulación de Tensión y Frecuencia 59 4.7. Obras de Distribución Eléctrica 64


Capítulo 5: Evaluación Económica de las MCH 5.1. Criterio para la Evaluación de Proyectos con MCH’s 66 5.2. Los Costos de Capacidad (Potencia) y de Energía 67 5.3. RETAIN Un caso de Evaluación Económica 68 5.4. Costo de Inversión de las MCH´s (Misiones – Argentina) 71

Capítulo 6: Consideraciones Generales sobre Difusión de MCH 6.1. Aspectos Institucionales. 73 6.2. Aspectos Ambientales. 78 6.2.1. Efectos Ambientales que deben controlarse en el diseño y

construcción de las MCH. 78 6.2.2. Efectos Ambientales que deben controlarse en la Operación y

Mantenimiento de las MCH. 80

Bibliografía 81


Capítulo 1: Introducción

El aprovechamiento del recurso hídrico para la generación de energía comenzó en tiempos antiguos con el uso de ruedas hidráulicas muy rudimentarias pero que permitían la producción de fuerza motriz para aliviar el trabajo manual del hombre.

Ruedas hidráulicas mas evolucionadas acompañaron el nacimiento de la era industrial, aun antes de la llegada del motor a vapor. La revolución industrial con su fuerte demanda energética movilizó el desarrollo tecnológico de los procesos de conversión de energía y la rueda hidráulica fue superada por la turbina a partir del inicio del siglo XIX.

Fuerza motriz primero y energía eléctrica después fueron los productos energéticos, con que el recurso hídrico contribuyó, y lo continúa haciendo en la actualidad, con el progreso económico y la mejora de la calidad de vida de la población.

El proceso de conversión del recurso hídrico más difundido en la actualidad es la producción de energía eléctrica.

El desarrollo de la tecnología ha permitido alcanzar altísimos niveles de eficiencia en la conversión de la energía hidráulica en energía eléctrica así como la instalación de grandes módulos de producción eléctrica. Basta como ejemplo mencionar el caso de la central hidroeléctrica Itaipú cuya potencia instalada de 12.600 MW es mayor que la demanda máxima del Sistema Argentino de Interconexión en 1999.

Ahora bien, los sistemas eléctricos han evolucionado permanentemente hacia niveles crecientes de interconexión, primero regionales, luego nacionales y ahora internacionales.

Los módulos de potencia de los productores eléctricos que se vinculan a estos sistemas interconectados son crecientes y las centrales térmicas han incrementado fuertemente su participación en el parque de la generación, desplazando a las centrales hidráulicas de la oferta eléctrica (excepción hecha de aquellos países como Brasil, que tienen un muy alto potencial hídrico y muy escasos recursos de origen fósil).

Con excepción de Europa Occidental y EE.UU. con sus recursos hídricos aprovechables fuertemente explotados, el resto del mundo mantiene aun grandes reservas hidráulicas aprovechables.


No obstante, si la oferta hidráulica debe integrarse en sistemas eléctricos que operan grandes módulos de potencia, debemos preguntarnos ¿que papel cabe a la generación hidráulica de pequeña escala?.

Para responder a esta pregunta debemos considerar la relación entre el desarrollo de los sistemas eléctricos y la distribución de la población.

Los sistemas eléctricos interconectados han resuelto el abastecimiento de los centro urbanos y han penetrado parcialmente en las área rurales. Quedan aún grandes áreas geográficas sin servicio eléctrico y la población rural que las habita se encuentra mayoritariamente en situación precaria, con niveles de actividad económica de subsistencia y altos índices de necesidades sociales básicas insatisfechas.

Es decir que existe una relación directa entre los condiciones socioeconómicas de esta población y la ausencia de una demanda que se exprese en términos de mercado para promover su abastecimiento.

América Latina, Asia y Africa concentran esta población sin servicio eléctrico. De los 6.000 millones de habitantes que poblaban el planeta al finalizar el siglo XX, había 2.000 millones, que no contaban con servicio eléctrico. Hoy en día las proporciones son semejantes, con una leve tendencia a agravarse.

Si ésta es la cruda realidad de fin de siglo, es mas grave aún la perspectiva futura. Para el año 2020 cuando la población mundial se acerque a los 9.000 millones, si los gobiernos no toman acciones para corregir lo que el mercado no resolverá, se estima que la población sin servicio eléctrico crecerá a 4.000 millones.

Estas áreas rurales con pobladores alejados de las redes de distribución, con requerimientos energéticos insatisfechos, constituyen el ámbito principal donde

Potencial Hídrico Mundial

45000

163000

250000

356000

358000

430000

610000

2212000

0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000

Oceanía

Europa

URSS

América del Norte

Africa

América del Sur

Asia

Potencial Total AprovechableR

egio

nes

MW


la pequeña hidrogeneración eléctrica encuentra su aplicación potencial, en tanto se cuente con recursos hídricos locales suficientes.

Si bien éste es el ámbito principal donde las MCH’s tienen un rol asegurado, no es el único y excluyente. Factores técnicos y ambientales le asignan a esta tecnología otros campos de aplicación complementarios, a los que nos referiremos en la última parte de este texto.

Focalizado de esta manera el principal ámbito de aplicación de esta tecnología, el desarrollo del tema estará estrechamente vinculado con el mismo.

En el segundo capítulo discutiremos la forma en que se determinan los requerimientos energéticos de la población rural y la capacidad y disposición al pago asociados a dichos requerimientos.

En el tercer capítulo trataremos de como evaluar el potencial hidráulico de una región y los indicadores de calidad hídrica que nos permitirán seleccionar zonas de interés para satisfacer el abastecimiento con esta fuente energética. En el mismo capítulo analizamos como evaluar el potencial hidráulico aprovechable en un emplazamiento determinado.

En el cuarto capítulo haremos una descripción de los componentes tecnológicos de una Micro Central Hidroeléctrica, con particular énfasis en aquellos en que la tecnología es menos conocida.

En el quinto capítulo abordaremos el análisis económico, tipificando costos de inversión y de operación y mantenimiento, analizando el precio de la energía resultante y su sensibilidad frente a la variación de los factores que lo afectan. Se prestara especial atención a la evaluación social de proyectos y a criterios de eficiencia económica por tratarse de un marco de decisiones de inversiones publicas.

En el sexto y ultimo capítulo describiremos los impactos ambientales de la tecnología y las medidas de mitigación asociadas y algunas consideraciones de orden legal e institucional vinculadas a la difusión de la misma.


Capítulo 2: Evaluación de los Requerimientos Energéticos

2.1. Introducción.

El tratamiento de los aspectos sociales y económicos de la difusión de nuevas fuentes y de tecnologías energéticas alternativas como las MCH debe apoyarse en un tratamiento metodológico, que asegure la confiabilidad en los resultados de los estudios que fundamentarán las inversiones

El método debe contemplar aspectos tales como:

Considerar la escala del requerimiento y el contexto socioeconómico donde se incorpora el esquema de abastecimiento del estudio. Esto implica considerar al planeamiento energético como parte integral de la estrategia de desarrollo de una región determinada.

Analizar, en dicho contexto, los requerimientos de energía del poblador rural por medios analíticos para determinar los niveles de consumo por usos, así como las fuentes utilizadas para abastecerlo.

Permitir el análisis y la comparación desde el punto de vista económico de todas las soluciones técnicas de abastecimiento disponible, tanto en escala micro como macroeconómica. De tal manera ya sea que se trate de proyectos de decisión privada o de interés público, el decisor tendrá suficientes elementos de juicio para adoptar la solución que mejor convenga a sus objetivos.

En este marco el recurso hídrico y la tecnología de las MCH’s será una alternativa más, que deberá demostrar su competitividad frente a las fuentes / tecnologías que, en la región plan, estén disponibles para abastecer los requerimientos de electricidad de la población.

2.2. Destinos (usos) y Destinatarios (Sectores y Usuarios)

Algunos criterios útiles para determinar los requerimientos de energía eléctrica, que deberán ser satisfechos por una MCH, se describen a continuación:

La elección del método de relevamiento de información debe tener en cuenta los resultados del análisis socioeconómico de la región y la inserción del sector energético en el desarrollo regional, a los efectos de determinar: a) el universo objeto de investigación, b) el tipo de información que se necesita relevar.

Dado que la demanda de energía eléctrica en las áreas rurales se caracteriza por su baja densidad y su dispersión, resulta necesario evitar un tratamiento individual de cada usuario potencial. Para ello será útil definir rangos de requerimientos de energía e incorporar a los mismos las unidades de demanda identificadas. Esto implica el tratamiento de las unidades agrupadas en módulos homogéneos (Ej. Por niveles de ingreso o calidad de vivienda).


Los métodos de proyección de demanda basados en información histórica de consumo no son aplicables a este tipo de regiones, por lo general no se registran datos para la identificación de los consumos (fuentes no comerciales, usos, tipo de equipamiento, energía útil). La proyección se basa, entonces, en la simulación de los comportamientos de cada modulo homogéneo en el que se ha desagregado al sector rural, principalmente en cuanto a la posibilidad de satisfacer determinados usos.

La determinación de los requerimientos de energía por fuentes y usos de los módulos homogéneos, se realizará mediante encuesta. La información relevada debe determinar la estructura actual por fuentes y usos de las necesidades de energía final y útil, las posibilidades de sustitución de otras fuentes por la electricidad y la incorporación de equipamiento doméstico y productivo dentro del período de estudio, así como la capacidad de pago de los potenciales usuarios y su actitud hacia la electricidad (disposición al pago).

Como resultado de esta evaluación deben identificarse para cada modulo homogéneo:

La evolución esperada del consumo de energía eléctrica para el periodo de estudio.

La curva de demanda de potencia eléctrica para los usuarios individuales o agrupados en un pequeños sistemas en el año horizonte del estudio.

La parte de sus excedentes económicos que los potenciales usuarios están dispuestos a aplicar al pago del servicio eléctrico.

2.3 Un estudio de caso

A fines de los 80’, en el marco de una red internacional de centros de investigación sobre fuentes renovables de energía, se desarrollo el proyecto RETAIN (Rural Energy Technology Assessment and Innovation Network). En Argentina, el trabajo se centró, en general, en la formulación de un método de evaluación para la toma de decisiones de inversión para el abastecimiento eléctrico en áreas rurales dispersas y en particular, en el estudio de la difusión de Micro Centrales Hidroeléctricas. (ver referencias bibliográficas)

Para ambos estudios se tomó como caso de análisis a la provincia de Misiones, ya que presentaba un alto grado de ruralidad en su población y un bajo grado de electrificación, a la vez que dispone de un alto potencial del recurso hídrico.

Las encuestas realizadas sobre la población rural (electrificada y no electrificada) en la provincia de Misiones (Argentina), permite mostrar que los niveles de requerimientos son diferenciados según la situación socioeconómicos del productor. Por ello el estudio consideró tres módulos homogéneos denominados A, B y C con requerimientos decrecientes.


Los módulos A, B y C fueron definidos de acuerdo con características de la vivienda rural. Por un lado calidad y tamaño de vivienda se asocia directamente con niveles de requerimientos de electricidad para usos domésticos que se mantienen dentro de rangos de baja dispersión si el módulo homogéneo (tipificación de los indicadores de la vivienda) está correctamente definido. Por otro lado la información sobre viviendas disponible en el censo nacional de población y vivienda permitía expandir los resultados del estudio sobre muestras encuestadas de los módulos A, B y C, a toda la población del área bajo análisis.

Los principales resultados derivados de las encuestas se resumen a continuación:

2.3.1. En relación con los requerimientos de electricidad

Los datos obtenidos en Misiones brindan la imagen de una estructura socialmente diferenciada con una fuerte base en la agricultura familiar. Es notable el contraste entre la población no electrificada y los usuarios del sistema rural abastecido por redes. En todos los indicadores, los pobladores sin servicio eléctrico aparecen, consistentemente en una situación desfavorable. En cuanto a los usuarios de Micro Centrales Hidroeléctricas, tienden a aparecer en una situación intermedia, con lo que es posible interpretar que esos emprendimientos han permitido el acceso a la energía eléctrica, a sectores sociales que difícilmente pudieran haberlo hecho bajo la modalidad centralizada.

Los usos de la energía eléctrica son básicamente domésticos y salvo que se provoque un impulso exógeno, no cabe esperar que los usuarios vayan a utilizar la electricidad para fines directamente productivos en escala significativa.

En el caso en estudio, el análisis del contexto socioeconómico, permitía inferir la ausencia de usos productivos de la electricidad en las unidades familiares rurales (viviendas). El tipo de producción agrícola (forestación, yerba mate, té, tabaco) no requiere procesamiento en la unidad de producción agrícola, sino que lo hace en establecimientos (secaderos, aserraderos, etc.) que concentran producción de áreas geográficas importantes y que usualmente están abastecidos por redes.

A nivel de las unidades domésticas rurales alimentadas por redes, los usos productivos detectados, fueron para el bombeo de agua (riego de almácigos y viveros) y para mantenimiento de equipos y maquinaria agrícola (soldaduras, sierras eléctricas, esmeril, etc.). No obstante, la presencia de ambos usos no superaba el 15% de los casos encuestados.

El análisis de los usos domésticos de la electricidad para las viviendas de tipo A y B (alta y media calidad relativa) se realizó mediante encuestas a los pobladores rurales electrificados por redes. La casi totalidad de los mismos quedan incluidos en estos tipos de viviendas. En tanto los no electrificados


se concentran en viviendas tipo B y C (media y baja calidad relativa). De esta forma se pudo conformar una base de análisis para el estudio de sustitución de otras fuentes energéticas por la electricidad de las unidades tipo A y B, cuantificar las necesidades de potencia y energía, definir los usos finales de la electricidad detectados en el estudio y su penetración para unidades domesticas que, en promedio, habían sido conectadas a la red entre 4 y 5 años antes de la encuesta.

Tipo de Vivienda Usos de la Electricidad

A B

Valor índice de B para A=1

Calentamiento del Agua

20.0 8.1 0.40

Calefacción 13.3 0.0 00.0

Conservación de alimentos

93.3 70.3 0.75

Acondicionamiento de Aire (ventilador)

48.3 21.6 0.45

Bombeo de Agua 66.7 10.8 0.16

Iluminación 100.0 100.0 1.00

T. V.

Plancha

Lavarropa

93.3

98.3

60.0

91.9

73.0

43.2

0.98

0.78

0.72

Las modalidades de consumo de la electricidad en las unidades domesticas encuestadas, permitió analizar la forma de la curva de carga, (horarios de uso de plancha, lavarropa, agua caliente, etc.).

Mediante el resultado de las encuestas a los usuarios electrificados, en el caso de viviendas A y B, y del análisis de las relaciones entre fuentes energéticas y usos finales de la energía en el caso de las viviendas tipo C, fue posible proyectar para un horizonte de consolidación de 10 años, los requerimientos de energía y de potencia de los tres niveles de vivienda, los que se muestran en el cuadro siguiente.


Requerimientos de Energía y de Potencias Proyectados

Indice de condiciones habitacionales Requerimientos

Viviendas A Viviendas B Viviendas C

Energía (kWh-año) 1278 764 450

Potencia (Watts) 1760 1320 881

Fuente: RETAIN

La conclusión en relación con los requerimientos de energía eléctrica de los pobladores rurales del área en estudio fue que: lo reciente de la electrificación rural, unido al bajo nivel económico de gran parte de las unidades domésticas y al escaso desarrollo de los usos productivos, hacen que las necesidades de electricidad de los pobladores del área de resuelvan en bajos niveles de consumo y usos predominantemente domestico con un muy bajo factor de carga de las instalaciones dedicadas a abastecerlos.

2.3.2 En relación con la capacidad de pago

En el estudio la capacidad de pago se definió, como la parte de los excedentes monetarios que el productor esta dispuesto a invertir para disponer de Energía Eléctrica, en el marco del conjunto de prioridades productivas y de confort en que vive. Mediante encuestas al poblador rural no electrificado se midió, en forma cuantitativa, su capacidad de ahorro (excedente monetario total) y en forma cualitativa, su disposición a la electrificación (expresada en el nivel de interés). Los resultados alcanzados se demuestran en el cuadro siguiente.

Excedentes monetarios Grados de Interés

Menos de 30 U$S/mes

Más de 30 U$S/mes

Total

Escaso 22 % 25 % 47 %

Cierto 9 % 44 % 53 %

Total de casos 31 % 69 % 100 %

Fuente: RETAIN

Estos datos permitieron, en el caso de Misiones, extraer las siguientes conclusiones:


No más del 80% de la población no electrificada, reúne condiciones básicas que combinen interés y/o excedentes económicos para incorporarse al plan de electrificación.

De la población que reúne estas condiciones aproximadamente un 30% dispone de excedentes pero requiere una motivación o en su defecto puede esperarse que se conecte al sistema luego de conocer, a través de sus vecinos, sobre los beneficios de la energía eléctrica. El 70% restante tiene interés en la electrificación y en su gran mayoría están dispuestos a contribuir con dinero o bien con trabajo personal o productos agrícolas. Para la ejecución de las obras.

Las prioridades de asignación del excedente monetario del poblador rural, así como los compromiso que tiene asumido en el momento de la electrificación restringen los importes que pueden destinar a financiar su suministro eléctrico. En el caso de Misiones el resultado de las encuestas mostró como razonable fijar cuotas del orden del 25% del valor de la mediana de los valores de los excedentes monetarios correspondientes a cada categoría habitacional, resultando valores de cuota de 10 U$S por mes para las viviendas C y 20 U$S por mes para vivienda B y A.

No obstante los datos relevados en la encuesta muestran un elevado grado de dispersión.

Existe, sin embargo, un piso mínimo de contribución del poblador rural para su electrificación, que corresponde a las economías de sustitución de las unidades domésticas. Estas economías de sustitución corresponden a usos actuales, abastecidos por otras fuentes o tecnologías que serán luego reemplazados a partir de la conexión eléctrica.

Estas economías corresponden al consumo de kerosene y/o gas licuado para la iluminación y conservación de los alimentos y a pilas o baterías para comunicación (radios y TV).

De acuerdo a los datos relevados y procesados, la contribución de las unidades domésticas al pago del servicio eléctrico se estimó según los siguientes valores:

CAPACIDAD DE PAGO

CATEGORÍA HABITACIONAL

NADA CUOTA 1 U$S 10/mes

CUOTA2 U$S 20/mes

A y B 10% 26% 64%

C 14% 54% 32%


2.4 Generalizando el Análisis sobre requerimientos y capacidad de pago

Los patrones de requerimientos y de capacidad de pago de la población rural de Misiones no electrificada (relacionadas con las viviendas tipo C en el estudio del caso), podemos considerarlos representativos de la población rural alejada de las redes del Norte Argentino.

Los resultados obtenidos para Misiones no son distintos de los que se relevaron en el II° plan de electrificación rural que las Cooperativas Eléctricas llevaron adelante entre los años 1978 y 1981, con la asistencia financiera del BID. Tampoco se apartan de los valores que se presentan periódicamente en los trabajos publicados por la CLER (Conferencia Latinoamericana de Electrificación Rural).

Podemos entonces afirmar que la electrificación de la población rural dispersa atiende en primer lugar a un concepto de calidad de vida y no de cambio en las tecnología de producción.

Algunos usos productivos pueden ser incorporados directamente por los usuarios, como por ejemplo el caso del bombeo de agua para riego o para consumo animal, y otros usos productivos de mayor envergadura que impliquen el uso de fuerza motriz o conservación en frío para procesamiento de la producción del agricultor, podrían ser incorporados con impulsos exógenos a través de planes de desarrollo integrado para el sector rural.

No obstante, en áreas con economías de subsistencia, con un alto índice de necesidades básicas insatisfechas, el uso de la electricidad estará prioritariamente orientado a satisfacer requerimientos domésticos y no productivos.

No podemos dejar de señalar que en una familia rural es difícil separar entre los ámbitos de lo “económico” y lo “domestico” ya que ambos aspectos están fuertemente imbricados al coincidir esencialmente equipo de trabajo y grupo familiar, cualquier innovación que se produzca en uno de los ámbitos afectara necesariamente al otro. Así una reducción del tiempo necesario para realizar tareas domesticas permitirá mayor disponibilidad para realizar actividades productivas o bien un desplazamiento de actividades domésticas hacia la noche (con iluminación de mejor calidad) permitirá una mejor organización de las tareas productivas del grupo familiar. También la comunicación (TV) con los canales especializados en actividades rurales introduce información y conocimientos útiles para el mejoramiento de la producción.

Los requerimientos domésticos se ubican en general en una franja entre 40 y 100 kWh/mes. Estos requerimientos atienden a la iluminación con tubos fluorescentes convencionales, la incorporación de la TV color, y distintos grados de penetración de la conservación de alimentos y del uso de electrodomésticos y de artefactos para calentamiento de agua.


La característica del equipamiento electrodoméstico asociado a estos consumos puede exigir altos niveles de capacidad en la red y en la unidad de suministro.

El factor de carga de las redes rurales que conectan unidades domésticas sin otro límite de capacidad que el transformador de bajada en la chacra (5kVA) se encuentra generalmente por debajo del 10% y disminuye aún más cuando los usos de la electricidad se concentran en iluminación y comunicaciones y en el uso de artefactos eléctricos de bajo costo y de uso estacional como calefones en línea (2000W) o estufas eléctricas de velas (1200W).

Por consiguiente no pueden fijarse, en forma racional y económica, requerimientos de capacidad asociados a requerimientos de energía para la población rural si no se incorporan conceptos de gestión de demanda que permitan abastecer los mismos usos con el mínimo de capacidad requerida.

Esto implica que un programa de abastecimiento rural de electricidad debe asignar esa cuota de potencia basada en equipamientos y formas de uso racional de la electricidad. Los limitadores de potencia en la acometida a las viviendas y la capacitación del usuario son los instrumentos más aptos para ajustar la demanda de capacidad sin restringir la satisfacción de los requerimientos de energía eléctrica.

Bajo estos parámetros los requerimientos de capacidad asociados a los de energía antes indicados, se ubican en una franja entre los 800W y 1600W.

En materia de capacidad de pago, existe un marcada dispersión, tanto intra muestra en el estudio de caso en Misiones como en la información relevada en otros estudios en la Argentina y en América Latina. Sin embargo esta dispersión se ubica en una banda que siempre mantiene como piso las economías de sustitución (en general por encima de los U$S 5 por mes) y como techo valores del orden de los 30 U$S por mes.

2.5 La demanda de capacidad en la MCH

Los sistemas eléctricos se diseñan en función de la capacidad (potencia) máxima que deben abastecer, tanto para la unidad de generación como para el sistema de transporte y distribución de la electricidad.

Los usuarios, como hemos analizado en los puntos anteriores expresan requerimientos de energía y de potencia útil, es decir asociada a los usos finales de la electricidad ya sean estos domésticos o productivos.

Sin embargo en la cadena de producción distribución o uso de la electricidad existen pérdidas que deben ser suministradas por el generador en forma adicional a los requerimientos de energía útil del usuario.

En cadenas complejas, estas perdidas pueden alcanzar un porcentaje muy significativo de la capacidad de la utilidad de producción de energía y debe ser adecuadamente consideradas para determinar la demanda de potencia de una MCH.


A modo de ejemplo se muestran dos cadenas comparadas, una con suministro directo y otra con el mismo uso final pero con una cadena larga de conversiones eléctricas.

Otro aspecto sustantivo que debe considerarse cuando la MCH atiende a un pequeño sistema aislado por redes, es el factor de simultaneidad. Este factor refleja el comportamiento aleatorio del uso del equipamiento eléctrico donde la demanda máxima simultanea de todos los usuarios siempre es menor que la suma algebraica de la demanda de cada usuario individual.

De tal forma el cálculo de la capacidad en bornes del generador debe partir de la sumatoria de la potencia máxima que requiere cada usuario individual, afectada por el factor de simultaneidad (demanda máxima del sistema) y con el agregado de todas las pérdidas que ocurren en los procesos de transformación, transporte y distribución de la electricidad.


Capítulo 3: Evaluación del Recurso Hídrico

3.1. Las herramientas del Planificador

Un programa de abastecimiento de electricidad en áreas rurales, que incorpore fuentes de energía diversificadas, debe contar con un análisis territorial que califique la aptitud de las fuentes en las áreas involucradas en el programa.

Para la fuente hídrica, tal aptitud se valora mediante indicadores de calidad de las cuencas que atraviesan la región, estos indicadores permitirán al planificador, determinar las zonas en que el recurso hídrico tiene un potencial adecuado para satisfacer los requerimientos eléctricos de la población local, y de este modo, incluir esta fuente como alternativa de suministro de tales requerimientos.

Una vez seleccionadas las áreas con aptitud hídrica, es necesario identificar los sitios aptos para el emplazamiento de la MCH y en cada uno de ellos determinar la potencia y energía que puede obtenerse del mismo.

Es decir que la evaluación del recurso hídrico, debe reconocer dos etapas, la primera de carácter macro regional, para identificar la aptitud del recurso y seleccionar las áreas de interés para su aprovechamiento con fines hidroeléctricos y la segunda con carácter localizado para seleccionar y evaluar el potencial de distintos emplazamientos para MCH´s en los cursos de agua dentro de las áreas de interés identificadas.

3.2. Análisis Regional. Indicadores de Calidad de Cuenca

Las cuencas hídricas están alimentadas por las lluvias. El comportamiento hidrológico de una cuenca estará entonces influenciado por la distribución, intensidad y duración de las precipitaciones y también por la forma en que el medio ambiente influye en la “administración” del recurso. La acumulación en forma de nieve, la evaporación directa y la infiltración, la capacidad del suelo para retener el agua, las cubiertas vegetales, los procesos de transpiración y absorción de humedad son, entre otros, factores que afectan la forma en que el agua de lluvia discurre por la cuenca que la recibe.

Las precipitaciones, y la forma en que el medio ambiente las “administra”, determinan el comportamiento de los caudales de agua superficial que se concentran en arroyos y ríos y que se acumulan desde las altas cuencas (nacientes) hasta que se cierra el ciclo hidrológico regresando al mar.

El camino ideal para conocer el comportamiento de los caudales de una cuenca es contar con mediciones que registren la historia de la misma sobre un largo período de tiempo (30 a 50 años). Aún así, modificaciones ambientales de carácter planetario como el calentamiento global o los cambios en las corrientes marinas y aún aquellas modificaciones localizadas como la deforestación de áreas boscosas, introducen importantes cambios en el


comportamiento hidrológico de las cuencas, reduciendo la confiabilidad de las proyecciones basadas en los datos de las crónicas históricas.

Sin embargo es probable que en muchas regiones no se cuente con registro de datos de aforo de todas las cuencas. Cuando la información de caudales es parcial, siempre contamos con registros de lluvias.

La correlación entre cuencas aforadas y cuencas sin registros, cuando sus características son similares, permite utilizar información de lluvias, junto con mediciones de campo limitadas en el tiempo, para extrapolar probables comportamientos de los caudales de las cuencas sin registro, a partir de la información de las cuencas aforadas.

El caudal especifico de la cuenca (litros/seg/km2) medido como el aporte de caudal que hace cada unidad de superficie de cuenca es el vector que permite extrapolar datos desde cuencas aforadas a cuencas sin registro. Un segundo input de información que se requiere para analizar los indicadores de calidad de la cuenca es la información topográfica de la cuenca. En general esta información esta disponible en cartas topográficas o puede gestionarse en forma muy expeditiva con las técnicas de relevamiento actuales.

Hechas estas consideraciones de carácter general, pasamos ahora a describir los indicadores que nos permitirán evaluar el potencial hídrico de una región.

3.3. Potencial Hidroeléctrico Teórico Bruto (P.H.T.B.).

Se define como la potencia total entregada por el caudal de agua al discurrir por un cauce natural, desde una cota superior a una inferior y admitiendo que no hay perdida de ninguna naturaleza.

Representa un potencial teóricamente disponible, pero prácticamente inalcanzable, no solamente por las pérdidas referidas, sino por la imposibilidad técnica de aprovecharlo, por la incidencia de diferentes causas (geológicas, económicas, sociales, ecológicas, etc.). Así definido constituye el índice que evalúa la magnitud hipotética de la potencia hidráulica de la cuenca en análisis.

Dado que la magnitud del P.H.T.B. de una subcuenca depende de los desniveles naturales existentes y de los caudales circulantes en el tramo analizado, en su cálculo intervendrán las superficies de aportes de las cuencas, las escorrentías específicas y los mencionados desniveles.

La potencia continua desarrollada en una cuenca aguas arriba de una dada sección de control, seria el resultado de integrar los productos de caudal y desnivel que aportan las subáreas en que se divida la subcuenca y luego agregar todas las subcuencas que aportan sobre dicha sección de control.

En el gráfico siguiente se muestra el proceso de integración de la potencia hidráulica bruta y de la energía media anual bruta desarrollada durante las 8.760 horas del año.


El valor de “Qij” se obtiene como producto del caudal especifico que se haya previamente calculado o estimado, multiplicado por las fracciones de superficie de aporte hasta el punto de control de la subcuenca o tramo analizado.

El dato de caudal que se utiliza para este indicador es el que corresponde al valor medio anual de la serie, es decir aquel cuya probabilidad de permanencia es del 50% del tiempo.

A los efectos de ordenar el cálculo del P.H.T.B. de una cuenca, puede entonces seguirse la siguiente secuencia:

Fraccionar la cuenca en subcuencas, de acuerdo con la configuración de cursos tributarios, secundarios, terciarios, etc. Numerar subcuencas con nomenclatura relativa a la cuenca en estudio.

Calcular las áreas de las subcuencas determinadas.

Mediante cálculos o estimaciones, adoptar el caudal específico para cada subcuenca.

Para cada subcuenca, sumar todos los caudales que pasaran por la sección de control de la misma.

Calcular la diferencia de niveles entre la parte más alta y más baja del tramo del curso principal de cada subcuenca en estudio.

Por ampliación de la formula (I), calcular la potencia continua para cada tramo o subcuenca.


Proceder a efectuar el cálculo acumulativo de cada subcuenca avanzado desde nacientes hasta el final de la misma, determinando de esta forma el P.H.T.B. del total de la cuenca.

Mediante la fórmula (II), calcular la Energía Teórica Anual a Potencia Continua para cada tramo, y por acumulación total de la cuenca partiendo de nacientes hasta el final de la misma.

3.4. Densidad del P.H.T.B.

El P.H.T.B. nos da un valor muy agregado que no permite una clara visualización de la calidad de la cuenca a los fines de su explotación energética.

Por el contrario cuando referimos este potencial a la superficie de cuenca o a la longitud del cauce asociadas al mismo, tenemos una idea de la forma en que se concentra en un área o en un tramo del arroyo.

De tal forma los indicadores específicos como la densidad superficial del P.H.T.B. (kW/km2 de cuenca) y la densidad lineal del P.H.T.B. (kw/km de río) nos permiten una mejor apreciación de la oportunidad o probabilidad de encontrar emplazamientos aptos para hidrogeneración.

Es decir que para dos cuencas con igual P.H.T.B. (ejemplo: con 500 MW de potencial bruto) aquella que tiene menos superficie tendrá mayor densidad de potencial (ejemplo: con 1000 km2 tiene 500 kW/km2) y la de mayor superficie tendrá menor densidad de potencial (ejemplo: con 10000 km2 tiene 50 kW/km2). Siguiendo el ejemplo, será entonces más probable encontrar emplazamientos técnica y económicamente viables donde dispongamos de 500 kW/km2 que donde solo contemos con 50 kW/km2.

3.5. Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.)

Como el P.H.T.B. representa una cifra independiente de la tecnología a utilizar, de los rendimientos a obtener, de la presencia de las obras o proyectos preexistentes, de las complicaciones geológicas o topográficas de los diferentes tramos, de las posibilidades de regulación mediante embalses, etc., y además supone implícitamente que todo el caudal disponible se destina a la producción de energía hidroeléctrica, resulta mucho más interesante, con vistas a planificar el equipamiento eléctrico de una determinada región, analizar el denominado Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable (P.H.T.A.).

El P.H.T.A. que, por definición, resulta el que realmente pudiera ponerse en servicio con factibilidad técnica, aunque una cierta porción de él pueda no ser económicamente interesante o conveniente, al momento de su evaluación particular.

Usualmente no se dispone de la información o de la experiencia propia necesaria como para definir el P.H.T.A. por lo que suele recurrirse como primera aproximación a metodologías desarrolladas para cuencas que han agotado prácticamente su capacidad hidrogeneradora, y que permiten obtener


índices que relacionan la densidad del P.H.T.B. con un rango de porcentajes del P.H.T.A.

El P.H.T.A. como porcentaje del P.H.T.B. puede obtenerse por ejemplo de la tabla adjunta dada por la Comisión Económica para Europa de las Naciones Unidas, con información de potenciales técnicos mínimos y máximos respecto de la densidad específica del Potencial Bruto para las cuencas europeas.

Densidad del P.H.T.B. (KW/km2)

P.H.T.A. como porcentaje del P.H.T.B.

10 00-25 50 00-30

100 05-35 150 10-40 200 15-45 250 20-50 300 25-55 350 30-60

3.6. Potencial Hidroeléctrico Técnico Aprovechable a escala de microgeneración (P.H.T.A.m.)

El P.H.T.A. se calcula tomando en consideración las tecnologías convencionales aplicadas a grandes, medianos y pequeños aprovechamientos energéticos y prescinde de cualquier clasificación de los mismos en función de su magnitud.

De acuerdo con el objeto del tema que estamos tratando, definimos al Potencial Técnico Aprovechable a Escala de Microgeneración como la fracción del P.H.T.B. susceptible de ser aprovechada mediante la implementación de microcentrales, es decir, de aquellos emprendimientos de potencia inferior a 300 kW.

Al igual que con el P.H.T.A., el cálculo del P.H.T.A.m. permite cuantificar el potencial técnicamente factible de ser utilizado, aunque prescindiendo de consideraciones económicas o de cualquier otra índole que determinen la conveniencia o viabilidad de construir microcentrales hidroeléctricas en las cuencas en estudio.

El P.H.T.A.m. se ha concebido como aquel susceptible de ser aprovechado mediante la instalación de microturbinas.

Los lineamientos del cálculo del P.H.T.B., se aplican al calculo del P.H.T.A.m., a cuyos efectos se determinan porcentajes del mismo, en función de parámetros característicos que califiquen la aptitud energética del tramo o subcuenca con vistas a su aprovechamiento energético mediante microturbinas.


Cuando la experiencia lo aconseje o relevamientos de campo lo fundamenten, los valores del P.H.T.A.m., podrán afectarse mediante coeficientes de corrección o aproximación. Dichos coeficientes dependerán de parámetros o índices hidrogeomorfométricos de las cuencas o subcuencas en estudio (densidad de drenajes, área específica de máximas pendientes, etc.).

Con lo expuesto el P.H.T.A.m. podrá calcularse mediante una expresión de la forma:

P.H.T.A.m. = “P” x (P.H.T.B.) (III)

En la que “P” es un porcentaje obtenido mediante estudios básicos de campo y de gabinete, en función de la densidad del potencial bruto (en kW/km2).

Para obtener la tabulación de los porcentajes “P” en función de la Densidad de Potencial Bruto, la propuesta consiste en analizar subcuencas que se juzguen representativa de la región en estudio y efectuar un programa de relevamiento de campaña lo más exhaustivo posible, con visitas de campo a los sitios de emplazamiento potencial, previamente seleccionados mediante apoyo cartográfico y aerofotogramétrico en el caso de disponerse.

Del análisis puntual de cada emplazamiento relevado, podrá obtenerse por cómputo el Potencial real a ser aprovechado en la subcuenca, el que podrá luego relacionarse con el P.H.T.B. correspondiente de dicha subcuenca.

Cuando se juzgue que los valores obtenidos son transferibles o extrapolables podrá iniciarse la evaluación del P.H.T.A.m. para otras cuencas o subcuencas por simple asignación de los valores tabulados, en función de la Densidad de Potencial Bruto.

3.7. Métodos Para Evaluar el Potencial de un Emplazamiento

3.7.1. Selección de las Cuencas de Interés

En primer lugar debemos considerar que el recurso hídrico es aprovechable en un entorno del sitio de su emplazamiento. Es decir que la distribución espacial de la demanda eléctrica, es un dato relevante para predeterminar las áreas que resulten de interés hidráulico.

De tal forma, las áreas que, por sus indicadores de calidad de cuenca, resultan aptas para su aprovechamiento hidroenergético deben coincidir con las áreas donde se localiza la demanda que debe ser abastecida.

3.7.2. Preselección de Emplazamientos en Gabinete

Una vez predeterminadas las áreas de interés, con bases en la información cartográfica disponible, deben localizarse emplazamientos en cada río o arroyo, donde se observen puntos de interés, a partir del apilamiento de líneas de nivel que indiquen rápidos o saltos de agua en el curso.

Fijando secciones de control en esos puntos, pueden calcularse caudales medios midiendo en cartografía las áreas de cuenca de aporte aguas arriba de


la sección de control. Con los datos de caudal y desnivel localizado en cada emplazamiento seleccionado, puede hacerse una primera estimación de la potencia continua disponible en los mismos.

Sobre la base de este análisis se realiza una preselección de los emplazamientos que resultan de mayor interés para resolver el abastecimiento de la demanda localizada en el área.

3.7.3. Verificación y ajuste con estudios de campos.

Los emplazamientos preseleccionados en gabinete deben ser luego identificados y evaluados en campo. Si no se encuentran restricciones de importancia que imposibiliten la utilización de dicho emplazamiento (situaciones geológicas, ambientales, afectación de actividades socio económicas, etc.) se procede a realizar mediciones detalladas de caudal y desnivel, conforme a los siguientes procedimientos.

3.7.3.1. Para evaluar el desnivel aprovechable

Para medir el desnivel aprovechable deben evaluarse, en campo, la ubicación de la cámara de carga y de la sala de máquinas.

Como veremos en el capítulo 4, la cámara de carga puede estar junto a la toma de agua, sobre el arroyo o bien en un punto alejado conectado a la toma de agua mediante un ducto cerrado o un canal abierto a nivel (en ambos casos sin presión).

La medición de desnivel se realizará desde el punto seleccionado para instalar la cámara de carga hasta el punto seleccionado para instalar la sala de máquinas, donde el agua será turbinada y devuelta a su curso natural.

Para medir el desnivel que puede lograrse dentro de longitudes aceptables de las obras de conducción (canales y tuberías), se utilizará una manguera tipo nivel de albañil (25-35 metros de longitud), llena de agua, con un manómetro de rango apropiado para un máximo de 30 metros de columna de agua, conectado a su extremo.

Desde el nivel de cámara de carga hasta el nivel de sala de máquina, se fraccionará la medición, colocando puntos intermedios de control en la forma que mejor se adapte a la topografía del terreno y a la longitud de la manguera utilizada.

Las medidas de desnivel deben realizarse apoyando el manómetro en el suelo y con el nivel de agua en el extremo superior controlado con una regla colocada en la vertical del punto.

3.7.3.2. Determinación del caudal

Método de la botella:

Consiste en calcular el tiempo que tarda una porción de arroyo de 10 metros de largo en pasar por una sección de control.


Ubicar la sección de control aguas arriba del punto de toma seleccionado, en un lugar preferentemente poco sinuoso, medir su ancho (L) en metros, de orilla a orilla, tendiendo un hilo sujetado con una estaca en cada margen.

Dividir L en diez partes iguales a lo largo del hilo y en cada una medir con una vara la profundidad (xi), en metros, del arroyo. La profundidad media del arroyo en la sección de control será:

Xm = (X1+ X2+ X3+ X4+ X5+ X6+ X7+ X8+ X9+ X10) / 10

A diez metros aguas arriba de la sección de control, coloque otro hilo paralelo al primero, luego prepare una botella vacía bien tapada y déjela flotar en el centro del arroyo desde varios metros aguas arriba del segundo hilo. Controle el tiempo T en segundos que tarda la botella en recorrer los 10 metros que separan ambos hilos. Repita las medidas y utilice el promedio de las mediciones.

El área A en metros cuadrados de la sección de control será:

A = Xm (profundidad en metros) x L (ancho en metros).

En el tiempo (T) habrá pasado por la sección de control un volumen de agua igual a:

V(m3) = 10xA.

El caudal que circula en la sección de control, al momento de la medición será:

Q (litros/seg) = V (m3) x 1000 (litros/m3) / T(seg)

Método del Tambor:

Es un método apropiado para emplazamientos que cuentan con saltos compactos.

Consiste en transportar hasta el salto un tambor vacío de combustible de 200 litros y sostenerlo bajo la caída de agua, midiendo el tiempo T en segundos que tarda en llenarse. La medición debe repetirse varias veces y adoptar el promedio.

Luego debe estimarse a vista la cantidad de tambores (N) que podrían colocarse juntos bajo el salto para llenarse simultáneamente. (No sea optimista con esta apreciación, trate de estimar en menos antes que en mas el valor de N).

El caudal medio resultará de realizar el siguiente cálculo:

Q (litros/seg) = (200xN)/T

Una vez realizadas las mediciones por cualquiera de los métodos disponible, sobre la base de consultas con los pobladores vecinos al arroyo, se deberá determinar la frecuencia de ocurrencia del caudal medido en el total del año,


así como su valor relativo respecto de los momentos en que el arroyo trae los caudales máximos y mínimos.

3.7.3.3. La curva de duración de caudal

La curva de duración de caudales nos indica el comportamiento de los caudales a lo largo de un período anual y una serie de curvas anuales, nos permite visualizar el comportamiento de los caudales en años particulares como ricos, secos o extrasecos.

En la figura se muestra un curva típica que nos indica la probabilidad de que durante un % de tiempo del año los caudales excedan los indicados en la curva.

Estas curvas pueden construirse cuando existen registros (aforos) durante largos períodos de tiempo. También puede construirse para cuencas no


aforadas, cuando existen registros en otras cuencas dentro de un área general de características ambientales homogéneas mediante correlación de caudales.

Este método de determinación de la curva de duración de caudales por correlación, requiere realizar mediciones (10 días como mínimo) distribuidas durante un ciclo anual, con mayor densidad de medidas en la estación seca, y compararlos con los registros, de los mismos días en la cuenca aforada.

Con una curva ajustada de correlación entre los caudales circulantes en la cuenca aforada y los que circulan en la cuenca sin aforo, se puede construir la curva de duración de caudales de la cuenca en estudio a partir de los datos de la cuenca aforada.

Cuando no se dispone de información estadística de cuencas aforadas, lo mejor es recurrir a la memoria del poblador local. En este caso debe buscarse información sobre el comportamiento del arroyo en las estaciones secas y en las más ricas.

Ambos datos son necesarios, ya que el proyecto de una MCH requiere un buen conocimiento del caudal mínimo que dispondrá (para evaluar la potencia mínima firme) y del caudal máximo que deberá evacuarse (seguridad de las obras sobre el arroyo).

Para ello debe consultarse a los pobladores locales sobre los niveles que alcanza el arroyo en el lugar donde se mide el caudal, tanto en las máximas crecidas como las mayores sequías que recuerden.

La medición realizada en el emplazamiento elegido, complementada con la información suministrada por los pobladores locales y los registros de lluvias de la zona permitirán estimar valores para los caudales mínimo, máximo y medio en el sitio del emplazamiento.

3.8. Ajuste de la Oferta-Demanda. Caudal y Altura de Diseño.

Durante la fase de planificación se asignará a los emplazamientos seleccionados, la demanda que debe ser satisfecha por cada uno de ellos.

La oferta de potencia y energía a suministrar por la MCH debe ajustarse a dicha demanda.

El caudal de diseño (o de instalación) que se requiera, se determinará considerando los rendimientos de transporte del agua y de su conversión de energía hidráulica a energía eléctrica.

Un valor conservativo del rendimiento para establecer el caudal de instalación es 50%. Por lo tanto resulta que

Qi (m3/seg) = P (kw) (potencia máxima demandada) 5 x Hu (m) (altura útil de diseño)

Si el valor de Qi así calculado se ubica por debajo de los caudales mínimos (estación seca) del arroyo, se acepta como valor del proyecto.


Si Qi se ubica en la franja de excedencia del 80% al 100% del tiempo, deberá analizarse si puede mejorarse la altura de diseño reduciendo de ese modo el Qi necesario o si se aceptará brindar un servicio con restricciones en la estación seca o bien complementar el servicio con otras fuentes / tecnología.

En el caso que el Qi requerido sea mayor del que se dispone en el arroyo durante el 80% del tiempo, el servicio será con restricción o con respaldo de otras fuentes.

Se entiende que las restricciones pueden resolverse limitando los usos de la electricidad o sin limitar los usos pero con horarios del servicio reducidos a la disponibilidad del agua (incluyendo la que permita el almacenamiento mediante una pequeña obra de cierre para regulación diaria).

Los caudales mínimos disponibles para el proyecto pueden ser aun menores que los de la estación seca, si razones o normas ambientales aconsejan mantener valores asegurados de escurrimiento por el cauce natural e impiden la derivación del total del agua para la producción de energía.


Capítulo 4: Tecnología de conversión mediante MCH

4.1. Compromiso costo / calidad / sustentabilidad

Antes de ingresar en el estudio y selección de las tecnologías y criterios de diseño que proponemos utilizar en los proyectos, es necesario: a) definir el compromiso entre costo y calidad del suministro eléctrico que los usuarios y la comunidad están dispuestos a aceptar y b) considerar la relación entre la confiabilidad y el grado de automatismo que, conforme a la organización institucional que se adopte para operar y mantener el sistema, asegure la sustentabilidad de los proyectos en el largo plazo.

En relación con los costos, la solución técnica debe reducirlos al mínimo compatible con un abastecimiento continuo, dentro de los criterios de suministro adoptado por el proyecto. Estos criterios suelen referirse al tipo de servicios desde el continuo de 24 horas, a servicios interrumpibles con solo 6 horas por día (servicio nocturno) y a los tiempos máximos de interrupciones que pueden admitirse, originados por escasez del recurso hídrico, o bien por contingencias electromecánicas o electromagnéticas.

Tanto los tiempos de interrupción aceptables como las variaciones de tensión y frecuencia permitidas en estos pequeños sistemas, son menos rigurosos que para los sistemas eléctricos de alta concentración de demanda.

Pretender estándares de calidad altos implicaría proyectos con tecnología sofisticada, con fuerte impacto en los costos tanto de inversión como de operación y mantenimiento.

Por otra parte los requerimientos eléctricos de la comunidad receptora de este tipo de proyecto corresponden al uso de artefactos y equipos y al desarrollo de actividades que no necesitan altos estándares de calidad de servicio.

El principal salto cualitativo que percibe esta comunidad, es la diferencia entre contar y no contar con electricidad. Si su evolución socioeconómica le permite acceder a equipamientos electrodomésticos o productivos sofisticados, seguramente contará también con ingresos suficientes para invertir en la mejora de calidad que requieran.

En relación con la sustentabilidad, la localización de los proyectos en las áreas alejadas de los centros más desarrollados requiere de tecnologías sencillas que puedan atenderse localmente tanto en lo referido a operación, como a reparación o reposición de componentes y partes de equipos e instalaciones.

No obstante le decisión final sobre criterios de diseño técnico de los proyectos dependerá de la figura institucional que se adopte para operar y mantener los sistemas.

Este punto que discutiremos más ampliamente en el último capítulo, implica que los criterios de diseño podrán definirse según que la explotación sea altamente descentralizada en la comunidad local (requiere tecnologías más


sencillas) o que se realice con formas más centralizadas en estructuras de gestión técnica (admite mayor complejidad tecnológica)

4.2. Descripción de los componentes tecnológicos de una MCH

En una Micro Central Hidroeléctrica se pueden distinguir cuatro partes componentes principales.

La Obra de Cierre y Captación

Consistente en la construcción destinada a producir el cierre para almacenamiento de agua, o la simple elevación del tirante para su derivación hasta la microcentral, o simplemente una toma para captar una parte del caudal que circula por el río o arroyo.

La Obra de Conducción o de Derivación

Son las instalaciones que deben transportar los caudales desde las Obras de Captación hasta la turbina para su aprovechamiento energético. Pueden estar constituidas por tuberías cerradas solas o combinadas con canales a cielo abierto.

La Micro Central o Sala de Maquinas

Está constituida por el espacio y las estructuras en que se aloja el equipamiento hidroelectromecánico, y que consiste habitualmente en una pequeña habitación, que por su ubicación próxima a los arroyos requiere ser planeada para afrontar los cambios en el nivel de restitución, provocados por las crecidas extraordinarias.


Incluye la totalidad del equipamiento consistente en la microturbina, su regulador de velocidad, el generador, y el tablero de comandos y control.

Las Obras de Distribución (Redes Eléctricas)

Que permiten el transporte de la energía eléctrica hasta los usuarios y que incluyen las estaciones de transformación y las líneas de media y baja tensión mono y trifásicas.

4.3. Características particulares de la tecnología de MCH

Como dijimos anteriormente la utilización de MCH como tecnología de abastecimiento dentro de un programa rural de electrificación, incorpora algunos rasgos característicos que la diferencian de otros planes de construcción de obras públicas. Tales rasgos distintivos son los siguientes:

Las MCH tienen dos componentes particulares, turbinas y reguladores, que no cuentan con una oferta de mercado de alta difusión y para los que es conveniente desarrollar proveedores locales que pueden en el futuro atender reparaciones y nuevos suministros. La ingeniería utilizada en estos componentes, debe ser lo suficientemente sencilla como para permitir su construcción con las máquinas, equipos e instrumentos y con los niveles de calificación de mano de obra, con que habitualmente se cuenta en regiones rurales alejadas de los centros urbanos desarrollados. Se requiere garantizar condiciones preestablecidas de calidad en las prestaciones de tales componentes y utilizar criterios de estandarización que faciliten la rápida y sencilla reposición total o parcial de los mismos.

Las Obras de Captación y Conducción del agua hasta la sala de máquinas, si bien siguen lineamientos más convencionales, deben ser concebidas con criterios técnicos que, sin perder seguridad, reduzcan los costos de inversión y permitan tanto la integración de materiales locales como la participación de los futuros beneficiarios en su ejecución. Debe siempre recordarse que las Micro Centrales Hidroeléctricas no son centrales grandes y en consecuencia no deben aplicarse a ellas técnicas ni modalidades constructivas y contractuales de las grandes obras.

Las Obras de Distribución, deben adecuarse a los criterios de reducción de costos con que se desarrolla el conjunto de los micro aprovechamientos, estableciendo estándares de calidad adecuados a los mismos. Para ello es necesario revisar aquellas normas técnicas que privilegian la calidad antes que el costo y que suelen utilizarse en redes rurales de regiones mas desarrolladas.

4.4. Obras de captación

4.4.1. Consideraciones generales


La captación de agua en un río o arroyo debe considerar principios básicos asociados a la calidad del agua que se deriva a la micro central y a la seguridad de las obras que se ejecutan en el cauce natural.

La calidad del agua debe asegurarse mediante la separación de piedras, ramas u otros objetos que, de ingresar a las obras de conducción, obstruirán el flujo de agua y en caso de llegar hasta la turbina provocarán daños severos e interrupción del servicio.

Debe también asegurarse la separación de arenas u otras partículas sólidas que por su tamaño provoquen erosión en los ductos y en la tubería, reduciendo su vida útil.

La selección del lugar para ejecutar las obras de toma de agua requiere considerar el comportamiento de la carga de sólidos en suspensión en el flujo de agua. En tramos rectos de los arroyos el flujo es uniforme y en su parte alta contiene menor cantidad de sólidos en suspensión en el flujo de agua.

En los tramos curvos, en cambio, se produce un flujo en forma de espiral, que erosiona de arriba hacia abajo la margen externa de la curva y se mueve de abajo hacia arriba a la salida del codo depositando el material en suspensión en la margen interna de la curva (ver figura).

Sobre la base de este comportamiento del flujo de agua y de los sólidos en suspensión, las recomendaciones para ejecutar la toma de agua son las siguientes:

Si el emplazamiento elegido se encuentra en un tramo curvo del arroyo, la toma debe ejecutarse en la salida aguas abajo del codo o curva y del lado cóncavo de la misma (margen exterior). De este modo la porción de sólidos en el agua que se deriva será menor a la media del arroyo.

Curso del río Toma de agua

DESARROLLO DE FLUJO ESPIRAL EN EL LECHO DEL RIO


Si el emplazamiento se encuentra en un tramo recto del arroyo convine ejecutar una toma frontal y, en este caso, la proporción de sólidos en el agua que ingresa a la toma será la misma que la media del arroyo.

La seguridad debe garantizarse cuando se realizan obras de cierre en el curso del arroyo. Además de observar especificaciones de materiales y técnicas constructivas que atiendan a la seguridad de las presas, debe prestarse especial atención a la evacuación de crecidas y a la protección de la erosión de las márgenes del entorno de la presa.

En las nacientes del arroyo o en las zonas con suelos de poca retención o con grandes pendientes, cuando hay estaciones de fuertes precipitaciones, el caudal máximo puede ser varios centenares de veces mayor que el caudal medio. En tales situaciones, las obras de cierre deben estar previstas para soportarlo y evacuarlo.

4.4.2. Toma de Agua sin Obra de Cierre

Se realizan cuando el caudal de instalación es inferior al mínimo caudal del arroyo.

Son obras muy sencillas realizadas en el curso del arroyo o sobre una de sus márgenes que permiten inundar una cámara de carga a través de una reja.

En la figura se muestra una toma del tipo tirolés para instalar en el lecho del río.

1. Lecho del río 2. Cámara de captación (de hormigón o de mampostería de piedra). El piso es inclinado hacia el tubo de salida. 3. Marco metálico anclado al borde de la cámara 4. Reja de planchuelas con cierre perimetral. La separación entre planchuelas es de 6 a 12 mm. La pendiente de la

reja en la dirección del flujo es de 15° como mínimo. 5. Tubo de descarga a la cámara de carga y desarenado

4.4.3 Tomas de Agua con Obras de Cierre


Cuando el caudal de instalación es menor que los mínimos caudales de la estación seca, es necesario realizar un cierre del arroyo. La ejecución de las centrales con cierre del arroyo distribuye al igual que las centrales de mayor potencia dos grandes grupos:

4.4.3.1. Centrales “de pasada”

Que aprovecha los caudales disponibles en las corrientes, desviándolos desde los causes hasta la unidad generadora mediante sencillas instalaciones de sobreelevación de agua para su adecuada captación.

Los caudales aprovechables corresponden a los de alta permanencia anual en el cauce (75 a 95% de permanencia en la Curva de Duración de Caudales), y por lo tanto son habitualmente inferiores al Caudal modulo o Medio en ese punto.

Los coeficientes de "enpuntamiento” (relación del caudal de instalación/caudal de modulo) son inferiores a la unidad. Por esta razón, las obras de cierre, de pequeña significación, deben permitir el paso de importantes caudales excedentes.

4.4.3.2. Centrales de “Regulación”

Adaptadas al concepto de regulación diaria y cuyas instalaciones se dimensionan para resolver situaciones donde la potencia a proveer requiere mayores caudales que los habitualmente disponibles en el arroyo. Para este propósito requieren la conformación de un reservorio de acumulación de volúmenes líquidos para su utilización plena en los horarios de mayor consumo.

Ello se logra a expensas de una obra de cierre de mayor importancia relativa importancia, que debe igualmente prever las estructuras de alivio necesarias para descargar los caudales de crecidas ordinarias y extraordinarias que superan la capacidad del reservorio o vaso.

Para la regulación del tipo diaria se necesita calcular el volumen de masa liquida en reserva, el que a su vez determina la altura de las obras de cierre, de acuerdo con la topografía del vaso del embalse.

4.4.3.3. Materialización de las Obras de Cierre (Tipos y Cuidados Constructivos)

Obras de Cierre de Pantalla con Contrafuertes:

Se compone de una pantalla inclinada, que oficia de cierre, ejecutada en madera dura o con placas premoldeadas de hormigón armado, convenientemente impermeabilizadas en toda la superficie y con particular cuidado en crear estanqueidad en la juntas.

La pantalla se asienta sobre contrafuertes constituidos por placas triangulares de pared delgada ejecutadas en hormigón armado, mampostería o bien por estructuras triangulares reticuladas de madera dura.


La concepción estructural del conjunto pantalla - contrafuerte constitutivos es tal que posibilita la auto estabilidad de la estructura tanto al vuelco como al desplazamiento. De tal forma se evita utilizar el peso de la presa como elemento estabilizante, ya que se aprovecha el peso de la cuña de agua que se descarga sobre la plantilla.

El dimensionado de la fundación debe adecuarse a la característica de los suelos y se ejecuta en forma corrida en toda la extensión del cierre.

En los extremos la inserción de las obras de cierre en las márgenes del vaso se ejecuta mediante estribos macizos de hormigón.

El vertedero es central y se conforma por un conjunto de vasos cuyos contrafuertes y pantallas tiene una altura menos que en los laterales.

La descarga del fondo para eliminación de sedimentos y vaciado para reparación puede hacerse realizando completamente las placas o maderas de uno de los vasos.

La obra de toma se realiza como compacto independiente en el sitio que se juzgue necesario y consta de bloque de anclaje con la salida a tubería o a canal, la compuerta de control y la reja de protección.

Obras de Cierre de Terraplén

El cuerpo principal de la presa es un terraplén construido por compactación en capas de suelos locales. La compactación debe considerar las características de las tierras disponibles y en función de las mismas se adoptaran los medios mecánicos y los procedimientos constructivos y de control necesarios para que la tierra compactada alcance los niveles de estanqueidad y de resistencia mecánica que requiere el proyecto.

Estos cierres se ejecutan preferentemente combinados con vertederos independientes de la presa, materializados con forma cilíndrica, aguas arriba del cierre. Estos vertederos operan como un embudo cuya cota superior esta por debajo del nivel de coronamiento de la presa. Cuando la presa de terraplén se combina con vertederos independientes, su ejecución es continua y no presenta interfases del terraplén con otros materiales. De esta forma se incrementa la seguridad y adicionalmente puede utilizarse el coronamiento de la presa como camino vecinal (puente entre las márgenes).

Si se estiman que crecidas extraordinarias pueden superar la capacidad de evacuación, una parte del coronamiento de la presa puede ejecutarse a un nivel inferior de manera que opere como vertedero fusible. Estos vertederos fusible se ejecutan sobre una de las márgenes y en caso de que el coronamiento se use como puente, se le da forma de badén para no impedir la circulación. Si ocurriera una crecida extraordinaria, mayor que la del diseño, los daños de erosión se concentrarían en la zona del fusible y el proceso de reparación sería mas rápido y económico. También puede ejecutarse el vertedero de tipo frontal macizo en uno de los laterales de la presa. Estos vertederos se ejecutan en hormigón ciclópeo de fragmentos de roca o bien con


mampostería de piedra. La vinculación entre presa y vertedero esta constituida por un muro de ala de gravedad que a su vez protege al terraplén de la acción de la corriente que circula por el vertedero. Este vertedero puede complementarse también con un vertedero fusible sobre el terraplén constituido sobre la margen opuesta.

La obra de toma como en el caso anterior, se ejecuta en forma independiente de la toma. Del mismo modo se ejecutan las obras para facilitar el vaciado del embalse (descargador de fondo).

Los ductos de evacuación de vertedero independiente, de la toma y del descargador de fondo se ejecuta con tubos de hormigón que atraviesan el cuerpo del terraplén. Debe prestarse especial atención al control de la captación de la tierra alrededor de los tubos, ya que cualquier filtración, con el transcurso del tiempo se convierte en un grave daño a la presa.

Obras de Cierre de Enrocado

Se materializa en forma similar a la de terraplén pero utilizando fragmentos de piedra colocados por medios mecánicos. El enrocado se coloca en capas, de manera de obtener una estructura resistente. Una solución equivalente se obtiene con el uso de gaviones, que son cestas de alambre tejido rellenas con piedras que facilitan su transporte y colocación en obra. La obra de enrocado resuelve bien los aspectos estructurales, pero es completamente permeable. Para lograr la estanqueidad, se ejecuta una pantalla impermeable sobre el talud aguas arriba del terraplén. Esta pantalla se realiza en hormigón y puede completarse con membranas que mantengan la estanqueidad aún cuando ocurran pequeños asentamientos en el cuerpo de la presa.

Si el vertedero se resuelve en forma frontal, se ejecuta sobre una de las márgenes, en hormigón o mampostería, con un muro de ala en el mismo material para la transmisión con el pedraplén.

Toma y descargador se resuelven en forma similar a los dos anteriores.

Obras de cierre de gravedad

Consiste en un muro de gravedad continuo de hormigón o mampostería, el vertedero central se forma elevando los laterales del coronamiento de gravedad del muro, mediante sendas pantallas verticales que pueden ejecutarse en madera, hormigón premoldeado o mampostería.

La toma y el descargador de fondo están en este caso integrados en la obra civil del muro de gravedad con sus respectivas compuertas.

4.5. Obras de Conducción

Las obras de conducción comienzan en la toma de agua construida sobre el arroyo o el embalse y terminan en el ingreso del agua a la sala de máquinas.


En el caso mas general están integradas por tres componentes que son: i) canales a cielo abierto o ductos cerrados a nivel, ii) una cámara de carga y iii) la tubería de presión.

La necesidad de reducir el importante efecto que este componente de las obras, sobre los costos totales, nos sugiere considerar las siguientes cuestiones:

Estudiar cuidadosamente la localización del cierre y de la sala de maquinas, de modo de alcanzar la máxima altura neta con el menor costo. Tal solución puede lograrse trazando canales a cielo abierto por líneas de nivel, que son de bajo costo para ubicar una cámara de carga y la tubería de presión y los lugares de fuerte pendiente, reduciendo su longitud y en consecuencia su fuente de incidencia en los costos.

Realizar el estudio técnico económico previo de los distintos tipos de tuberías disponible en el mercado local (acero, Fibrocemento, PVC, Plástico Reforzado con Fibra de Vidrio, etc.) con el objeto de preseleccionar el de mayor conveniencia para la región.

4.5.1. Canales

Los canales a cielo abierto constituyen una solución muy ventajosa para reducir costos de tubería. No obstante deben estar adecuadamente diseñados para evitar mayores costos de mantenimiento.

El diseño del canal debe resolver un correcto escurrimiento del agua sin perder innecesariamente altura útil en el proyecto. Para ello se recomienda ejecutar el canal con una pendiente de 1/1000. Los canales se construyen con sección trapezoidal. La solución que optimiza costos, es decir que implica mínimo perímetro para igual caudal (o sección de flujo de agua) es aquella en que la base y las paredes laterales a 45° son tangentes a una circunferencia cuyo diámetro se ubica en la cota superior del agua del canal.

Desde el punto de vista constructivo si los suelos son permeables es necesario darles estanqueidad.


Ejecutada la excavación del canal, el método convencional de impermeabilizado es el recubrimiento de concreto. Si este recubrimiento se ejecuta con encofrado tradicional, el espesor necesario para el escurrimiento y compactación del hormigón alcanza a 4”.

Sin embargo la experiencia reciente en obras ejecutadas en Perú indican la conveniencia de utilizar el método de los bastidores. Estos bastidores se colocan primero cada 10 m. en tramos rectos (guías) y cada 5 m. en los curvos, cuidando ajustar su nivel, escuadra, alineación y aplomado. Una vez fijados los bastidores guía se colocan bastidores intermedios manteniendo la alineación, el nivel ajustado a la pendiente del canal, la escuadra con el eje del canal y el plomo. Una vez presentados los bastidores se coloca en los costados una capa de cemento de 2” de espesor (igual al marco del bastidor) que se alisa mediante reglas apoyadas entre los bastidores (2,5 m de separación).

Terminados los lados se ejecuta el piso del canal, los bastidores se retiran después de 24 horas y en su lugar se ejecutan las juntas de expansión.

El curado se realiza manteniendo el canal inundado durante por lo menos 10 días.

Esta solución reduce en un 50% el costo de materiales y 30% en el costo de mano de obra.

En zonas con derrumbes o gran intrusión de ramas y hojas deben ejecutarse protecciones especiales con maderas o losas premoldeadas que tapen el canal. Del mismo modo deben preverse pasos para animales por sobre el canal. También pueden ejecutarse pantallas deflectoras hacia el vertedero de la cámara de carga, para desviar el materia en flotación que pueda llegar a la misma por el canal.

4.5.2. Cámara de carga

Es necesario para aquietar el agua y permitir la decantación de arenas y partículas sólidas.

La cámara de carga debe tener dimensiones adecuadas, para cumplir esta función y estará constituida en hormigón o mampostería de piedra.

Tiene básicamente cuatro vías de movimiento de fluido. La primera es la acometida por donde ingresa el canal o ducto que trae el agua desde la toma. La segunda es un vertedero o tubo para eliminar los excedentes de caudal que no serán turbinados. La tercera es un descargador de fondo que permitirá el vaciado y limpieza de partículas sedimentadas. La cuarta es la alimentación mediante malla de filtrado o rejas a la tubería de presión que conduce el agua a la turbina.


4.5.3. Tuberías de presión


La selección de la tubería más conveniente requiere como primer paso determinar el diámetro de la misma y la presión de trabajo que deberá soportar.

Estos parámetros y las condiciones de suministro local de materiales y tubos prefabricados y sus costos determinarán la solución más conveniente. Para una misma potencia instalada, las combinaciones caudal / altura del aprovechamiento indican si se requiere mayor diámetro (Q) y menor presión de trabajo (H) o viceversa.

Conocido el caudal de instalación la sección de tubería dependerá de la velocidad máxima admisible para el agua que circula en su interior.

Esta velocidad máxima a su vez depende de la pérdida de altura que pueda admitir el proyecto.

Es deseable seleccionar velocidades que no introduzcan pérdidas mayores al 2% o 3%. No obstante si el recurso hídrico es abundante se debe encontrar la solución que minimice costos, atendiendo a los diámetros comerciales de plaza, aunque las perdidas sean mayores (5%-10%).

Para un caudal de instalación determinado la velocidad que corresponde a un nivel de pérdidas prefijado depende a su vez del material (rugosidad) y del diámetro de la tubería.

Para un análisis mas detallado del proceso de selección se recomienda ver Hydraulics Engeneering Manual.

A modo de ejemplo se muestra una tabla de relación entre velocidad y diámetro para un tubo de polietileno de alta densidad.

Tubos de Polietileno (presión nominal 10at.)

Diámetro exterior [mm]

Diámetro interior [mm]

Velocidad del agua [m/s]

Caudal Q [lt/s]

Potencia para altura Neta 100m [kW]

32 26.2 0.6 0.3 0.2

40 32.6 0.7 0.6 0.4

50 40.8 0.8 1.0 0.7

63 51.4 0.9 1.8 1.3

75 61.4 1.0 3.0 2.1

90 73.6 1.2 5.1 3.6

110 90.0 1.4 8.9 6.2

125 102.2 1.5 12.3 8.6

140 114.6 1.6 16.5 12

160 130.8 1.8 24 17

180 147.2 2.0 34 24

200 163.6 2.1 44 31

225 184.0 2.3 61 43

250 204.6 2.4 79 55


El uso de tuberías plásticas se recomienda cuando los diámetros son inferiores a 300 mm. Requieren protección a la acción de la radiación ultravioleta.

Las tuberías de plástico se adaptaran muy bien a las variaciones del terreno, se colocan enterradas o apoyadas directamente sobre la superficie y cubiertas con tierra.

La tuberías de acero permiten manejar un rango muy amplio de soluciones estructurales. En general se construyen localmente utilizando chapas, unidas con soldadura helicoidal. En el trazado de este tipo de tubería deben evitarse curvas y codos que obliguen a incrementar los bloques de apoyo y la juntas de dilatación. Los bloques de apoyo y anclaje deben ejecutarse con separaciones acorde a la topografía del terreno y el análisis estructural del tubo.

El diseño de la tuberías de presión debe considerar eventuales sobrepresiones por golpe de ariete.

Estas sobrepresiones se originan por el cambio brusco de energía cinética a potencial que se produce cuando se cierra bruscamente la circulación de agua de la tubería (cierre intempestivo del regulador de caudal de la tubería). Esta situación genera una onda de presión que viaja aguas arriba a la velocidad del sonido y que puede, en situaciones extremas, ser varias veces superior a la presión de diseño.

En el caso de las microturbinas, los dispositivos de control que evitan los cierres instantáneos mantienen la sobrepresión en valores que no superan el 50% o 100% de la presión del diseño. La onda de sobrepresión es disipada mediante chimeneas de equilibrio o en la misma cámara de carga.

4.6. La Microcentral

Esta constituida por un sala de dimensiones reducidas, construida en mampostería, en donde se aloja el equipamiento que realiza las conversiones de energía hidráulica a mecánica y de mecánica a eléctrica.


El producto “energía eléctrica” resultante del proceso de conversión, tiene requisitos de calidad técnica que deben ser satisfechos. Tales requisitos se expresan en valores de tensión y de frecuencia que deben ser mantenidos dentro de un rango de tolerancia admitido.

Es además conocido que este producto (energía eléctrica) debe entregarse en forma instantánea al usuario o consumidor y que este varía su demanda casi en forma permanente a lo largo del tiempo.

Por su parte la energía hidráulica que ingresa por la tubería de presión a la sala de maquina, lo hace en forma de energía cinética del agua y las cantidades de energía puestas en juego (oferta hidráulica) dependen del caudal y de la altura de la carga.

Esta energía cinética del agua se convierte en energía mecánica en el eje de una turbina. La energía mecánica es transferida a un generador eléctrico que, para mantener las condiciones de calidad exigidos al producto eléctrico, debe rotar a velocidad constante.

Para producir esta transferencia de energía es necesario entonces, además de la turbina y el generador, agregar dispositivos de conversión de velocidad de rotación entre el eje de la turbina y el del generador, y un sistema de regulación para adaptar la potencia hidráulica que se entrega con la potencia eléctrica que se demanda.

El equipamiento electromecánico constituido por turbina, generador, conversor de velocidad y sistema de regulación, se complementa con la instalación eléctrica de salida de la sala de máquina y un tablero de control con registros de tensión, frecuencia y energía suministrada a la red.

La disposición del equipamiento puede hacerse en una sola planta o en dos plantas.

En este segundo caso, se trata de instalaciones donde la sala de máquinas (y el tipo de turbina utilizada) admite quedar expuesta a inundaciones durante las máximas crecidas, en este caso el equipamiento eléctrico se instala en la planta alta y la turbina (para aprovechar el máximo desnivel) queda en la planta baja.

Si bien la obra civil de cierre de la sala de máquinas es muy sencilla, debe prestarse adecuada atención al pozo de descarga del agua turbinada y al dimensionamiento y ejecución de las fundaciones que aseguran la estabilidad de la sala durante las máximas crecidas.

4.6.1. Conversión Hidromecánica

La masa de agua que es conducida desde la altura de carga de la central, transfiere su energía cinética a energía mecánica de rotación en la turbina.

Desde la rueda hidráulica, utilizada por los romanos y los griegos para moler trigo en la antigüedad, hasta hoy, diversas máquinas han sido desarrolladas para aprovechar la energía del agua.


Sin embargo, el gran impulso de la innovación tecnológica en este campo se produce con el desarrollo de las turbinas asociado al crecimiento de la demanda de electricidad del siglo XX.

Existe una variedad de diseños de turbinas cuya distinción principal es la forma en que se adaptan a la condición del caudal y altura disponibles en el aprovechamiento y al rendimiento o eficiencia con que realizan la conversión energética.

El concepto de adaptación de las diferentes máquinas a las condiciones de caudal - altura esta asociado a la velocidad de rotación que consiguen alcanzar para su mejor rendimiento bajo una dada combinación caudal – altura y al tamaño y costo de máquinas con que resuelven la transferencia de potencia puesta en juego en forma eficiente.

En el campo de potencias de máquinas utilizadas desde las pequeñas hasta las grandes centrales (0,3 MW a 300 MW por máquina) las tecnologías más utilizadas son las Pelton, Francis y Kaplan.

Las turbinas Pelton operan en la franja de bajos caudales y grandes caídas. En el otro extremo con grandes caudales y pequeñas caídas operan las turbinas tipo Kaplan. En tanto que en una amplia gama de combinaciones intermedias en caudal - altura de caída, operan las turbinas Francis.

A medida que aumenta el módulo de potencia de las máquinas, la sofisticación tecnológica tanto en diseño como en fabricación es creciente. Esta inversión tecnológica está orientada a conseguir los máximos rendimientos de las máquinas tanto a plena carga como a cargas parciales, así como a garantizar la máxima disponibilidad de las mismas durante su vida útil. Un sencillo ejemplo explica las razones de esta tendencia: La central de Yacyretá esta equipada con turbinas Kaplan de 150 MW de potencia, cada 1% de rendimiento de esta turbina implica 1,5 MW x 8760 hrs. = 13.140 MWh/año por máquina que vendidos a 25 $/MWh y por las 20 turbinas, resulta en un total de 6.570.000 $/año.

Pero la lógica de decisión tecnológica aplicada a las centrales de mayor porte, no debe trasladarse al ámbito de las MCH.

Las turbinas para MCH, deben mantenerse dentro de rendimientos adecuados, pero mientras las turbinas de grandes centrales operan con rendimientos del orden del 95%, las que equipan MCH’s lo hacen con rendimientos entre 75 al 80%. Esto obedece a dos causas principales: i) el diseño y los métodos de fabricación para las turbinas de MCH debe adaptarse a la tecnoestructura de la región donde los proyectos se implantan, y ii) los costos incrementales de mejoras crecientes de la tecnología, no pueden ser absorbidos por los beneficios incrementales, en proyecto de pequeña escala y bajo nivel de difusión (no cuentan ni con economías de escala ni con economías de serie).

En el campo de las potencias de las máquinas de las micro y mini centrales (1 a 300 kW), las tecnologías mas difundidas son las turbinas Pelton, Michell - Banki y Hélice.


Al igual que para grandes centrales, pero construidas con tecnologías mas sencillas, las turbinas Pelton cubren el rango de grandes alturas de caída (50 a 500 metros).

En el otro extremo las turbinas tipo hélice, resuelven bien el aprovechamiento de pequeños desniveles (menos de 10 metros de caída).

Cubriendo una amplia combinación de valores de caudal – altura de los aprovechamiento se ubica la turbina Michell – Banki que reúne además otras ventajas comparativas, tales como rendimiento más alto tanto a cargas parciales como a plena carga, mayor sencillez constructiva y menor costo por unidad de potencia instalada. Estas turbinas permiten aprovechar saltos entre 3 y 80 metros de desnivel en forma muy competitiva frente a las otras tecnologías.

4.6.1.1. La Turbina Pelton

Esta turbina constituye la expresión actual de la rueda hidráulica, donde las palas han sido reemplazadas por cucharas que reciben el impacto de un chorro de agua de alta velocidad que se proyecta desde un inyector.

En estas turbinas, de chorro libre, la conversión de la energía cinética a mecánica, se realiza a presión atmosférica y solo se modifica el vector de velocidad del agua. Es una turbina de “impulso” donde la variación de cantidad de movimiento del agua en las cucharas provoca el impulso de rotación (par motor o torque) de la rueda. Todo el proceso de conversión se realiza a presión atmosférica.


Los componentes tecnológicos de las turbinas son básicamente cinco: i) Inyector, ii) Deflector, iii) Cucharas, iv) Rotor y v) Carcaza.

El inyector y la forma en que proyecta el chorro sobre las cucharas puede verse en la siguiente figura.

El inyector es un tubo de pequeño diámetro que recibe el agua de la tubería de presión. Dentro del tubo se dispone un vástago móvil que, operado externamente, regula el caudal que se inyecta mediante una aguja en su extremo y una boquilla en el extremo del tubo que lo contiene. La operación del inyector es generalmente, automática, comandada por el sistema de regulación de la MCH.

El diseño del conjunto aguja – boquilla se ejecuta atendiendo a minimizar las perdidas, lo que implica acelerar el chorro en el menor recorrido posible. Este tramo donde se produce el estrangulamiento entre aguja y boquilla debe estar libre de imperfecciones superficiales para no introducir perturbaciones en el flujo del agua.

El deflector es un dispositivo sencillo manejado por el sistema de regulación de la máquina que deriva el chorro en forma parcial o total para reducir o suprimir el impacto sobre las cucharas ya sea con fines de regulación ante variaciones importantes de la carga o de parada de la máquina ante salida intempestiva de la carga.

En ambos casos los deflectores actúan en forma rápida, permitiendo que luego el caudal se ajuste por el sistema de boquilla – aguja evitando producir efectos de golpe de ariete en la tubería de presión.

CucharaVástago

Boquilla


La cuchara tiene una geometría doble y simétrica de manera que el chorro incide en el eje de simetría y se separa en dos partes iguales descargando el agua por los laterales, entre el rotor y la carcaza hacia la boca de descarga.

Las dimensiones de la cucharas se adoptan en proporción al diámetro y del diámetro de chorro. El número de cucharas es función de dicho diámetro de rotor adoptado. La secuencia de cálculos para elegir la geometría mas conveniente puede verse en Micro Pelton Turbines Capítulo 2.

La fabricación de cucharas requiere del conocimiento y medios para ejecutar piezas fundidas. Las cucharas pueden realizarse en fundición de hierro o de bronce. Los moldes de fundición pueden prepararse en base a cucharas existentes. La calidad del diseño y la terminación superficial de las cucharas son de significativa importancia para el rendimiento de la turbina. Esta es la mayor restricción de las turbinas Pelton para su incorporación en programas que requieren del soporte técnico local para su implantación y sostenimiento.

Las cucharas se fijan en la periferia del disco o rotor cuyo radio se establece en función de le velocidad periférica que corresponde al mejor rendimiento para una dada velocidad de chorro (generalmente la velocidad tangencial es 50% de la velocidad del chorro).

La forma de fijación de las cucharas al disco del rotor es mediante bulones.

El rotor tiene el diámetro mínimo que permita colocar el suficiente número de cucharas para que el chorro de agua enfrente siempre una cuchara para convertir su energía sin perdidas que disminuyan el rendimiento. A su vez cuanto mayor es el tamaño de la cuchara (que como dijimos, es función del diámetro del chorro) se requiere mayor perímetro del rotor para instalarlas. Cuando el caudal es grande es entonces conveniente dividirlo a través de 2 o más inyectores para reducir el diámetro del chorro y manejar ese caudal con rotores de menor tamaño del que resultaría con un único inyector.

El rotor tiene un árbol central pasante que transmite la potencia fuera de la máquina al acoplamiento con el generador en forma directa o a través del variador de velocidad. El árbol de transmisión apoya en rodamientos instalados en el exterior de la carcaza. En general se utilizan rodamientos de auto alineación con doble hilera de bolas. Las cajas de rodamientos deben colocarse algo separada de la carcaza y deben instalarse sellos hidráulicos adecuados entre el árbol y la carcaza.

La forma y el tamaño de la carcaza debe ser tal que permita la evacuación del agua turbinada sin interferir con el rotor ni con el chorro de agua de los inyectores. Para la turbina de eje horizontal, el ancho de la carcaza debe ser como mínimo 4 veces en ancho de las cucharas.

4.6.1.2 La Turbina Banki

4.6.1.2.1. Principios generales

Las Turbinas Banki son turbo máquinas hidráulicas motoras de flujo radial-transversal, admisión parcial y doble efecto. El agua que llega por la tubería de


presión, es conducida hacia el rodete por una tobera convergente de sección transversal rectangular denominada inyector, la que esta provista de un órgano regulador de flujos, que permite regular el caudal según las exigencias de la demanda.

En el rotor (o rodete) ocurre la conversión de la energía hidráulica en mecánica. El mismo está conformado por un conjunto de alabes axialmente rectos, soportado solidariamente al eje por medio de dos discos laterales.

En turbinas en las que los caudales de operación son relativamente elevados, por lo cual la relación ancho / diámetro del rotor (sección de paso de agua) es grande, se recurre al uso de discos intermedios a fin de asegurar la resistencia estructural sin necesidad de utilizar espesores de álabe que perjudiquen la performance del rodete.


El aspecto del rodete es similar al de las jaulas de ardillas y su desarrollo geométrico bidimensional con álabes axiales de radio de curvatura constante, hace posible la construcción sin necesidad de contar con tecnología altamente especializada.

Las palas o alabes son diseñadas para transformar la energía de dos etapas. En efecto, el agua proveniente del inyector ingresa al rodete siendo desviada por la corona de álabes, de tal manera que la variación en la cantidad de movimiento en el fluido, origina la rotación de la máquina. Atraviesa luego el espacio interno de la jaula, para salir de ella sufriendo una nueva desviación.

En su diseño original la turbina Banki trabajaba como una máquina de impuso pura ya que las dimensiones relativas entre el inyector y el rodete, la separación entre alabe y el arco de admisión del mismo permitían atravesar los alabes a presión atmosférica. Los diseños actuales, en la búsqueda de máquinas mas compactas, utilizan espacios más reducidos entre inyector y rotor y ángulos de admisión mayores.

Con esta configuración la máquina no es estrictamente una turbina de impulso ya que a plena apertura del inyector, en los diseños actuales, con ángulos de admisión elevados, (arcos de admisión del rodete que corresponden casi a 1/3 de la superficie del cilindro) el espacio entre alabes del rodete se llena completamente de agua. En esta situación el flujo no trabaja a presión atmosférica sino con una pequeña presión positiva. De tal forma la turbina trabaja a plena carga como una máquina de reacción positiva y a cargas parciales bajas como una turbina de impulso

ROTOR DE TURBINA BANKICON DISCOS INTERMEDIOS PARA RIGIDEZ

A LA FLEXIÓN


4.6.1.2.2. Características Operativas

Las máquinas en cuestión se adaptan perfectamente a un amplio rango de saltos y caudales, cubriendo una gran región del plano H/Q, sin variar su geometría genérica.

En las figuras adjuntas se muestran la configuración geométrica y las características eficiencia - gasto (relativo-porcentual) de dos diseños de turbinas Banki desarrolladas en Misiones y ensayados en laboratorio. En dichas curvas puede apreciarse el buen comportamiento energético en cargas parciales de dichas turbinas.

La Turbina de Alabe Regulador tiene un rendimiento máximo del 70% y, para cualquier gasto superior al 25% del máximo, mantiene su eficiencia por encima del 50%.

Turbina de Compuerta Reguladora

Turbina de Alabe Regulador


La Turbina Compuerta Reguladora (curva de trazos) tiene un pico de rendimiento máximo del 75% y se da para un caudal del 50% del máximo, manteniendo su rendimiento superior al 70% en carga parciales entre el 25% y 80% del caudal máximo.

Los diseños actuales de álabe regulador mejorados por SKAT para el programa de MCH’s de Nepal (Turbina T12), alcanzan rendimientos mayores al 70% en aperturas parciales desde el 50% hasta plena carga.

4.6.1.2.3. Parámetros del Diseño

Los parámetros de diseño que se utilizan para seleccionar las características geométricas básicas del rodete de una turbina Banki son: el rendimiento y los números de velocidad y caudal. Para una configuración geométrica determinada, estos parámetros deben definirse mediante ensayos en el laboratorio de hidráulica.

De tal manera, siendo Q: caudal de diseño

H: altura neta del diseño

De: diámetro de rotor

B: ancho de rotor

La velocidad óptima de rotación del rodete viene dada por: n = n11 x H1/2

De


Donde n11 = parámetro de velocidad

El caudal de diseño de la maquina queda vinculado a las principales magnitudes geométricas de la misma a través del parámetro de caudal, como sigue.

Q = QB11 x B x De x H 1/2 Donde QB11= parámetro caudal

La potencia del eje de la máquina será función del rendimiento que se obtenga con el diseño utilizado y estará expresada por:

Pe (kW) = 9.807 x ηηηη x Q (m3/s) x H (m) Donde ηηηη = rendimiento

En la bibliografía se encuentran numerosas referencias de valores que deben asignarse a los parámetros del diseño, así como al numero específico según caudal para turbinas Banki. Tales referencias corresponden a los diseños estudiados por cada investigador y en consecuencia no son de aplicación general.

Como referencia indicamos a continuación los valores que corresponden a los parámetros de diseño de la turbina de álabe regulador desarrollada en Misiones. n11 = 39,7 QB11 = 0,917

ηηηη = 0,7

4.6.1.2.4. Características Constructivas

Como se desprende de la descripción general de la máquina, el diseño de su rodete es muy sencillo y solo la geometría del regulador de caudal adquiere algo de complejidad en el modelo de álabe. Por tal motivo, y para su construcción, no se requiere ni personal altamente calificado ni equipamiento sofisticado pudiendo construirse y repararse en pequeños talleres metal mecánicos, del tipo de los que brindan asistencia a las colonias agrícolas.

Naturalmente una construcción defectuosa ha de implicar una reducción en el rendimiento y en la confiabilidad de las máquinas. Por lo tanto se requiere que la difusión del uso de las microturbinas sea acompañada de un programa de desarrollo de proveedores, de un sistema de garantía de calidad y de la adopción de una serie estandarizada de máquinas.

La adopción de la serie estandarizada es de sencilla concreción, ya que las máquinas Banki operan con un flujo de características bidimensionales es decir que para un diámetro determinado (De) puede adoptarse un número limitado de anchos (B) que cubran todo el espectro de prestaciones requeridos en la región. La adopción de esta serie es un primer paso para simplificar los proyectos, reducir los costos de fabricación y lograr un esquema operativo que facilite el reemplazo de piezas durante la operación. En la siguiente figura se muestra la serie estandarizada adoptada en Misiones (RETAIN).


El sistema de garantía de calidad permite establecer reglas claras a las que deben sujetarse los proveedores y los responsables del seguimiento de los equipos tanto durante su fabricación como durante su puesta en marcha y operación. Tales reglas incluyen las normas de calidad para la fabricación, montaje y recepción de las máquinas, con los documentos que precisen la oportunidad de los exámenes, las técnicas utilizadas para su ejecución y los estándares de aceptación o rechazo, los que deberán ser conocidos por los proveedores.

El desarrollo de proveedores considera el tipo y la calidad del equipamiento y la calificación de los recursos humanos con que debe contar una empresa para producir los equipos a contratar. Implica relevar y precalificar a las empresas que por su interés y potencial de sus recursos estén en condiciones de ser proveedores, tanto en la etapa de clasificación como en la de fabricación y montaje y de las normas de control a las que deberán someterse.

La turbina tipo Banki es en la actualidad la que reúne las mejores características de adaptación para su aplicación en MCH. No obstante las turbinas de tipo Pelton resuelven mejor el aprovechamiento de grandes desniveles aunque su tecnología es de mayor complejidad.

4.6.1.3. La Turbina Axial

Si bien la turbina Axial mas difundida es la de tipo Kaplan, nos referiremos acá a diseños menos sofisticados de maquina hidráulica cuyo flujo sigue la dirección axial del eje del rotor, pero cuya tecnología constructiva es más sencilla. Como es conocido las maquinas de tipo Kaplan, tienen diseños de alabes tridimensionales con mecanismos que permiten regular su paso en forma variable. También cuentan con un difusor que permite regular el ingreso


del caudal al motor. Estas condiciones de diseño permiten obtener altos rendimientos para las máquinas funcionando tanto a su potencia de diseño como a cargas parciales.

En el caso de las MCH nos referimos a turbinas axiales de diseño mucho más simplificado donde, como ya hemos indicado, primará el criterio de sencillez y economía constrictiva, antes de que el de eficiencia operativa.

Por tratarse de maquinas que resuelven aprovechamiento de bajo desnivel o altura útil, su instalación se encuentra muy próxima a la toma de agua.

La máquina se instala en el interior del ducto que conduce el agua desde la toma a la descarga. Este tubo tiene una primera parte con presión positiva desde la altura de carga hasta el rotor y una segunda parte con presión negativa (succión) desde el rotor hasta la descarga.

Las configuraciones del diseño más difundidas corresponden a tres tipos:

a) la turbina axial tubular en la que el eje del rotor se continúa pasando a través del ducto de agua para accionarse en el generador que se encuentra fuera del mismo. En este modelo el ducto debe añadirse en forma acodada para permitir la salida del eje.

b) La turbina axial de tipo bulbo, que incluye el generador en un bulbo sellado hidráulicamente dentro del flujo de agua, evitando de este modo tanto la perforación de las paredes del ducto como su acodamiento y los espacios y los soportes para instalar el generador en el exterior.

Turbina axial tipo Tubular(Micro-Hydro Design Manual)


c) La turbina tubular que constituye una variante del tipo a) en la que el generador, que se instala fuera del ducto recibe fuerza motriz mediante un eje que se encuentra en ángulo recto con el eje del rotor de la turbina. De tal forma dentro del fijo de agua queda un bulto sellado con el sistema mecánico de piñón y corona y la disposición del generador alineada verticalmente con el mismo, resultando un diseño general más compacto y de menores dimensiones.

En todos los casos la turbina realiza la conversión hidromecánica en un rotor que tiene entre tres a seis álabes. El agua es conducida hacia los álabes a través de álabes guía inclinados que dan al flujo de agua orientación helicoidal, de modo que a la velocidad de rotación nominal del rotor el agua ingrese a los álabes en forma tangencial .

El agua entrega su energía a los álabes por reducción de presión entre el ingreso y la salida de los mismos. La velocidad de rotación de estas máquinas, aún con pequeñas alturas, es alta y su nivel depende del diámetro del rotor ( es decir del caudal de diseño (diámetro del ducto). A medida que aumenta el diámetro del rotor disminuye la velocidad de rotación, para la misma altura de

Turbina axial tipo BulboMicro-Hydro Design Manual

Turbina axial tipoAngulo Recto(Micro-Hydro

Design Manual)


diseño. Sin embargo para el rango de caudales asociados a pequeñas potencias (0,5-5 kW) se obtienen velocidades que permiten el acople directo al generador o a través de cajas multiplicadoras de baja relación de velocidades.

La regulación de la máquina conviene realizarla mediante cargas balastro en el sistema eléctrico, operando con caudal constante y mantener potencia constante en el eje de la máquina. Si se requiere realizar regulación por variación de caudal, esta se implementa ejecutando los álabes guías en configuración móvil gobernados por un dispositivo de regulación accionado desde el exterior de la máquina. No obstante debe destacarse que esta solución presenta una importante caída de rendimiento de la máquina a cargas parciales. También, a expensas de fuertes perdidas de rendimiento a cargas parciales, el caudal debe regularse mediante válvulas en el ducto de alimentación a la turbina.

Por ser máquinas de alta velocidad de rotación son muy sensibles a los efectos del embalamiento provocado por la pérdida de carga. Para evitar esta situación se operan válvulas de cierre del ingreso del agua a la turbina que actúan en forma automática.

Las altas velocidades de rotación sumadas a la presencia de presiones negativas a la salida del rodete (succión) pueden originar cavitación, si no se atiende a una correcta selección de los parámetros de diseño y a la reducción de la altura de succión al mínimo compatible con el emplazamiento de la máquina.

En el aspecto constructivo, para facilitar la fabricación local y la reducción de costos se efectúan los álabes en chapa de acero.

No obstante la mayor complejidad de diseño y los bajos rendimientos a cargas parciales, son un fuerte contrapeso de la principal ventaja de estas máquinas que es su buen comportamiento de la velocidad para bajas alturas de carga. Por tal razón las turbinas Banki, aunque más lentas son preferidas para MCH’s de baja caída.

4.6.2. Acoplamiento y Multiplicación de la Velocidad

Las unidades turbogeneradoras se componen de dos equipos (turbinas y generador) cuyas velocidades de rotación son en general diferentes.

La velocidad de rotación del generador esta determinada por la frecuencia eléctrica de la corriente altura (50Hz) y depende de la cantidad de polos del generador. Generadores de cuatro polos (dos pares) rotan a NG = 1500 r.p.m. y los de seis polos (tres pares) rotan a NG = 1000 r.p.m.

Por su parte la turbina tiene una velocidad de rotación NT que corresponde a la situación de rendimiento optimo de la máquina operando en las condiciones de caudal y altura de carga de diseño.

En consecuencia solo en los casos en que NT = NG se realiza un acople directo entre ambas máquinas, en general será necesario utilizar un multiplicador de


velocidad que permita transferir la potencia en el eje de la turbina que rota a NT, al eje del generador que rota a NG. Esa relación de multiplicación será r = NG NT

Para materializarla esa adaptación de velocidad entre los ejes de la turbina y del generador se utilizan dispositivos todos conocidos y de amplia difusión en el mercado.

Los multiplicadores más utilizados en MCH son los de tipo de polea con correas planas o en V. Las correas planas tienen mejor rendimiento (98%) pero requieren mayor tensado para evitar su deslizamiento y en consecuencia hay mayor esfuerzo sobre los ejes y rodamientos. Las correas en V requieren requiere menores tensiones de montaje pero tienen un rendimiento (95 a 97%).

Otras alternativas como el uso de cadenas de transmisión o cajas de engranaje son menos utilizadas ya que las primeras requieren atender su ubicación y las segundas son más costosas. Los rendimientos de estos dispositivos son del orden del 98% y superiores. También se han realizado experiencias exitosas con el uso de bombas y motores óleo hidráulicos que resultan de mayor costo pero resuelven bien situaciones donde se requiere versatilidad para la disposición relativa del generador respecto de la turbina.

Las transmisiones con las correas o cadenas deben ser adecuadamente protegidas para la seguridad de las personas.

4.6.3. Generación de Electricidad

El equipamiento de generación y su dimensionamiento está fuertemente asociado a las características de la demanda que debe satisfacer la MCH. Una primera opción deberá definir si los usuarios serán abastecidos mediante la carga y distribución de baterías o mediante una pequeña red de distribución local. En el primer caso será más conveniente instalar una unidad de generación de corriente continua y en el segundo caso una unidad de generación de corriente alternativa.

Solo en el improbable caso en que pueda desarrollarse un sistema de distribución en el entorno de no más de 1 km desde la microcentral, podría utilizarse una alimentación directa en c.c. a los usuarios.

El principio fundamental de la actuación de un campo magnético variable atravesando espira de material conductor, que da origen a la corriente alterna, es el que permite tanto el diseño de las máquinas generadoras como el de dispositivos de transformación de la tensión (transformadores de potencia) a la que se transmite la carga. Esta es la razón básica del desarrollo de los sistemas de corriente alternativa para el transporte y distribución de electricidad.


La generación de corriente alterna puede ser monofásica o trifásica.

El uso de corriente alterna trifásica comienza a ser conveniente cuando la escala de la demanda es alta y existen usos productivos que solo pueden ser resueltos con motores trifásicos (potencias mayores a 5 kW). Es condición básica de conveniencia que se mantenga el sistema con las cargas equilibradas en tres fases.

La disposición de c.c., sea monofásica o sea trifásica dependerá entonces de la escala del requerimiento y del tipo de usos de la electricidad que serán satisfechos. En el siguiente cuadro se muestran estas relaciones para casos básicos generales.

SISTEMA DE GENERACION

ESCALA DEL RENDIMIENTO

USOS

Corriente Continua Carga de Baterías

Menos de 5kW Iluminación y Comunicaciones

Corriente Continua Carga de Baterías

Inversores en la Demanda

Menos de 5kW

Iluminación Comunicaciones

Computación Conservación de alimentos

CC para elcampo deexcitación

Generador Sincrónico Monofásico(Principio de Funcionamiento)

CC para elcampo deexcitación

Salidade CA

Salida AlternaTrifásicaR S T N

Generador TrifásicoPrincipio de

Funcionamiento


Corriente Alterna Monofásica

Rectificador para Carga de Baterías

Inversores en la Demanda

Menos de 5kW Iluminación Comunicaciones

Computación Conservación de alimentos

Corriente Alterna Monofásica

Menos de 10kW Ídem anterior mas pequeños motores

monofásicos (domésticos o productivos)

Corriente Alterna Trifásica Mas de 10kW Ídem anterior mas motores trifásicos (usos productivos)

Habrá sin duda situaciones particulares que amplíen los rangos de requerimiento o los usos preferentes que se asocian con cada sistema de generación, pero los valores indicados son los que otorgan la mejor competitividad y condiciones operativas a los sistemas de generación descriptos.

4.6.3.1. Carga de Baterías

La carga de baterías puede ser la única y excluyente función de la MCH o puede integrarse como un suministro más dentro del conjunto de cargas que serán abastecidos por la MCH. En este ultimo caso el cargador de batería puede estar instalado en la misma MCH o en cualquier punto de la red de distribución que esta alimenta.

Si a la turbina de le acopla un generador de c.c. del tipo de los utilizados en los vehículos de transporte pueden cargarse directamente las baterías ya que estos generadores tienen un regulador de voltaje incorporado. Como desventajas estos equipos son de baja eficiencia y requieren multiplicador de velocidad ya que operan con un número de vueltas elevado (2.000 rpm).

Es en general más conveniente trabajar con generación de corriente alterna en 220V y los dispositivos de transformación y rectificación a c.c. con que cuentan los equipos de carga de batería.

La tensión de trabajo de cargado de baterías es algo superior a la tensión de la batería. Así para una batería de 12V el cargador opera con tensiones de 15 y 16V.

Los cargadores deben contar con dispositivos antidescarga (diodos) en línea con cada batería para evitar la transferencia de energía entre baterías.

A los efectos del cálculo de perdidas, puede considerarse un rendimiento promedio de del proceso de carga de batería del 75%.

Aunque de mayor costo inicial que las baterías de automóviles, se recomienda el uso de las baterías que admiten descarga profunda ya que reducen la frecuencia de recarga y tienen mayor vida útil.


4.6.3.2. Generación Alterna

La generación alterna y transmisión de la energía eléctrica mediante sistemas de corriente alternativa involucra la presencia conjunta de energía y potencia activa (que produce trabajo) y energía y potencia reactiva que circula dentro del sistema eléctrico pero que no sirve en términos de energía útil en la carga del sistema.

La energía y potencia reactiva está asociada a la presencia de campos eléctricos expresados en términos del parámetro de capacidad (C) y a la presencia de campos magnéticos expresados en términos del parámetro inductancia (L).

A su vez la energía activa se aplica tanto al consumo de energía útil de los usos finales como para atender a pérdidas de joule del sistema y su presencia se expresa en términos del parámetro resistencia (R).

Como ya lo mencionamos, la generación alterna se origina al obtener tensión (V) en los bornes de una bobina con rotación relativa respecto de un campo magnético. De acuerdo a la velocidad de rotación y al número de los polos magnéticos del generador, resultara una determinada frecuencia de tensión generada en los bornes del generador. Esta frecuencia esta estandarizada en 50 ciclos por segundo (Hz) en Argentina. De tal forma un generador deberá rotar, según la cantidad de polos con que esté construido, a una velocidad fija y determinada, para producir energía eléctrica en la frecuencia de 50 ciclos por segundo.

Los generadores de pequeñas potencias más difundidos en MCH’s son los de 4 polos que rotan a 1500 r.p.m. y los de 6 polos que rotan a 1000 r.p.m. Si la velocidad de rotación de la turbina a rendimiento optimo no coincide con alguna de las velocidades estándar de los generadores, ambas se adaptan mediante el multiplicador de velocidad (apartado 4.6.2).

En cada ciclo la tensión entre fase y neutro varia con una forma de onda sinusoidal. Las tensiones se identifican por su valor eficaz, por ejemplo en baja tensión 220 V.

En el caso de generadores trifásicos, donde las bobinas están físicamente separadas en ángulos de 120° y las ondas desplazadas unas de otras en la


misma magnitud. La diferencia de tensión entre fases (vector que une los extremos de dos vectores de 220V separados 120°) es en este caso de 380 V.

Cuando entre el bornes del generador se conecta una carga, circulará una corriente (I).

Las características de la carga pueden ser resistiva pura, capacitiva pura, inductiva pura o una combinación de las mismas. Cuando la carga es una combinación de resistencia y reactancia, la denominamos impedancia (Z).

En la practica tanto las cargas (lámparas fluorescentes, motores, compresores, etc.) como los propios sistemas de transformación, transporte y distribución, introducen impedancias reactivas. Es decir que en el sistema se genera y transporta una energía asociada a los campos electromagnéticos que no produce trabajo pero que ocupa capacidad.

El efecto físico de las cargas reactivas se expresa en un desfasaje entre el vector intensidad de corriente (I) y el vector de tensión (V). Para las cargas reactivas inductivas, la corriente se atrasa respecto de la tensión y para las capacitivas se adelanta.

La potencia activa (la que resulta en energía útil en los artefactos y equipos), se corresponde con el producto de la tensión por la parte de la corriente que se encuentra en fase con la misma. Es decir que:

Pact .= V. I. Coseno (Φ) siendo Φ al ángulo entre los vectores V e I

Sin embargo en el sistema circula una corriente I y su capacidad debe estar ajustada a la misma. Por ello el dimensionamiento del generador debe tomar en cuenta la potencia aparente dada por Pap. = V.I.

Los generadores de serie expresan su capacidad (potencia de chapa) tanto en términos de potencia activa (kW) como de potencia aparente (kVA) o bien indican la potencia activa considerando un cos. (Φ) que suele ser de valor 0,8.

Un factor de potencia 0,8 corresponde a una mezcla de cargas resistivas puras y reactivas inductivas típicas de los sistemas que combinan usos domésticos y productivos.

Casos típicos de cargas de los sistemas rurales son las resistivas puras (lámparas incandescentes, calentadores y estufas de resistencia y sistema de frío por absorción) y las reactivas inductivas (fluorescentes, motores y compresores con factores de potencia entre 0,5 y 0,7 y transformadores y líneas con factores de potencia entre 0,8 y 0,9).

En el caso que el sistema de cargas resulte mas reactivo inductivo que el contemplado en el diseño del generador (0,8), será necesario instalar compensación capacitiva de las mismas.

En los sistemas trifásicos las ventajas de su mayor capacidad especifica para transportar energía, se aprovechan siempre que se mantenga un sistema de cargas equilibradas, tanto en el valor de las impedancias como en su factor de


potencia, de modo que cada fase transporte aproximadamente la misma corriente.

En general la solución más económica es utilizar generadores de serie que los fabricantes ofrecen usualmente para los moto generadores térmicos cuando las exigencias mecánicas (sobre velocidad o capacidad de los rodamientos) o de la regulación de la tensión lo aconsejen pueden solicitarse a los fabricantes diseños especiales pero el costo unitario de potencia suele ser el doble del correspondiente a los equipos de serie.

El uso de motores de inducción como los generadores (asincrónicos) presenta la ventaja de los menores costos específicos de capacidad pero incorpora problemas de regulación de la frecuencia.

Cuando la MCH funciona conectada en paralelo con una red rural que tiene otros modos de alimentación de mayor potencia, las red fija la referencia de frecuencia y el generador asincrónico no necesita regularla.

Esta es la aplicación mas difundida. No obstante existen reguladores ya desarrollados similares a los que se utilizan para los generadores sincrónicos y a los que nos referimos en el siguiente apartado.

Tanto para los generadores sincrónicos como para los asincrónicos, cuando la regulación se realiza utilizando cargas balasto, es decir regulando por carga constante , deben tenerse en cuenta las exigencias adicionales de potencia reactiva, a los efectos de dimensionar adecuadamente la potencia aparente (kVA) del generador.

4.6.4. La regulación de Tensión y Frecuencia

La tensión y la frecuencia con la que se suministra energía para los usos domésticos y productivos de la electricidad en corriente alterna, son los parámetros de la calidad del servicio.

El excesivo apartamiento de los valores nominales para los que están diseñados los artefactos y equipos que utilizan corriente alterna, producen alteraciones en la función que prestan, daños permanente y alteración o reducción de la vida útil de los mismos.

Tensiones elevadas pueden dañar la aislación de los bobinados de los motores eléctricos y sacarlos de servicio. Tensiones muy bajas provocan sobrecalentamiento de los motores con la consiguiente reducción de su vida útil.

El mismo efecto de sobrecalentamiento de los motores se produce cuando hay un descenso marcado de la frecuencia, no ya por incrementos en la corriente activa, sino por aumento del reactivo.

La lámpara fluorescente no enciende cuando las tensiones caen por debajo del 15% de su valor nominal. En las lámparas incandescentes la sobretensión reduce la vida útil y la subtensión reduce el nivel de iluminación.


En general el equipamiento eléctrico es diseñado para funcionar adecuadamente dentro de rangos de variación de tensión y frecuencia asociados con los efectos antes descriptos de tales variaciones.

Los estándar de calidad aceptadas para pequeños sistemas eléctricos son los siguientes:

Tensión: +/- 8 a 10 % del valor nominal.

Frecuencia: 50 – 53 Hz (se aceptan incrementos del 5% paro se evitan frecuencias debajo de la nominal).

La causa de las variaciones de tensión y de frecuencia del sistema es la variación de la carga que debe alimentar el generador.

En los grandes sistemas de potencia de variaciones incrementales de carga son pequeñas y la corrección de los parámetros de tensión y frecuencia se realizan con un gran números de unidades de generación y con un conjunto adicional de recursos operativos.

En los pequeños sistemas con MCH’s las variaciones incrementales de carga pueden ser muy grandes. Una plancha (1.000 W) que se conecta a una red que opera en ese momento con una carga de 10 kW, provoca un incremento de carga del 10 %.

Es decir que conexiones de cargas significativas tenderán a “frenar” el sistema reduciendo tensión y frecuencia y desconexiones de carga significativas tenderán a “embalar” el sistema aumentando tensión y frecuencia.

4.6.4.1 Sistemas y dispositivos de regulación

Existen dos sistemas básicos para mantener los parámetros eléctricos del sistema dentro del rango admisible de calidad.

El primer sistema consiste en mantener carga constante, ya sea durante todo el tiempo de operación o en escalones de carga constante durante períodos horoestacionales. De este modo, si el generador ve una carga constante, no se producirá variación de tensión y frecuencia. Este sistema se denomina de regulación por carga.

El segundo sistema, cuando la carga que ve el generador es variable, es la turbina la que debe suministrar una potencia variable durante la operación. La variación de la potencia de la turbina se obtiene variando el caudal de agua que ingresa al rotor, ya que la altura de carga es fija. Este sistema se denomina de regulación por caudal.

La adopción de uno u otro método de regulación depende de la abundancia o escasez del recurso hídrico y la curva de carga del sistema.

Si el recurso hídrico es escaso es conveniente regular por caudal, para hacer optimo el aprovechamiento del mismo.


Si el recurso hídrico es abundante pero la curva de carga tiene comportamiento volátil y factor de carga muy bajo también resultará conveniente adoptar la regulación por caudal.

Si, en cambio, con recurso hídrico abundante, puede incrementarse el factor de carga mediante usos alternativos de la electricidad o bien ordenar los usos eléctricos en escalones de la curva de carga, la regulación por carga resultará más conveniente.

Dado que los generadores de serie incluyen dispositivos que ajustan su corriente de excitación de manera de mantener la tensión constante en forma automática con las variaciones de carga, los medio de regulación usados en las MCH se orienta a sensar y ajustar la frecuencia del sistema eléctrico.

4.6.4.2 La Regulación por Carga

Como dijimos, en este caso el generador verá una carga constante o bien escalones de carga que permitan un ajuste manual de la turbina.

Para mantener la carga constante pueden incorporarse al sistema usos alternativos de la electricidad o bien dispersar los excedentes de potencia no utilizados en cargas balasto resistivas.

Los usos alternativos pueden colocarse tanto en la red de alimentación de usuarios como en la misma sala de máquinas.

Estos usos permiten un aprovechamiento más eficiente de la energía que la solución de despejar calor para mantener la carga constante.

Un sistema típico de carga constante, es el de alimentar solo iluminación, un servicio de 4 o 6 horas durante la noche, en este caso las viviendas no tienen llaves para comandar sus luminarias.

Sistemas más sofisticados se han usado con circuito alternativo en las viviendas uno destinado al calentamiento de agua o a cocinas eléctricas de acumulación que funcionan durante el día y otro circuito cuya potencia es de la misma magnitud y que corresponde a la carga de iluminación que se usa durante la noche.

En general, en estos casos, que también se utilizan en establecimientos productivos, se trata de disponer de circuitos alternativos de la misma capacidad que atiendan a distintos usos, de manera que la demanda del usuario del sistema siempre será una carga constante.

Cuando se corrige la carga en la sala de máquinas, se pueden utilizar distintas opciones útiles.

Se puede conectar un sistema de bombeo de agua mas que de válvula al reservorio (embalse) los excedentes de caudal que no se destinan a atender la demanda del sistema.


Se puede también instalar un banco de baterías adecuadamente dimensionado para que absorba los excedentes de energía, complementando un servicio mixto de redes y de carga de baterías. También puede diseñarse el banco de las baterías para cargarse durante las horas de baja demanda y mediante un inversor inyectar energía a la red durante las horas de mayor demanda.

Por ultimo se dispone del recurso de disipar el calor en resistencias refrigeradas cuyo diseño debe contemplar un conjunto escalonado de valores crecientes de capacidad de manera de obtener, por combinación, el ajuste de carga deseado.

4.6.4.3. Regulación por Caudal

Las características a las que deben adecuarse un regulador de tensión y frecuencia, actuando en un pequeño sistema aislado de generación, basado en su MCH, son las siguientes:

1. Momento de inercia del conjunto Turbina - Generador apreciable respecto de la apertura del dispositivo de regulación de caudal de la turbina y pequeño respecto de las variaciones de carga del sistema eléctrico.

2. Generadores de baja potencia

3. Represas de poca reserva y arroyos de bajos caudales.

4. Emplazamiento de los aprovechamientos en las zonas rurales, en general alejadas de las líneas de energía del sistema centralizado.

5. Operación por personal no calificado.

El punto 1 determina que la velocidad del conjunto pueda variar muy rápidamente, ante alteraciones de la carga, lo que implica disponer de un regulador de frecuencia de elevada capacidad de respuestas, pero esto se contrapone con una respuesta lenta de la velocidad a la apertura o cierre del dispositivo de regulación de caudal, condición que provoca inestabilidad del sistema.

El punto 2 determina que la inclusión de una carga pequeña en el sistema (500 W) significa un gran porcentaje de variación de la carga total, ya que los generadores poseen una potencia nominal que va desde 3 a 40 KW, lo que produce grandes porcentajes de variación de frecuencia. Además los generadores de menor potencia tiene el inconveniente de la carga que representa el sistema regulador es una parte considerable de su potencia.

El punto 3 obliga a disponer de un sistema de censado de nivel de agua que habilite o no a la central a generar.

El punto 4 caracteriza al sistema por tener que regularse sin contar con la tensión y la frecuencia del sistema eléctrico regional como referencia.


El punto 5 obliga a disponer de controles lo más sencillos posibles, dado que el operador en general es un colono rural.

Para enfrentar los requerimientos básicos descriptos en el punto anterior, se ha utilizado el diagrama de boques del sistema que se observa en la figura 1.

El funcionamiento general, partiendo del sistema en reposo, es el siguiente:

1. Si hay suficiente agua en el embalse, el detector de fin de carrera de cierre se encuentra accionado. Cuando el usuario de la orden de marcha, la unidad de control ordena a un pequeño motor de c. c. la apertura del dispositivo de regulación de caudal, a través del regulador de frecuencia.

2. El álabe se abre hasta que la tensión generada entra en el rango propio de regulación, momento en el que el motor de c. c. pasa a ser regulador de frecuencia en forma lineal.

3. El sistema permanece en ese estado, autorregulándose hasta que alguna de las señales de entrada a la unidad cambie de estado.

Este cambio de estado puede ocurrir por los siguientes motivos:

a. Orden del usuario de parada

b. Falta de agua en el embalse.

c. Falta de tensión generada.

d. Sobrevelocidad del grupo.


e. Indicación de fin de carrera

Cualquiera de las primeras tres situaciones hacen que la unidad central ordene al motor cerrar el dispositivo de regulación de caudal y el sistema queda a la espera de una orden de puesta en marcha de parte del usuario, siempre que las condiciones del arranque sean las adecuadas.

La cuarta situación puede ser programada para que suceda lo de las tres primeras o que ordene cerrar hasta que se llegue al margen de regulación.

La quinta situación puede producir dos acciones:

La primera, que el fin de la carrera sea el cierre, por lo cual el sistema queda en espera.

La segunda, que el fin de la carrera sea el de máxima apertura, lo que desencadena el proceso de parada.

Adicionalmente se instala un bloque de cargas de compensación, que consta de un banco de resistencia que, ante un cambio brusco en la carga del sistema, compensan este cambio en forma aproximada, y luego lentamente vuelve al estado inicial, permitiendo al regulador de frecuencia ir acomodándose sin que haya desplazamientos grandes de la velocidad del grupo turbina –generador. Esta forma de compensación, puede ser reemplazada por otro sistema que incorpora cargas en función del desplazamiento de frecuencia que sufre el generador.

4.7. Obras de Distribución Eléctrica

Para estas obras los criterios de diseño son los que se aplican normalmente en redes rurales.

Si la MCH se encuentra en una ubicación tal que la totalidad de la carga esta distribuida en un radio de 1.5 – 2 km. desde la sala máquina, resultara conveniente diseñar el sistema totalmente en baja tensión.

Si, como frecuentemente ocurre la carga se encuentra distribuida en un radio de varios kilómetros, será necesario transferirla en media tensión, ya sea con líneas monofásicas de 7,6 kV o trifásicas de 13,2 kV.

Como todo sistema de distribución rural el mismo deberá equiparse con los correspondientes elementos de maniobra, de puesta a tierra y de protección.

El diseño eléctrico permite definir tipo y dimensiones del conductor, el que podrá ser de cobre, de aleación de aluminio o de alambre de acero. Las cargas a transferir, las caídas de tensión admisibles y el cálculo económico de pérdidas determinará cual es la solución mas conveniente.

El diseño mecánico atenderá a las distancias eléctricas que deberá respetar la separación entre conductores y con la tierra, definirá el vano más económico


(distancia entre postes) y realizará el cálculo mecánico de conductores y postes.

Siguiendo el concepto de utilizar técnicas y modalidades constructivas que reduzcan los costos, en los sistemas de electrificación rural se ha difundido la distribución monofásica con retorno por tierra (MRT).

Esta solución Tecnológica puede acompañarse de un proceso de selección de materias y modalidades constructivas, orientado a reducir los costos en todo lo posible. En tal sentido se sugiera considerar.

1. Uso de conductores de acero (cable y alambre) y mayores vanos.

2. Uso de postes de madera local, sin tratamiento.

3. Recuperación de materiales usados (principalmente herrajes y aisladores).

4. Desarrollo de conversores monofásicos / trifásicos estáticos o rotativos, para uso de fuerza motriz de equipos de más de 7.5 HP.

5. Adoptar menores exigencias para la puesta a tierra de los transformadores.

6. Promover la participación de los municipios y de los futuros usuarios en las fases del proyecto y construcción de las obras.


Capítulo 5: Evaluación Económica de las MCH 5.1 Criterio para la Evaluación de Proyectos con MCH’s Los pasos a considerar en la evaluación económica son los tradicionales en la evaluación de proyectos eléctricos. Estos pasos incluyen:

Un cuidadoso análisis de la evolución y características de la demanda a satisfacer, como hemos discutido en el capítulo 2 de este apunte.

Una evaluación de las fuentes y tecnologías que permitirán abastecer a la demanda, incluyendo MCH’s y otras tecnologías con fuentes renovables, así como la extensión de las redes eléctricas desde sistemas centralizados, o la instalación de motogeneradores térmicos solos o en sistemas híbridos con fuentes renovables.

La formulación de anteproyectos de inversión alternativos con las fuentes / tecnologías disponibles y la definición de la solución institucional con que se gestionará la financiación y el mantenimiento del sistema (empresas privadas, cooperativas, consorcios de usuarios, organismos estatales).

El análisis de los costos y la solución de mínimo costo entre las alternativas propuestas.

Si se trata de un conjunto importante de proyectos con restricciones financieras, deben adoptarse criterios para, mediante el análisis beneficio / costo, ordenar los proyectos por prioridad para su ejecución.

El análisis financiero para desarrollar el programa sobre la base de la capacidad de pago de los usuarios y el apoyo de subsidios específicos para este fin.

Por tratarse, como dijimos, de soluciones de abastecimiento que no resuelve el mercado, sino que deben ser asistidas desde el estado mediante transferencia de recursos de la sociedad, la evaluación debe realizarse bajo los principios de la denominada evaluación social de proyectos.

La evaluación social de proyectos no se realiza en base a los precios de mercado de las inversiones y gastos asociados al mismo, sino a los denominados precios de eficiencia (o precios sombra o precios de cuenta). Estos precios reflejan el uso optimo o eficiente de los recursos de la sociedad de tal forma que, por ejemplo, si en el país existe fuerte desocupación de mano de obra no calificada, el precio de cuenta o precio de eficiencia de la misma será menor que el precio de mercado. De tal forma proyectos con alta incidencia de la mano de obra no calificada en sus costos tendrán un valor más competitivo a precios de cuenta que a precios de mercado cuando se los compare con los otros proyectos con menor incidencia de este rubro.


El resultado de este análisis se reflejará en la selección preferente de proyectos que utilicen más los recursos abundantes del país (por ejemplo mano de obra no calificada) y menos aquellos que son escasos (por ejemplo divisas).

5.2 Los Costos de Capacidad (Potencia) y de Energía

El costo de capacidad de una MCH está asociado con el costo total de inversión asignado por unidad de potencia neta en los bornes del generador.

El costo de capacidad permite comparar las bondades relativas de proyectos hidroeléctricos entre si. Tanto en la experiencia en Argentina como en la información internacional publicada sobre MCH’s, los costos de capacidad a precios de mercado son fuertemente variables y se colocan en un rango entre 1.000 U$S/kW a 4.000 U$S/kW.

Los factores de mayor influencia en el costo de una MCH son los siguientes:

La relación de la calidad y potencial de recurso hídrico con el nivel de demanda que debe atender el proyecto.

Si la calidad del recurso es alta significa que tendremos mayor probabilidad de encontrar un aprovechamiento de bajo costo que cubra adecuadamente las demanda y en las proximidades de la misma.

A igual potencia el costo es menor si la obra de capacitación se resuelve sin necesidad de acumular agua en un embalse.

A igual potencia menores costos se corresponden a soluciones con mayores alturas y menores caudales y viceversa mayores costos corresponden a soluciones con menores alturas y mayores caudales.

A configuraciones similares de las obras, a medida que aumenta el módulo de potencia de la MCH, se reduce su costo unitario.

Tecnologías y modalidades constructivas adaptadas a este tipo y escala de proyectos, tales como los indicados en el capítulo 4, permiten reducir los costos unitarios en un adecuado equilibrio con la eficiencia, confiabilidad y seguridad de obras e instalaciones

Con base en la atención de los factores antes descriptos los costos de capacidad de MCH’s pueden ubicarse en el rango de 1.000 U$S/kW a 2.500 U$S/kW.

El costo de la energía por su parte, permite comparar la competitividad de las MCH’s frente a otras fuentes / tecnologías alternativas para abastecer la misma demanda.

La comparación entre proyectos alternativos puede realizarse también por la comparación de los flujos de fondos de inversión, de operación y de mantenimiento, descontados para un período de 15 o 20 años. En este caso


deben considerarse, dentro del período, tanto la reposición de los componentes que agotan su vida útil como el valor residual de los componentes que no la han agotado al final del período.

El análisis se facilita considerando el Costo Anual Equivalente, que integra una anualidad de los costos de inversión de obras e instalación de acuerdo a su vida útil y los costos anuales de operación y mantenimiento.

CAE total = CAE inversión + COM

CAE inv. = CI x FRC

FRC = Factor de Recuperación de Capital

FRC = r x (1+ r)n

(1+r)n-1 Donde n = vida útil r = tasa de descuento

El Costo Anual Equivalente del Proyecto dividido por la demanda anual de energía que absorbe será el costo de la energía.

C.E. ($/kWh) = CAE total ($/año)

Demanda Energía (kWh/año)

Los factores que tienen mayor incidencia sobre el costo de la energía producida en las MCH’s son los siguientes:

Por tratarse de proyectos de tipo capital intensivo, tienen alta sensibilidad al costo de la capacidad y a la tasa de descuento utilizada. A mayor tasa de descuento mayor resulta el CAE y en consecuencia al valor de la energía.

Por tratarse de proyectos con costos fijos, el precio de la energía estará asociado al factor de carga de la central. Cuanto mas tiempo se despache la central a plena capacidad, menor será el costo de la energía ya que el CAE se mantendrá constante.

Dependiendo de la incidencia de los costos de inversión por unidad de capacidad, del aprovechamiento de esta capacidad instalada y de la tasa de descuento utilizada en la evaluación, los costos de la energía producida en las MCH puede variar en un amplio rango de valores entre 0,04 $/kWh hasta 0,40 $/kWh.

5.3 RETAIN Un caso de Evaluación Económica

La evaluación económica se realiza al nivel de programa para una región enfrentando dos modelos de abastecimiento: 1) el modelo centralizado cuya organización institucional responde a los criterio básicos de las empresas de servicios eléctricos con centrales de generación que abastecen grandes redes incluyendo áreas rurales y con tecnología de tipo convencional y 2) el modelo


descentralizado constituido por un conjunto de consorcios de usuarios con generación basada en microcentrales térmicas, hidráulicas, eólicas, etc.

En el tratamiento por modelo de abastecimiento, el área en estudio es dividida en subregiones, en las que se realiza la comparación económica del modelo descentralizado, con el modelo centralizado. De esta comparación, resultará la solución de mínimo costo como combinación de la expansión del sistema centralizado, en las subregiones donde este sea más competitivo, con un conjunto de pequeños sistemas aislados en el resto del área.

El criterio de comparación utilizado es el de mínimo costo económico resultante al comparar el costo anual equivalente a precios de cuenta de las distintas soluciones alternativas. Se considera que todas las alternativas de abastecimiento producen un beneficio similar.

El planteo metodológico no concluyó con una solución de mínimo costo económico. Suponíamos que los decisores de política requieren un mayor grado de información y fundamentación para incorporar a las nuevas fuentes y tecnologías en programas de inversión a gran escala.

Por tal motivo completamos el estudio económico con:

1) Análisis de sensibilidad de la influencia de los factores, tales como la tasa de descuento utilizada, que pueden modificar significativamente los resultados del estudio.

2) Análisis de los efectos macroeconómicos de los modelos estudiados comparando sus impactos sobre variables tales como: valor agregado local, distribución del ingreso, ocupación de la mano de Obra, sustitución de energía extra-regional, uso de divisas, etc.

A partir del análisis de efectos, el decisor de política puede, si así lo desea, adoptar una decisión distinta a la de mínimo costo económico, tratando de maximizar determinados impactos (por ej: la ocupación de mano de obra no calificada o la sustitución de derivados del petróleo).

En tal caso el estudio debe retroalimentarse con estas nuevas consignas, de las que resultara una nueva configuración del programa de abastecimiento que responde a los objetivos del decisor de políticas. Adicionalmente se podrá valorizar el costo adicional de tales objetivos sobre la solución del mínimo costo, para enriquecer la toma de decisiones.

La primera etapa de los proyectos RETAIN en la Argentina se orientó al desarrollo de un sofisticado, pero rápido, método para identificar el potencial hidroeléctrico en escala de microgeneración en áreas alejadas de los centros desarrollados, correlacionarlo con los requerimientos insatisfechos de electricidad del poblador rural y formular modelos de abastecimientos alternativos basados en los principio antes descriptos.

La metodología se aplico en un estudio de caso donde los pobladores rurales de los departamentos de Oberá y Cainguas, en la provincia de Misiones, fueron hipotéticamente satisfechos mediante una combinación de alternativas


centralizadas (redes) y descentralizadas de abastecimiento, seleccionadas mediante técnicas de evaluación económica.

Los principales resultados de este estudio pueden resumirse como sigue:

Las MCH resultaron la mejor alternativa de abastecimiento para el abastecimiento 36% de los 5.800 usuarios potenciales identificados en el área de estudio.

Tal nivel de abastecimiento se obtuvo a partir de la evaluación económica mas de 400 MCH, de las que resultaron competitivas 90 proyectos que en conjunto representan 1.748 kW de potencia instalada, un costo medio de capital del orden de 3.200 U$S/kW

Las microcentrales resultaron la alternativa de mayor uso intensivo de capital. Para un horizonte de 10 años y una tasa de descuento del 8% los costos de capital representaron un 90% de los costos totales de abastecimiento.

El costo de electricidad producida por las MCH es altamente sensible a las variaciones tanto en el factor de carga de pequeños sistemas, como en la tasa de descuento utilizada en la evaluación. Cuando el factor de carga aumenta de 0,01 a 0,45 el costo medio de la energía (incluida la distribución hasta al usuario) se reduce de 0,289 U$S/kWh a 0,088 U$S/kWh. El costo anual equivalente que las MCH dejan de ser competitivas para un modulo medio de potencia de 20 kW resultó el menor de todas las alternativas evaluadas para tasas de descuento del 15% o menores. Para tasas de descuento superiores las MCH dejan de ser competitivas (para las condiciones de contexto de estudio).

La investigación demostró que las MCH tienen una gran impacto positivo sobre variables macroeconómicas tales como la ocupación de mano de obra y el valor agregado local.

Los resultados del estudio de evaluación, sumados a la información aportada por la constricción y operación exitosa de una conjunto significativo de unidades demostrativas en Misiones, permiten completar un cuadro de situación sobre los aspectos económicos de las MCH.

Las referencias e indicadores de las obras ejecutadas en la provincia de Misiones, se muestran en el cuadro siguiente:


Proyecto

Costo anual por Usuario

N P T A I In Po Ac Fu c/lin. s/lin. U$S / Us c/lineas s/LineasDorado x x 11 11 8 10 50228 48978 4567 6278 6122Persiguero x x 10 10 7,5 10 54610 44203 5460 7282 5894Pereyra x x 26 30 28 28 90940 75571 3498 3247 2699Carlitos x x 20 20 15 15 78474 49196 3877 5231 3280Taruma x x 40 90 40 80 134220 98195 3355 3355 2425Central x x 15 25 25 25 99154 75174 6610 3966 3007Pesado x x 15 20 20 20 45903 31252 3060 3531 2404

Total Proyectos 137 206 144 188 562529 422596 4106 3920 2945Total Nuevos Proyectos 116 185 128 168 457691 329388 3946 3576 2573

Costo de la Obra (U$S)

Costo Actual por kwinstalado (U$S/kw)

Obras Preexistentes

Tipo de MCH

n° De Usuarios

Potencia Instalada

Referencias: Obras preexistentes: N: nada P: parcial T: total Tipo de MCH: A: aislado I: interconectado Cantidad de Usuarios: In: inicial Po: potencial Potencia Instalada: Ac: actual Fu: futura Los proyectos Dorado y Persiguero, fueron los primeros proyectos multifamiliares construidos en Misiones y en ellos se utilizaron criterios convencionales de construcción que elevaron sus costos. Los denominados proyectos nuevos (los cinco restantes) incorporan técnicas y modalidades constructivas tendientes a reducir los costos de las obras de cierre y conducción. Si a los valores del cuadro anterior se agregaran los costos adicionales para expandir la potencia de las MCH hasta su valor nominal (potencia futura) y se considera la incorporación de nuevos usuarios hasta el máximo permitido (N° de usuarios potencial), se obtienen nuevos costos unitarios medios para una utilización optima de las unidades demostrativas en el funcionamiento. Tales costos junto a los costos estándar calculados en la fase 1 del proyecto RETAIN se vuelcan en el cuadro siguiente. 5.4. Costo de Inversión de la MCH en Misiones

Proyectos Nuevos Todos los Proyectos Retain Fase1

Modulo de Potencia 33,6kw 26,8 kw 19,4kwCosto po Usuario 2600 U$S/Us 2860 U$S/Us. 2681U$S/Us.Costo por kw Instalado sin lineas 2060U$S/kw 2860 U$S/kw 2035U$S/kwCosto por kw Instalado con lineas 2724U$S/kw 3142U$S/kw 3215U$S/kw

A la luz de los resultados podemos afirmar que el programa de desarrollo de microcentrales hidroeléctricas en Misiones había alcanzado un grado de maduración técnica suficiente y demostrado la conveniencia económica de


utilizar esta alternativa de abastecimiento para satisfacer los requerimientos de electricidad de los pobladores rurales.

Sin embargo ni la confiabilidad técnica, ni la competitividad económica han resultado condiciones suficientes para masificar el uso de las MCH en Misiones. Otras cuestiones institucionales, organizativas y financieras son sin duda las mayores restricciones que deben removerse mediante la formulación de estrategias para la etapa de difusión masiva de esta tecnología.

En el capítulo siguiente nos referimos a dichas cuestiones.


Capítulo 6: Consideraciones Generales sobre Difusión de MCH

6.1. Aspectos Institucionales.

En los estudios de la red RETAIN en Argentina se analizo la historia y perspectivas de Difusión de Microcentrales Hidroeléctricas, sobre la base de la experiencia desarrollada en la provincia de Misiones.

Como primera consideración debemos destacar que nuestro estudio se refiere a una tecnología de abastecimiento descentralizado de electricidad, cuya difusión puede apoyarse tanto en el interés privado como en el sector público. Pero en cada caso tendera a resolver necesidades de diferentes naturalezas. En el primer caso se trata de una solución alternativa dentro de un menú de opciones que se presentaran a potenciales usuarios en respuesta a su "demanda solvente" y su penetración en el mercado estará apoyada en las condiciones de competitividad (confiabilidad, precio, financiación, servicio post-venta, etc.) que presenta dicha tecnología. En el segundo caso, la presencia activa del sector publico esta generalmente relacionada a una acción directa o indirecta del gobierno para promover el uso de esa tecnología alternativa como instrumento de sus políticas de desarrollo científico, económico o social. Es en este escenario donde se inscribe el caso analizado en el estudio ya que se trata de resolver el abastecimiento eléctrico de usuarios rurales con escasa o nula capacidad de pago, en respuesta de sus necesidades energéticas (expresadas a través de sus requerimientos) y no solo a la demanda solvente.

Pero en el caso de la MCH en Argentina, como en muchos casos de tecnologías energéticas alternativas dentro y fuera del país, el desarrollo tecnológico no ha sido inscripto en un proceso global de planeamiento. Las acciones de I+D no fueron subprogramas dentro de un programa general de soluciones para el abastecimiento energético del sector rural mas bien su origen y desarrollo primario han estado vinculadas en el campo científico y al impulso dado por entusiasta investigadores.

Este “pecado natural” en el origen de la tecnología alternativa le ha generado no pocos inconvenientes para su inserción como una “opción aceptable” de abastecimiento en los ámbitos y niveles gubernamentales donde se toman las decisiones del sector energético.

En el caso particular de Misiones, la etapa de desarrollo tecnológico fuertemente vinculado al sector de I+D ha estado incluida la participación de múltiples instituciones gubernamentales y privadas que instrumentaron 10 años de trabajo y un esfuerzo financiero cercano a 2 millones de dólares hasta alcanzar la puesta a punto de la tecnología de MCH.

El resultado de este particular origen y desarrollo de la tecnología alternativa fue que, por una parte, un conjunto de investigadores disponían del know - how de un opción de suministro que consideraban de gran utilidad para solucionar el abastecimiento eléctrico de grandes áreas rurales en las regiones mineras que por otra parte quienes decidían y planificaban acerca de tal


abastecimiento, consideraban que las MCH eran solo un entretenimiento académico de los investigadores y estudiantes de ingeniería.

El desarrollo del estudio RETAIN en su primera fase, permitió establecer un puente entre el planeamiento sectorial y la disponibilidad de la nueva tecnología y comenzar así un camino entre estos dos ámbitos de acción que se encontraban descoordinados. La formulación y discusión, en reuniones y seminarios de la “metodología de evaluación de alternativas de suministro de en áreas rurales deprimidas y su aplicación en el caso de Misiones” permitió analizar la competitividad, en términos de decisiones de inversión publica, de las MCH frente a otras variadas opciones de servicio eléctrico. Ya no se trata solo de disponer de una tecnología confiable sino también competitiva frente a otras opciones incluyendo las que se utilizan convencionalmente.

En consecuencia la adaptación de la tecnología alternativa en los ámbitos y niveles donde se definen las políticas y sus soluciones técnicas, o bien se fundamentan en un “origen sano” cuando su desarrollo es promovido desde esos mismos niveles, o en su defecto si se ha originado en otros ámbitos deberá remover resistencias importantes con sólidos argumentos de confiabilidad y competitividad frente a las tecnologías habitualmente utilizadas.

En el supuesto de que la confianza de los decisores sea un problema superado y que la planificación del abastecimiento se realice bajo un modelo optimo que integre las tecnologías convencionales con las alternativas, subyace otro problema común a cualquier solución tecnológica. Es el referido a la cuestión de abastecer los requerimientos de electricidad de pobladores rurales que tienen escasa o nula capacidad de pago para satisfacerlo. Los esfuerzos de más de una década en Misiones (1978-1988), con importantes planes de electrificación rural apoyados en la Banca de desarrollo muestran el desalentador resultado de satisfacer el abastecimiento de solo el 10% de los pobladores rurales, la mayoría de ellos ubicados en la franja de Altos Ingresos.

Tan limitados resultados de los programas de electrificación rural por redes tienen su explicación en causas tecno-económicas y financieras. Entre las primeras se encuentran las derivadas de aplicar criterios en el equipamiento y la construcción de las extensiones de redes, que privilegian la calidad sobre los costos, en consecuencia se produjo efectos retroalimentados donde los altos costos resultantes de las obras desalentaron a los usuarios y redujeron el número que decidió conectarse a las redes, lo que a su vez produjo una caída en la densidad de los usuarios por Km de línea y un mayor aumento del costo unitario por usuario de las instalaciones. Las causa financieras radicaron tanto en la falta de evaluación previa de la capacidad de pago de los usuarios como en la aplicación del criterio de transferir a los mismos el repago del 100% de los costos de inversión, incluyendo además índices de ajustes e intereses (en un contexto económico inflacionario) que superaba el incremento de los ingresos agrícolas. Durante los 5 primeros años de amortización del crédito, los productores rurales pagaron cuotas que, en cantidad de productos agrícolas (índices de sus ingresos), fueron tres veces superiores a las que se estimaron cuando adhirieron al plan.


En consecuencia la primera decisión política firme en que debe inscribirse la la difusión de una tecnología alternativa para abastecer requerimientos de energía en áreas rurales deprimidas, es precisamente satisfacer tales requerimientos.

Esta decisión supone que han de instrumentarse mecanismos de transferencia de ingreso y estrategias financieras que permitan cubrir la brecha generada entre los costos mínimos necesarios para satisfacer los requerimientos y una limitada contribución de los beneficios.

En consecuencia el financiamiento del plan de abastecimiento tendrá que estructurarse con un componente de fondos no reintegrables (originados en la transferencias de ingresos) y otra componente reintegrable pero en condiciones apropiadas a las reales posibilidades de los productores rurales.

De tal manera las primeras condiciones básicas que viabilizarán la difusión de una tecnología alternativa en ausencia de una demanda solvente de mercado son:

1) la decisión política de satisfacer el requerimiento energético de los pobladores rurales, tomada con pleno conocimiento de costos y beneficios de tal decisión

2) la decisión técnica de planificar el abastecimiento de tales requerimientos de energía incorporando la tecnología alternativa en su campo de competencia.

3) una formulación de las estrategias financieras del plan de abastecimiento consistente con la capacidad de pago de los beneficiarios.

Los mecanismos de transferencia de ingresos que operan en el sector eléctrico pueden ser directos como en el caso de la constitución de “fondos especiales” originadas en impuestos que graban a otros sectores sociales o indirectos como la aplicación de estructuras tarifarias que en lugar de reflejar los costos que cada usuario provoca en al sistema, generan subsidios cruzados entre distintas categorías de usuarios. Estos subsidios cruzados son característicos de mercados eléctricos donde se satisfacen usuarios residenciales de baja capacidad de pago (tanto urbanos como rurales).

En el estudio de caso se detectó que los usuarios rurales de bajo consumo participan en los costos en una proporción mucho mayor que en los ingresos de las empresas distribuidoras. La magnitud de este subsidio cruzados fue calculado en 250 U$S por usuario rural y por año.

También en estudio de caso se detecto un fuerte desequilibrio en el destino final de los fondos de inversión no reintegrables ya que el 85% de los mismos se aplican a financiar la gran generación y el sistema nacional de interconexión.

Esto significa que los fondos no reintegrables originados en el ahorro nacional, se aplican para el beneficio de los mercados eléctricos mas desarrollados. Solo el 15% de los fondos de inversión se utilizan en las obras de generación, subtransmisión y distribución en las jurisdicciones provinciales. En Misiones estos escasos fondos no alcanzan para ser aplicados a programas de


distribución, y los costos de extensiones y conexiones tanto rurales como urbanas son soportados en un 100 % por los usuarios.

En base a estas consideraciones podemos afirmar que para una correcta formulación de las estrategias financieras que acompañan la utilización de las tecnologías alternativas en el plan de abastecimiento será necesario:

1) Disponer de un claro diagnostico de la disponibilidad origen y destino de los fondos de inversión del sector eléctrico.

2) La explicitacion y cuantificación de los subsidios que operan en las formas actuales de abastecimiento eléctrico al sector rural y

3) Una precisa medición de la capacidad de pago de los usuarios potenciales. Sobre esta base los niveles de decisión podrán adoptar los criterios de aplicación de los fondos de inversión y de direccionamiento de los subsidios cruzados demás formas de asistencia que operan en el sector, para resolver el financiamiento del plan de abastecimiento.

La decisión política de abastecer requerimientos energéticos de pobladores rurales sin capacidad de pago, incluyendo tecnologías descentralizadas como las MCH, deberá tener la suficiente fortaleza para remover las distintas formas de oposición que se presentaran a dicha decisión. En el caso de Misiones se detectaron tres potenciales ámbitos de conflicto a saber:

1) La oposición a reestructurar el destino de los fondos sectoriales de inversión originado en quienes recibían y aplicaban dichos fondos.

2) La oposición a incorporar una tecnología alternativa, mucho menos conocida y dominada que las que están actualmente en uso, expresada por los niveles de decisión técnica tanto en el área de planeamiento como de explotación, de las empresas locales prestadoras de servicio eléctrico.

3) La oposición de adoptar formas descentralizadas y autogestionadas de abastecimiento energético, expresadas por el sindicato de trabajadores del sector al suponer limitado su ámbito de actuación.

De las formas de oposición detectadas, la que se presenta como mayor dificultad para su remoción, es la primera ya que requiere de decisiones de nivel nacional en un contexto donde existe una fuerte desproporción de poder entre quienes desean introducir cambios (provincias pobres y pobladores rurales) y quienes desean mantener la situación actual del destino de los fondos (grandes corporaciones públicas y privadas). Las otras dos formas de oposición detectadas, han sido parcialmente resueltas durante el proceso de consultas realizado durante los estudios del proyecto RETAIN).

Durante el mismo, la actitud expresada por los actores locales ha sido la de privilegiar el propósito de mejorar las condiciones de vida de los productores rurales, antes que intentar preservar posiciones personales o sectoriales. A esta actitud positiva debe agregarse que el plan de expansión de las MCH dentro del abastecimiento rural ha sido formulado como complementario de la extensión de las redes en lo relativo en su delimitación temporal. Ambas


condiciones impuestas al plan facilitaran la remoción de las posibles oposiciones locales detectadas.

Tanto la banca de desarrollo como las agencias de cooperación internacionales pueden contribuir en la solución de las fuertes restricciones financieras que presentan estos programas de abastecimiento energético a las áreas rurales marginales.

En lo que se refiere especialmente a la banca de desarrollo es necesario destacar la necesidad que la misma adecue los criterios y políticas de otorgamiento de créditos de tal modo que se transforme en una fuente de financiamiento real y de significativa importancia para las áreas más deprimidas.

En este sentido resulta incompresible que la Banca de Desarrollo Regional haya utilizado criterios y parámetros de selección similares en grandes proyectos productivos del área energética y en pequeños proyectos abastecimiento a usuarios marginales, a través de tecnologías no convencionales adaptadas a la región.

Si bien se trata de bienes que, en principio pueden considerarse susceptible de ser comercializados a un precio que cubra los costos, colocarlos a disposición del potencial usuario se orienta a satisfacer necesidades sociales consideradas imprescindibles para mejorar su calidad de vida, objetivo que solo puede ampliarse si los precios del bien guardan relación con los ingresos disponible de aquel a quien se quiere favorecer.

Es por ello que la participación de la Banca de Desarrollo con créditos “blandos”, a tasas similares a las fijadas para proyectos de desarrollo social contribuirá a acelerar el proceso de cumplimiento del “derecho a la energía” de los pobladores rurales.

Una vez resueltas las condiciones políticas, técnicas y financieras básicas que hemos analizado en los puntos anteriores, estarán creadas las bases para el uso masivo de la nueva tecnología. Complementariamente el plan de abastecimiento que se formule deberá apoyarse en estrategias institucionales y organizativas que aseguren su éxito, tanto en la etapa de ejecución como en la de utilización de la nueva tecnología.

En el caso de las MCH en la provincia de Misiones se han detectado dos cuestiones que representan situaciones nuevas dentro de los modos tradicionales de ejecutar y explorar obras de abastecimiento eléctrico.

La primera cuestión se refiere al riesgo tecnológico asociado a la presencia de equipamiento y servicios que no están actualmente disponibles en el mercado. En esta situación se encuentra la fabricación y posterior servicio de mantenimiento de las turbinas y de los reguladores de frecuencia. Para estos componentes es necesario concebir un programa de garantía de calidad que atienda desde la calificación y desarrollo de potenciales proveedores hasta las condiciones de aceptación o rechazo de los suministros.


La estructura organizativa que se adopte para la ejecución y puesta en marcha del plan de difusión dependerá del carácter de la actividad que está involucrada y de los actores locales que participarán en el Plan.

En al caso de las MCH en la Provincia de Misiones, por tratarse de obras hidráulicas, han sido concebidas como de propósitos múltiples donde el eléctrico es prioritario (le siguen: agua para el consumo domestico y agrícola, para actividades industriales, cría de peces y fines recreativos). Por tal razón las actividades derivadas del Plan se han definido como de “fomento y desarrollo económico y social con propósitos múltiples” e involucran la participación de diversas disciplinas tecnológicas, sociales y económicas.

La eficacia en la gestión durante las fases de preinversión está asociado con un alto grado de inversión de las actividades, con la participación de equipos multidisciplinarios integrados por técnicos y trabajadores sociales de distintos organismos, concentrados en una unidad ejecutora especial. Durante la fase de explotación, las actividades de seguimiento y asistencia técnica pueden volver a desagregarse por especialidad y ser atendidas en forma descentralizada por distintos organismos, pero siempre manteniendo una Unidad Coordinadora que canalice los requerimientos derivados del uso de la nueva tecnología.

6.2. Aspectos Ambientales.

6.2.1. Efectos Ambientales que deben controlarse en el diseño y construcción de las MCH.

EFECTOS

AMBIENTALES MEDIDAS DE MITIGACIÓN

Generación de polvos en operaciones de excavación y desbaste. Arrastre de polvos por acción del viento

Minimizar el tiempo de exposición de superficies de suelo expuestas. Proteger las superficies de la acción del viento (cubiertas, reparos). Limitar la dispersión de polvos generados en operaciones de desbaste y pulido. Adecuada disposición en obrador de materiales sueltos.

Contaminación de aguas y suelos por pérdidas de combustibles y aceites de máquinas y por generación de residuos durante la construcción

Adecuada disposición del obrador. Instalaciones sanitarias para el personal apropiadas al sitio y disposición de efluentes en pozo absorbente. Mantenimiento correcto de motores y maquinarias que minimicen fugas y pérdidas.

Modificación del régimen natural en un arroyo.

Adecuada planificación para la ejecución de las obras de cierre del arroyo y desvío del cauce hasta terminar el vertedero. Las aguas interceptadas por la obra deberán ser adecuadamente canalizadas durante la construcción, asegurando su descarga aguas abajo del cierre, sin ocasionar arrastre de materiales, embanques ni erosiones.


El diseño debe considerar la ejecución de contrafuertes laterales para evitar erosión en caso de grandes crecidas que superen la capacidad de evacuación del vertedero. El llenado del embalse no debe afectar los usos del agua en el curso inferior.

Alteración del drenaje superficial. Erosión y sedimentación en ocasión de precipitaciones intensas.

Procesos constructivos para las nivelaciones y movimiento de suelos que minimicen la intercepción de la escorrentía natural y canalicen adecuadamente el drenaje superficial. Tratamiento de pendientes o taludes con pastos o especies vegetales que estabilicen y retengan los suelos. Diseño de canales en MCH que eviten filtraciones de agua que transporta y tratamiento de las áreas circundantes para evitar arrastre de sólidos dentro del canal.

Alteración de la Calidad del Agua

Debe limpiarse y retirarse del vaso del embalse, previo al llenado, la vegetación y los residuos que, de quedar sumergidos, puedan afectar la calidad del agua. El diseño debe considerar la construcción de descargadores de fondo que permitan el vaciado del embalse.

Impactos debido a los residuos provenientes del desbroce y limpieza del sitio de obra, suelos excavados residuales y residuos producidos durante la construcción.

Planificación adecuada del proceso de preparación del sitio de obra, zonificación de áreas de trabajo y almacenamiento temporario de residuos. Transporte y disposición de suelos sobrantes, residuos y materiales de descarte en forma y sitios aprobados por las normativas municipales de la Localidad. Limpieza y restauración del sitio de obras después de terminada la construcción.

Tala de árboles y vegetación natural existente en sitio de obras.

Restauración de la capa de suelos afectada. Revegetación de las áreas afectadas, donde sea posible, con especies herbáceas y arbóreas de fácil arraigo en el lugar.

Riesgos para la seguridad física de la población que desarrolla actividades en relación al sitio de las obras.

Cumplimiento de las normativas de higiene y seguridad del trabajo aplicables al tipo de actividad. Cumplimiento de normas municipales sobre procedimientos constructivos y ocupación y uso de la vía pública durante la construcción.

Riesgos para la seguridad física de la población aguas abajo de la presa.

Las Obras de Cierre deben diseñarse con condiciones seguras tanto en el cálculo estructural como en la capacidad de verter los caudales de las máximas crecidas. Las Obras deben ejecutarse con el adecuado control de calidad de los materiales y de los procedimientos constructivos. Debe controlarse especialmente la compactación y/o sellado de todas las superficies de contacto dentro


y entre los distintos componentes de la pantalla de cierre de manera de evitar filtraciones que puedan luego, por erosión hídrica, disminuir la seguridad de la presa.

6.2.2. Efectos Ambientales que deben controlarse en la Operación y

Mantenimiento de las MCH.

EFECTOS AMBIENTALES

MEDIDAS DE MITIGACIÓN

Alteración del ecosistema acuático.

Las obras de cierre, la reducción de velocidad del agua y la sedimentación en el área del embalse, afectan la vida de la fauna acuática. En épocas de altos caudales debe abrirse periódicamente el descargador de fondo para facilitar la renovación y limpieza del agua embalsada. En épocas de bajos caudales debe mantenerse un nivel mínimo de caudal continuo aguas abajo. Es conveniente desde el punto de vista ambiental y útil desde el punto de vista productivo sembrar peces en el embalse.

Riesgo de daños a personas y bienes.

Debe formularse una rutina para monitorear en forma sistemática el estado de las Obras, Equipos e Instalaciones cuya falla puede producir daño a las personas o a la propiedad de terceros. Particularmente debe vigilarse i) la presencia de filtraciones en las Obras de Cierre y de Conducción de las MCH; ii) el nivel de agua y la presión de vapor en la caldera y el buen estado de sus componentes y de sus indicadores, dispositivos de seguridad y alarmas en las MCT; iii) la limpieza de traza y los dispositivos de protección y de puesta a tierra en la Obras de Distribución y iv) el estado de las instalaciones y el correcto funcionamiento de los disyuntores en las instalaciones eléctricas de baja tensión.

Contaminación por compuestos de plomo.

Deben seguirse las instrucciones del fabricante para el manipuleo y la deposición de los elementos de las baterías de acumulación cuando se reparen o se reemplacen.


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