DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS Basado en la Experiencia Noruega

Traducido y adaptado a Chile por:

2011

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Foto de la portada: Steinsvik Hidrocentral – 7 MW Propietario y desarrollador: Småkraft AS Diseñó: Norconsult AS (Túneles, tubería y casa de Máquina) Sweco Norway AS (presas y bocatoma)

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

LISTA DE PATROCINADORES Dirección de cuencas y energía de Noruega P.O. Box 5091 Majorstua N-0301 Oslo Noruega Real Embajada de Noruega en Santiago San Sebastián 2839, Of. 509 Casilla 2431 Las Condes – Santiago – Chile Cámara Chileno-Noruega de Comercio Dirección: Av. Vitacura 2939, Piso 20 Las Condes - Santiago - CHILE. Fono: (56) 2-337 3800 Email: [email protected] Norconsult Andina S.A. Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago - Chile http://www.norconsult.cl Fono: +562 207 5000 E-mail: [email protected] EVT Consulting Sp.A. Ruta W-50 Parcela 13 El Alba Golf Park Puerto Varas http://evtconsulting.cl/ Sweco Noruega AS Fono: +47 950 82 154 [email protected] DnB NOR Bank, Agencia en Chile Magdalena N° 140, 19° piso Las Condes - Santiago – Chile Fono: +56 2 9230100 Hydroenergi AS P.O. Box 2049 2811 Hunndalen – Noruega SN Power Chile Avda. Vitacura 2939 - Oficina 2801 Las Condes, Santiago - Chile Fono: (562) 592-9200 http://www.snpower.cl

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Powel AS represente en Chile de Norconsult Andina SA Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago – Chile Errazuriz & Assosiados Ingenierios S.A. Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago - Chile http://www.eai.cl/big/ingenieros.htm Andes Energy & Capital Av. Vespucio Sur 100, Piso 16 Las Condes – Santiago - Chile http://www.eai.cl/big/andes.htm

Systep Ingeniería y Diseños Don Carlos #2939 Of. 1007, Las Condes Santiago, Chile - Fono: (56 2) 232 05 01 Email: [email protected] www.systep.cl

HOBAS Engineering [email protected] www.hobas.com

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

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

FORORD Denne håndboken ble utarbeidet første gang i 2003 av Norconsult AS på oppdrag fra NVE . Den foreliggende utgaven bygger på 2010 utgaven av håndboken til NVE, men er tilpasset til det Chilenske markedet. Norconsult Andina S.A. har stått for oversettelse og tilpassing, men har i prosessen også hentet bistand fra EVT Consulting Sp.A. og DnB NOR (El Banco Noruega) som er selskap med tilnytning til Norge etablert her i Chile. Vi håper at denne håndboken kan bidra til å styrke kunnskapen om hvilke elementer som inngår i forbindelse med utvikling av et lite vannkraftverk. Selv om prosjektene kan være små kan konsekvenser av feilvurderinger av kompleksitet og sammenhenger være utslagsgivende på utfallet av prosjektet. Inkludert i håndboken finner man presentasjoner av selskap som kan bistå i prosessen som rådgiver og designer, leverandører, finansieringskilde eller prosjektutvikler. Det er i denne utgaven valgt å ikke inkludere kapiteler om prosjektorganisering, kontraktsformer og innkjøp som er beskrevet i den norske utgaven. Dette vil trolig inkluderes i senere utgaver.

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PROLOGO Esta guía fue preparada por primera vez en 2003 por Norconsult a solicitud de NVE (Dirección de Recursos Hídricos y Energía de Noruega). El presente documento se basa en la edición 2010 de la guía para NVE, la cual ha sido desarrollada por SWECO. Algunos capítulos han sido traducidos, otros se han adaptado al mercado chileno y un tercer grupo se ha introducido en calidad de inéditos. En esta edición se decidió no incluir algunos capítulos que se considera son sólo pertinentes dentro del mercado eléctrico Noruego. Norconsult Andina S.A. es responsable de la traducción y adaptación de los capítulos 1, 2, 4, 5, 6, 7, 8 y 11. El proceso también ha contado con la ayuda de EVT Consultoría Sp.A., quiénes han proporcionado los capítulos 3 y 9. Finalmente el DnB NOR (El Banco de Noruega) a través de sus oficinas en Chile, ha sido responsable de la confección del capítulo 10. Esperamos que esta guía pueda ayudar a aumentar el conocimiento sobre los elementos que intervienen en el desarrollo de pequeñas centrales hidroeléctricas. Si bien los proyectos pueden ser pequeños, las consecuencias de las evaluaciones incorrectas de la complejidad y los contextos pueden ser decisivas para el resultado del proyecto. Incluida en la guía se encuentra una presentación de las empresas que pueden ayudar en el proceso tales como consultores, diseñadores, proveedores, fuentes de financiamiento y desarrolladores del proyecto.

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

INDICE DE CONTENIDOS LISTA DE PATROCINADORES ............................................................................................................ 4 FORORD .................................................................................................................................................... 6 PROLOGO ................................................................................................................................................. 7 INDICE DE CONTENIDOS ..................................................................................................................... 8 INDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................ 12 1. EL PROCESO DE DESARROLLO PASO A PASO DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS .............................................................................................................................. 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

GENERALIDADES ......................................................................................................................... 1 DEFINICIONES Y CONCEPTOS....................................................................................................... 1 FASE DE BOSQUEJO ..................................................................................................................... 1 FASE DE PERMISOS ...................................................................................................................... 5 FASE DE DECISIÓN DE LA INVERSIÓN .......................................................................................... 6 FASE DE CONSTRUCCIÓN, INCLUIDA LA TOMA DEL MANDO ......................................................... 8 FASE DE OPERACIÓN ................................................................................................................... 9 RESUMEN GENERAL DE LOS DIFERENTES CONOCIMIENTOS NECESARIOS EN LAS DIFERENTES ETAPAS Y DISCIPLINAS PROFESIONALES .................................................................................................... 9 2

DEFINICIONES Y CONCEPTOS ................................................................................................ 11

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LEYES Y REGULACIONES ......................................................................................................... 19 3.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 19 3.2 MARCO HISTÓRICO ................................................................................................................... 20 3.3 EL MARCO REGULATORIO PARA LAS ERNC .............................................................................. 20 3.4 LEY DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES (LEY Nº 20.257) ................................ 21 3.5 DERECHOS DE AGUA.................................................................................................................. 22 3.6 VISIÓN MACRO DE TRÁMITES QUE DEBE EFECTUAR UN TITULAR DE UN PROYECTO ................... 27 3.6.1 Obtención Certificado de Informaciones Previas ................................................................ 27 3.6.2 Obtención de Certificado Zonificación ................................................................................ 27 3.6.3 Diseño del Proyecto ............................................................................................................. 28 3.6.4 Calificación Técnica ............................................................................................................ 28 3.6.5 Permiso de Edificación ........................................................................................................ 28 3.6.6 Informe Sanitario ................................................................................................................. 29 3.6.7 Recepción Final de Obras .................................................................................................... 29 3.6.8 Patente Municipal ................................................................................................................ 30 3.6.9 Bibliografía del capítulo. ..................................................................................................... 30

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HIDROLOGÍA ................................................................................................................................ 31 4.1 RECURSOS HÍDRICOS BÁSICOS ................................................................................................... 31 4.2 VARIABILIDAD DE LOS RECURSOS HÍDRICOS ............................................................................. 31 4.2.1 Cantidad de agua disponible ................................................................................................ 31 4.2.2 Variaciones Estacionales ..................................................................................................... 32 4.2.3 Caracterización de los recursos hidrológicos en el punto de captación .............................. 33 4.2.4 Cuenca aportante ................................................................................................................. 34 4.2.5 Uso de una estación de comparación o Patrón .................................................................... 34 4.3 MEDICIÓN DIRECTA DE FLUJO ................................................................................................... 34 4.3.1 El principio de una estación medidora ................................................................................ 35 4.3.2 Instrumentación de la estación............................................................................................. 36 4.3.3 Medición de flujo de agua (aforos) ...................................................................................... 36 4.3.4 Uso de la serie de datos ....................................................................................................... 36 4.4 ORGANIZACIÓN DE LOS DATOS HIDROLÓGICOS. EJEMPLOS. ...................................................... 37 4.4.1 Cantidad de agua disponible ................................................................................................ 38 4.4.2 Variaciones estacionales ...................................................................................................... 38

VIII

4.4.3 Variaciones interanuales ..................................................................................................... 41 4.4.4 Estación medidora representativa, importancia del tamaño de la zona de captación......... 42 4.5 CURVA DE DURACIÓN Y CÁLCULO DEL VOLUMEN DE PRODUCCIÓN UTILIZABLE ....................... 44 4.5.1 Utilización de la curva de duración para diseñar una planta hidroeléctrica. ..................... 44 4.6 FLUJOS DE AGUA EN PERIODO DE BAJOS CAUDALES .................................................................. 46 4.7 CAUDALES DE CRECIDA ............................................................................................................ 46 4.8 LA INCERTIDUMBRE EN HIDROLOGÍA ........................................................................................ 46 4.8.1 Reducción de la incertidumbre ............................................................................................ 47 4.9 EFECTOS SOBRE LA HIDROLOGÍA Y LAS CONDICIONES AMBIENTALES DEL MEDIO AMBIENTE HÍDRICO.................................................................................................................................................. 47 4.10 HIDROLOGÍA SUPERFICIAL ........................................................................................................ 48 4.10.1 Aguas arriba de la Bocatoma .......................................................................................... 48 4.10.2 Entre la captación y la descarga de la planta hidroeléctrica .......................................... 48 4.10.3 Aguas abajo de la descarga de la planta hidroeléctrica ................................................. 48 4.11 AGUA RURAL Y AGUA SUBTERRÁNEA....................................................................................... 48 4.12 TRANSPORTE HIDRÁULICO DE SEDIMENTOS Y SOCAVACIÓN...................................................... 48 5

PRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 51 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7

GENERALIDADES ....................................................................................................................... 51 POTENCIA.................................................................................................................................. 51 ENERGÍA EQUIVALENTE ............................................................................................................ 51 ENERGÍA DISPONIBLE ................................................................................................................ 52 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. GENERALIDADES SOBRE LOS MÉTODOS DE CÁLCULO ..................... 52 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA. EVALUACIÓN EN LA ETAPA DE PRE-BORRADOR .............................. 53 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BASADA EN LAS CURVAS DE DURACIÓN / CURVAS DE VOLUMEN DE AFLUENTES (CÁLCULO MANUAL). .......................................................................................................... 54 5.8 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BASADA EN SIMULACIONES OPERACIONALES. .................................. 57 6

COSTOS .......................................................................................................................................... 59 6.1 GENERALIDADES ....................................................................................................................... 59 6.2 CURVAS DE COSTOS DE NVE .................................................................................................... 59 6.2.1 Aporte de instalación para la conexión a la red .................................................................. 59 6.3 PRECIOS DE PRESUPUESTOS, NÚMEROS EMPÍRICOS, OFERTAS .................................................... 59

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ECONOMÍA DE LA CENTRAL DE ENERGÍA. ....................................................................... 61 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5

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GENERALIDADES ....................................................................................................................... 61 ANÁLISIS ECONÓMICO GRUESO. ............................................................................................... 61 OPTIMIZACIÓN ECONÓMICA DE LOS COMPONENTES DE LA PLANTA ........................................... 62 ANÁLISIS ECONÓMICO FINAL SELECCIÓN DEL PROYECTO. ......................................................... 62 SENSIBILIDAD ........................................................................................................................... 63

PLANEAMIENTO TÉCNICO DE LA CENTRAL DE ENERGÍA. .......................................... 65 8.1 GENERALIDADES ....................................................................................................................... 65 8.2 PRESA, BOCATOMA, COMPUERTAS Y TUBERÍAS ......................................................................... 66 8.3 BARRERA (O PRESA) Y BOCATOMA ........................................................................................... 66 8.3.1 La barrera o presa ............................................................................................................... 66 8.3.2 Bocatoma ............................................................................................................................. 67 8.3.3 Compuertas, generalidades. ................................................................................................ 68 8.4 CONDUCCIÓN ............................................................................................................................ 70 8.4.1 Generalidades ...................................................................................................................... 70 8.4.2 Tuberías ............................................................................................................................... 70 8.4.3 Tuberías enterradas ............................................................................................................. 74 8.4.4 Tuberías sobre fundaciones (tuberías libremente apoyadas) .............................................. 76 8.4.5 Tunel/pique .......................................................................................................................... 77 8.4.6 Canal.................................................................................................................................... 78 8.4.7 Válvulas y compuertas ......................................................................................................... 78 8.5 CASA DE MÁQUINAS, CONSTRUCCIÓN ....................................................................................... 79 8.6 TURBINA ................................................................................................................................... 81

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

8.6.1 Generalidades ...................................................................................................................... 81 8.6.2 Tipos de turbinas .................................................................................................................. 81 8.6.3 Selección de la turbina ......................................................................................................... 83 8.6.4 Velocidad de rotación .......................................................................................................... 85 8.6.5 Comando y regulación ......................................................................................................... 87 8.6.6 Coeficiente de embalamiento ............................................................................................... 88 8.6.7 Ventajas y desventajas con los diferentes tipos de turbina .................................................. 88 8.6.8 Momentos en la selección del equipo ................................................................................... 89 8.6.9 Equipamiento auxiliar .......................................................................................................... 90 8.7 GENERADOR .............................................................................................................................. 91 8.7.1 Tipos de generadores .......................................................................................................... 91 8.7.2 Generador horizontal o vertical ........................................................................................... 92 8.7.3 Selección de la potencia del generador................................................................................ 93 8.7.4 Frecuencia............................................................................................................................ 94 8.7.5 Número de polos .................................................................................................................. 94 8.7.6 Enfriamiento ......................................................................................................................... 95 8.7.7 Rusing................................................................................................................................... 95 8.7.8 Cojinetes y vida útil .............................................................................................................. 95 8.7.9 Clases de aislamiento ........................................................................................................... 97 8.7.10 Monitoreo de temperatura ............................................................................................... 98 8.7.11 Pérdidas del generador y calentamiento ......................................................................... 98 8.7.12 Regulación de frecuencia en red aislada ......................................................................... 98 8.7.13 Reductor........................................................................................................................... 99 8.7.14 Requerimientos ambientales ............................................................................................ 99 8.7.15 Especificaciones y posibilidades de selección ............................................................... 100 8.8 DISPOSITIVOS DE DISTRIBUCIÓN Y CONTROL ........................................................................... 100 8.8.1 Dispositivo de control ........................................................................................................ 103 8.8.2 Instalaciones de control remoto ......................................................................................... 108 8.8.3 A qué se debe estar atento .................................................................................................. 109 9

IMPACTO SOBRE LA SOCIEDAD Y EL MEDIO AMBIENTE ........................................... 111 9.1 GENERALIDADES ..................................................................................................................... 111 9.2 PERMISOS SECTORIALES ................................................................................................. 114 9.3 ASPECTOS AMBIENTALES DE LOS PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS .......................... 116 9.3.1 FASE DE CONSTRUCCIÓN ............................................................................................. 116 9.3.2 FASE DE OPERACIÓN ..................................................................................................... 118 9.3.3 FASE DE ABANDONO ...................................................................................................... 120 9.4 CONCLUSIÓN ........................................................................................................................... 121

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FINANCIAMIENTO .................................................................................................................... 123 10.1 FUENTES DE FINANCIAMIENTO ................................................................................................ 123 10.1.1 Prestamos de Bancos Comerciales ................................................................................ 123 10.1.2 Financiamiento corporativo .......................................................................................... 123 10.1.3 Financiamiento de proyectos ......................................................................................... 123 10.1.4 Agencias de Crédito a la Exportación ........................................................................... 123 10.1.5 CORFO: ......................................................................................................................... 124 10.1.6 Capital social. ................................................................................................................ 124 10.1.7 Contribución propia ...................................................................................................... 124 10.2 EVALUACIÓN DEL RIESGO ....................................................................................................... 124 10.3 PRÉSTAMOS PARA LA CONSTRUCCIÓN ..................................................................................... 126 10.4 LIQUIDEZ................................................................................................................................. 126 10.5 SOLICITUD DE PRÉSTAMO ........................................................................................................ 126 10.5.1 Consideraciones sobre el valor de las garantías ........................................................... 126 10.5.2 Capacidad de gestión financiera del proyecto ............................................................... 126 10.5.3 Seguros .......................................................................................................................... 127 10.5.4 Documentación .............................................................................................................. 127

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X

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Y MERCADO ELÉCTRICO CHILENO........................... 129

11.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................... 129 11.2 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS INTERCONECTADOS CHILENOS .............................................. 129 11.2.1 General .......................................................................................................................... 129 11.2.2 Sistema Interconectado Central (SIC) ........................................................................... 130 11.3 AGENTES DEL SECTOR ELÉCTRICO .......................................................................................... 132 11.3.1 Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) ..................................................... 133 11.3.2 Generación .................................................................................................................... 133 11.3.3 Transmisión ................................................................................................................... 135 11.3.4 Distribución ................................................................................................................... 135 11.3.5 Clientes .......................................................................................................................... 136 11.4 ESTRUCTURA DE PRECIOS ....................................................................................................... 136 11.5 ESTRATEGIA COMERCIAL DE CENTRALES GENERADORAS........................................................ 139 12

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO........................................................................................ 141 12.1 12.2 12.3

GENERALIDADES ..................................................................................................................... 141 VIDA ÚTIL TÉCNICA Y ECONÓMICA ......................................................................................... 142 ¿POR QUÉ INVERTIR EN UN BUENAS PRÁCTICAS DE O&M? ..................................................... 142

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

INDICE DE FIGURAS FIGURA 3-1 Evolución Histórica de la legislación del mercado eléctrico. (Fuente:Las Energías Renovables No convencionales en el mercado eléctrico chileno, CNE/GTZ). .......................................... 20 FIGURA 4-1 Escorrentía (mm por año) en Noruega 1961–1990. Documento NVE 2002:02. Mapa de Escorrentía de Noruega. ............................................................................................................................. 32 FIGURA 4-2 La extensión y descripción de los regímenes hidrológicos en Noruega. (Ref: Gottschalk, L., Jensen, J.L., Lundquist, D., Solantie, R., Tollan, A., 1979. Regiones Hidrológicas en los Países Nórdicos. Hidrología Nórdica, 10, 273-286.) ............................................................................................................. 33 FIGURA 4-3 Ejemplo de Curva de Descarga. El eje Y muestra el nivel de agua en metros, y el eje X el flujo en m³/s. Los puntos indican las mediciones de flujo realizado en terreno, mientras que la curva de flujo, derivada de estas mediciones, se muestran con línea punteada. ....................................................... 35 FIGURA 4-4 Vertedero de perfil triangular. .............................................................................................. 36 FIGURA 4-5 Boceto de la estación con registros, celda de presión, y equipos para la transmisión remota de datos, y un ejemplo de una estación de medición equipada con un sensor de presión (trykksensor), la escala (skala) y el perno (bolt) de referencia. ............................................................................................. 36 FIGURA 4-6 Cuencas hidrográficas y características del terreno de las estaciones de medición Nautsundvatn y Tannsvatn. ........................................................................................................................ 37 FIGURA 4-7 Flujo promedio y mínimo diario en m³/s (eje Y) durante un período de 30 años para Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). ............................................................................................... 39 FIGURA 4-8 Flujo máximo en m³/s para cada día (eje Y) durante un período de 30 años para Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). ............................................................................................... 40 FIGURA 4-9 Las variaciones en el flujo (eje Y) en m³/s para el año 1990 (rojo), junto con el caudal medio (negro) para Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). .............................................................. 41 FIGURA 4-10 Variaciones en la escorrentía (eje Y) en m3/s para una serie de años (línea negra) para Nautsundvatn (arriba) y Tannsvatn (abajo). La línea roja punteada indica el promedio para el período. .. 42 FIGURA 4-11 Cuencas hidrográficas de Nautsundvatn y Ullebøelv en el lado norte del fiordo Sogne. Las áreas aportantes son respectivamente 196 km ² y 8,4 km ². ....................................................................... 43 FIGURA 4-12 Rendimiento unitario (eje Y) en l/s/ km² Nautsundvatn (negro) y Ullebøelv (rojo) de agosto a diciembre de 1990. ....................................................................................................................... 43 FIGURA 4-13 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 80.4 Ullebøelv. La cuenca hidrográfica es de 8,4 km². ............................................................................................................. 44 FIGURA 4-14 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 82.4 Ullebøelv. La cuenca hidrográfica es de 196 km². ............................................................................................................ 45 FIGURA 8-1 Tipo de Turbina según caída y caudal. ................................................................................. 85 FIGURA 8-2 Curva de rendimiento para varios tipos de turbina. .............................................................. 87 FIGURA 9-1 Curva de duración para todo el año de la estación meteorológica 82.4 Ullebøelv. La cuenca hidrográfica es de 196 km². ...................................................................................................................... 112 FIGURA 11-1 Sectores del mercado eléctrico Chileno ........................................................................... 129 FIGURA 11-2 Sistemas eléctricos de Chile (Elaboración de Systep) ...................................................... 130 FIGURA 11-3 Capacidad instalada según tecnología de generación SIC 2010 (Fuente: CNE) .............. 131 FIGURA 11-4 Generación por tecnología SIC (Fuente: CDEC-SIC). .................................................... 131 FIGURA 11-5 Capacidad instalada por empresa en el SIC 2010 (Fuente: CNE) .................................... 132 FIGURA 11-6 Ventas anuales de energía en el SIC (Fuente: CDEC-SIC). ............................................. 132 FIGURA 11-7 Agentes que participan en el sector eléctrico. .................................................................. 133 FIGURA 11-8 Características y beneficios de medios de generación no convencionales ....................... 134 FIGURA 11-9 Multas por no cumplimiento de energía ERNC ............................................................... 135 FIGURA 11-10 Funcionamiento del mercado eléctrico (Fuente: Elaboración Systep) ........................... 137 FIGURA 11-11 Composición teórica del costo marginal del SIC (Fuente: Elaboración Systep). ........... 137 FIGURA 11-12 Evolución de precio de nudo versus costo marginal en Alto Jahuel 220 kV. ................ 138 FIGURA 11-13 Componentes de un contrato .......................................................................................... 140 FIGURA 12-1 Trayectoria del desempeño, mantenimientos y modernizaciones. ................................... 141

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

1. EL PROCESO DE DESARROLLO PASO A PASO DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 1.1 Generalidades En este capítulo se revisa el proceso paso a paso desde la identificación de posibles proyectos hasta que una central hidroeléctrica está en línea. El capítulo contiene referencias a otros capítulos donde se puede encontrar en profundidad los distintos, temas de tal manera que incluso no profesionales pueden adentrarse en la tecnología y la economía de estas centrales. La guía no pretende, bajo ningún punto de vista, sustituir el uso de consultores con experiencia en el desarrollo de estos proyectos. Las fases relevantes son: -

Fase de Bosquejo Fase de Permisos Fase de Decisión de la inversión Fase de Construcción Fase de Operación

1.2 Definiciones y Conceptos Antes de comenzar la planificación, puede ser una ventaja familiarizarse con algunas definiciones y conceptos. Véase el Capítulo 2 Definiciones y conceptos.

1.3 Fase de Bosquejo Etapa

Descripción

1

Identificación de Alternativas

Referencia

Los factores claves para convertir un recurso disponible en uno económicamente y técnicamente factible son: 1. Caudal suficiente (Q) 2. Caída de agua relativamente concentrada (H). Producto de la altura de caída de agua y de la capacidad de conducción 3. Distancia hasta las vías de acceso existentes 4. Distancia hasta las líneas de transmisión existentes, o hasta los consumidores de energía alternativos en una red aislada. 5. Adaptación/aceptación de la instalación, desde el punto de vista del medio ambiente 6. Visión general de propietarios de derechos de aguas y tierras.

1

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Etapa

Descripción

Referencia

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Cantidad de agua

Cap. 4 Hidrología

Para encontrar la cantidad disponible de agua en el cauce se debe, si no existe una estación de medida en la bocatoma, primero determinar la dimensión de la cuenca aportante en la bocatoma. Esto puede realizarse manualmente, dibujando los límites de la cuenca y después calculando el área (contando los recuadros o utilizando el planímetro). Después se encuentra el rendimiento específico utilizando el Balance Hídrico (DGA). Multiplicando el área por el rendimiento específico se encuentra un caudal promedio en el cauce en m³/s y la cantidad anual total de agua en millones de m³.

Manual específico acerca de la determinación del caudal y la cantidad de agua disponible que puede utilizarse Cap. 5 Producción de Energía

La pérdida por vertido esperada, de acuerdo a la experiencia, se resta de la cantidad anual total de agua y se obtiene una estimación de la cantidad de agua disponible que puede utilizarse a través de la turbina. Habitualmente, la turbina tendrá una capacidad de caudal 1,5 – 2,5 veces el caudal medio. En cuencas protegidas esta regla empírica no aplica. La utilización debe entonces clarificarse con las autoridades en cada caso particular. Puede resultar un caudal grande y variado. Normalmente una capacidad aceptable puede estar bajo 0,5 veces el caudal medio.

3

Alturas de caída para posibles alternativas Las alturas de caída se calculan a partir de la cartografía disponible (normalmente 1:50.000 con curvas de nivel de 50 m (IGM) ó 1:10.000 con curvas cada 10 m) o por perfiles topográficos. La utilización de la parte con la pendiente más pronunciada del río resulta generalmente el desarrollo más barato. Se debe evaluar qué caída es más rentable caso a caso.

Cap. 5 Producción de Para las caídas brutas se calcula la potencia (la capacidad Energía en kW o MW) y la producción de energía (kWh/año o GWh/año) a partir de las capacidades de admisión de la Fórmulas de central y las cantidades de agua disponibles. cálculo para potencia y energía

4

Potencia y producción de energía

2

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Etapa

Descripción

Referencia

5

Medioambiente

6

Diseño grueso de la central hidroeléctrica y selección Cap. 8 Planeamiento de los equipos técnico de planta El proyecto debe empezar con un croquis simple, para hidroeléctrica determinar el objetivo principal de la central Cap. 3 hidroeléctrica, como base para una cotización gruesa. Procedimiento de En esta etapa pueden utilizarse reglas empíricas. leyes y preceptos Ejemplos: Cap. 19 Capacidad óptima de admisión: caudal aprox. 2 veces el Referencias a leyes, preceptos, caudal medio literatura Velocidad del agua en la tubería: aprox. 3 m/s especializada, etc

Cap. 9 Consecuencias Debe llevarse a cabo una evaluación gruesa de las para el consecuencias para el medioambiente y la sociedad. medioambiente y Especialmente deben chequearse la protección y los la sociedad planes de protección (también los planificados) a partir de las bases de datos existentes.

forskrifter, faglitteratur, etc. 7

Cotización gruesa, +/- 20 %

Cap. 6 Costos

La cotización gruesa se establece para alturas de caída alternativas, para separar los proyectos más interesantes. Se pueden utilizar las bases de costos de otros proyectos.

8

Precio de desarrollo El precio por desarrollo, $/kWh, se calcula para las diferentes alternativas.

3

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Etapa

Descripción

9

Límites de inversión

Referencia

Cap. 7 Economía para central Para la producción energética, la cual esencialmente hidroeléctrica saldrá a la venta a través de una central hidroeléctrica, la inversión no debe ser acorde a dichas ventas. En el caso de Noruega, no debe sobrepasar 0,8 – 1 USD/kWh. El límite depende, en gran medida, del respaldo económico y el deseo de arriesgarse del dueño del desarrollo. El límite de inversión podrá ser diferente dependiendo de si la producción sale vía un tendido existente o no. La producción energética para uso exclusivamente privado vía red propia resultará lo más conveniente, si la distancia hasta el punto de consumo es eceptable. Se puede permitir mayores limitaciones a las inversiones.

Cap. 3 Procedimiento de Los derechos de agua en el río y el derecho de propiedad leyes y preceptos sobre el suelo involucrado en ambas orillas del río deben clarificarse.

10

Derechos de agua y otros derechos

Aquí hay, a menudo, situaciones poco claras e intereses diversos. A veces, un proyecto puede detenerse debido a estos factores. Entonces, es deseable descubrir esto temprano y aclararlo a más tardar antes de la solicitud de concesión ( si lo que se busca no es la expropiación)

Cap. 7 Economía para planta Lugo de una estimación gruesa, tanto desde el punto de eléctrica vista medioambiental como económico, se decide si se va a continuar con el proyecto y, eventualmente, qué Cap. 3 alternativas deben considerarse con más detalle. Procedimiento de leyes y preceptos En función de lo robusto que es el proyecto puede elegirse (3.6 Evaluación de ir directamente a una solicitud de concesión, o seguir en obligaciones de forma alternativa por la vía de un proyecto preliminar una concesión) (cálculos e investigaciones más detallados).

11

La decisión de continuar

4

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

1.4 Fase de Permisos Etapa

Descripción

1

Reclutamiento de los consultores necesarios

Referencia

Si se va a seguir adelante con el proyecto, debe reclutarse a consultores competentes. 2

Visita a terren Después de haberse familiarizado con las posibilidades y los límites, se lleva a cabo una exhaustiva visita a terreno.

3

Posible proyecto preliminar Después que el bosquejo de proyecto está listo, por lo general, se hace una solicitud de concesión, con las necesarias investigaciones y cálculos. Si se presentan dudas acerca de la factibilidad de realización del proyecto, puede ser necesario llevar a cabo un estudio de factibilidad.

4

Establecimiento de una estación de medición del caudal en el río Con la relativamente gran inseguridad que se tiene en la hidrología de sectores pequeños sin mediciones, debe considerarse con fuerza la instalación de una estación fluviométrica. Por lo general no se incluyen datos de mediciones en la solicitud de concesión. Con el gran número de solicitudes de licencia a la NVE que hay hoy en día, y con ello el a menudo largo tiempo que pasa entre que se presenta la solicitud y que ella empieza a ser tramitada, se puede salir adelante con datos hidrológicos actualizados antes que empiece la tramitación de la solicitud. Sin embargo, nuevos datos, después de que la solicitud ha sido tramitada y concedida, pueden conducir a una solicitud de cambio de plan y, con esto, a un tiempo de espera.

5

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

1.5 Fase de Decisión de la Inversión Etapa

Descripción

1

Selección del modelo de organización Si no se ha realizado antes la selección del modelo de organización, debe hacerse ahora. Todos los acuerdos con y entre el desarrollador y los dueños del suelo deben aclararse definitivamente. Los acuerdos con los dueños de los derechos de agua deben aclararse en esta etapa (Chile)

2

Punto de partida y chequeo de las condiciones de los permisos, etc La concesión entregada contiene diferentes condiciones. El proyecto puede ser reducido: más entregas de agua que las previstas, cambios en los niveles de entrada o de salida, etc. Las consecuencias de esto deben chequearse. Adicionalmente, los resultados de eventuales nuevas mediciones de caudales deben analizarse e incorporarse en los cálculos. También debe preparase una estimación de costos actualizada.

3

Estudios Debe realizarse los levantamientos topográficos necesarios, mediciones, perforaciones, evaluación sísmica, etc. Debe realizarse muestreo de transporte de sedimentos y estudios de peligro de remociones en masa.

4

Introducción de precios En caso de que la continuación del proyecto sea interesante, debe introducirse las ofertas de componentes electromecánicos, tuberías y trabajos de construcción. Dependiendo del grado de respaldo económico, la experiencia y robustez del proyecto, deben introducirse los precios para que la calidad del 80 % de los costos totales esté asegurada.

6

Referencia

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Etapa

Descripción

5

Selección final del layout, dimensiones

Referencia

Sobre la base de las ofertas ingresadas se realiza un congelamiento del layout del desarrollo y de diversas piezas de construcción, pero esto debe estar dentro del marco de la concesión. En caso contrario, se exigirá una solicitud de modificación del plan y una nueva tramitación.

6

Cap. 7 Economía de la planta Deben clarificarse las posibilidades de financiamiento, los hidroeléctrica acuerdos de distribución deben estar ingresados e introducidos en los cálculos, los impuestos y pagos deben clarificarse, las ventas de energía y los retos operacionales deben ser revisados Economía del proyecto

A continuación, el proyecto de la economía se calcula para corto y largo plazo, con los gastos operativos y de capital antes y después de impuestos. Se recomienda realizar análisis de sensibilidad y riesgos.

7

Planes detallados, etc. Paralelamente con lo mencionado se desarrollan planes detallados y propuestas de clasificación con documentación. Esto se envía a la oficina regional correspondiente en NVE. El desarrollo no puede empezarse antes de que los planes detallados estén aprobados. Como deben considerarse 3-6 meses de tramitación, los planes deben entregarse antes de que la decisión esté tomada. Hay plantillas para tales planes y propuestas. Como se exige dispensación del plan regulador de la comuna, debe solicitars esto a la municipalidad.

8

La decisión de invertir Se toma la decisión eventual de invertir, abandonar, o postergar el proyecto. También puede ser factible ponerlo a la venta.

7

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

1.6 Fase de Construcción, incluida la toma del mando Etapa

Descripción

Referencia

1

Contratación de gerente de proyecto, diseñadores y Gerente de construcción Si aún no ha sido acordado, debe realizarse la contratación del gerente del proyecto, el ingeniero constructor, eventualmente un arquitecto y el gerente de construcción.

2

Chequeo final acuerdos -

de los

permisos,

autorizaciones,

Concesiones de NVE Clasificación y aprobación de los planes detallados de NVE Aprobación municipal Acuerdo de distribución Eventual acuerdo de venta de energía Programa operativo con costos Situación de títulos Derechos de caídas de agua y uso de suelos necesarios Impuestos y pagos previsibles Financiamiento Economía total del proyecto a corto y largo plazo Seguros

Cap. 14 Contratos con contratista y Se preparan y firman los contratos con contratistas y proveedores proveedores.

3

Contratos con contratistas y proveedores de equipos

4

Proyecto, construcción y montaje Se realiza el proyecto, la construcción y el montaje. En esta fase debe realizarse lo siguiente (palabras clave): -

-

8

Gestión del proyecto Diseño HMS Responsabilidad del sistema, interfaz de gestión, logística Dirección de la construcción Inundaciones (en la presa, acueducto y casa de máquinas), hielo, sedimentos, deslizamientos de tierra Reglamentos de presas y estándares / reglamentos públicos incluyendo cargas Disposición para escape de agua Tipos /clases de cañerías, golpe de ariete, heladas Ruidos, vibraciones Inmersión, centro de la turbina Dispositivo de izaje

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Etapa

Descripción -

5

Referencia

Ventilación, enfriamiento Instalaciones de la casa de máquinas Montaje

Plan operativo, manuales El plan operativo se elabora, así como los manuales de operación y los planos “as built”, y se informa al personal necesario

6

Cap. 17 Toma de posesión

Toma del mando La central hidroeléctrica desarrollador

es recepcionada

por el

1.7 Fase de Operación Etapa

Descripción

Referencia

1

Programa de operación y mantenimiento Antes de iniciar la operación debe aclararse el programa de operación y mantenimiento.

Cap. 18 Operación y mantenimiento

1.8 Resumen general de los diferentes conocimientos necesarios en las diferentes etapas y disciplinas profesionales

Fase de bosquejo Fase de permiso Fase de decisión de la inversión Fase de construcción Fase de operación

Energía hidráulica general, constr x x x x (x)

Hidrología

Medioambiente

(x) x (x)

(x) x (x)

Electromecánica

Economía/ financiación

(x) x

(x) x

x x

(x)

9

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

10

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

2

DEFINICIONES Y CONCEPTOS Afluente

Es el agua de un río, túnel, tubería, etc., que desemboca en un lago, en un embalse, en un río o en una central hidroeléctrica.

Año Lluvioso o Húmedo

Es una año con una cantidad importante de precipitaciones por sobre las de un año normal.

Año seco

Es un año con una cantidad importante de precipitaciones por debajo de las de un año normal.

Áreas Silvestres Protegidas

Es una denominación para zonas libres de intervenciones en la naturaleza.

Ataguía

Presa temporal construida para mantener el agua fuera de un área durante trabajos de construcción en un cauce natural.

Barrera

Construcciones que restringen las aguas de un río o un lago. A menudo están equipados con compuertas, para evacuar el agua fuera de la poza. También ver Presa. 1

Barrera móvil

Compuerta en la barrera o presa para evacuar el agua del embalse o la poza.

Barrera o presa de Gaviones

Presa que constan de contenedores de piedras retenidas con malla de alambre.

Barrera Temporal

Es la construcción de una barrera o una poza con postes verticales de madera o aluminio que son expulsados por las crecidas. Ver también Patas de Cabra

Caballo de fuerza (HP, Hp o hp)

Es una unidad de potencia [hp]. Un caballo de fuerza equivale a 0,736 kW.

Caballos de fuerza naturales

Expresión de la potencia bruta que producirá una central usada para la clasificación de las centrales en Noruega.

Caída bruta

La distancia vertical o diferencia de elevaciones entre el nivel del agua en la entrada y aguas abajo de una central hidroeléctrica (al centro de la turbina en turbinas Pelton). La caída neta es la caída bruta menos la pérdida de carga en la conducción.

Caída de presión

Es la pérdida de energía utilizable, a causa de fricción u otras pérdidas en la conducción. Véase pérdida de carga.

Cámara de válvulas

Es una sala, en la conducción, en la cual se encuentra la o las válvulas para el cierre de la conducción.

Capacidad de admisión

Este es el caudal máximo que la turbina es capaz de utilizar.

Capacidad de transferencia

Es la capacidad de transferir fuerza en una red. Se utiliza también en túneles de transferencia.

Carga base

Es la potencia que se necesita para la mayor parte del año.

1

(N. del T.: en Chile se usa dos denominaciones distintas para una sola voz noruega (Dam), dependiendo si esta construcción forma un embalse para regurlar agua, en cuyo caso se le denomina presa, o sólo permite crear una pequeña poza, en cuyo caso se le denomina barrera.

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Casa de Máquinas

Edificio que alberga la unidad turbina-generador con las respectivas instalaciones para la producción de electricidad.

Caseta de Compuertas

Caseta que contiene equipos de maniobra para las compuertas. En pequeñas centrales hidroeléctricas, a menudo se omite la caseta de compuertas.

Caudal regulado

Es el caudal suavizado que puede mantenerse durante el período de estiaje. El caudal regulado se toma de la curva de regulación de la corriente actual, o de una corriente representativa. El flujo regular (porcentaje de regulación) es una función del porcentaje de embalse.

Caudales no regulados

Son caudales que no están regulados. Véase Caudales regulados

Cavitación

Es un fenómeno que puede ocurrir en áreas con altas velocidades del agua y donde la presión local es tan baja que el agua comienza a hervir, formando burbujas de vapor. Las burbujas de vapor son llevadas por la corriente de agua y colapsan cuando la presión sube de nuevo. Las burbujas colapsadas que se encuentran, por ejemplo, en la superficie de un rodete, la exponen a fuertes presiones que pueden superar las tensiones de rotura y causar picaduras en la superficie. Esto se denomina corrosión por cavitación.

Central de alta caída

Es una central hidroeléctrica con altura de caída mayor que aprox. 250 m

Central de baja caída

Son centrales hidroeléctricas con una altura de caída de hasta aprox. 60 m

Central de Media caída

Es una central hidroeléctrica con altura de caída de entre aprox. 60 a 250 metros.

Central de Pasada

centrales hidroeléctricas en las cuales el caudal sólo puede ser regulado en grado insignificante por medio de un embalse. Estas centrales hidroeléctricas en los grandes ríos normalmente tienen una altura de caída baja y la central y el embalse están construidos como una sola unidad. En las pequeñas centrales hidroeléctricas, a menudo, hay, una larga aducción y una caída mayor.

Central Hidroeléctrica

Instalación para la producción de energía eléctrica. Una central hidroeléctrica consiste de un eventual embalse, una barrera, una bocatoma, una conducción y una casa de máquinas. Esta última contiene una o más turbinas para trasformar la energía hidráulica en mecánica y generadores para convertir la energía mecánica en energía eléctrica.

Central Hidroeléctrica

Es una central que transforma la energía potencial del agua en energía eléctrica.

Centrales de pequeña escala

Estas son las centrales hidroeléctricas de potencias entre 1 MW y 10 MW.

Chimenea de equilibrio

Pique en la conducción a la casa de máquinas, construida para que sirva de estanque de nivelación de presiones y para asegurar el control de estabilidad del sistema frente a rápidos cambios en el caudal a la central (toma y rechazo de carga).

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Componente nival

En cuencas cubiertas parcial o totalmente de nieve, es la porción de agua producto del derretimiento que se espera que baje como escorrentía hasta un punto determinado.

Compuerta

Es un equipo de cierre para el agua en un túnel, barrera o bocatoma.

Concesión

Es un permiso de la autoridad para ejecutar obras, por ejemplo, para construir en un río una instalación de producción de energía, para construir y operar una instalación de alta tensión, etc.

Conducción

Es una tubería que conduce el agua desde la captación hasta abajo a la casa de máquinas, o por una parte de este tramo. Puede apoyarse libremente, o conducirse por una zanja. En las pequeñas centrales hidroeléctricas es habitual que esta tubería vaya desde la misma captación hasta la casa de máquinas. Se prefiere, siempre que sea posible, tuberías enterradas.

Conducción

Es un término genérico para el túnel o tubería de aducción, y túnel de descarga, canal de devolución.

Control de estabilidad

Que un sistema hidroeléctrico, con su conducción, turbina, regulador y red eléctrica, sea estable, significa que finalmente mitiga todas las oscilaciones propias que se producen cuando el sistema está expuesto a perturbaciones (para operar en una red separada o aislada).

Coronamiento

Parte superior de una presa.

Corriente alterna

Electricidad cuya tensión se invierte a intervalos regulares, usualmente 100 veces por segundo, es decir, 50 ciclos por segundo o Hertz [Hz].

Corriente Continua

Corriente eléctrica en la cual la tensión se mantiene constante en una sola dirección, a diferencia de la corriente alterna.

Crecida de Diseño

Dimensión de la crecida o inundación de diseño, según la cual debe dimensionarse el vertedero. Usualmente las crecidas o inundaciones de diseño tienen períodos de retorno de 200 a 1.000 años.

Cuenca

Una cuenca aportante corresponde al área de drenaje hacia un punto de salida único.

Cursos de agua

Sistema interrelacionado de ríos, desde las fuente hasta el mar, incluyendo los lagos, la nieve y los glaciares.

Embalse (o poza)

Es un lago artificial o natural, donde se puede acumular el agua durante los períodos de alta afluencia y bajo consumo. Cuando el consumo es grande, se utiliza esta agua. Para las centrales más pequeñas, a menudo es una pequeña poza para solamente conformar un estanque en la bocatoma de la central hidroeléctrica.

Embalse de regulación anual

Es un embalse que tiene un ciclo de llenado y vaciado en un año.

Embalse de Regulación Interanual

Embalse con un volumen mayor a un año de suministro de agua. Éste es un embalse que pierde nivel en los años secos y se llena en los años lluviosos o húmedos.

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Energía

Capacidad para realizar el trabajo - el producto de la potencia y el tiempo. La energía eléctrica se expresa menudo en kilovatios-hora [kWh]. 1 kWh = 1.000 vatios usados durante 1 hora. 1 GWh = 1 000.000 kWh.

Energía media anual

Es la producción estimada, promedio anual de varios años [kwh/año].

Escorrentía

Precipitación que fluye por los ríos hasta el mar.

Frecuencia

Es el número de oscilaciones que ocurren en la corriente eléctrica alterna en cada segundo. La frecuencia se mide en Hertz [Hz]. 1 Hz = 1 oscilación por segundo. La frecuencia del sistema eléctrico chile es 50 Hz.

Fuerza

Energía eléctrica y/o potencia eléctrica.

Generador

Máquina rotatoria que convierte la energía mecánica en energía eléctrica.

Hidrología

Es la ciencia que se dedica al estudio de la distribución temporal y espacial del agua, y su circulación. En otros sentidos, la hidrología también comprende propiedades físicas y químicas del agua.

Interruptor de Potencia

Interruptor que se usa para interrumpir o conectar piezas del equipo con gran fuerza eléctrica (amperaje).

Inversor

Equipo que convierte la corriente continua en corriente alterna.

Línea de transmisión

Es la instalación física del sistema de transmisión, es decir, las fundaciones, postes, cables, aisladores, conductores eléctricos, etc.

Malla a Tierra

Es una instalación compuesta de una o más electrodos o cables a tierra y eventualmente algunos rieles al suelo.

Microcentral

Central hidroeléctrica de potencia menor a 100 kW.

Minicentral

Central hidroeléctrica de potencia entre 100 kW y 1.000 kW.

Muro vertedero

Barrera pequeña, sin dispositivos de regulación, que se construye en los ríos con caudal pequeño, para que se forme un espejo de agua a una altura deseada.

Nivel de Aguas Máximo

Nivel máximo de aguas en el embalse durante la crecida de diseño.

Nivel de crecida de verificación

Es el mayor nivel de agua de inundación, con inundaciones que se repiten con intervalos mayores a los de diseño.

Nivel máximo de operación

Es el mayor nivel regulado de agua (límite superior de regulación) en un embalse o poza.

Nivel mínimo de operación

Es el nivel regulado más bajo del agua (límite inferior de regulación) en un embalse o poza.

Patas de Cabra

Es una construcción de presas o parte de embalse, con postes de madera amarrados y piedras que son expulsados por la fuerza del agua en las crecidas. Véase Barrera temporal

Penstock

Véase Tubería Forzada.

Pérdida de Carga

Pérdida de energía utilizable a causa de la fricción y otras pérdidas en la conducción.

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Pérdida en transmisión

Pérdidas de energía en la red de transmisión y distribución.

Pérdida por Vertido

El agua de una crecida que no se puede utilizar para la generación de energía debido a insuficiente capacidad de almacenamiento o de admisión.

Período de Drenaje

Es el intervalo de tiempo durante el cual se drena el embalse de regulación. En Noruega es normalmente en invierno.

Plena carga

Es la carga más alta posible (potencia, rendimiento) en una turbina o un generador, etc.

Potencia

La energía o el trabajo realizado por unidad de tiempo. La potencia se expresa en vatios (W). 1 kW = 1.000 W, 1 MW = 1.000 kW.

Potencia Nominal

Es la potencia que aparece en las placas de datos de las turbinas, generadores o transformadores. Esta se puede sobrepasar en circunstancias especiales.

Poza de captación

Es la poza desde la cual el agua baja hasta la central hidroeléctrica.

Presa

Construcciones que restringen las aguas de un río o un lago. A menudo están equipados con compuertas, para evacuar el agua fuera del embalse. También ver Barrera.

Presa de Arco

Presa que transmite las fuerzas compensatorias hacia cada lado, en contraposición a otras represas, las cuales conducen las fuerzas hacia abajo, al pié del embalse. Se construyen usualmente en hormigón.

Presa de contrafuerte

Barrera constituida por una placa vertical o inclinada y pilares de apoyo. La presa se construye, por lo general, de hormigón

Presa de Gravedad

Presa masiva, presa construida principalmente de hormigón sólido. La estabilidad está asegurada por el peso de la presa.

Presa de Tierra

Presa construida de escombros, barro, arena u otros materiales sueltos. El sellado se puede realizar en la parte central o frontal. Los materiales de sellado utilizados recientemente son morena, concreto, asfalto o algún material sintético.

Presa en Arco

Presa que transmite las fuerzas compensatorias hacia cada lado, en contraposición a otras represas, las cuales conducen las fuerzas hacia abajo, al pié del embalse. Se construyen usualmente en hormigón.

Pretil

Es un embalse construido para que el agua no se vaya por una nueva corriente de salida no deseada.

Razón de llenado

Es la relación entre el volumen actual del embalse en un momento dado y el volumen del embalse lleno.

Rechazo de Carga

Rápida reducción de la carga en una central eléctrica.

Rectificador

Son equipos para la conversión de corriente alterna (CA) a corriente continua (CC).

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Red de Distribución

Es la infraestructura encargada de distribuir la energía eléctrica en una zona de usuarios finales, generalmente pequeñas industrias y consumo residencial. El sistema de distribución en Chile generalmente posee niveles de tensión de 12, 13,2, 13,8 y 23 [kV] en Media Tensión y 400 Vff - 230 Vfn en Baja Tensión.

Red de Transmisión

(Red de distribución)Vea Red de distribución principal y Red de distribución local

Red eléctrica

Sistema de líneas eléctricas interconectadas y otros equipos eléctricos para la transmisión de electricidad desde las centrales hidroeléctricas a los usuarios finales.

Regulación de caudales

Cambio en la variación de caudal a lo largo del tiempo, de una variación natural a una más racionalmente util para la producción energética.

Regulador de nivel de agua

Es un dispositivo de control que opera el nivel de agua en la poza de admisión.

Rejas

Parrilla, que por lo general, consiste en barras de acero en cuadrado, colocada delante de la admisión para impedir que objetos puedan venir con el agua entren a la turbina.

Rendimiento específico

Es la escorrentía por unidad de área, usualmente en l/s/km².

Rendimiento nominal

Rendimiento (potencia) estampado en la placa de identificación de la turbina y el generador. Equivale al rendimiento a plena carga.

Rodete

Es una pieza rotatoria de la turbina, cuya tarea es transformar la energía del agua en energía mecánica (energía rotatoria).

Sala de Control

Es una sala, en la central hidroeléctrica, destinada al monitoreo, control, protección y comunicación.

Sala de Operaciones

Central que monitorea y controla el sistema de transmisión y se monitorea, gestiona y coordina la central hidroeléctrica.

Sistema de Conducción

Canal, túnel, pique o tubería para el suministro de agua desde una poza de captación o reservorio a través de la entrada y salida de la planta hidroeléctrica hasta la salida al río, lago o mar. Para sistemas de montaña, la conducción consta de túnel de aducción, pique, tubería justo antes de la central y túnel de descarga. Para centrales hidroeléctricas pequeñas el sistema de conducción consta, la mayoría de las veces, de una tubería de aducción (vea también Túnel de Aducción, Descarga o Restitución).

Sistema de conmutación

Es una instalación destinada a la interconexión o desconexión de generadores, transformadores, y/o cables.

Subestación Eléctrica

(Estación de distribución)Subestación que suministra a una red de distribución.

Tasa de embalse

Es la razón entre el volumen del embalse y el volumen afluente anual, medido en porcentaje.

Tensión eléctrica (Voltaje)

Una medida de la "fuerza" que impulsa la electricidad a través de un cable. El voltaje se mide en voltios [V], 1 kV = 1.000 voltios, y es por ello que comúnmente, de forma coloquial, se le llama "Voltaje".

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

Toma de carga

Rápido aumento de la carga en una central hidroeléctrica.

Transformador

Es un aparato que transforma la corriente eléctrica de un voltaje a otro voltaje.

Transformador de distribución

Transformador eléctrico que transforma la tensión, la baja hasta la tensión de consumo (220 V).

Tubería forzada

Es una tubería que va desde la admisión o el túnel de aducción y lleva el agua hasta la estación de fuerza. Véase Penstock y Tubería de Aducción.

Túnel de aducción

Es un túnel que va desde la captación hacia abajo hasta la casa de máquinas, o parcialmente hacia abajo en caso de que siga una tubería forzada luego.

Túnel de derivación

Es un túnel para conducir el agua – en forma permanente o temporal - por fuera del curso que el agua seguiría.

Túnel de Descarga

Túnel que conduce el agua desde la central hidroeléctrica al río, lago u océano. Se llama también Túnel de Restitución.

Túnel de Restitución

Véase Túnel de Descarga.

Túnel de transferencia

Es un túnel para transferir agua desde una cuenca a otra, en aquellos terrenos que tienen drenajes naturales diferentes.

Túnel de traspaso

Es un túnel para traspasar el agua de un embalse a otro, o desde un embalse a un río.

Turbina

Máquina de una central hidroeléctrica, en la que el agua se introduce, en una o más paletas unidas a su eje, de tal manera que el mismo adquiere rotación que transforma la energía del agua en energía mecánica.

Turbina Francis

Turbina que se utiliza con alturas de caída medias y altas.

Turbina Kaplan

Es un tipo de turbina utilizado en pequeñas alturas de caída.

Turbina Pelton

Tipo de turbina que, en las centrales hidroeléctricas mayores, utilizan grandes alturas de caída (más de 500-600metros), pero también se utilizan en las centrales pequeñas, con menores alturas de caída y menor capacidad de admisión.

Unidad

Unidad de producción eléctrica. Comprende turbina y generador.

Válvula de derivación

Es una válvula en la casa de máquinas que entrará en función ante una repentina caída de la central (rechazo de carga). La exigencia de válvula de derivación es habitual en los ríos sistemas fluviales en los cuales los ríos tienen peces.

Vertedero

Es una parte del embalse para conducir lejos el agua cuando el Nivel máximo de operación (NMO) ha sido alcanzado. Se puede construir fijo o maniobrable (con compuertas).

Voltaje

Ver Tensión eléctrica.

Volumen afluente

Es la cantidad de agua que llega a un lago, un embalse, un río o a una determinada parte de un río.

Volumen útil o de regulación

Volumen total de agua disponible, entre el nivel mínimo y máximo de operación del embalse.

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Volumen Vertido

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Es el agua que no puede ser utilizada en la central durante las crecidas. El caudal afluente es mayor a la capacidad de admisión de la central.

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

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LEYES Y REGULACIONES

3.1 Introducción El sistema eléctrico chileno corresponde al conjunto de instalaciones de centrales eléctricas generadoras, líneas de transporte, subestaciones eléctricas y líneas de distribución, interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y distribuir energía eléctrica. En la industria eléctrica nacional participan muchas empresas (entre generadoras, transmisoras y distribuidoras), con un alto nivel de concentración del mercado. En Chile, los sistemas eléctricos se clasifican según su tamaño: los mayores poseen una capacidad instalada de generación igual o superior a 200 MW, los medianos tienen una capacidad instalada superior entre 1,6 MW y 199 MW, y los pequeños una capacidad instalada igual o inferior 1,5 MW. El mercado eléctrico en Chile está compuesto por actividades de generación, transmisión y distribución de electricidad, desarrolladas por empresas privadas. El segmento de generación está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias de centrales generadoras de electricidad. Se distinguen dos mercados: el spot y el de contratos. El mercado spot es entre generadores eléctricos y el de contratos se establece entre generadores y grandes consumidores finales industriales (mineros y comerciales) o empresas distribuidoras. El segmento de transmisión está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias de instalaciones destinadas al transporte de electricidad desde los generadores hasta los centros de consumo o distribución. Este segmento se caracteriza por poseer un mercado con claras economías de escala y características monopólicas. El transmisor tiene obligación de dar servicio a quien lo solicite, siendo responsabilidad de éste invertir en nuevas instalaciones o en ampliaciones de las mismas. La tarificación por el uso de las líneas del sector transmisión es regulada. El segmento de distribución está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias de instalaciones destinadas a distribuir la electricidad hasta los consumidores finales localizados en zonas geográficas delimitadas. Las empresas de distribución operan bajo un régimen de concesión de servicio público de distribución, con obligación de servicio y tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados. En este escenario de generadores, transmisión y clientes, al Estado le corresponden funciones de regulación, fiscalización y orientación de inversiones en generación y transmisión, esencialmente a través del Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Otras instituciones que participan de la institucionalidad del sector eléctrico son el Ministerio de Medio Ambiente (MMA), el Servicio de Evaluación Ambiental, el panel de expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos y los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC). La creación del Ministerio de Energía es parte de la estrategia política que busca reordenar el sector, estableciendo una separación de funciones entre la elaboración de políticas, la regulación técnico-económica y la fiscalización, así como los mecanismos formales de coordinación con la política medio ambiental y articulación a nivel regional. En ese sentido, el Ministerio de Energía propone centralizar las funciones de elaboración, proposición y evaluación de política pública energética, separando este ámbito de las funciones relacionadas con la ejecución de la política (implementación de planes, programas, regulación técnica y fiscalización).

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

3.2 Marco Histórico La historia de la normativa eléctrica se remonta al año 1982, con la promulgación de la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE). Esta Ley corresponde al instrumento por el cual Chile crea las bases de un sistema eléctrico, dando un carácter competitivo y pionero a nivel internacional para aquel entonces. Los cambios a la LGSE, que son oficiales a partir de marzo de 2004 mediante la Ley N°19.940, se enfocan a modificar un conjunto de aspectos del mercado eléctrico que afecta a todos los medios de generación, introduciendo elementos especialmente aplicables a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Luego, el 1 de abril de 2008 entró en vigencia la Ley N°20.257, la que establece la obligación para las empresas eléctricas que efectúan ventas a clientes finales, de que un porcentaje de la energía comercializada provenga de ERNC. Con esta ley, el Estado logra la remoción de barreras existentes hasta entonces a la incorporación de las ERNC a la matriz de generación eléctrica nacional, como una forma de aportar a los objetivos de seguridad de suministro y sustentabilidad ambiental que rigen la política energética chilena. Las empresas eléctricas que no acrediten el cumplimiento de esta obligación, deberán pagar un cargo por cada MWh de déficit respecto de su obligación.

FIGURA 3-1 Evolución Histórica de la legislación del mercado eléctrico. (Fuente:Las Energías Renovables No convencionales en el mercado eléctrico chileno, CNE/GTZ).

Todas estas leyes, reglamentos y normas asociadas a este proceso, se han traducido en positivas señales de precios y posibles modelos de negocio que han sido captados por el mercado eléctrico. Estas señales, junto con el alza de los precios para los combustibles fósiles en los mercados internacionales por parte de sus proveedores, también son percibidas por posibles inversionistas de proyectos ERNC, tanto aquellos actualmente presentes en el mercado eléctrico nacional como nuevos inversionistas nacionales e internacionales, lo que se ha manifestado en un proceso dinámico de desarrollo de proyectos ERNC en los sistemas eléctricos nacionales.

3.3 El marco regulatorio para las ERNC El marco normativo del sector eléctrico chileno de las ERNC, que se detalla claramente en siguiente Figura se modela con las modificaciones de la LGSE, oficializadas en marzo de 2004 mediante la Ley Nº 19.940, y son éstas las que introducen elementos especialmente aplicados a ellas. Con esta Ley, se inicia el mercado “spot” y se asegura el derecho a conexión a las redes de distribución a pequeñas centrales, tamaño en el que normalmente se encuentra gran parte de las ERNC.

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Con este nuevo modelo económico aumentan las opciones de comercialización de la energía y potencia de dichas centrales. Adicionalmente, por medio de este mismo instrumento, se establece una exención de pago de peajes por el sistema de transmisión troncal para los medios de generación no convencionales (con un tratamiento diferenciado para unidades menores a 9 MW de las mayores a 9 MW y hasta 20 MW). Al respecto, cabe mencionar que para aquellas unidades con potencia entre 9 y 20 MW, la exención de peajes se determina mediante un ajuste proporcional, siendo completa (100%) para 9 MW y nula para medios de generación con 20 MW o más.

3.4 Ley de Energías Renovables No Convencionales (Ley Nº 20.257) Resulta necesario entonces referirse a la Ley de energías renovables no convencionales (LERNC) como instrumento diferenciador y promotor de estas energías, ley que entrara en vigencia el 1° de abril de 2008, la que establece una obligación para las empresas eléctricas que un porcentaje de la energía comercializada provenga de fuentes ERNC. Las disposiciones principales de esta ley son: 

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



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  

Cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW (es decir, el SING y el SIC) para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, deberá acreditar que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados. Entre los años 2010 y 2014, la obligación de suministrar energía con medios renovables no convencionales será de 5%. A partir de 2015, este porcentaje se incrementará en 0,5% anual, hasta llegar al 10% en el año 2024. Este aumento progresivo se aplicará de tal manera, que los retiros afectos a la obligación el año 2015, deberán cumplir con un 5,5%, los del año 2016 con un 6% y así sucesivamente, hasta alcanzar el año 2024 el 10% provisto. La empresa eléctrica que no acredite el cumplimiento de la obligación al 1 de marzo siguiente al año calendario correspondiente, deberá pagar un cargo, cuyo monto será de 0,4 UTM por cada MWh de déficit respecto de su obligación. Si dentro de los tres años siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo será de 0,6 UTM por cada MWh de déficit. Esta obligación regirá a contar del 1 de enero del año 2010, y se aplicará a todos los retiros de energía para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza. Las obligaciones pueden acreditarse con indiferencia del sistema interconectado en que se realicen las inyecciones (SIC o SING), es decir, una empresa que suministra energía en el SIC puede usar ERNC producida en el SING para fines de acreditación, para lo cual la ley establece la coordinación necesaria de los CDEC. Cualquier empresa eléctrica que exceda su obligación de inyecciones de ERNC podrá convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica, los que podrán realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos. Es importante notar que el cumplimiento de esta ley sólo es válido para ERNC producida por instalaciones que se hayan conectado al sistema a partir del 1 de enero de 2007. Sólo para los efectos de la acreditación de la obligación establecida en la ley, se reconocen también parte de las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima sea igual o inferior a 40 MW, aun cuando los proyectos hidroeléctricos superiores a 20 MW no son definidos como ERNC en la ley. Este

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reconocimiento corresponde a un factor proporcional que es nulo para potencias iguales o mayores a la potencia señalada. Cabe señalar que la acreditación de ERNC no se limita a proyectos menores a 20/40 MW y que las centrales hidráulicas constituyen un caso de tratamiento particular. Finalmente, es importante notar que los elementos introducidos por la Ley Nº 20.257 crean una demanda por ERNC dentro del sector eléctrico, con lo que se introducen nuevos intercambios económicos entre las empresas a nivel del mercado mayorista.

3.5 Derechos de agua Dentro de los temas relevantes de los proyectos hidroeléctricos se encuentra el dominio o posesión de los derechos de aguas, el que no ha estado exento de polémicas por los procedimientos para su otorgamiento, la gran posesión de los mismos por parte de empresas extranjeras con gran concentración en el mercado, el derecho a no uso, el pago de patentes, entre otros. El procedimiento para solicitar un derecho de aprovechamiento de aguas consiste en la presentación formal de una solicitud ante la Dirección General de Aguas (DGA) con el objeto de obtener una autorización para el uso de aguas, sean éstas superficiales o subterráneas. Esta solicitud debe cumplir con los requisitos establecidos en el Código de Aguas y en la Resolución DGA N°425 del 2007, que establece normas de exploración y explotación de aguas subterráneas. Una copia de la solicitud presentada debe publicarse -íntegramente o en un extracto que contendrá, al menos, los datos necesarios para su comprensión - dentro de los 30 días siguientes a la fecha de su presentación, por una sola vez, en el Diario Oficial, el día 1 ó 15 de cada mes o el primer día hábil siguiente si ellos fueran feriados. Además, deberá publicarse, en forma destacada, en un diario de Santiago. Las presentaciones que no correspondan a la Región Metropolitana, se publicarán, además, en un diario o periódico de la provincia respectiva, y si no lo hay, en uno de la capital regional correspondiente. Las publicaciones, en original o fotocopia autorizada ante notario en que conste la fecha de publicación, deberán adjuntarse al expediente. Las presentaciones o el extracto de las mismas, deberán difundirse por la persona interesada dentro de los 30 días siguientes a la fecha de ingreso en las oficinas de la Dirección General de Aguas o en la Gobernación respectiva, por medio de tres mensajes radiales, los cuales se difundirán del siguiente modo: Aguas subterráneas: Los días 1 ó 15 de cada mes, en cualquier horario entre las 8:00 y las 20:00 horas (Resolución D.G.A. Nº 425, de fecha 31 de diciembre de 2007). Aguas superficiales: Los días 1 ó 15 de cada mes, o al día siguiente hábil si aquéllos fueren feriados, en cualquier horario entre las 8:00 y las 20:00 horas (Resolución D.G.A. Nº 3.464, de fecha 15 de diciembre de 2008). La difusión de los mensajes radiales deberá efectuarse en alguna de las radioemisoras que figuren en el documento "Listado de Radioemisoras" y que tenga cobertura en la o las provincias abarcadas en la presentación, o en su defecto, en una emisora con cobertura en la capital regional respectiva. Para acreditar la difusión de los mensajes radiales, la persona solicitante deberá presentar un Certificado de Difusión Radial, suscrito por el o la representante de la emisora o por la persona facultada para ello. En este documento debe constar que el aviso fue emitido al menos tres veces, con indicación de hora, día, mes y año de cada emisión, reproduciendo el texto

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efectivamente difundido y el nombre, frecuencia y domicilio del medio radial. Este certificado debe presentarse junto al expediente en original o su fotocopia autorizada ante Notario. Los gastos que impliquen las respectivas publicaciones y la difusión radial de las presentaciones son de cargo y de exclusiva responsabilidad del peticionario, así como el tenor y contenido de las mismas. Una vez reunidos los antecedentes, la Dirección General de Aguas deberá determinar si existe disponibilidad del recurso sin perjudicar los derechos de terceros, incluido el medio ambiente. Para este procedimiento, la DGA emitirá un informe técnico y efectuará una visita a terreno. En virtud de lo establecido en el artículo 135 del Código de Aguas, se solicitará el depósito de los fondos que se requieran para este fin. Los requisitos de la solicitud son múltiples. En la solicitud se debe indicar el nombre o razón social de la persona solicitante y RUT. En el caso que sea una persona jurídica, se deberá indicar, además el nombre de su representante legal. Se debe señalar el domicilio dentro de los límites urbanos del lugar en que funciona la oficina donde se realizará la presentación, el nombre del cauce o álveo (río, estero, quebrada, etcétera) del agua que se necesita aprovechar; la cantidad de agua que se desea extraer, expresada en medidas métricas y de tiempo: litros por segundo, metros cúbicos por segundo, millones de metros cúbicos por año, etc. Si se tratara de aguas subterráneas, se deberá indicar el caudal máximo que se necesita extraer en un instante dado, expresado en medidas métricas y de tiempo, y el volumen total anual que se desea extraer desde el acuífero, expresado en metros cúbicos. El o los puntos donde se desea captar el agua. Si la captación se efectúa mediante un embalse o barrera ubicado en el alveo, el punto de captación corresponderá a la intersección del nivel de aguas máximas de dicha obra con la corriente natural. En el caso de los derechos no consuntivos se indicará, además, el punto de restitución de las aguas y la distancia y desnivel entre la captación y la restitución. En su caso, la determinación de él o los puntos de captación y de restitución, podrá efectuarse mediante coordenadas U.T.M (Universal Transversal Mercator) o geográficas; o con relación a distancias a puntos referentes del terreno, o a puntos geográficos relevantes o conocidos en el área. Para el caso de solicitudes de aguas subterráneas indicar él o los puntos desde donde se desea captar el agua, mediante coordenadas U.T.M, obtenidas de la cartografía oficial del Instituto Geográfico Militar, indicando la Escala y el Datum utilizado. El modo de extraer las aguas. Se debe señalar el tipo de derecho que se solicita: Si es consuntivo o no consuntivo, de ejercicio permanente o eventual, continuo o discontinuo, o alternado con otras personas. Uso consuntivo: Derecho que faculta a su titular para consumir totalmente las aguas en cualquier actividad (por ejemplo para un uso agrícola). Uso no consuntivo: Derecho que permite emplear el agua sin consumirla y obliga a restituirla en la forma que lo determine el acto de constitución del derecho (por ejemplo, para el uso hidroeléctrico). Ejercicio permanente: Permite usar el agua en la dotación que corresponda, salvo que la fuente de abastecimiento no contenga la cantidad suficiente para satisfacerlos en su integridad. Ejercicio eventual: Permite usar el agua en las épocas en que el caudal matriz tenga un sobrante después de abastecidos los derechos de ejercicio permanente. Ejercicio continuo: Permite usar el agua en forma ininterrumpida durante las 24 hrs. del día, todos los días del año. -

Ejercicio discontinuo: Permite usar el agua durante determinados períodos.

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Ejercicio alternado: Permite usar el agua entre dos o más personas que se turnan sucesivamente. Si la solicitud recae sobre un derecho no consuntivo deberá señalar, además, el punto de restitución de las aguas, la distancia y desnivel existente entre la captación y la restitución de ellas. Si la solicitud recae sobre un derecho de aprovechamiento de ejercicio discontinuo, debe necesariamente indicarse en forma expresa el período de tiempo en que solicita ejercer el derecho. Si la solicitud recae sobre un derecho de aprovechamiento de ejercicio alternado con otras personas, deberá indicarse la forma en que se efectuará la alternancia entre ellos/as. Esta solicitud debe ir acompañada de una serie de documentos: 1. Si la persona solicitante es persona jurídica: Escritura pública de constitución con su respectivo certificado de vigencia. La personería de su representante legal, con certificado de vigencia en el que consten las facultades con que está investido. 2. Si la persona solicitante es persona natural, pero actúa mediante representante, se requiere poder notarial otorgado por la persona representada a la persona que lo representa, en el que conste las facultades con que está investido. 3. Si la solicitud recae sobre aguas subterráneas, se deberá acompañar los siguientes antecedentes: Copia de la inscripción en el Registro de Propiedad del Conservador de Bienes Raíces correspondiente, del predio donde se encuentra ubicado el pozo, con vigencia, la que no podrá tener una antigüedad superior a 60 días contados desde la fecha de ingreso de la solicitud hacia atrás. Si la obra de captación se encuentra ubicada en la propiedad de un tercero, deberá además acompañarse autorización del dueño del predio suscrita ante notario. Si la obra de captación se encuentra ubicada en un bien fiscal, se requiere la autorización del Ministerio de Bienes Nacionales. Si la obra de captación se ubica en un bien nacional de uso público, se requiere la autorización del organismo bajo cuya administración se encuentra (por ejemplo, Municipalidad). En cuanto a los antecedentes técnicos que deben acompañar a la solicitud: 1. Plano a escala de la ubicación de él o los puntos de captación, y de restitución en su caso, indicándose las distancias que lo definen. 2. Si la solicitud recae sobre aguas subterráneas, previo a la presentación de esta, deberá haber comprobado su existencia, es decir, la obra de captación debe existir y al menos debe haber atravesado el nivel del agua subterránea. 3. Pruebas requeridas para sustentar el caudal posible a extraer de una obra de captación de aguas subterráneas: En pozos profundos se exige, al menos, una prueba de bombeo de gasto constante para el caudal solicitado, con una duración de 24 horas como mínimo y con un tiempo de estabilización de niveles de 180 minutos como mínimo. Se pedirá también, en caso de haberlas, las pruebas de gasto variable. Se requerirá, además, el perfil estratigráfico y habilitación del pozo. En norias, drenes y sistema de punteras, se exige al menos una prueba de gasto constante para el caudal solicitado, con estabilización de niveles de por lo menos 180 minutos. Todos los antecedentes técnicos, se requieren en original y firmados por un profesional idóneo, y deben ser realizados de acuerdo a lo señalado en el Manual de Normas y Procedimientos para la Administración de Recursos Hídricos de la Dirección General de Aguas. 4. El solicitante deberá acompañar una memoria explicativa en la que señale la cantidad de agua que necesita extraer, según el uso que le dará, en el caso que se solicite, en una o más

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presentaciones un volumen medio por unidad de tiempo superior a lo establecido por la normativa vigente. Este trámite se realiza en la oficina de Partes de la Dirección General de Aguas de la provincia en que se encuentra ubicado el punto de captación de las aguas que se necesitan aprovechar, o ante el Gobernador Provincial respectivo y cuenta con un plazo legal de 300 días. De acuerdo a lo establecido en la Ley N°20.017 las solicitudes no podrán ser resueltas antes de 8 a 10 meses contados desde la fecha de ingreso de la solicitud, en atención a que debe verificar si están en situación o no de remate. El plazo legal es efectivo cuando la Dirección General de Aguas cuente con todos los antecedentes técnicos, legales y de los respectivos fondos monetarios para resolver este tipo de solicitud. El plazo real dependerá de una serie de factores propios de la tramitación de este tipo de solicitud, tales como: antecedentes adicionales que se le solicitan al peticionario, oposiciones existentes, recursos de reconsideración presentados, estudios de disponibilidad del recurso disponible, pronunciamientos de instituciones externas, etc. De acuerdo a lo establecido en el Código de Aguas la vigencia de un derecho de aprovechamiento de aguas constituido a un particular es de dominio de su titular quién podrá usar, gozar y disponer de él en conformidad a la ley. Cabe destacar que el Servicio de Tesorerías recibe también el pago de la patente anual por no utilización de los derechos de aprovechamiento de aguas, que deben realizar los titulares de los derechos de aguas que no han construido las obras señaladas o no los están explotando ni total ni parcialmente. En el caso de que el titular del Derecho de Aprovechamiento No Consuntivo -el que permite emplear el agua sin consumirla y obliga a restituirla en la forma que lo determine el acto de adquisición- no haya construido las obras necesarias para la restitución de las aguas, también se encuentra afecto al pago de la patente mencionada. Así también cuando no las construya para dar cumplimiento al Derecho de Aprovechamiento Consuntivo de ejercicio permanente, el que faculta a su titular para consumir totalmente las aguas en cualquier actividad. En el caso de que el titular del Derecho de Aprovechamiento de ejercicio eventual no utilice total o parcialmente el agua en las épocas en que el caudal matriz tenga un sobrante después de abastecidos los derechos de ejercicio permanente, debe pagar un tercio del valor de la patente. Para el caso particular del caudal ecológico, en lo que se refiere a la propiedad del recurso, su definición es determinada por la DGA, al solicitar el derecho de aprovechamiento de aguas y se rige por lo que establece el Art. 129 bis 1 del Código de Aguas y el Manual de normas y procedimientos para la administración de recursos hídricos. Se hace presente en todo caso que, para aquellos proyectos de generación que deban ser evaluados en el SEIA, la autoridad ambiental, Servicio de Evaluación Ambiental, utiliza una metodología diferente para el cálculo del caudal ecológico. Sin embargo, la decisión del SEA, si bien puede afectar al desarrollo del proyecto, no afecta la esencia del derecho de aprovechamiento otorgado por la DGA. Para salvar esta inconsistencia, la Ley Nº 20.417 modificó el Art. 129 bis 1 del Código de Aguas, disponiendo que debía dictarse un reglamento conjunto entre el Ministro del Medio Ambiente y el Ministro de Obras Públicas, sobre los criterios en virtud de los cuales establecer el caudal ecológico mínimo (hasta el mes de abril de 2011, no se ha publicado dicho reglamento). Hay gran expectativa de lo que pueda ocurrir a nivel de mercado de derechos de aprovechamiento de aguas y su normativa asociada, ya que hay mucha polémica tanto por las solicitudes como por las tenencias de los derechos de aprovechamiento de las aguas, así como otros temas muy interesantes de ser abordados en otras instancias de mayor especificidad en el tema.

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Normativa ambiental relativa al Sistema Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA): En el marco del SEIA, el concepto de normativa de carácter ambiental, o normativa ambiental aplicable, comprende aquellas normas cuyo objetivo es asegurar la protección del medio ambiente, la preservación de la naturaleza y la conservación del patrimonio ambiental, e imponen una obligación o exigencia cuyo cumplimiento debe ser acreditado por el titular del proyecto o actividad durante el proceso de evaluación. Enfocando el ámbito a las ERNC, la Ley N°19.300, recientemente modificada por la Ley N°20.417, promulgada el 12 de enero del 2010 y publicada en el diario oficial el 26 de enero del mismo año, establece en sus apartados b) y c) del Artículo 10°: “Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental, en cualesquiera de sus fases, que deberán someterse al sistema de evaluación de impacto ambiental, son los siguientes: b) Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones; c) Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW”. Luego, el Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, el D.S. N°95, promulgado con fecha 21 de Agosto de 2001 y publicado en el Diario Oficial con fecha 7 de Diciembre de 2002, especifica y detalla en su Artículo 3° al mismo respecto: “Artículo 3.- Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental, en cualesquiera de sus fases, que deberán someterse al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, son los siguientes: b) Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones. Se entenderá por líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje aquellas líneas que conducen energía eléctrica con una tensión mayor a veintitrés kilovoltios (23 kV). Asimismo, se entenderá por subestaciones de líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje aquellas que se relacionan a una o más líneas de transporte de energía eléctrica, y que tienen por objeto mantener el voltaje a nivel de transporte. c) Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW.” Por ende, todas aquellas líneas de transmisión de alto voltaje con una tensión mayor a 23 kV y las subestaciones que se relacionen a una o más líneas de transporte de energía eléctrica, deben ser sometidas al SEIA. A objeto de evaluar si el proyecto debe ingresar bajo la forma de una Declaración o un Estudio de Impacto Ambiental, el Artículo 11 del Reglamento del SEIA, D.S. N°95 establece lo siguiente: “El titular deberá presentar un Estudio de Impacto Ambiental si su proyecto o actividad genera o presenta alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y, en general, los pertenecientes al patrimonio cultural. A objeto de evaluar si el proyecto o actividad, respecto a su área de influencia, genera o presenta alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y, en general, los pertenecientes al patrimonio cultural, se considerará: a) la proximidad a algún Monumento Nacional de aquellos definidos por la Ley 17.288;

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b) la magnitud en que se remueva, destruya, excave, traslade, deteriore o se modifique en forma permanente algún Monumento Nacional de aquellos definidos por la Ley 17.288; c) la magnitud en que se modifique o deteriore en forma permanente construcciones, lugares o sitios que por sus características constructivas, por su antigüedad, por su valor científico, por su contexto histórico o por su singularidad, pertenecen al patrimonio cultural; o d) la proximidad a lugares o sitios en que se lleven a cabo manifestaciones propias de la cultura o folclore de algún pueblo, comunidad o grupo humano”.

3.6 Visión macro de trámites que debe efectuar un titular de un proyecto El titular de un proyecto, ya sea una nueva actividad o regularización de una ya existente, debe realizar una serie de tramitaciones para obtener los permisos que la facultan para poder desde construir sus proyectos de inversión, hasta operarlos dentro del marco normativo vigente, los que difieren de localidad en localidad en cuanto a sus requisitos formales y orden de solicitud y obtención de los mismos. Entre ellos se encuentran: 3.6.1

Obtención Certificado de Informaciones Previas

El interesado en desarrollar cualquier actividad productiva deberá acercarse a la respectiva municipalidad, y solicitar a la Dirección de Obras, el Certificado de Informaciones Previas, que es un documento donde se señala la información de un predio referido a condiciones generales de edificación, normas urbanísticas, conforme a lo contemplado en las normativas vigentes y su ordenamiento territorial. Sólo así, se podrá saber inicialmente, si la actividad productiva que se desea realizar es compatible con su emplazamiento. 3.6.2

Obtención de Certificado Zonificación

Con el fin de lograr mayor certeza, sobre si la actividad productiva que se desea realizar se puede emplazar en el lugar seleccionado, se puede solicitar a la Dirección de Obras el certificado de Zonificación - Prefactibilidad y Solicitud de Emplazamiento para Actividades Productivas, en el cual, la municipalidad se pronuncia respecto si la actividad específica que se quiere desarrollar se puede emplazar en la ubicación consultada. Para ello, el titular deberá proporcionar alguna información básica, para obtener la indicación respecto si el emplazamiento pre-definido está de acuerdo con los usos del suelo que establece el Plan Regulador Comunal. La información se relaciona con la identificación del inmueble, identificación de la empresa, identificación de la actividad y del proceso productivo. Este aspecto, tratándose de proyectos que ingresan al SEIA, se encuentra de alguna manera abordado en el permiso ambiental sectorial del artículo 94 del Reglamento del SEIA. Si el Plan Regulador Comunal, permite el emplazamiento de la actividad que se pretende desarrollar, se puede continuar con la tramitación, considerando las condicionantes y limitaciones de edificación y urbanísticas que impone el Plan Regulador. Como en la mayor cantidad de proyectos hidroeléctricos, éstos se ubican fuera del plan regulador, corresponde la realización de un Cambio de Uso de Suelos (CUS) considerando el permiso ambiental del artículo 96 del Reglamento del SEIA como requisitos mínimos para su otorgamiento.

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3.6.3

Diseño del Proyecto

Para proseguir con los siguientes trámites, el titular de la actividad deberá elaborar en detalle el proyecto que pretende desarrollar, el cual posteriormente deberá ser presentado a la Autoridad Sanitaria para obtener la Calificación Técnica Industrial y a la Municipalidad para obtener el permiso de edificación. Los antecedentes básicos que el proyecto debe incluir son: a) Todas las normas urbanísticas básicas, según la Ordenanza General de Urbanismo y Construcción (distanciamientos, estacionamientos, etc.). b) La factibilidad y/o conexión de agua potable y alcantarillado por parte de la empresa sanitaria que abastece al sector. c) La aprobación de la Superintendencia de Servicios Sanitarios del diseño y puesta en explotación de un sistema de neutralización de residuos industriales líquidos, en caso de generar residuos industriales líquidos, de acuerdo al D.S. N°609 de 1998, que establece la norma de emisión de Residuos Industriales Líquidos a Alcantarillado. Esto se encuentra vinculado al permiso ambiental sectorial del artículo 90 del Reglamento del SEIA, cuando se trata de un proyecto que debe ingresar al SEIA. d) La descripción del proceso y diferentes actividades que se desarrollarán. e) Identificación y descripción del tipo de maquinaria, equipos, insumos y materias primas que se ocuparan f) Manejo de las emisiones, efluentes y residuos que se pueden generar y dar cumplimiento a la normativa ambiental sectorial vigente. g) Descripción de las acciones para controlar los riesgos que el funcionamiento de la empresa puedan causar a sus trabajadores, al vecindario y la comunidad. h) Otros montajes: almacenamiento de combustibles, instalaciones eléctricas realizadas por un instalador autorizado, ambas deben ser certificadas por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Todos los antecedentes descritos anteriormente, servirán al titular del proyecto para solicitar la Calificación Técnica ante la Autoridad Sanitaria. 3.6.4

Calificación Técnica

La Calificación Técnica se encuentra establecida en la Ordenanza General de Urbanismo y Construcción, y es solicitada al interesado por la Dirección de Obras Municipales, al momento de requerir el permiso de edificación. Por ello, la empresa debe solicitar formalmente la Calificación Técnica de su actividad a la SEREMI de Salud de la respectiva municipalidad en la que se esté emplazando, documento que debe ser presentado junto al proyecto al momento de pedir su permiso de edificación. Los funcionarios de esta Autoridad Sanitaria revisarán el proyecto y determinarán en base a los antecedentes presentados si la actividad es peligrosa, insalubre, contaminante, molesta o inofensiva. Las actividades son calificadas caso a caso, en consideración a los riesgos que su funcionamiento pueda causar a sus trabajadores, vecindario y comunidad. Para iniciar el trámite de la Calificación Técnica, se debe presentar una solicitud en formulario tipo, el que se debe de solicitar en la municipalidad respectiva. 3.6.5

Permiso de Edificación

Para solicitar permiso de edificación o modificación física de la actividad productiva, el titular debe recurrir a la Dirección de Obras de la Municipalidad, donde deberá llenar un formulario que solicitará entre otros, la dirección de la Propiedad, una declaración Jurada del Propietario, los datos del Propietario, la identificación del propietario del proyecto, la identificación del proyectista que lo realiza, las características del Proyecto, entre otras.

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Al mismo tiempo se debe adjuntar:           3.6.6

Informe de Calificación Técnica de la Autoridad Sanitaria. Fotocopia del Certificado de Informaciones Previas vigente. Especificaciones técnicas resumidas. Certificados de factibilidad de agua potable y alcantarillado. Certificado sobre la calidad de los residuos industriales líquidos de la Superintendencia de Servicios Sanitarios (SISS). Certificado de densidad de carga de combustible (si procede), para verificación de estructuras metálicas, Ordenanza General de Urbanismo y Construcciones. Planos y memoria de cálculo. Adjuntar número de trabajadores. Plano señalando sistema de prevención de riesgos, salidas de emergencia y extintores. Plano general de la planta, señalando estacionamientos y áreas verdes. Informe Sanitario

Para que la respectiva municipalidad pueda otorgar recepción final de la obra y patente definitiva para la instalación, ampliación o traslado de la actividad productiva, el titular debe solicitar a la Autoridad Sanitaria un informe que compruebe que se han implementado todas las medidas comprometidas y señaladas para evitar riesgos y molestias a los trabajadores y comunidad. El Informe Sanitario lo entrega exclusivamente la Autoridad Sanitaria de la respectiva Región, a todo taller, industria o bodega, luego de una inspección en terreno de la empresa ya construida y/o instalada, previo a su funcionamiento. Para esto el titular del proyecto debe solicitar la visita a través de un formulario entregado por la Autoridad Sanitaria. El propietario de la industria o taller debe cumplir los siguientes requisitos:  

 

Llenado formulario de Solicitud de Informe Sanitario (incluye datos de la actividad, del establecimiento, de la ubicación y sobre el capital propio inicial). Cumplimiento de instructivos sobre exigencias generales y específicas para el rubro respectivo. Dentro de estos antecedentes el propietario en caso de proceder, debe acreditar tener todos los permisos referidos a instalaciones sanitarias; instalaciones de energía; equipos de vapor; agua caliente y radiación ionizante; operadores capacitados, en caso de requerirlos y contar con una Organización interna para de Prevención de Riesgos de los Trabajadores. Clasificación de zona, informada por la Municipalidad respectiva. Pago de arancel establecido por la Autoridad Sanitaria.

Una vez efectuada la visita la Autoridad Sanitaria informará favorablemente una determinada actividad industrial, siempre que determine que técnicamente se han controlado todos los riesgos asociados a su funcionamiento y que la localización propuesta esté de acuerdo con el Plan Regulador Comunal. El Informe Sanitario junto al certificado de recepción de obras que otorga la Dirección de Obras, es requisito indispensable para obtener la patente en la Dirección de Rentas de la respectiva municipalidad. 3.6.7

Recepción Final de Obras

Una vez construido el proyecto, se requiere Recepción de Obras por parte de la Dirección de Obras municipales. La Recepción de Obras certifica que el proyecto ha sido ejecutado de

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acuerdo al proyecto aprobado previamente. Para obtener la Recepción Final el inversionista debe presentar los siguientes antecedentes:              

Llenar formulario de Solicitud de Recepción Definitiva de Obras de Edificación, Datos de la Propiedad, Datos del Solicitante, Datos del Arquitecto, Datos del Revisor, Permisos Anteriores, Certificados de Dotación de Agua Potable y Alcantarillado, Documentos referidos en los Art. 5.9.2 y 5.9.3, (Inst. Interiores de gas o electricidad), Certificados de instalaciones de ascensores y de montacargas, Declaración de instalaciones de calefacción, central de agua caliente y aire acondicionado, Certificados de ensayes de hormigones, Certificado de Pavimentación, en caso que corresponda, Informe del constructor, detallando las medidas de gestión y control de calidad adoptadas y la certificación de su cumplimiento, y Planos necesarios (firmados).

Una vez obtenida la Recepción Final, se puede solicitar patente definitiva de la actividad productiva. 3.6.8

Patente Municipal

La patente municipal definitiva la otorga la Municipalidad, una vez obtenida la resolución favorable del informe sanitario, emitido por la Autoridad Sanitaria. Entre los antecedentes que debe presentar el titular de la empresa a la Dirección de Renta, para obtener Patente Municipal se encuentran:          3.6.9     

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Recepción Final de la obra, Informe Sanitario, Declaración de Capital Propio, R.U.T. del solicitante, S.I.I. Fotocopia de iniciación de actividades, Escritura de Constitución de Sociedad, Recibo de contribuciones ó escritura de dominio de la propiedad, o contrato de arriendo, Llenar formulario de Solicitud de Patente, y Pagar arancel establecido. Bibliografía del capítulo. Sitio web del Servicio de Evaluación Ambiental http://www.sea.gob.cl Sitio web de la Comisión Nacional de Energía http://www.cne.cl Herrera, Patricio Rodrigo. Indicadores de gestión para energías renovables no convencionales. Tesis para optar al Grado de Magister en Gestión y Planificación Ambiental de la Universidad de Chile. Santiago de Chile. 2011. 145 p. CNE/GTZ. Las Energías renovables no convencionales en el mercado eléctrico Chileno. Santiago de Chile. Octubre de 2009. Guía de Servicios del Estado http://www.chileclic.gob.cl

DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

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HIDROLOGÍA

4.1 Recursos hídricos básicos Para desarrollar una central hidroeléctrica, se pretende utilizar el agua disponible de la mejor forma posible. El comportamiento del río proporciona las directrices para el diseño y la selección de soluciones técnicas para el proyecto. Los ríos son siempre diferentes y la adaptación a las condiciones locales es por tanto de suma importancia. Junto con la altura de caída bruta, las condiciones hidrológicas son definitorias para la generación de la central y, por tanto, para estimar la rentabilidad del proyecto. A la vez, son las dimensiones de la planta las que determinan su impacto sobre la hidrología y el medio ambiente. El conocimiento de la hidrología es el punto de partida natural para quien planifica la construcción de centrales hidroeléctricas. La documentación de la hidrología es, además, exigida para la evaluación y solicitud de derechos de agua. Los cálculos hidrológicos deben ser realizados por un consultor con competencia en el tema, de manera de contar con un informe técnico que respalde la información.

4.2 Variabilidad de los recursos hídricos 4.2.1

Cantidad de agua disponible Cuando se examina la disponibilidad de agua a lo largo del año, se detectan grandes variaciones, dependiendo de dónde uno se encuentre. La distribución es controlada por los procesos y regímenes de precipitación. En la Figura 1 se muestra el escurrimiento promedio anual en mm/año. En suma, para todo el país, la precipitación media es poco menos de 1500mm. Del total, se evaporan alrededor de 350 mm, por lo que el escurrimiento medio es de 1140 mm. La Figura 4-1 muestra que en las zonas costeras existe un mayor escurrimiento que en aquellas del interior del país. El escurrimiento en la zona costera aumenta rápidamente con la distancia al mar y es mayor a 4000 mm/año en las zonas húmedas de Vestland y Nordland. Al este de la cuenca disminuye el escurrimiento. En la zona oriental y en la tundra, el escurrimiento está, en general, entre 250 y 1000 mm. En las zonas más cálidas del país el escurrimiento es menor que 250 mm/año.2

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NOTA DEL TRADUCTOR: Para el caso de Chile, es posible extraer información a partir del documento: Balance Hídrico de Chile. Dirección General de Aguas, 1988.

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DESARROLLO DE PEQUEÑOS PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS

FIGURA 4-1 Escorrentía (mm por año) en Noruega 1961–1990. Documento NVE 2002:02. Mapa de Escorrentía de Noruega.

4.2.2

Variaciones Estacionales Las variaciones naturales del flujo de agua durante el año son también de gran importancia para la operación y la rentabilidad de una planta hidroeléctrica. ¿Existe disponibilidad de agua cuando la demanda es mayor y los precios son altos? En Noruega, las variaciones estacionales dependen en gran medida de la distancia a la costa, la altura sobre el nivel del mar y la latitud. El patrón de variación estacional es la base para la división de los regímenes hidrológicos, como se muestra en la Figura 2. Este debe ser considerado sólo como indicativo. A qué régimen pertenece un proyecto específico es algo que debe ser evaluado sobre la base de las características de escurrimiento de las zonas de captación.3

3

NOTA DEL TRADUCTOR: En el territorio chileno existen regímenes hidrológicos similares a los de Noruega, los cuáles poseen una variación en latitud, y también en altura, debido a la influencia orográfica.

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Régimen costero (Kystregime): Mínimo veraniego dominante y gran escorrentía en otoño e invierno. Régimen de transición (Overgangsregime): Períodos de aguas bajas, tanto en verano como en invierno. Períodos marcados con alta escorrentía tanto en primavera como en otoño. Régimen de montaña (Fjellregime): Inundaciones dominantes en primavera y período de aguas bajas en invierno. Régimen interior (Inlandsregime): Inundaciones dominantes en primavera y nivel de agua baja en invierno, pero, en otoño, un período con mayor escorrentía. Régimen Nival (Breregime): Inundaciones de deshielo en verano y período de aguas bajas en invierno.

FIGURA 4-2 La extensión y descripción de los regímenes hidrológicos en Noruega. (Ref: Gottschalk, L., Jensen, J.L., Lundquist, D., Solantie, R., Tollan, A., 1979. Regiones Hidrológicas en los Países Nórdicos. Hidrología Nórdica, 10, 273-286.)

4.2.3

Caracterización de los recursos hidrológicos en el punto de captación Para analizar los recursos hidrológicos, es necesario establecer series de datos hidrológicos que permitan establecer y caracterizar los recursos disponibles. Para tal efecto se toma como punto de partida mediciones de precipitaciones y caudales. Para centrales hidroeléctricas pequeñas, en la mayoría de los casos, no se cuenta con mediciones hidrológicas en la zona de captación, por tanto las series de datos deben construirse. Los análisis pueden fundamentarse en la transposición de datos utilizando rendimientos específicos obtenidos a partir de datos de una estación de comparación representativa o patrón. En este contexto, es importante la semejanza de las características geomorfológicas de la cuenca de interés respecto de los de la estación de comparación. Los criterios para la selección de una estación de patrón están descritos más adelante. Cuando se hace difícil la existencia de una estación; o bien, se requiere una mayor precisión o extensión de las series de datos, es posible determinar la disponibilidad de los recursos de agua utilizando un modelo matemático para la generación sintética de caudales medios mensuales a partir de índices de precipitación sobre la cuenca.4

4

NOTA DEL TRADUCTOR: En Chile, la Dirección General de Aguas tiene en funcionamiento una red hidrométrica que incluye más de 550 estaciones. Adicionalmente existen datos de estaciones pertenecientes a otros organismos públicos tales como la Dirección Meteorológica de Chile (DMC) y empresas privadas. Los datos pertenecientes a la DGA están disponibles en el Centro de Información de

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4.2.4

Cuenca aportante Como cuenca o área aportante a una planta hidroeléctrica se entiende el área que drena agua que queda disponible en la zona de captación o bocatoma de la misma. Una cuenca aportante se caracteriza con la ayuda de parámetros geomorfológicos tales como superficie, rendimiento, elevaciones, uso del suelo y régimen hidrológico. Todos estos factores ayudan a determinar la disponibilidad de recursos hídricos y son, por tanto, relevantes para aprovechar el agua para la generación de energía.

4.2.5

Uso de una estación de comparación o Patrón La cuenca aportante a una estación de comparación representativa o patrón debe tener parámetros geomorfológicos de terreno relativamente coincidentes con los de la superficie aportante a la planta. Si la estación de comparación o patrón tiene una superficie aportante mayor, o un mayor porcentaje de drenaje efectivo, esto significará que el flujo de agua se atenúa y que la capacidad de autorregulación será mayor. Esto se refleja también en que la curva de duración (Figura 4-14) podría mostrar una visión demasiado optimista de la cantidad de agua que realmente se puede utilizar para la generación de energía. El uso de suelo también da cuenta de cuan rápida puede ser la respuesta del terreno. Por otra parte, la curva hipsométrica y el régimen hidrológico son determinantes en cómo el flujo de agua se distribuirá durante el año. ¿Hay lluvias torrenciales en otoño, o dominan los derretimientos de nieve en primavera? ¿Es largo el período de bajas precipitaciones y coincide con el medio año de invierno, cuando es mayor el consumo eléctrico, o es el verano el que ofrece los flujos de agua más bajos? Si hay existencia significativa de glaciar en la zona de captación, es importante tener esto en cuenta porque el glaciar produce cantidades significativas de agua durante el verano, al contrario de las zonas de capación sin flujo glaciar. La calidad de los datos y la longitud de la serie tienen también que ver en la selección de la estación. Mejor es que la longitud de las series de datos sean del orden de 20 – 30 años. El objetivo principal es que los datos reflejen las variaciones de flujo naturales en la zona de captación.

4.3 Medición directa de flujo Es recomendable hacer mediciones directas en el sitio de captación por un período de a lo menos 3 a 5 años, de modo de reducir la incertidumbre que incorpora la utilización de una estación de comparación. Estas mediciones pueden proporcionar un mejor conocimiento de las condiciones en términos de la escorrentía total y las variaciones durante el año En los casos en que no hay una estación representativa adecuada, las mediciones directas son la única manera de profundizar en las condiciones hidrológicas. Al basarse en las mediciones directas, pueden realizarse cálculos de correlación con otras series de mediciones más largas con períodos de traslape. De esta manera, se puede identificar la estación que mejor representa la hidrología en el terreno de la planta en construcción, tanto en términos de escurrimiento a largo plazo como en las variaciones a lo largo del año. El costo de la construcción y operación de estaciones de monitoreo se debe estimar en cada caso. Se recomienda contar con profesionales con alta experiencia hidrológica tanto en la planificación como en la instalación y operación de una estación de monitoreo.

Recursos Hídricos. Las tarifas para la adquisición de las series hidrológicas pueden ser consultadas en el propio Centro.

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4.3.1

El principio de una estación medidora La medición del caudal de agua en una cuenca ocurre registrando el nivel del agua a través del tiempo en un lugar de medición adecuado. El principio se basa en que existe una relación clara entre el nivel y el caudal del agua en el punto de medición y, por lo tanto, los niveles de agua registrados se pueden convertir en flujos mediante una función o curva denominada curva de descarga. Un ejemplo se muestra en la Figura 4-3. Para obtener una buena curva de descarga deben realizarse mediciones físicas de flujo (aforos) a niveles de agua bajos, medios y altos. Para obtener una serie representativa de mediciones de flujos en una cuenca debe realizarse registro de niveles del agua con un registrador de datos, sobre un período de, al menos, 3 a 5 años y más, si es posible. Se debe evitar contar solamente con mediciones de un período con muchos años secos o muchos años húmedos. El nivel de agua se mide aguas arriba en un perfil definido. Hay muchos factores que se deben cumplir para obtener un buen punto de medición. La superficie del agua debe estar tranquila en el lugar. Los niveles inferior y superior deben ser fáciles de registrar, y un cambio en el flujo del agua debe provocar una rápida respuesta en la escala de niveles. Debe haber una situación de estabilidad del suelo en el perfil, y en la condición hidráulica frente a variaciones importantes de flujo.

FIGURA 4-3 Ejemplo de Curva de Descarga. El eje Y muestra el nivel de agua en metros, y el eje X el flujo en m³/s. Los puntos indican las mediciones de flujo realizado en terreno, mientras que la curva de flujo, derivada de estas mediciones, se muestran con línea punteada.

El acceso al lugar de medición debe ser expedito. Si no se encuentra un lugar en el río con un buen perfil de medición naturalmente determinado, este puede ser mejorado en términos de estabilidad, mediante el establecimiento de una obra civil. Normalmente no se recomienda tal solución ya que es, al mismo tiempo, complicado y costoso de construir. Puede ser ventajosa la utilización de perfiles conocidos tales como el vertedero triangular. En este caso, existe una relación conocida entre el nivel y el flujo de agua, por tanto no es necesario realizar mediciones de flujo (Figura 4-4). Cuando se utiliza este tipo de dispositivos de medición debe asegurarse el mantenimiento en el tiempo.

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FIGURA 4-4 Vertedero de perfil triangular.

4.3.2

Instrumentación de la estación Es importante instalar una referencia topográfica fija, para asegurar las mediciones de altura en la estación a lo largo del tiempo. Esta marca debe fijarse tan cerca de la estación como sea posible y debe estar referida a un sistema de alturas local u oficial (Figura 4-5).

FIGURA 4-5 Boceto de la estación con registros, celda de presión, y equipos para la transmisión remota de datos, y un ejemplo de una estación de medición equipada con un sensor de presión (trykksensor), la escala (skala) y el perno (bolt) de referencia.

Además debe instalarse un registrador de datos y/o una escala. El nivel del agua puede ser leído de forma manual en la escala adjunta al agua, o puede utilizarse un instrumento de autograbación (registro de datos con o sin transmisión a distancia). Esto último es lo recomendable ya que permite obtener una buena amplitud de datos en el tiempo y una historia continua del nivel de agua. Durante la elección del lugar de medición y colocación de aparatos de medición, es importante prestar atención a que se registren tanto los flujos de agua pequeños como los grandes. La amplitud del registro de niveles debe ser tan grande como sea posible y la frecuencia de registros debe ser, al menos, de una vez por día. 4.3.3

Medición de flujo de agua (aforos) Hay actualmente varios métodos para medir el flujo de agua. Común a todos ellos es que las mediciones deben ser realizadas por personal calificado y con equipamiento adecuado. El método depende del tamaño del río, la hidráulica y la disponibilidad.

4.3.4

Uso de la serie de datos Con ayuda de una estación representativa o patrón puede establecerse o extenderse una serie de datos que describa la disponibilidad de recursos. Esto se hace multiplicando el caudal en m³/s de

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la serie representativa por la relación entre el caudal medio anual en m³/s entre el punto de interés y la estación representativa. La serie de datos establecida puede ser utilizada directamente para ilustrar las variaciones esperadas en el flujo de agua para la planta hidroeléctrica. La serie de datos también puede utilizarse para encontrar el rendimiento adecuado de la turbina. La selección de la turbina óptima está condicionada por criterios que consideren la disponibilidad de recursos y los costos de diferentes tipos de máquinas. La serie de datos también se puede utilizar para calcular el volumen real de agua utilizable para la planta hidroeléctrica. Para una planta hidroeléctrica sin embalse, cuando el flujo de agua es mayor que la capacidad de admisión, los recursos son desaprovechados.

4.4 Organización de los datos hidrológicos. Ejemplos. Las observaciones y registros durante un período largo fundamentan el conocimiento acerca de la disponibilidad de recursos hídricos. La organización de los datos hidrológicos se ejemplifica considerando las condiciones en las estaciones 82.4 Nautsundvatn en el río Guddals y un punto situado más arriba, 16.75 Tannsvath en el río Skien. Nautsundvatn está ubicado en Sogn y Fjordane, en un régimen de transición, mientras que Tannsvath es un sitio que está en altura, con típico Régimen interior. La Figura 4-6 muestra los dos puntos considerados y los correspondientes parámetros de terreno.

82.4 Nautsundvatn

82.4 Nautsundvatn: Área: 196 km2 Porcentaje efectivo de lagos: 2,7 % Montaña: 42 % Altura: 43–906 msnm Afluencia normal 1961–90 del mapa de escorrentía (qN): 96 l/s km²

16.75 Tannsvatn: Área: 117 km2 Porcentaje efectivo de lagos: 4,6 % Montaña: 17 % Altura: 697 –1287 msnm Afluencia normal 1961–90 del mapa de escorrentía (qN): 23 l/s km² 16.75 Tannvatn

FIGURA 4-6 Cuencas hidrográficas y características del terreno de las estaciones de medición Nautsundvatn y Tannsvatn.

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4.4.1

Cantidad de agua disponible Con ayuda de mapas de escorrentía (Figura 4-1) se puede estimar la cantidad promedio de agua para cualquier zona de captación en Noruega. El mapa de escorrentía utiliza un período normal 1961-1990 como período de referencia y tiene una incertidumbre de, al menos, +/- 20%. Para pequeñas zonas de captación (Qmax

20 % o 10,0 mill. [m3]

Pérdida agua por Q< Qmin+

flujo mínimo de a

Pérdida total de agua

27 %, dvs. 0,27 · 50 = 13,5 mill. [m3]

Agua utilizable neto

50-13,5 = 36,5 mill. [m3]

Producción esperada

0,23 · 36,5 = 8,4 mill. [kWh/año] = 8,4 [GWh/año]

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7 % o 3,5 mill. [m3]

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Note que aquí no se ha tomado en cuenta alguna eventual exigencia de caudal mínimo de agua. El caudal mínimo daría lugar a menor producción. La curva de duración muestra, entre otros, lo siguiente: 

Que hay pérdida por aprox. 14 % del tiempo (Q> Qmax )



Que la Central debe detenerse a causa de capacidad mínima de admisión (Q< Qmin)) por aprox 40 % del tiempo



Que la Central, por lo tanto, está en operación aprox. 60 % del tiempo

Si se elige otro tipo de turbina y/o si se utiliza múltiples unidades, se puede reducir el tiempo que la Central está obligada a detenerse y de esta manera, aumentar la producción. Estanque de regulación Cuando la afluencia es mayor que la capacidad de admisión de la turbina, el agua circulará por el lado de la bocatoma si no se cuenta con la posibilidad de almacenamiento. En caso de que se pueda instalar un estanque de regulación, por ejemplo, manteniendo la cota de la bocatoma en la cota mínima de operación de la bocatoma, esto reducirá la pérdida de agua por vertido, aunque el estanque de regulación no pueda regularse como una cámara reguladora corriente. El efecto de un estanque de regulación dependerá del tamaño relativo y del régimen hídrico en el cual se encuentra la planta. Las curvas de volumen de afluencia, también existen, con diferentes tamaños de estanques de regulación y pueden encargarse a NVE o alguna empresa consultora de ingeniería. En los sitios adecuados se puede también utilizar el estanque de regulación para operación de punta, que consiste en almacenar agua en períodos de precios bajos para utilizar el recurso en horarios de precios altos, cuando la demanda de energía crece. Flujo mínimo de agua o caudal ecológico En la concesión, como es lo más usual, se establece la exigencia de un flujo mínimo de agua, aguas abajo de la bocatoma. Esto, como se ha dicho, reducirá la producción. Hay, por lo general, diferentes requerimientos para la temporada de verano y la de invierno y, para calcular la producción, se debe utilizar la curva de duración para cada una de las estaciones. No haremos aquí tal cálculo, pero usaremos de nuevo la curva de duración para el año, como antes descrito. De la curva de duración se ve: 

Que la exigencia de caudal que debe pasar aguas debajo de la barrera en la toma corresponde a un 10 % del flujo promedio que puede sostenerse en un 95 % del tiempo (Q>10 % de Qmedio). Para el tiempo restante se deja pasar el caudal que llega a la barrera, sin tomar agua para la producción.



Que la planta debe estar detenida durante aprox. 45 % del tiempo (Q