Generación Hidroeléctrica en pequeña escala

AGENCIA NACIONAL DE INVESTIGACIÓN E INNOVACIÓN (ANII) FONDO SECTORIAL DE ENERGÍA PROYECTO PR_FSE_2009_1_08 Mayo/2013

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1. OBJETIVOS En la búsqueda de fuentes energéticas adicionales para Uruguay, surge la conveniencia de explorar la posibilidad de realizar emprendimientos hidroenergéticos en pequeña escala. La conversión de energía hidráulica en eléctrica de uso público conoce, en el país, sólo antecedentes de grandes centrales hidroeléctricas: los aprovechamientos de Rincón del Bonete, Baygorria, y Palmar, sobre el Río Negro, y Salto Grande, sobre el Río Uruguay; tienen potencias instaladas de 152, 108, 330 y 1890 megawatts (MW) respectivamente. Se han realizado algunos emprendimientos hidroeléctricos minúsculos, de muy pequeña escala; son de uso autónomo y no cuentan en el balance energético nacional. No obstante, es opinión de muchos técnicos y actores en la escena energética que podría generarse energía eléctrica de origen hidráulico utilizando cursos de agua de menor porte que el Río Uruguay y el Río Negro. Las potencias a generar en cada sitio estarían en el orden de magnitud de algunos MW o pocas decenas de MW.

En el presente trabajo se relevó los lugares del Uruguay en que puede existir la potencialidad de generar energía hidroeléctrica, en potencias por sitio entre 1 y 50 MW. Se consideraron los posibles aprovechamientos que menos impactos negativos presentaran desde el punto de vista ambiental y económico. Se halló la potencia total que se podría instalar y la energía que se podría generar anualmente si en todos esos lugares se realizaran las obras correspondientes. Se seleccionaron las tecnologías más adecuadas para la generación de acuerdo a los costos, la disponibilidad y las condiciones de operación y mantenimiento. Se buscó, especialmente, la posibilidad de usar tecnologías de fabricación y montaje disponibles en el país, así como la integración de partes de origen local y la utilización de ingeniería de detalle y mano de obra nacional. Se realizó un listado exhaustivo de todos los impactos (ambientales y socioeconómicos) asociados a los emprendimientos hidroeléctricos. Para cada uno de los impactos detectados, se hizo una somera evaluación de su relevancia; para cada sitio se deberá evaluar cuáles son las más relevantes y disponer las medidas de mitigación o control a tomar. Se realizaron 5 anteproyectos preliminares en lugares representativos seleccionados como los más promisorios. En ellos se estudiaron más exhaustivamente la posibilidad de implantación, con estimación de costos y de impactos más detallada. 2

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Se confeccionó una Guía tentativa de realización de emprendimientos hidroeléctricos, para disponer de un primer listado de acciones a tomar. Las peculiaridades de cada sitio indicarán la necesidad de profundizar en unos u otros aspectos para una correcta implantación.

Como resultado adicional, queda constituido un grupo de trabajo especializado, con posibilidades de realizar estudios de mayor envergadura (de mayor alcance o mayor profundidad, en el país o en el exterior). Se conecta naturalmente con el Grupo de Energías Renovables de la Facultad de Ingeniería. Se potenciaron, además, los cursos de grado y de posgrado que se dictan en Facultad de Ingeniería sobre turbinas y generación hidroeléctrica, y se están comenzando a desarrollar tesis de maestría en temas afines. Tanto durante la realización del presente proyecto como en las eventuales realizaciones se establecieron vinculaciones entre los integrantes del grupo de trabajo, instituciones nacionales, intendencias municipales, organizaciones civiles y particulares interesados. Esas vinculaciones ya son y serán germen de futuros emprendimientos conjuntos.

Grupo de trabajo. Participaron en las actividades del proyecto las siguientes personas, todas vinculadas al Instituto de Mecánica de los Fluidos e Ingeniería Ambiental (IMFIA) de la Facultad de Ingeniería, Universidad de la República (UdelaR), Uruguay:

Ing. Daniel Schenzer - Director del Proyecto Dr. Ing. Christian Chreties Ing. Rodolfo Pienika Ing. Laura Rovira Dr. Ing. Luis Teixeira

Colaboraron también: Dr. Ing. José Cataldo Ing. Magdalena Crisci Ing. Alejandra De Vera Tecnól. Mec. Pablo Pais Ing. Nicolás Rezzano Dr. Ing. Rafael Terra 3

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ACRÓNIMOS AAP ANII CONEAT COTAMA CTM DEIA DINAGUA DINAMA DGRNR DNB DNE ESHA EvIA GEI IAR IEC = CEI IHA IMFIA MGAP MI MIEM MTOP MVOTMA OIT OLADE OMS ONUDI PCH PGA PNUD SGM UdelaR UTE VAL

Autorización Ambiental Previa Agencia Nacional de Investigación e Innovación, Uruguay Comisión Nacional de Estudio Agroeconómico de la Tierra, MGAP Comisión Técnica Asesora de la Protección del Medio Ambiente, MVOTMA Comisión Técnica Mixta de Salto Grande (Argentina-Uruguay) División de Evaluación de Impacto Ambiental, DINAMA Dirección Nacional del Agua, MVOTMA Dirección Nacional de Medio Ambiente, MVOTMA Dirección General de Recursos Naturales Renovables, MGAP Dirección Nacional de Bomberos, MI Dirección Nacional de Energía, MIEM European Small Hydropower Association Evaluación de Impacto Ambiental Gases Efecto Invernadero Informe Ambiental Resumen International Electrotechnical Commission, Comité Eléctrico Internacional International Hydropower Association Instituto de Mecánica de los Fluidos e Ingeniería Ambiental, Universidad de la República, Uruguay Ministerio de Ganadería Agricultura y Pesca, Uruguay Ministerio del Interior, Uruguay Ministerio de Industria, Energía y Minería, Uruguay Ministerio de Transporte y Obras Públicas, Uruguay Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente, Uruguay Organización Internacional del Trabajo Organización Latinoamericana de Energía Organización Mundial de la Salud Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial Pequeña Central Hidroeléctrica Plan de Gestión Ambiental Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo Servicio Geográfico Militar, Ministerio de Defensa Nacional, Uruguay Universidad de la República, Uruguay Administración Nacional de Usinas y Transmisiones eléctricas, Uruguay Viabilidad Ambiental de Localización

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2. GENERALIDADES Y ANTECEDENTES

2.1 Generación hidroeléctrica.

La generación hidroeléctrica es un conjunto de tecnologías maduras, en el sentido de que hay muchísima experiencia disponible en la región y el mundo. Esa experiencia incluye instalaciones realizadas, estudios teóricos y de laboratorio, ensayos en modelo y en prototipo; y ello tanto para las obras civiles como para los equipos hidráulicos y electromecánicos. Se han elaborado normas técnicas de amplia aceptación sobre procedimientos de selección, especificación, montaje, recepción, mantenimiento, evaluación de turbinas de los principales tipos. Hace ya décadas que algunas normas técnicas de aceptación prácticamente unánime detallan la realización de ensayos de turbinas. Sin perjuicio de ello, cada nueva implantación requiere un estudio particularizado. En cada lugar, se debe realizar diversos tipos de estudios: -

estudios hidrológicos para conocer caudales disponibles y sus frecuencias, estudios geológicos y geotécnicos para evaluar las posibilidades de implantación de una obra civil, relevamientos topográficos para conocer las áreas geográficas que se afectará y los volúmenes que se podrá embalsar; conocer las características del consumo y de la red de distribución de energía eléctrica disponible, selección particularizada de los equipos de acuerdo a los resultados de todos los estudios y relevamientos previos. Y, desde las primeras etapas del trabajo, evaluar los impactos positivos y negativos que generará, tanto a escala regional como local y hasta personal.

O sea, es muy limitada la posibilidad de estandarización o creación de un modelo típico que se pueda aplicar en varios lugares, o la generación de un estudio que luego se pueda replicar con cambios mínimos para distintas localizaciones.

2.2 Clasificación según la potencia Según una clasificación en función de la potencia instalada (potencia nominal del conjunto de los equipos de generación instalados), se llama 5

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Grandes aprovechamientos:

más de 50 MW

Pequeños aprovechamientos:

1 a 50 MW

Mini-aprovechamientos: Micro-aprovechamientos:

100 – 1000 kW menos de 100 kW

Pico-aprovechamientos:

menos de 5 kW

(esta clasificación es propuesta por ONUDI; OLADE propone límites algo distintos para las mismas categorías)

2.3 Energía hidroeléctrica en Uruguay En el Uruguay, está muy bien desarrollada la generación hidroeléctrica a gran escala; ello se ha traducido en los grandes aprovechamientos del Río Negro y del Río Uruguay. Si bien no agotan las posibilidades de generación en dichos cursos, no será el objetivo del presente proyecto. Desde la primera implantación hidroeléctrica a gran escala, UTE y posteriormente CTM han adquirido valiosísima experiencia y han desarrollado la generación en esa escala con resultados ampliamente satisfactorios. Pero la generación a menores escalas no ha recibido tanta atención o no se ha concretado casi en realizaciones productivas. Desde el primer aprovechamiento de energía hidráulica en el país (en Cuñapirú, Dpto. de Rivera, en 1882, que generaba energía mecánica; UTE instaló posteriormente generadores eléctricos y se pudo generar hasta 1959), sólo se pueden contar experiencias aisladas y de muy escasa envergadura (unos pocos kW), la mayoría sin continuidad en el tiempo. En estas pequeñas experiencias la tecnología ha sido variable, yendo de ruedas de alimentación inferior, de bajo rendimiento intrínseco, hasta turbinas axiales, de bajo rendimiento por haber sido realizadas con poca elaboración y escaso uso de conocimiento tecnológico. Ha jugado su papel, también, el costo de la energía y las condiciones legales y reglamentarias relativas a la energía eléctrica. La posibilidad de embalsar grandes volúmenes de agua ayuda a la firmeza de la energía, pero a su vez eleva el costo de la obra (y sus impactos). Por lo tanto, al no haber incentivos o por lo menos reglas de comercialización de la energía claramente establecidas, los proyectos resultaban con períodos de repago extremadamente largos; por ello se solían desestimar frente a otras alternativas de inversión en fuentes energéticas. Los eventuales mini, micro y pico-aprovechamientos que se llevaron a cabo se destinaban al consumo propio de algún establecimiento; debido a ello los costos de inversión limitaban el alcance, los costos de mantenimiento limitaban la durabilidad y las dificultades tecnológicas condicionaban tanto los rendimientos energéticos como las posibilidades de operación adecuada.

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Durante todo el siglo XX hubo estudios, con distintos grados de generalidad, relativos a la posibilidad de realizar aprovechamientos hidroeléctricos. Si bien se concretaron sólo los de gran escala en el Río Negro y el Río Uruguay, han quedado como antecedentes que pre-dirigen la mirada hacia algunos sitios prometedores. Algunos de los estudios precedentes que se ha podido ubicar se mencionan y comentan en el ANEXO 1.

2.4 Centrales multipropósito Los emprendimientos hidroeléctricos, en la medida que incluyen un represamiento, pueden tener otros usos adicionales. Por ejemplo: • • • • • • •

Reserva de agua para riego Reserva de agua para abastecimiento de agua a poblaciones Piscicultura Usos recreativos Regulación de caudales, control de crecidas Navegación fluvial Comunicación vial

Su conveniencia o no, así como su posibilidad, dependerá de cada sitio. Algunos usos pueden coexistir con facilidad con la generación de energía (por ejemplo, la comunicación vial, o algunos usos recreativos); o puede ser factible esa coexistencia con sólo algunas inversiones adicionales (por ejemplo, el control de crecidas, o la navegación fluvial). Pero también puede haber competencia entre usos. Por ejemplo, si se pretende tener una reserva para riego, será interés de quien riega que no disminuya la reserva de agua previamente a la época de riego. Ello no tiene porqué coincidir con el interés de generar energía en los períodos del año en que más necesaria es. O si se reserva agua para abastecimiento de poblaciones, por el Art. 47, 1 c) de la Constitución de la República dicho uso pasa a ser prioritario, lo cual afecta la posibilidad de la PCH de ser libremente despachada para generar energía.

En el presente proyecto se contempla únicamente la posibilidad de generar energía hidroeléctrica. Los otros usos posibles podrán ser considerados en cada emprendimiento particular que se estudie, sin que se puedan emitir conclusiones generales o llegar a resultados de mayor alcance que el local.

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3. SELECCIÓN DE SITIOS

3.1 Descripción del proceso de selección. Se comenzó con un relevamiento exhaustivo de los cursos de agua del país en que hay posibilidades de aprovechamientos hidroeléctricos de las potencias abarcadas por el objetivo del presente trabajoSe realizaron sucesivos descartes, atendiendo a las particularidades de los sitios que harían inviable un aprovechamiento hidroeléctrico. En cualquiera de las etapas de descarte y selección podrían retenerse algunos sitios tales que, si se salvan o amortiguan algunas condiciones vistas como impedimentos, puedan ser sitios válidos para realizar aprovechamientos. Por ejemplo, se descartan los sitios que inundan tramos largos de rutas nacionales o carreteras principales; pero si está previsto por otros motivos el desvío de esa ruta, o si por otras consideraciones se admite realizar un puente de varios kilómetros, o si se acepta el lugar pero con una cota de vertido menor (por lo tanto, con menor potencia instalada y generando menos energía), ese sitio puede ser considerado para represar e instalar una PCH.

3.2 Relevamientos cartográficos y primer selección de lugares adecuados.

3.2.1 Etapas del primer relevamiento Se realizaron, en esta primera etapa, las siguientes tareas: 1. Primer relevamiento de los cauces, utilizando cartas geográficas. 2. Estimación de tamaño de cuenca. Se realizó mediante una somera estimación en la carta geográfica del Uruguay a escala 1:500.000 3. Estimación de precipitación media efectiva regional. Se realizó en base a los datos publicados por la Dirección Nacional de Hidrografía, actualmente por la DINAGUA. 4. Se dedujo el caudal turbinable en la desembocadura o cerca de ella 8

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5. Se estimó el máximo salto de un represamiento 6. Se estimó la potencia máxima extraíble 7. Si el resultado era mucho menor que 1 MW, se descartó ese sitio. Se adoptó como criterio (conservador) su descarte si la potencia en esa estimación preliminar era menor a 600 kW.

Si era mayor que 600 kW, se reexaminó:

8. Se buscó puntos de cierre más adecuados 9. Se estimó tamaño de cuenca para esos puntos de cierre 10. Se usó la precipitación media efectiva o escorrentía con datos locales más precisos 11. Se volvió a estimar salto del represamiento y la potencia generable

Ello permitió dejar una menor cantidad de lugares como posibles sitios donde puede ser aconsejable un aprovechamiento hidroeléctrico. De acuerdo a los objetivos del proyecto, en esos lugares se afinaron los estudios, usando información más específica.

3.2.2 Primer relevamiento de cursos (etapas 1 a 7). El relevamiento de los cauces de Uruguay, se realizó utilizando la carta geográfica 1:500.000 del Servicio Geográfico Militar (SGM). El supuesto básico adoptado fue el de que si un curso no figuraba en dicha carta, era de tan pequeña significación que no se justificaba considerarlo. Es decir, que no va a ser posible lograr generar una potencia mayor a 1000 kW (límites del presente trabajo). Ello no implica que pueda realizarse algún aprovechamiento en cursos de menor significación, que sea rentable o resuelva necesidades puntuales de algún emprendedor o zona; aunque las potencias sean menores que las que aquí se consideran puede haber posibilidades de resolver problemas concretos o mejorar condiciones de vida de la población instalando potencias menores. Se procedió a anotar la información más relevante de cada cauce cuyo nombre figurara en dicha carta. La información relevada incluye: nombre, coordenadas planas de la desembocadura y en algunos casos también de la naciente, largo aproximado, nivel de cota en la naciente y en la desembocadura, cuenca a la cual pertenece, y observaciones

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como podría ser si el cauce intersecta caminos, rutas nacionales o vías del ferrocarril, o si fluye por las proximidades de centros poblados. Se muestra en el ANEXO 2 la lista de los 462 cursos relevados.

3.2.3 Segunda selección de cursos y sitios La estimación del área de la cuenca se puede hacer, de manera aproximada, para cauces que no presentan afluentes. En estos casos, la cuenca se modeló como un rectángulo de largo el mismo que el del cauce en cuestión, y ancho la suma de la distancia media entre la desembocadura del cauce en cuestión y el cauce inmediatamente anterior y la distancia media entre la desembocadura del cauce en cuestión y el cauce inmediatamente posterior. Las distancias se calcularon con los datos de coordenadas planas de la carta 1:500.000. En los casos que se esté considerando el primer (o último) cauce de una cuenca, se tomó como ancho del rectángulo (modelo de la cuenca) la distancia entre dicho cauce y el cauce inmediatamente posterior (o anterior). El mismo método se aplicó para cauces con 1 afluente, multiplicando el ancho calculado de la forma recién descripta por un factor de 1,2, para considerar el aporte del afluente al área de la cuenca. Para cursos con más afluentes, esta forma de estimación del área de cuenca se manifiesta como demasiado imprecisa, incluso a los efectos de una primera discriminación. Para determinar la precipitación media efectiva se utilizó el mapa de escurrimientos medios mensuales (mm/mes), obtenido del documento Monitoreo y Disponibilidad de Recursos Hídricos en Uruguay (Genta y Failache, publicado en iica.org.uy). Se reproduce dicho mapa de escurrimientos en la Figura 3.1.

Se llamará: • • •

A: área de cuenca (en km2) H: salto lograble (en m) Pe: precipitación media efectiva mensual (en mm por mes)

El caudal turbinable se calculó como: Q (m3/s) = A . Pe = A(km2) * 106 * Pe (mm/mes) / 1000 / 30 / 24 / 3600 = A(km2) * Pe (mm/mes) / 2592

El salto lograble en cada caso se determinó a partir de las cartas geográficas con curvas de nivel. En algunos lugares puede ocurrir que se pueda generar un salto de hasta 25 ó 30 m, pero se encontró que será más frecuente que el salto esté limitado a 10 ó 12 m.

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Figura 3.1 Escorrentía en el territorio nacional en mm/mes (valores medios)

La potencia extraíble (en kW) con rendimiento global (turbina + generador) del 80% se calculó, entonces, como: Pot = 9,81 * Q * H * 0,80 = A * Pe* H / 330

Para que Pot > 600 kW, debe ser A * H *Pe > 198100 (usando las unidades previamente mencionadas para cada magnitud)

criterio éste que será usado para el primer descarte de cursos de agua. Obsérvese, por ejemplo, que si un río tiene una longitud de 20 km, su cuenca no va a ser superior a 300 km2; si el desnivel máximo que se puede lograr represando es de 20 m, A*H = 6000; 11

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Suponiendo Pe = 25 mm/mes, A*H*Pe = 150.000; se descarta ese curso.

De esa manera, se descartó una buena cantidad de cursos (263) en los cuales ya se puede asegurar que las potencias generables no alcanzarán, por más que se afine el estudio y se determine con más cuidado la cuenca, a los valores considerados en el presente proyecto. Esos cursos no serán considerados en lo sucesivo. El listado del resto de los cursos (199) se muestra en el ANEXO 3.

3.2.4 Tercera selección Se estudiaron los sitios seleccionados caso a caso, comenzando por aquellos que presenten mayor número de afluentes. En cada uno de ellos se determinó con más precisión el área de cuenca, para lo cual se afinó la herramienta computacional idónea. Con dichas áreas de cuenca y la pluviometría o escorrentía media de cada zona, se estimó la potencia generable en cada lugar. Para esos estudios, se solicitó información al Departamento de Hidrología de la DINAGUA, MVOTMA. Este Departamento informó acerca de las estaciones de medición de caudal en cursos de agua. Se anexa al final dicha información, en forma de un plano donde se indica, además, las cuencas que tienen aforadas (ANEXO 7).

También, el Departamento de Hidrología aportó información procesada a partir de las mediciones históricas (período 1980-2004) en dichas cuencas, en que se indica valores estadísticos de caudales medios anuales y estacionales (específicos) en las cuencas estudiadas. Se muestra esta información en el ANEXO 8.

El descarte próximo no exime de dejar constancia de algún lugar prometedor por otras circunstancias que se pudieran detectar, aunque la potencia generable no sea la indicada en el alcance del presente proyecto. Por ejemplo, la cercanía a alguna localidad en que sea interesante una generación autónoma, o la detección de algún estudio ya realizado con intención de algún actor de realizar un emprendimiento; o la coincidencia con algún otro uso ya identificado y declarado que pudiera complementarse con la generación hidroeléctrica. Estos u otros aspectos pueden aconsejar una consideración de ese sitio a los efectos hidroeléctricos, aunque escapen al alcance pretendido del presente proyecto.

Para un análisis más detallado y específico de los posibles cierres de cuenca, se utilizó el software ArcGIS, que permite trabajar con sistemas de información geográficos. Se cargaron en dicha plataforma las cartas a escala 1:50.000 del Servicio Geográfico Militar (SGM) digitalizadas en el formato adecuado. 12

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Luego de construir un modelo digital del terreno, las herramientas computacionales disponibles permiten trazar planos a distintas cotas, que cortan el modelo digital del terreno (equivale a los trazados de curvas de nivel en los mapas gráficos). Se permite así visualizar qué zonas son más bajas o más altas que cierta cota. De este modo se encuentran posibles puntos de cierre de cuenca adecuados en cada cauce considerado. Ver un ejemplo en la Figura 3.2. También se puede generar una imagen del embalse que se formaría si se construyera una represa en ese punto, visualizable en la plataforma Arc Gis. Ver un ejemplo en la Figura 3.3.

Figura 3.2. Aplicación de la herramienta ArcGis, para la cuenca del Río Tacuarembó: corte con un plano a cota 150m

Figura 3.3. Aplicación de ArcGis, para la cuenca del Río Tacuarembó: lago a cota 150m en el arroyo Corrales.

Pero además se puede exportar para visualizarlo en el software de libre acceso Google Earth. Véase en la Figura 3.4 el resultado de superponer en Google Earth la representación gráfica hallada con ArcGIS para el ejemplo de la Figura 3.3. La visualización en Google Earth permite una rápida visualización acerca de algunos posibles efectos negativos del lago generado: si inunda parte de un centro poblado, si corta rutas o caminos, si deja aislada alguna población o algún establecimiento. Para cada uno de los puntos de cierre marcados, se trazó la cuenca de aporte, siguiendo las pendientes máximas y las divisorias de cuencas, y se calcula su superficie. Adicionalmente, con el mapa de precipitación efectiva media mensual 1 se halló el valor correspondiente a la cuenca. Multiplicando estos dos valores (en unidades coherentes) se calculó el caudal medio del cauce.

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J. L. Genta, N. Failache: “Monitoreo y Disponibilidad de Recursos Hídricos en Uruguay”, disponible en www.iica.org.uy/index.php?option=com_docman&task...

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Figura 3.4 Visualización en Google Earth de lago en arroyo Corrales, cuenca del Río Tacuarembó.

También se halló el salto de que se dispondrá con cada eventual cierre por represamiento. Para ello se hizo la suposición de que el agua en el lago estará siempre a la cota del coronamiento de la presa. Implícitamente, se supone que los aportes al lago equivalen al agua que se deja pasar, turbinada o no; y a que si hay avenidas que aumenten el nivel del lago, provocando desbordes por nivel superior a la cota de coronamiento de la presa, también habrá ocasiones en que los aportes menores hacen turbinar habiendo cotas inferiores.

Con los caudales y el salto estimado, se pudo tener una primer aproximación de la potencia hidráulica extraíble del sitio. Para ello fue necesario conocer el rendimiento del grupo turbina-generador. En virtud de las siguientes consideraciones: •

Las turbinas de gran porte (como las del río Negro o del río Uruguay) tienen, típicamente, rendimientos del 90% y superiores.

•

En cambio, las turbinas de menor porte, como las que se pueden utilizar para aprovechamientos de menor porte, pueden tener rendimientos entre 70% y 90%. Dependerá del tipo de tecnología usada, de la precisión de diseño y elaboración, de las posibilidades de construcción de las instalaciones y montaje en cada sitio, de la constancia del punto de funcionamiento, además de aspectos de menor incidencia.

•

Las turbinas de elaboración más artesanal, que bien pueden ser las que se justifiquen en los casos de menor porte, tienen rendimientos típicos menores al 14

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70%. Un ejemplo típico son las turbinas Michel-Banki, construibles por talleres de mecánica general 2. •

Al rendimiento de la turbina se lo debe complementar con el rendimiento del generador y de eventuales sistemas de transmisión entre ambos.

se tomó un rendimiento típico del 80%. Cuando se considere con más detalle cada lugar de implantación, y el tipo exacto de turbina seleccionado, se podrá ajustar esta cifra. Como otra aproximación, o incluida en la anterior, se consideró que el salto disponible por la turbina es el salto bruto, despreciando (por ahora, y a este nivel de generalidad) las pérdidas en los conductos de admisión y en la descarga al río. Para los emprendimientos seleccionados para estudiar con más detalle, se realizarán estudios topográficos que permitan conocer con más detalle el vaso que se genera. Con el volumen de agua embalsado se podría sacar el grado de regulación o la autonomía de la central de generación en eventos de escasez de lluvias.

En resumen, para cada punto de cierre, se pudo obtener la siguiente información: • • • • • • • • •

Identificación precisa: coordenadas (X,Y), área de la cuenca de aporte, caudal medio anual, largo de la presa, área del lago cota del río o arroyo, cota del lago, salto bruto potencia media a generar (asumiendo un rendimiento de 80%).

Se presenta esa información en el ANEXO 4, con los sitios de posibles aprovechamientos ordenados por potencias decrecientes. Para algunos cauces y lugares de cierre se ha considerado más de una cota posible para la represa; ello se indica en el nombre asociado al punto de cierre. Se tiene 160 posibles lugares para represamientos.

Se comparó los resultados actuales con los obtenidos en el estudio de 1993 del IMFIA preparado para UTE. Véase en el ANEXO 5 dicha comparación. Se encontró que, salvo en tres casos, el salto relevado con la metodología del software Arc GIS y la información disponible actual es mayor que el salto que se supuso en el estudio anterior. Y que en todos los casos la potencia que se podría generar es mayor que la que se dedujo en dicho antecedente. Observando que las cuencas estimadas tienen áreas muy parecidas, resulta que las potencias 2

El fabricante por excelencia de este tipo de turbinas, con más de un siglo de experiencia en su diseño, industrialización y comercialización, promete un 80%; véase http://www.ossberger.de/cms/es/hydro/la-turbina-ossberger/

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mayores que se estiman se deben a una mejor estimación de las escorrentías; es innegable la utilidad de estudios hidrológicos más detallados como los que ahora son posibles gracias a la mayor información y a los recursos tecnológicos de que se dispone. Por otra parte, los cambios en el uso de los suelos (forestación, agricultura extensiva, cambio de la modalidades de cría ganadera, …) hacen que se deba periódicamente revisar y actualizar esta información.

3. 2.5 Cuarta selección. Se descartaron, a continuación, los embalses que inundarían pueblos o parte de ciudades, o que inundarían tramos importantes de rutas (más de 600 m de rutas principales, más de 1500 m de rutas secundarias). Se interpreta que, sin perjuicio de estimación posterior más ajustada, los emprendimientos hidroeléctricos a pequeña escala no justifican (sociológica y económicamente) el reasentamiento de poblaciones nucleadas ni grandes modificaciones en la red vial. Se puede contemplar, dentro de ciertos límites, el desvío de rutas o la construcción de puentes. En algunos casos, la propia presa puede constituir un puente nuevo o sustituir un puente existente. Se descartaron también los sitios en que el embalse afectaría áreas incluidas en el Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SNAP). Quedó, de esa manera, un listado más restringido, de lugares prometedores y sin grandes restricciones que pudieran ser impedimentos insalvables, en los cuales podría considerarse encaminar un emprendimiento hidroeléctrico: 70 lugares, que se listan en el ANEXO 6.

3.3 Comentarios sobre el potencial hidroeléctrico nacional en base a PCH.

Si en todos los 70 sitios hallados luego de los sucesivos descartes se realizara un emprendimiento hidroeléctrico, el país dispondría de una potencia instalada adicional de 231,5 MW Si en todos ellos se instalara una PCH, seleccionada para turbinar el caudal medio anual, habría posibilidades de generar anualmente: 1:431.000 MWh

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Esta estimación es algo inferior a lo que estimaron algunos estudios precedentes. Por ejemplo, el estudio del Ing. Sacco, de 1979: estimaba posible generar un 50 % más en todo el territorio nacional: 2,1 x 106 MWh anuales. Si se considera que en los estudios analizados no se hacían prácticamente restricciones de tipo ambiental, no se consideraba la posibilidad de afectar áreas protegidas y no se consideraban casi los impactos socioeconómicos, se puede aceptar que la cifra hallada es consistente con las que se manejaron en el siglo XX.

Los sitios identificados (70) son lugares en que los emprendimientos son razonablemente factibles: Permitirían instalar una potencia adicional de más de 1 MW en cada uno No afectan áreas protegidas por el SNAP No afectan núcleos poblados No afectan mayormente vías de comunicación. No se ha considerado, en esta selección, la rentabilidad de la inversión ni los demás impactos que, sin ser invalidantes, pueden constituirse en serios obstáculos para algún emprendimiento. Estos aspectos deberán ser motivo de estudios particularizados. Por un listado de impactos a considerar, véase el Cap. 6.

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4- ESTUDIO EN DETALLE DE ALGUNOS SITIOS.

4.1 Selección de 5 sitios Se parte de la lista de 70 sitios a la que se había llegado por sucesivas depuraciones, utilizando criterios cada vez más exigentes.

Para ordenarlos según la conveniencia de realizar un emprendimiento hidroenergético, se adoptaron los siguientes criterios de clasificación:

4.1.1 Criterios de necesidad del sistema energético nacional El sistema energético nacional precisa tanto disponer de potencia instalada despachable como la posibilidad de generar la mayor energía (anualmente) que sea factible. Se cuantifica, entonces, mediante: a) Potencia instalada: conviene tener la mayor potencia instalada para, habiendo buena hidraulicidad en la cuenca del curso, poder despachar una fuente de energía en situaciones en que el país lo requiera (por ejemplo, en horarios de punta, o habiendo sequía en otras cuencas). b) Energía anual generable: un criterio para cuantificar la principal finalidad del emprendimiento

Se calcula el tiempo de residencia (en meses): =



.







Con Tr se halla el factor de capacidad FC (ver ANEXO 9), que refleja una “eficiencia” del embalse, y permite cuantificar la energía generable anualmente (suponiendo η = 0,80):

ℎ =

∗

∗ 9.81 ∗ 0,80 ∗ 8760 ∗ () 1000

= 18

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=

∗ *

+ ∗ 68,75 ∗ ()

4.1.2 Criterios de impacto Los impactos principales estará dado por la generación de un lago; su mitigación o remediación insumen costos, que si no son internalizados en la ecuación económica del emprendimiento serán implícitamente asumidos por la sociedad. Una manera de cuantificar el efecto económico de la anegación de terrenos y el consiguiente desplazamiento de posibles producciones en ellos es mediante el índice CONEAT elaborado por el MGAP, que evalúa la capacidad productiva (de carne bovina, ovina y lana) por hectárea de campo natural. A cada zona del país se le ha adjudicado un valor del índice relativo a la capacidad productiva media del territorio nacional, a la que se asignó el valor 100.

Se cuantificará el impacto mediante los índices siguientes: c) Potencia / área del lago: un criterio económico-ambiental, para cuantificar junto con la potencia instalada, efecto positivo buscado con el emprendimiento, el principal impacto (generalmente negativo) de una obra de generación (inundación de tierras, eliminación de bosques galería, corte de caminería, desplazamiento de poblaciones, emisiones de gases de efecto invernadero, …) d) Potencia / (índice CONEAT x Área) : un criterio económico-productivo, para cuantificar junto con la potencia el principal impacto socio-productivo del emprendimiento (desplazamiento de producciones ya activas o posibles, cambios en la utilidad de los suelos, …)

4.1.3 Criterios de rentabilidad económico-financiera La rentabilidad del emprendimiento estará fuertemente influida por algunos costos iniciales, que se deberá amortizar. Principalmente: la construcción de la presa, directamente relacionada con su volumen; la línea eléctrica para llegar a la red interconectada nacional; y los costos de adquisición y montaje de los equipos, que están directamente relacionados con la potencia instalada3. Se utilizarán los siguientes criterios de cuantifación:

3

En el costo de las turbinas influye en mayor medida el caudal, por estar más relacionado con las dimensiones y por ende con la cantidad de material, que la presión; pero en el costo del alternador influye directamente la potencia.

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e) Potencia/Volumen presa: un criterio económico-financiero, para cuantificar junto con la potencia instalada el (generalmente) principal costo de implantación f) Potencia / km de línea eléctrica: un criterio económico- financiero, para cuantificar junto con la potencia un costo de implantación que puede ser muy importante en algunos emprendimientos. g) Período de retorno de la inversión o de repago: una mayor potencia instalada supone también un mayor costo de los equipos electromecánicos, afectando el período de repago de la inversión. A los efectos de cuantificar este último aspecto, se supone que el costo de las instalaciones electromecánicas es proporcional a la potencia instalada (es una suposición habitual en estudios genéricos, cuya validez puede ser cuestionable; véase el Cap. 7); el parámetro a usar es - .í . -

-

-

-

=

(en valores monetarios; por ejemplo, suponiendo que la energía será pagada a U$S 90 el MWh y que los equipos electromecánicos cuestan U$S 1750 por kW instalado, multiplicando por 90/1750)

=

[ 123/5ñ7 ∗ 8$:/123 ] 2 ∗ 8$: / >2

8$: / 5ñ7 ? = 8$: = 5ñ7

O sea que este parámetro representa, en forma muy simplificada, la inversa del período de repago4. Para considerar la posibilidad de usar la discriminación horaria, se usa el “coeficiente energético” c.e.:

. .∗ - .í . 1750 x A -

-

-

;

- . .

2,4



4.1.4 Ponderación Todos esos índices fueron normalizados, dividiendo por el valor mayor de la lista; y a cada uno de los índices se lo ponderó con un coeficiente de ponderación. La suma ponderada permite tener un listado ordenado de sitios preferenciales. 4

No se utiliza su inversa, el período de repago, para que al igual que los demás criterios de ponderación, sean preferibles los casos en que toma el valor mayor.

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La elección de los coeficientes de ponderación puede dar lugar a ordenaciones diferentes, aunque se ha observado que los primeros lugares en las listas suelen estar ocupados por los mismos sitios. Se utilizaron los coeficientes de ponderación que figuran en las tres columnas de la siguiente tabla, que reflejan distintos énfasis en la consideración del aprovechamiento:

Coeficientes de ponderación Criterio

Potencia instalada Energía anual Potencia / área de lago Potencia / (CONEAT x área lago) Potencia / volumen presa Potencia / km línea Período de repago de equipos

Énfasis potencia y energía

Énfasis impacto

Énfasis rentabilidad

10 10 5 8

3 4 9 10

4 10

2 1 4

3 1 2

4 3 10

7

9

Los coeficientes de ponderación de la primera columna reflejan la necesidad de tener la mayor potencia instalada que sea razonable y generar toda la energía posible anualmente, sin omitir la preocupación por el impacto que las obras producirían. Con estos factores de ponderación, los sitios de preferencia serían, por orden decreciente: arapey_110m Yi2_85m arerunguá_110m arerunguá_90m arapey_120m tacuari_70m arapey_80m arapey_130m olimar_60m olimar_50m yerbal_90m grande_65m cuñapiru_145m queguay_gde_100m arapey_ch_70m

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Con los coeficientes de ponderación de la segunda columna, que reflejan la necesidad de tener buena potencia instalada, generar toda la energía posible, pero sobre todo que el emprendimiento se realice con una importante preocupación por el impacto de las obras (ambiental y socio-económico), los primeros lugares de la lista serían: arapey_110m Yi2_85m olimar_50m arapey_130m arapey_80m arapey_120m yerbal_90m tacuari_70m arerunguá_90m arerunguá_110m mataojo_gde_120m delos_corrales_90m queguay_gde_120m mataojo_ch_160m grande_65m

Con los coeficientes de ponderación de la tercera columna, que reflejan la necesidad de generar toda la energía posible y que el emprendimiento sea económica y financieramente sustentable, con énfasis en los costos de implantación y en la rentabilidad, y menos preocupación por el impacto de las obras, los primeros lugares de la lista serían: arapey_110m Yi2_85m arerunguá_110m tacuari_70m arerunguá_90m arapey_120m arapey_80m olimar_50m Yerbal_90m Arapey_130m olimar_60m queguay_gde_140m cuñapiru_145m yaguari_165m mataojo_gde_120m

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Hay una buena cantidad de sitios que se repiten de acuerdo a los tres criterios. O sea, los que son buenos sitios para emprendimientos ya se priorice la energía a generar y la potencia instalada adicional que el país requiere, ya se haga fuerte énfasis en la minimización de impactos de la obra nueva o se adopte un enfoque más economicista.

Por lo tanto, se entiende como más promisorios los emprendimientos siguientes: • • • • • •

El río Arapey en 4 lugares posibles, con represas a cotas de coronamiento 80, 110, 120 y 130m El río Yí, a cota 85m El río Arerunguá en dos lugares posibles, a cotas 90 y 110 m El río Olimar, a cota 50 El rio Tacuarí, a cota 70 m El río Yerbal, a cota 90 m

Como último criterio de selección, se considera la cantidad de padrones afectados, en la suposición de que cuantos más propietarios se vean afectados más dificultosa será la gestión para realizar el emprendimiento. Esta suposición no tiene porqué cumplirse en todos los casos; tampoco la cantidad de padrones distintos equivale a la cantidad de propietarios o interlocutores distintos. Se obtuvo de la base de datos de RENARE los padrones a superponer con cada lago, obteniéndose:

Sitio

Arapey 130m Arapey 80m Arapey 110m Yerbal 90m Arerunguá 90m Arapey 120m Arerunguá 110m Olimar 50m Tacuarí 70m Yí 85m

N° total padrones afectados

N° de afectados en más del 90%

N° de afectados en más del 50%

20 30 34 35 56 62 84 85 91 149

1 1 2 2 2 5 19 4 12 22

2 3 6 5 11 15 39 15 33 56

Se opta, entonces, por estudiar más en detalle los aprovechamientos posibles en los siguientes sitios: 23

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• • • • •

Arapey 80m Arapey 130 m Yerbal 90m Arerunguá 90m Yí 85 m

(se entendió redundante estudiar en detalle varios aprovechamientos en el mismo río, por lo que en el Arapey se seleccionaron dos distintos, los dos más alejados entre sí; el río Tacuarí ya está siendo objeto de un estudio particularizado en un sitio muy cercano al identificado). Los estudios con más detalle de los aprovechamientos en estos sitios se muestran en los ANEXOS 10 a 14. En esa mayor aproximación, considerando con más detalle cada sitio, puede cambiar alguna de las características previamente indicadas. Así, por ejemplo, en el sitio denominado Yerbal-90m, se vio que, si se represara en el lugar indicado a la cota +90m, con los mayores caudales el nivel del agua sobre el vertedero sería tal que el remanso afectaría áreas protegidas de valor turístico ya aprovechado (Quebrada de los Cuervos). Se optó, por lo tanto, por represar en el mismo lugar pero a cota +88m. También se estimó con más detalle el tamaño de la cuenca y se consideraron los datos hidrológicos relevados en cuencas ya aforadas, y se aplicó el modelo de Temez al caso concreto. De esa manera se obtienen los caudales mensuales, su evolución en el año y sus valores medios particularizados para el sitio específico.

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5.

CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LAS OBRAS

5.1 Diseño de las obras civiles

5.1.1 Tipología de las obras Para las características topográficas y geológicas habituales en Uruguay, en prácticamente todos los casos convendrá optar por presas de gravedad, de materiales sueltos, de sección heterogénea con núcleo impermeable de alto contenido de arcilla y faldones de material de granulometría mayor. Dados los tamaños de la cuencas de aporte y consecuentemente los caudales de diseño resultantes, será frecuente la opción por un aliviadero central de tipo estándar, complementado en algunos casos por canales laterales de vertido. Se optó también en esta etapa por suponer que los vertederos serán del tipo libre, sin compuertas. Sólo en el caso de que la presa juegue un rol importante para el control de crecidas, tanto aguas abajo como aguas arriba de ella, se considerará la instalación de compuertas operables. La ubicación de las turbinas en todos los casos se prevé al pie de la presa, a un lado del disipador de energía que sigue al vertedero, con la restitución del agua turbinada en la zona de aguas abajo del mencionado disipador. Otras opciones, frecuentes en otros tipos de territorio, no son aconsejables en Uruguay. Por ejemplo, la derivación de parte del caudal del río para instalar la sala de turbinas aguas abajo, lejos de la presa, permite ganar desnivel (salto bruto) en lugares de topografías con fuertes pendientes. Pero en la topografía uruguaya el salto adicional que se puede lograr, relativamente pequeño, está contrarrestado por las pérdidas de carga adicionales en la cañería de presión y por el costo adicional de construcción, supervisión y mantenimiento de esta cañería.

5.1.2 Categoría de las obras y período de retorno asumido para la crecida de proyecto La categorización de las obras y la consecuente elección del período de retorno de las avenidas de diseño en cada uno de los casos analizados se realizó, a falta de reglamentación nacional, en base a la normativa española. Esta está establecida en el

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Reglamento Técnico de Seguridad de Presas y Embalses (MOPTMA, España, 1996) y las Guías Técnicas de Seguridad de Presas (CNEGP, España, 2005). De acuerdo a esa normativa las presas se dividen, de acuerdo a su importancia, en las tres categorías siguientes: Categoría A Presas cuya rotura o funcionamiento incorrecto pueden afectar gravemente a núcleos urbanos o servicios esenciales, así como producir daños materiales o medioambientales muy importantes. Categoría B Presas cuya rotura o funcionamiento incorrecto puede ocasionar daños materiales o medioambientales importantes o afectar a un número reducido de viviendas. Categoría C Presas cuya rotura o funcionamiento incorrecto puede ocasionar daños materiales o medioambientales de moderada importancia o solo incidentalmente pérdidas de vidas humanas. En todo caso, a esta categoría pertenecerán todas las presas no incluidas en la A o B. A esas categorías corresponden los períodos de retorno para fijar las avenidas de proyecto y la avenida extrema que se especifican en la siguiente tabla: CATEGORIA

Avenida de proyecto (Años)

Avenida extrema (Años)

A B C

1.000 500 100

5.000 a 10.000 1.000 a 5.000 100 a 500

Sobre esa base se caracteriza cada emprendimiento y se establece, de acuerdo con los cálculos hidrológicos, los caudales máximos correspondientes a las avenidas de diseño y extrema.

Será necesario realizar relevamientos topográficos específicos de la zona del embalse y en particular de la sección de cierre, medidas imprescindibles para avanzar en: • • • • •

la definición más precisa de la propia ubicación de las obras el balance hídrico del emprendimiento el cálculo de la laminación de las crecidas que producirá el embalse la definición de las características del propio dique de cierre la definición de las características de las obras de alivio de los caudales excedentes.

Para avanzar a etapas superiores de definición se deberá por lo tanto contar con relevamientos topográficos de detalle, con curvas de nivel con separación cada 1 m o incluso menor para las zonas que requieran mayor detalle. 26

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Por otra parte resultan imprescindibles para avanzar en la conceptualización de cada emprendimiento el conocimiento geológico del vaso y la investigación de los suelos o rocas que conforman la cimentación de la presa, así como la disponibilidad de materiales de préstamo para la construcción de los diques. Particular atención se deberá prestar a la permeabilidad del vaso, así como la presencia de fallas. Se deberá obtener la suficiente información geotécnica, resultando imprescindibles: • • • • • • •

la clasificación de los suelos de acuerdo al Sistema Unificado de Clasificación de Suelos, el nivel de la napa freática la densidad de los sólidos la granulometría de los suelos de mayor granulometría los límites de humedad de los limos y arcillas la estratigrafía de la cimentación las propiedades mecánicas de los suelos presentes en su condición natural

Sobre la base de los datos referidos se podrán definir: • • • •

las necesidades de preparación del terreno de cimentación, las características de estabilidad de los taludes de los diques, la necesidad y el tipo de obras de impermeabilización de la cimentación, las propias características de los diques (dimensiones del núcleo y faldones, necesidades de drenes y filtros en el cuerpo de la presa y en el contacto presa cimentación, protección de taludes, etc.)

5.2 Selección de equipos La elección del tipo de turbina se basa en el valor de la velocidad específica adimensionada (referida a la potencia) definida como EF =

Q

G HIJ/K . L M

RS TU

N⁄O

N⁄O

[S T/KO . V T ]W⁄X

de acuerdo a lo indicado en la Figura 5.1 (que vincula los valores de EF con el tipo de máquina que opera con mejores rendimientos en dicha aplicación).

con las siguientes observaciones: -

los límites no deben ser considerados estrictos 27

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con el nombre Kaplan se consideran todos los tipos de turbinas de flujo axial, tengan o no álabes del rotor de ángulo variable no se consideran otros tipos de turbinas menos usadas, como las Turgo, Dériaz, etc.; tampoco las hidrocinéticas o de cauce abierto las turbinas Michel-Banki escapan a esta clasificación por la amplia variedad de situaciones en que son aptas (saltos de 2,5 a 200 m; caudales de 0,04 a 12 m3/s; su uso se reduce a potencias relativamente bajas, que no superen los 2 ó 3 MW como casos

Figura 5.1 – Selección de tipo de turbina

extremos)

Este criterio es análogo al presentado en los diagramas de selección de turbinas que proponen varios fabricantes, como el que se muestra en la Figura 5.2; a estos diagramas, de muy fácil consulta, se ingresa sólo con los valores de caudal y salto; suponen implícitamente la velocidad de rotación que a los fabricantes les parecen adecuadas.

[En mucha bibliografía y en la práctica de algunos fabricantes y diseñadores es costumbre utilizar un valor de velocidad específica no adimensionado, específico para turbinas, definido de las siguientes formas: YK =

G HFT .L Z[ N⁄O V T W⁄X

GK =

G HFT .L VL N⁄O V F\]K W⁄X

(Sistema métrico) (Sistema inglés)

Las tablas o ábacos de selección que se presentan en esas fuentes deberán ser usadas con el valor calculado como se indique en el texto o el contexto]

Si el valor de Ωp es mayor que 2, las turbinas adecuadas serán de tipo axial, vale decir, aptas para caudales relativamente grandes y saltos relativamente bajos. Si es menor que 1,5 suele ser más adecuada una turbina de tipo centrípeto (Francis). Si tomara valores mucho más bajos (menores que 0,2) podría considerarse el uso de turbinas de tipo Pelton. Sería muy rara esta última situación en Uruguay; dados los reducidos saltos disponibles, sería el caso de turbinar caudales muy reducidos, por lo tanto generando potencias muy bajas.

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Para los 70 sitios se calculó el valor de Ωp en las siguientes hipótesis: -

-

Se turbina el caudal medio Se toma el salto bruto disminuido en 1 m (primera estimación de pérdidas de carga en la admisión) Los rotores de las turbinas girarán a 700 rpm Se supuso el rendimiento de las turbinas η = 0,85.

Se obtuvo que para la gran mayoría de los 70 sitios seleccionados la turbina más adecuada es de tipo axial. Sólo para 5 sitios,, los identificados como: Sepulturas_235m De los Caracoles_130m Sarandí 4_120m Sarandí_70m Yerbal_90m

Figura 5.2 5 Diagrama de selección de turbinas

dable una turbina de tipo Francis. Dependiendo de la cantidad de turbinas sería recomendable en paralelo que se instale, podrían ser adecuadas las Francis para otros 5 ó 7 lugares más.

Las turbinas de tipo axial pueden ser de álabes fijos o álabes de ángulo variable (Kaplan). an). Las principales diferencias son: •

•

rendimiento (%) 100 80

Las de álabes fijos son más baratas y de funcionamiento y control mucho más sencillo; están menos expuestas a fallas por ser más robustas y tener menos piezas móviles. Las de tipo Kaplan tienen buenos rendimientos en un intervalo de caudales y saltos mayor que las de álabes fijos (Figura 5.3). 5

60 40

Hélice Kaplan

20 0 0

20

40

60

80

100

Caudal (% del máximo) Figura 5.3 5 Rendimientos de turbinas axiales

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Si el embalse fuera de suficiente capacidad, permitiría que el caudal de funcionamiento fuera sensiblemente constante en el correr del año. Además, si se instalan varias turbinas as en paralelo, las variaciones grandes de caudales disponibles para turbinar se contemplan con el número de turbinas en operación simultánea. En estos casos, puede ser admisible una turbina de álabes fijos, adecuadamente seleccionada. Se logra, a la vez, buen rendimiento y menor costo. En cambio, si buena parte del año se estuviera vertiendo excesos de agua, tanto la cota del lago como el nivel del río serían variables, por lo que el punto de funcionamiento de la turbina sería también variable.

Todas las turbinas axiales se ofrecen de eje horizontal, vertical y en otros ángulos (Figura 5.4).

Figura 5.4 Turbinas axiales

Se las preferirá de eje horizontal, para evitar la profunda excavación que requeriría el tubo difusor de aspiración de una turbina de eje vertical. Eventualmente, pueden ser admisibles de eje inclinado, a condición de lograr disipar la energía cinética a la salida sin causar socavaciones y daños localizados que comprometan la integridad de las obras civiles.

En la Figura 5.5 se muestra otro gráfico de selección propuesto por un fabricante, para turbinas axiales de distintos tipos. Se observa que, para los saltos más habituales en Uruguay, las turbinas previamente mencionadas son las más adecuadas.

Una variante admisible, le, en principio muy recomendable, consiste en que la turbina tenga eje horizontal y del variador de velocidad de engranajes salga el eje para el alternador verticalmente hacia arriba. Permitiría con mucha facilidad colocar el generador (de eje vertical) a mayor altura, por lo tanto no expuesto a inundaciones por eventuales crecidas del río.

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Figura 5.5 Selección de turbinas axiales

Las turbinas Francis, para los sitios que las tengan como aconsejables, serán de eje horizontal (Figura 5.6), ), por los mismos motivos.

Para algunos sitios en que ue la potencia a extraer es menor, podría considerarse la utilización de turbinas de tipo Michel-Banki. Tienen varias ventajas: •

• •

su fácil diseño, bien conocido y público, prácticamente sin Figura 5.6 Turbina Francis de eje horizontal detalles de diseño que no sean de dominio público la posibilidad de su construcción en el país, incluso por talleres medianamente equipados; no es necesaria mecánica pesada, sofisticada ni de extrema precisión resultado de lo anterior, su costo relativamente bajo

31

IMFIA - GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN PEQUEÑA ESCALA • •

su adaptabilidad a grandes variaciones de salto y de caudales con pequeño sacrificio de rendimiento la amplia experiencia de su uso en la región, aunque no en Uruguay

Tienen algunos inconvenientes: •

• •

Al ser, típicamente, construidas en chapa de acero, son propensas a corroerse en el mediano plazo; se puede protegerlas o realizarlas de aleaciones inoxidables, pero el aumento de costo podría compensar las demás ventajas. Suelen requerir mayor amplitud de la sala de máquinas, lo cual incrementa algo el costo de las obras civiles Por su diseño, no suelen tolerar depresiones sino mínimas; ello les impone alturas máximas de instalación; los otros tipos de turbinas, en la medida en que no se produzca cavitación, pueden aprovechar algo más el salto bruto disponible

5.3 Capacidades de la industria nacional

5.3.1 Desarrollo de proyectos La ingeniería nacional (en su acepción más amplia, ya se trate de profesionales independientes o empresas de ingeniería y de consultoría) puede desarrollar en todos sus aspectos un proyecto de PCH. Tanto la recogida y elaboración de información técnica, como los diseños de presas, conducciones a superficie libre o confinadas, sala de máquinas, trasmisión y transformación eléctrica, circuitos de mando y control, cuentan con profesionales capacitados en el país. Lo mismo vale para los estudios de impacto y las evaluaciones económico-financieras. Deberá recurrirse a insumos de ingeniería externos sólo cuando se requiera detalles de realización concreta y precios de las máquinas principales (turbinas y alternadores), de las cuales no hay fabricación nacional.

5.3.2 Obras civiles. Las obras civiles de todos los proyectos pueden ser realizadas por buena cantidad de empresas nacionales. Las decenas de empresas de obras civiles que suelen trabajar en obras públicas y privadas de cierto porte tienen la maquinaria y los recursos humanos capacitados que se requieren, tanto para excavaciones y movimientos de tierra como 32

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para construcción de obras de toma, de canales, construcción de salas de máquinas y de subestación, instalación de tuberías de gran diámetro, montaje de líneas eléctricas de media tensión. Para la construcción de los equipos de generación, hay empresas que tendrían las capacidades requeridas para los tamaños de las máquinas de que se trata. Por ejemplo, la elaboración de las turbinas requiere capacidades tecnológicas que se encuentran en el país: corte y conformación de chapas gruesas, soldadura, fundición, maquinado. Al menos tres empresas metalúrgicas de gran porte (para la escala de este proyecto) y varias de mediano porte podrían realizar todas las construcciones metálicas requeridas. Pero no se cuenta con experiencia previa. Las empresas mencionadas no han construido, hasta la fecha, turbinas hidroeléctricas. Con respecto a los generadores, caben las mismas observaciones que respecto a las construcciones metalúrgicas. Al menos una empresa nacional tendría capacidades para su construcción, pero no cuenta con experiencia acumulada en ese tipo de generadores. Y no le sería rentable una inversión para generar una línea de producción si la demanda fuera de muy pocas máquinas. Las válvulas y compuertas requeridas comparten en alguna medida las observaciones de la construcción de turbinas: si bien se han elaborado en el país, no hay, a la fecha, una línea de producción que las elabore con cierta frecuencia y en tipos y tamaños repetitivos.

5.3.3 Celdas e instrumentos; tableros Se elaboran en el país tableros eléctricos de buena calidad, incluyendo celdas. No obstante, los componentes, ya sean instrumentos u órganos de accionamiento, son importados.

5.3.4 Sistemas de control En los países en que hay experiencia acumulada en generación a pequeña escala se han desarrollado sistemas de control. En particular, en los países de la región, se han desarrollado dispositivos eléctrico/electrónico para regular la velocidad de rotación. Para la detección de la velocidad de rotación se han conocido históricamente varias tecnologías, desde el regulador de Watt, pasando por un dínamo solidario a la turbina, hasta la detección por medios capacitivos o inductivos. La actuación del órgano de regulación (válvula, compuerta, distribuidor) ha conocido distintas tecnologías: accionamientos mecánicos mediante palancas y engranajes, accionamiento eléctrico, óleo-hidráulico; y la lógica de vinculación ha sido con componentes mecánicas, de electrónica discreta, de electrónica integrada, de PLC.

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Es factible un desarrollo nacional del sistema electrónico-PLC de control automático de la velocidad, a relativamente bajo costo y sin dificultades tecnológicas especiales. Por lo tanto, cabe pensar en una integración nacional de tecnología, sin perjuicio de que los componentes a usar serán importados. El costo será menor si el desarrollo tecnológico puede ser amortizado en varias PCH.

5.3.5 Ensayos y calibraciones En grandes centrales hidroeléctricas se hace, prácticamente sin excepción, un ensayo en modelo a escala reducida antes de construir la máquina de gran porte. Las mayores fábricas disponen de laboratorios al efecto, o contratan con laboratorios de hidráulica especializados. En el país podría desarrollarse un tal laboratorio, pero es cuestionable su justificación para la cantidad y porte de los proyectos hidroeléctricos posibles. Por otra parte, aún disponiendo de instalaciones de laboratorio, un ensayo en modelo a escala reducida tiene un costo que puede ser difícil de justificar por la mejora del diseño y las mejoras del rendimiento (y la generación adicional) que pueda permitir. Sin perjuicio de las particularidades de cada emprendimiento, parece preferible adquirir una máquina construida de acuerdo a un diseño ingenierilmente bien logrado y si es posible experimentado, y comprometer mediante contrato al suministrador con un rendimiento mínimo que se juzgue aceptable. Las observaciones anteriores serán más válidas aún para turbinas axiales no-Kaplan, con un solo modo de regulación. Sí será necesario un ensayo de la máquina una vez recibida e instalada, antes de la puesta en operación industrial. Para ello hay experiencia nacional utilizable, así como las potencialidades tecnológicas requeridas. Técnicos nacionales han participado de ensayos de turbinas de mucho mayor porte que las que se instalarían en las PCH; las normas técnicas y criterios de ensayo son conocidos, los instrumentos están en el país o se consiguen con facilidad. Los instrumentos principales pueden ser calibrados en el país: • • •

Instrumentos de medidas eléctricas en el laboratorio de UTE, Dpto. de Metrología Eléctrica Instrumentos de medida de presión en el LATU e instituciones o empresas acreditadas por éste Instrumentos de medida de caudal se pueden calibrar in-situ, usando instrumental de referencia existente en el país y que se puede calibrar en la Facultad de Ingeniería

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6.

IMPACTOS 5

6.1 Marco normativo.

La Ley 16.466 del 19 de enero de 1994 ha hecho obligatoria en Uruguay la realización de una Evaluación de Impacto Ambiental para la aceptación o autorización de una serie de actividades, construcciones u obras: ……… Artículo 6º.- Quedan sometidas a la realización previa de un estudio de impacto ambiental las siguientes actividades, construcciones u obras, públicas o privadas: ………………………………………………… F) Usinas de generación de electricidad de más de 10 MW, cualquiera sea su fuente primaria. ……………………………………. H) Líneas de transmisión de energía eléctrica de 150 KW o más. I) Obras para explotación o regulación de recursos hídricos. …………………………………. M) Aquellas otras actividades, construcciones u obras que, en forma análoga a las indicadas precedentemente, puedan causar impacto ambiental negativo o nocivo. El Poder Ejecutivo reglamentará esta disposición. N) El Poder Ejecutivo reglamentará los criterios mínimos de las actividades, construcciones u obras, a partir de los cuales se deberán realizar las evaluaciones de impacto ambiental. ……………….. El Decreto 349/05 del 21 de setiembre de 2005, reglamentario de dicha Ley, establece que la aprobación por parte de la DINAMA de que el emprendimiento es ambientalmente viable toma la forma del otorgamiento de la Autorización Ambiental Previa (AAP). En particular, las PCH –dependiendo de sus características– pueden quedar comprendidas dentro de aquellos que requieren la obtención de la AAP, según los numerales 16, 25 y 27 del Art. 2 de dicho Decreto: a) “Construcción de usinas de generación de electricidad de mas de 10 (diez) Megavatios, cualquiera sea su fuente primaria, así como la remodelación de las existentes, cuando implique un aumento en la capacidad de generación o el cambio de la fuente primaria utilizada”. 5

Los resultados principales de este capítulo fueron desarrollados con motivo del proyecto: “Estudio de factibilidad de pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH)”; Banco Interamericano de Desarrollo (BID) Fundación Julio Ricaldoni, Uruguay, 2012-2013.

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b) “Construcción de represas con una capacidad de embalse de más de 2 (dos) millones de metros cúbicos o cuyo espejo de agua supere las 100 (cien) hectáreas”. c) “Instalación de tomas de agua, con capacidad para extraer más de 500 (quinientos) litros por segundo respecto de los cursos de agua superficiales y más de 50 (cincuenta) litros por segundo para las tomas de agua subterránea”.

Se definen 3 categorías de proyectos, de acuerdo a lo significativo de los impactos ambientales:

Categoría "A": Incluye aquellos proyectos de actividades, construcciones u obras, cuya ejecución sólo presentaría impactos ambientales negativos no significativos, dentro de lo tolerado y previsto por las normas vigentes. Categoría "B": Incluye aquellos proyectos de actividades, construcciones u obras, cuya ejecución pueda tener impactos ambientales significativos moderados, cuyos efectos negativos pueden ser eliminados o minimizados mediante la adopción de medidas bien conocidas y fácilmente aplicables. Categoría "C": Incluye aquellos proyectos de actividades, construcciones u obras, cuya ejecución pueda producir impactos ambientales negativos significativos, se encuentren o no previstas medidas de prevención o mitigación.

La autorización ambiental estará a cargo de la Dirección Nacional del Medio Ambiente (MVOTMA). La reglamentación pertinente (Decreto 349/005 del Poder Ejecutivo) exige que se realice una comunicación del proyecto; ésta deberá contar con datos identificatorios suficientes, una clasificación en Categoría “A”, “B” o “C” a juicio del solicitante, y algunos certificados notariales que puedan corresponder. Luego de presentado, corresponde a la DINAMA categorizarlo. Las características de los proyectos de PCH de menor porte permiten encuadrarlos, normalmente, como de Categoría “B”. En este caso, el siguiente paso será la realización de un estudio de impacto sectorial (de menos alcance que si fuera categorizado “C”) Este estudio deberá ser presentado a la DINAMA para solicitar la Autorización Ambiental Previa (AAP); en esta ocasión se deberá entregar mayor documentación técnica sobre el proyecto, junto con el Estudio de Impacto Ambiental. Se encuentran detalles de las exigencias de presentación en http://www.mvotma.gub.uy/autorizacionambiental-previa. La DINAMA, una vez estudiado, exige sea puesto de manifiesto en forma resumida (“Informe Ambiental Resumen, IAR) durante al menos 20 días hábiles. Eventualmente, puede exigir (para la Categoría “C” es ineludible) una audiencia pública.

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Luego la DINAMA producirá el Informe final, que será el insumo para una Resolución Ministerial (del MVOTMA), denegando o autorizando el emprendimiento. La resolución positiva constituirá la Autorización Ambiental de Operación.

6.2 Fases y actividades de una PCH Se identificarán los aspectos ambientales 6 de una PCH en las etapas o fases principales que implican acciones en el territorio: • • •

construcción operación clausura

En las tres fases mencionadas, se identifican los aspectos ambientales que se listan en la Tabla 6.1.

Tabla 6.1 Principales aspectos ambientales identificados Fase

Aspecto Ambiental 1 - Remoción de cobertura vegetal, movimiento de tierra y otras actividades 2 - Generación de residuos de obra y efluentes 3 - Demanda de mano de obra Construcción 4 - Transporte de materiales y trabajadores 5 - Emisiones de polvo 6 - Emisiones sonoras 1 - Presencia física de la central 2 - Manejo de caudales en la operación de la central 3 - Presencia física de la caminería de acceso Operación 4 - Presencia física de las líneas de energía eléctrica 5 - Generación de energía eléctrica 6 - Generación de residuos industriales y efluentes 7 - Emisiones sonoras 1 - Cese de la generación de energía eléctrica 2 - Demolición de la central Clausura 3 - Generación de residuos y efluentes 4 - Modificación de la demanda de empleo 5 - Transporte de materiales y trabajadores 6

Por aspecto ambiental se entiende cualquier actividad o característica que derive de una actividad del emprendimiento, o de cualquier sustancia o producto utilizado o generado por éste, que pueda producir impactos ambientales.

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Fase

Aspecto Ambiental 6 - Emisiones de polvo 7 - Emisiones sonoras

En general, la principal medida para evitar y/o minimizar los impactos negativos de una PCH es la aptitud ambiental del sitio seleccionado para su emplazamiento. O sea, que la selección exacta del sitio del emprendimiento juega un papel decisivo en la generación de impactos ambientales y socioeconómicos, en todas las fases o etapas.

6.3 FASE DE CONSTRUCCIÓN

Las principales actividades incluidas en la fase de construcción serán las siguientes: Retiro de la cubierta vegetal en la zona de implantación del embalse Tala y poda de árboles y vegetación en la zona de implantación del embalse Ejecución de obras para la derivación del agua en la zona de construcción de la presa Movimiento de tierra para la conformación de la presa Acopio transitorio del material removido para su posterior uso Construcción de caminería (de acceso y de circulación interna), con sus correspondientes desagües pluviales. Explotación de canteras Manejo y traslado de materiales en la obra y en sus inmediaciones Manejo y traslado de materiales desde y hacia el sitio de construcción Montaje temporal de un obrador Montaje de planta de hormigón en el caso que sea necesaria Acondicionamiento de un área para el mantenimiento de la maquinaria vial Ejecución de la obra civil Montaje de equipamiento electromecánico Montaje de las torres o columnas de transmisión de energía eléctrica Tendido de conductores Retiro de instalaciones provisorias 38

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Se mencionarán en detalle los impactos asociados a cada aspecto ambiental de esta fase. Cada impacto dará motivo a distintas posibles medidas de gestión para minimizar o eliminar sus efectos negativos o potenciar sus efectos positivos.

6.3.1 Remoción de cobertura vegetal, movimiento de tierra y otras actividades Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: • •

Desarrollo de procesos erosivos localizados debido a la remoción de la cobertura vegetal y excavación del terreno (en zonas de obras temporales y permanentes). Afectación a la calidad de agua por arrastre de sólidos producto de la erosión eólica e hídrica del suelo desnudo.

•

Afectación a los ecosistemas (flora, fauna y otros componentes) debido a las obras de derivación, remoción de vegetación y movimientos de tierra en la zona de implantación de la central.

•

Afectación al paisaje debido a las actividades propias de la fase de construcción (remoción de la cobertura vegetal, movimiento de suelo, etc.

6.3.2 Generación de residuos de obra y efluentes Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Contaminación de suelos y aguas debido a la generación de residuos de obra y efluentes incorrectamente gestionados.

•

Afectación de los ecosistemas debido a la generación de residuos de obra y efluentes incorrectamente gestionados.

La generación de efluentes de tipo doméstico y del efluente proveniente del lavado del hormigón (cuando corresponda) podrá afectar tanto al suelo como a la calidad de aguas, dependiendo de la disposición final prevista (infiltración al terreno, vertido a curso de agua, etc.). Consiguientemente se podrá afectar a los ecosistemas directamente dependientes de dichos hábitats.

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6.3.3 Demanda de mano de obra El potencial impacto asociado a este aspecto es el siguiente: •

Activación temporal de la economía local debido a la contratación de servicios y mano de obra. Se puede generar temporalmente un número de plazas de trabajo relevante, en especial en zonas donde las opciones de trabajo giran en torno a trabajos vinculados a actividades agropecuarias.

6.3.4 Transporte de materiales y trabajadores Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

•

Mejora de infraestructuras de accesos viales y servicios. Puede ser necesario realizar la apertura y el mejoramiento de la caminería de acceso, a los efectos de asegurar el traslado del personal, materiales, equipos, etc. Aumento del riesgo de accidentes viales debido al incremento del tránsito en la zona durante la construcción. Será debido principalmente al transporte de materiales de construcción y suministros hacia la zona de implantación de la PCH, además del transporte de los trabajadores de la obra.

6.3.5 Emisiones de polvo Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Afectación de la calidad del aire por emisiones durante el movimiento de tierra y transporte en la obra. El polvo se generará fundamentalmente por el movimiento de suelo en las etapas de destape, excavación y transporte del material, y por el tránsito de camiones y maquinaria en la obra (combustión y rodadura).

•

Afectación a la población local por generación de polvo.

6.3.6 Emisiones sonoras Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Afectación a la fauna terrestre, con su consiguiente desplazamiento temporal, debido al incremento del nivel sonoro en los alrededores de la obra.

•

Molestias a la población local. 40

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Las principales fuentes de generación de ruido que se identifican son el traslado del personal, el transporte y funcionamiento de la maquinaria a utilizar y el tránsito de camiones.

6.4 FASE DE OPERACIÓN

La fase de operación involucra todas aquellas actividades vinculadas con el funcionamiento y mantenimiento de una PCH. A continuación se presenta un listado de las principales actividades incluidas en esta fase por tipo de central (central con embalse y central hidrocinética). Llenado del vaso Operación de las turbinas y compuertas Manejo y descarga de caudales de generación Descarga de caudales afluentes excedentes Mantenimiento de los faldones de la presa: desplazamiento del enrocado, empastado, etc. Limpieza periódica de la reja/criba de la obra de toma Mantenimiento de los componentes electromecánicos Energización de la línea de transmisión y entrega de energía

Se mencionarán en detalle los impactos asociados a cada aspecto ambiental de esta fase. Cada impacto dará motivo a distintas posibles medidas de gestión para minimizar o eliminar sus efectos negativos o potenciar sus efectos positivos.

6.4.1 Presencia de la central y manejo de caudales en la operación

Los aspectos “presencia física de la central” y “manejo de caudales en la operación” se trataron en forma conjunta, debido a que tienen asociados varios impactos en común, relativos a la modificación del caudal aguas debajo de la central. 41

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Los potenciales impactos asociados a estos aspectos son los siguientes:

6.4.1.1 Modificación de la calidad de agua en el embalse y aguas abajo del mismo debido a su presencia física y al manejo de caudales en la operación. El cambio en las condiciones hidrológicas del curso de agua mediante la implantación del embalse, podrá afectar la calidad del agua del mismo, potenciando episodios de contaminación eutrófica y causando modificaciones en el tenor de oxígeno disuelto, pH, nutrientes y temperatura. Es producido por el enriquecimiento de nutrientes en los cuerpos de agua (nitrógeno y fósforo), lo cual favorece el crecimiento excesivo de materia orgánica, provocando un crecimiento acelerado de algas y otras plantas verdes. Dichas algas cubren la superficie del agua, evitando que la luz solar llegue a las capas inferiores. En estados avanzados, pueden proliferar algas tóxicas y microorganismos patógenos. Otros impactos secundarios pueden ser: el desarrollo de zonas de reproducción de mosquitos y otros vectores, restricciones para la navegación y recreación, obstrucción de equipos electromecánicos, etc.

6.4.1.2 Lavado del lecho y desarrollo de procesos erosivos aguas abajo de la presa.

Una parte de las partículas suspendidas acarreadas por el curso de agua se asentará en el embalse. La descarga del agua con menor carga de sedimentos podrá lavar los lechos aguas abajo. Además el exceso de energía que posee el agua podrá erosionar el cauce, por lo que aguas abajo de la presa se podrán instaurar fenómenos erosivos.

6.4.1.3 Pérdida de volumen de agua por evaporación en el embalse. En el caso de una central con embalse, la superficie del lago es una lámina de agua susceptible de ser evaporada muy superior en extensión a la que existía anteriormente en el curso. En función de la climatología, las características topográficas del vaso del embalse y el régimen de gestión que se le aplique, podrá aumentar la tasa de evaporación. Aunque en la actualidad las pérdidas por evaporación no son un problema relevante en Uruguay, pueden tener mayor importancia en el futuro, en función del aumento global de temperatura y de una menor disponibilidad de agua.

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6.4.1.4 Modificación del nivel freático debido a la presencia del embalse.

La presencia del embalse podrá provocar modificaciones en el nivel freático de la zona que lo rodea, tanto aguas arriba como aguas abajo de la presa. Al inundarse el valle, parte del agua embalsada se infiltra a través de las paredes del vaso pasando a formar parte de las aguas subterráneas. Este aumento del nivel freático y los cambios en la dirección del flujo subterráneo podrán provocar el anegamiento de zonas cercanas, afectando a los usos a los que tradicionalmente estuvieran dedicadas.

6.4.1.5 Modificación de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) debido a la presencia del embalse.

A los efectos de la evaluación de la modificación de las emisiones de GEI se debe realizar la comparación entre la situación original y la situación con el emprendimiento operando. En una central con embalse el balance de GEI dependerá del área de inundación, la vegetación presente y la potencia generada (por compensación de las emisiones que de otra manera habrían sido producidas por otras fuentes de energía).

6.4.1.6 Afectación a los ecosistemas (flora, fauna y otros componentes) en la zona a inundar debido a la presencia del embalse.

La implantación del lago implica la inundación de hábitats naturales, con la consiguiente pérdida y/o desplazamiento de las especies presentes directamente dependientes del hábitat considerado. Del punto de vista de conservación de la diversidad biológica, los hábitats terrestres naturales perdidos por anegamiento suelen ser considerados más valiosos que los hábitats acuáticos creados por el embalse.

6.4.1.7 Afectación a los ecosistemas aguas abajo de la presa debido a la modificación del caudal escurrido por la presencia de la represa y el manejo de caudales en la operación. La modificación de los caudales naturales aguas abajo de la presa podrá afectar al ecosistema ribereño, especialmente en zonas donde se producen inundaciones periódicas naturales. Estas variaciones de caudal afectan directamente a la biota acuática y a otras especies de flora y fauna dependientes directamente del funcionamiento del río.

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6.4.1.8 Afectación a los ecosistemas acuáticos debido al efecto barrera generado por la presencia física de la central.

La presa constituirá una barrera física para los peces y la biota acuática en general, impidiendo su libre movilidad aguas arriba y aguas abajo de la represa. Si bien los embalses pueden afectar en forma positiva ciertas especies de peces por el aumento del área de hábitat acuático disponible, en general el balance neto de impactos es negativo debido a que la presa bloquea las migraciones de peces hacia aguas arriba; y el paso hacia aguas abajo de los peces, a través de turbinas o sobre vertederos, no es siempre exitoso. Los moluscos de agua dulce, crustáceos y otros organismos bentónicos son más sensibles a estos cambios que la mayor parte de las especies de peces, debido a su movilidad limitada.

6.4.1.9 Pérdida de la capacidad de almacenamiento debido a la sedimentación en el embalse. El represamiento del curso de agua implica una modificación en la hidrología y limnología del sistema fluvial: inmediatamente aguas arriba de la presa se generará un cuerpo de agua léntico, mientras que aguas abajo de la misma se alterará el régimen de caudales. Aguas arriba del represamiento se verá incrementada la sedimentación de los sólidos suspendidos en el lago. La acumulación de dichos sólidos, tanto orgánicos como inorgánicos, generará depósitos de sedimentos en el fondo del reservorio, provocando cambios en la limnología y sedimentología y limitando su capacidad de almacenamiento y vida útil.

6.4.1.10 Pérdida de productividad en terrenos aluviales aguas abajo de la presa.

Los terrenos aluviales son productivos gracias a los ciclos naturales de inundación, que renuevan la humedad del suelo y depositan limos en las tierras aluviales fértiles. Por lo tanto al reducir o eliminar las inundaciones existe el potencial de disminuir la productividad en dichas tierras. A nivel local este impacto puede no ser significativo debido al no aprovechamiento pleno de estas zonas.

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6.4.1.11

Cambio en el uso del suelo debido a la presencia de la central.

La implantación de una central con embalse implica necesariamente un cambio en el uso del suelo, ya que tierras actualmente con características rurales (agrícola, bosques, pasturas, etc.) pasarán a estar inundadas por el lago. Además las represas posibilitan el desarrollo de actividades que tienen el potencial para causar otros impactos ambientales relevantes, como por ejemplo la intensificación de la agricultura a través del riego, el desarrollo urbano inducido, la implantación de instalaciones industriales (debido a nuevas provisiones de agua), la pesca deportiva o recreación.

6.4.1.12 Generación de potenciales conflictos socioeconómicos por el uso del agua del embalse. Diferentes usos del agua sobre el mismo cuerpo o su cuenca de aporte podrán desencadenar un conflicto de intereses entre los diferentes actores.

6.4.1.13

Desplazamiento de productores y habitantes de la zona inundada.

La implantación de una central con embalse implicará necesariamente la inundación de tierras y el consiguiente desplazamiento de los productores y habitantes.

6.4.1.14 Control de inundaciones ante avenidas debido a la presencia de la represa y al manejo de caudales en la operación de la central.

La presencia de la represa permitirá almacenar los volúmenes producidos por avenidas extremas, produciéndose la laminación del caudal pico en el embalse y regulando la descarga, evitando de esta manera que se produzcan inundaciones en zonas pobladas aguas abajo.

6.4.1.15 Aumento del riesgo de enfermedades (por creación de un nuevo hábitat de vectores) debido a la presencia del embalse. En el caso de central con embalse, la implantación del lago está puede crear un hábitat donde pueden desarrollarse distintos vectores de enfermedades y favorecer su trasmisión.

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6.4.1.16

Afectación paisajística debido a la presencia de la represa.

La introducción de una central con embalse modifica las visuales del entorno actual (forma, línea, textura y colores). Se deberá evaluar la frecuencia con que el mismo es visto.

6.4.1.17 Pérdida de patrimonio histórico cultural debido a la presencia física del embalse.

El patrimonio histórico cultural (incluyendo el arqueológico, histórico y antropológico) puede ser perdido o afectado a raíz de la inundación, especialmente si hubiera habido asentamiento temporal o permanente de poblaciones humanas sobre las márgenes de los cuerpos de agua.

6.4.2 Presencia de la caminería Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: o o

Afectación a los ecosistemas debido a la presencia de la caminería de acceso a la PCH. Modificación local del uso del suelo debido a la presencia de la caminería de acceso a la PCH.

6.4.3 Presencia de las líneas de energía eléctrica

El potencial impacto asociado a este aspecto es el siguiente: •

Modificación local del uso del suelo debido a la constitución de servidumbres en los corredores de las líneas de energía eléctrica.

Es posible que, en el caso de que los corredores sean extensos, esta zona quede disponible para nuevos usos del suelo. Sin embargo debido a la magnitud de las líneas se entiende que este es un impacto de poca entidad.

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6.4.4 Generación de energía eléctrica

Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: • •

Modificación de la matriz energética nacional debido a la generación de energía eléctrica a partir de una fuente renovable. Modificación de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

La diversificación de la matriz energética nacional es un objetivo a nivel país, a cuyo logro este tipo de emprendimientos contribuye. Si bien su incidencia cuantitativa puede ser baja, la incorporación de la energía de minicentrales hidroeléctricas debe considerarse como un impacto positivo. Los GEI se consideran como la principal causa de origen humano del cambio climático global. Se debe realizar la comparación entre la situación original, sin el emprendimiento, y la situación con el emprendimiento operando. En una central con embalse el balance de GEI dependerá del área de inundación, la vegetación presente y la potencia generada al respecto de la compensación de las emisiones que de otra manera habrían sido producidas por otras fuentes de energía.

6.4.5 Generación de residuos industriales y efluentes

Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: • •

Contaminación de suelos y aguas debido a la generación de residuos industriales y efluentes incorrectamente gestionados. Afectación de los ecosistemas debido a la generación de residuos industriales y efluentes incorrectamente gestionados.

6.4.6 Emisiones sonoras

Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Afectación a la fauna terrestre, con su consiguiente desplazamiento, debido a la presencia de operarios y al incremento del nivel.

•

Molestias a la población local debido al incremento del nivel sonoro.

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6.5 FASE DE CLAUSURA

La fase de clausura consiste en el conjunto de las actividades que se realizan una vez finalizada la vida útil del emprendimiento7 y/o ante la ocurrencia de alguna situación que lo amerite. El objetivo es la recuperación de la calidad ambiental, de forma que una vez finalizada la misma, el ambiente se encuentre lo más próximo posible al estado en que se encontraría antes de la implantación de la central, reduciendo los riesgos a la salud humana, seguridad y formación de pasivos ambientales.

Algunas de las actividades que se realizarán en la fase de clausura son: Desmantelamiento de equipos de generación e interconexión eléctrica Transporte de los materiales y equipos a los sitios de destino Tapiado de canales y túneles Demolición de las obras civiles (si corresponde) Demolición de la estructura de presa (si corresponde) Retiro y transporte de residuos sólidos (escombros, chatarra, etc.) hasta el sitio de disposición final previamente definido Recuperación del medio

Se identifican dos tipos de impactos, temporales (durante el desarrollo de las actividades de clausura) y permanentes (una vez finalizadas las mismas).

6.5.1 Cese de la generación de energía eléctrica Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Disminución de la oferta de energía eléctrica.

•

Modificación de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

7

A los efectos contables (amortización de la inversión) se suele considerar que la vida útil de una PCH varía entre 25 y 30 años. Otras fuentes (por ej. Avallone, 2007) proponen 50 años. Algunos de los componentes tendrán una vida útil más extensa, pero otros deberán ser renovados en plazos menores, dependiendo del mantenimiento que se realice y de la posible obsolescencia tecnológica. 48

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6.5.2 Demolición de la central En el caso de que el embalse no tenga un uso ulterior, se deberá realizar el cierre de las derivaciones y la demolición de las estructuras. Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Recuperación del caudal natural aguas abajo de la central.

•

Recuperación del paisaje natural.

•

Pérdida de la capacidad de control de inundaciones aguas abajo ante avenidas.

•

Eliminación de los riesgos derivados de eventuales rotura de presa

6.5.3 Generación de residuos y efluentes Las acciones relacionadas con el proceso de clausura podrían ocasionar el vertido accidental de combustibles, aceites u otros residuos o efluentes sobre el suelo y/o cursos de agua. Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Contaminación del suelo y cursos de agua por residuos sólidos y efluentes incorrectamente gestionados.

•

Afectación de los ecosistemas debido a residuos sólidos y efluentes incorrectamente gestionados.

6.5.4 Modificación de la demanda de empleo Los trabajos de abandono podrán requerir la contratación temporal de mano de obra, aunque el número de personas a ser contratadas será, normalmente, muy inferior al requerido en la fase de construcción. Al clausurar la central ocurrirá el cese de la oferta de trabajo correspondiente la fase de operación de la misma.

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6.5.5 Transporte de materiales y trabajadores El potencial impacto asociado a este aspecto es el aumento del riesgo de accidentes viales debido al incremento del tránsito en la zona durante la fase de abandono.

6.5.6 Emisiones de polvo Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Afectación de la calidad del aire por emisiones durante las actividades de desmantelamiento, demolición, retiro y transporte de tierra, escombros, hormigón y equipos electromecánicos.

•

Afectación a la población local por generación de polvo.

6.5.7 Emisiones sonoras Los potenciales impactos asociados a este aspecto son los siguientes: •

Afectación a la fauna terrestre, con su consiguiente desplazamiento, debido al incremento del nivel sonoro en los alrededores.

•

Molestias a la población local debido al incremento del nivel sonoro en los alrededores.

6.6 Contingencias en una PCH Un Plan de Contingencia describe los principales procedimientos y medidas a adoptar frente a eventos adversos anormales (situaciones contingentes) que pudieran acontecer durante las diferentes fases de una PCH, en busca de una respuesta rápida y eficaz, con el propósito de reducir la probabilidad de daños a la salud e integridad humana, a la propiedad y al medio ambiente. Las situaciones contingentes tienen asociadas un riesgo, es decir, una probabilidad de ocurrencia, así como un posible daño en caso de que realmente ésta se produzca.

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En ese sentido, el manejo ambiental de una contingencia debe realizarse atendiendo a dos puntos: • la reducción de la probabilidad de ocurrencia, que se conoce como prevención de riesgos, y •

la preparación de la actuación en caso de ocurrir una situación de contingencia, que se conoce como planes de contingencia.

Las contingencias identificadas en este caso son: •

Incendio.

•

Derrame de Productos Peligrosos.

•

Colapso de la presa.

6.6.1 INCENDIOS Las PCH están incluidas en el Decreto 222/010, relativo a la prevención y combate de incendio en construcciones no destinadas a vivienda, dentro de la clasificación K3: Central de comunicación y energía. El Plan de Contingencia debe contemplar la prevención, detección y combate de incendios, apuntando a minimizar las posibilidades de ocurrencia y a reducir los daños en caso de que ocurra un siniestro. El personal del emprendimiento deberá recibir capacitación básica para actuar en un operativo de combate de incendios. El emprendimiento deberá estar certificado por la Dirección Nacional de Bomberos como apto en cuanto a los medios disponibles para combatir eventuales incendios, para lo cual deberá tener instalados, operativos y bien mantenidos los sistemas de extinción adecuados a las instalaciones y operaciones que se realicen. Para el combate de incendios de importancia se requerirá, ante su detección y evaluación, la rápida comunicación con la DNB.

6.6.2 Derrame de sustancias peligrosas El derrame de sustancias peligrosas está referido a la ocurrencia de vertimientos de combustibles, lubricantes u otros elementos peligrosos que se utilizarán en las fases de construcción, operación y/o clausura de una PCH, tanto en su transporte como en su manejo dentro del obrador, así como, durante las tareas de mantenimiento. Si hubiera residuos contaminados con hidrocarburos, los mismos no se deben disponer con los residuos asimilables a domésticos, debiéndose buscar gestores autorizados para 51

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su gestión. A su vez, los envases de hidrocarburos usados deberán gestionarse en conjunto con otros residuos contaminados con hidrocarburos. Se debe almacenar los registros de envases de hidrocarburos.

6.6.3 Colapso de la presa La posibilidad de colapso de una presa está vinculada a riesgos hidrológicos (avenidas extremas), riesgos geológicos (deslizamientos del vaso), deficiencias constructivas, deficiencias durante las tareas de operación y mantenimiento, filtraciones excesivas durante su vida útil, etc. El Plan de Contingencia debe prever las medidas a adoptar para salvaguardar las vidas de los pobladores aguas abajo de una presa ante su eventual colapso, ya que éste suele ser un evento de muy baja probabilidad de ocurrencia pero con muy altas consecuencias potenciales para la sociedad cuando existen vulnerabilidades aguas abajo. La magnitud de los daños a producirse, dependerá de la altura de la presa y del volumen de agua almacenada, de las características de la zona a inundar y de la capacidad de repuesta para evacuar la población ubicada aguas abajo de la presa.

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7.

COSTOS

7.1 Obras civiles. La información disponible permite estimar los costos de los emprendimientos sólo con mucha dispersión. El costo de las obras civiles de los aprovechamientos uruguayos se espera que tengan mucha dispersión, pues dependen de varios aspectos: • • • • •

Las características geológicas y geotécnicas del suelo Si se trata de una represa de tierra o de hormigón Relacionado con lo anterior, si el vertido de excedencias en caso de crecidas se hace por la misma presa o por un canal lateral (sangrador) Si la sala de máquinas estará en el cuerpo de la presa o en tierra; y en este caso, si estará contigua a la presa o a distancia aguas abajo La disponibilidad de materiales en la cercanía, en el caso de presas de tierra

Se trata de aspectos que requieren una evaluación circunstanciada, pero para la cual las empresas de ingeniería uruguaya pueden realizarla con buena precisión. Hay buena experiencia nacional en obras que implican movimiento de tierras y construcciones en hormigón. Algunas de las referencias que se mencionan al final ofrecen fórmulas obtenidas por regresión matemática de valores estadísticos; pero se trata de valores que corresponden a tipologías de presa que no tienen porqué coincidir con las aptas para Uruguay.

7.2 Equipos electromecánicos. Los posibles oferentes de equipos electromecánicos son renuentes a entregar, y menos comprometer, valores de costos, pues los ajustarían sólo en caso de concretarse un pedido concreto. No obstante, la información publicada permite hacer algunas estimaciones: Según IPCC (2012), el proyecto completo tendría un costo variable entre U$S 3000 y U$S 5000 por kW instalado (dólares de 2005).

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Según Canales y Beluco (2008), el valor estimado del equipamiento electromecánico sería de alrededor de U$S 7123.83 * Q-0.026 * H-0.539 * Pot (kW) | Esta estimación puede ser complementada con la distribución de costos presentada por BUN-CA (2002): el equipo electromecánico cuenta por entre el 30% y el 60% del valor de la obra. Como se trata, en general, de obras civiles de mediano porte, se puede suponer el 35% ó 40%, suponiendo que se realicen con criterios de la máxima economía de recursos compatible con un funcionamiento confiable y eficaz.

7.3 Líneas de transmisión El costo del puesto de conexión se estima en U$S 50.000 en cada sitio; en los de mayor porte puede ser algo más. El costo de las líneas de transmisión dependerá de las características principales: -

Material de los conductores Tipo de postes Naturaleza del terreno (dificultad para hincar los postes)

En la Tabla 7.1 se dan algunas estimaciones disponibles en Uruguay. Son válidas para líneas aéreas de 6 kV y 15 kV, implantadas en suelos sin dificultades especiales para hincar los postes.

Tabla 7.1 Estimaciones de costos de líneas aéreas Tipo de conductor

Sección (mm2)

columna

ACSR

95/15

Hormigón, 9,5 m

ACSR

95/15

Madera, 10,5 m

ACSR ALAL ALAL

50/8 95 95

Costo estimado (U$S de 2012 por km) 60.500 33.000

madera de 10,5 m 26.000 hormigón de 9,5 m 58.500 madera de 10,5 m 45.400 ACSR: conductor de aluminio con alma de acero ALAL: conductor de aleación de aluminio

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7.4 Costos indirectos Son los de las obras o servicios provisorios y servicios de carácter general necesarios para llevar a cabo el emprendimiento: • • • • • • •

Proyecto de ingeniería Relevamientos topográficos e hidrográficos, cateos, etc. Estudios ambientales Obrador, instalación transitoria de personal Administración y gestión durante la obra Gestión de autorizaciones etc.

Se puede estimar que los costos indirectos son de entre un 15 % y un 25 % de los costos directos de implantación.

7.5 Costos de Operación y Mantenimiento. Se puede tener una primera estimación mediante la fórmula: COP&M (U$S / año) = 35.000 x [Pot (MW)]0,37 La fuente de esta fórmula8 la expresa con mayor cantidad de cifras decimales en los coeficientes, pero al cambiar la paridad de las monedas y los ámbitos socio-económicos no cabe buscar mayor precisión de una fórmula genérica.

7.6 Costos Socio-Ambientales Todo proyecto de energético tiene impactos socio-ambientales, que se pueden traducir en costos. Esos costos pueden no ser considerados; se incorporarían a la ecuación económicofinanciera del emprendimiento sólo los costos que se traducen directa e inmediatamente en unidades monetarias: costos de proyecto y gestiones, expropiaciones, obra civil, equipamientos electromecánicos e hidráulicos, costos de operación y mantenimiento. O sea, los costos por los cuales hay que realizar una erogación bien identificada.

8

Ministerio de Minas y Energía, Brasil, 2007

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Pero hay costos, que es frecuente que queden encubiertos, que de no incorporarse a la ecuación económica deben ser asumidos por la comunidad, local o regional o nacional. Se suele llamar “externalidades” a los costos impuestos a la sociedad, no contabilizados ni asumidos por productores ni consumidores. (estos “costos” pueden ser positivos o negativos; es decir, puede que la realización del emprendimiento no se refleje sólo en problemas a solucionar sino que tenga algunos efectos positivos).

Algunos de las externalidades pueden ser las derivadas de: • • • • • • •

Impactos sobre la flora y fauna del lugar Afectaciones a la calidad de vida (incluyendo sanitaria) de la población Efectos locales sobre el clima Acciones de control, supervisión, y prevención de desastres originados por la presencia del emprendimiento (costos institucionales y de obras adicionales) Vías de comunicación que pueden ser modificadas Cambios en las actividades de la población cercana Emprendimientos económicos que se favorecen o se dificultan

(en el Cap. 6 se listan con mayor detalle los impactos) Para cada emprendimiento que se realice se debería poder estimar los costos socioambientales. Y una vez cuantificadas estas externalidades, se debería dar pasos para internalizarlas. O sea, que la ecuación de costos, que se reflejará en los precios de la energía, contemple todos los efectos para la sociedad del nuevo emprendimiento. Si así no se hiciera, se corre el riesgo de hacer trasferencias no cuantificadas, quizás no decididas o no deseadas de un sector de la economía a otro. Sería un subsidio no voluntario e indiscriminado. Por ejemplo, si hubiera muchas externalidades negativas relativas a desplazamiento de producciones agropecuarias por el lago o las instalaciones, se estarían transfiriendo posibilidades de generación de valor del sector agropecuario al sector energético. Esas transferencias no son buenas ni malas per-se. Pero es conveniente que sean cuantificadas y decididas o admitidas conscientemente. E incorporadas o no a los costos, conociendo los efectos de ambas alternativas. Hay metodologías en desarrollo en el mundo para internalizar las externalidades: A) Metodologías de arriba-abajo (top-down). Utilizan datos muy agregados, emisiones e impactos a nivel nacional o regional, y se expresan los costos como valores medios. Tienen la ventaja de basarse en estudios previos, por lo cual cada emprendimiento tiene que generar pocos datos propios; como desventajas, no permite el cálculo de costos marginales para ese emprendimiento particular; no tiene en cuenta la localización particular de la central ni el tiempo en que se producen los efectos, por lo cual dificulta la internalización particularizada de los costos 56

IMFIA - GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN PEQUEÑA ESCALA B) Metodologías de abajo-arriba (bottom-up). Toman como dato los impactos específicos; con modelos de dispersión y funciones dosis-respuesta se calculan los impactos incrementales del emprendimiento y se evalúan monetariamente.

En particular, en Europa y USA se ha desarrollado la metodología ExternE, del tipo abajo-arriba, para cuantificar las externalidades de la generación eléctrica9. Consiste en hallar “funciones de daño” o “de impacto” para cuantificar cada uno de éstos. Luego, hacer una estimación de los costos, basándose en • • • •

Disposición a pagar para evitar un impacto negativo o disfrutar uno positivo (está relacionado con la renta disponible, varía de un lugar a otro) Variación de valores de las propiedades Medir cambios en el bienestar de la sociedad (muy difícil de cuantificar) Cuantificar los costos de restauración (la única manera de evaluar costos de afectación a la biodiversidad)

Es un enfoque de costos marginales, dado que considera el efecto de una instalación adicional a las existentes. Por ello es apto para calcular costos de cada emprendimiento. Tiene la dificultad de que necesita estimar la tasa de descuento para actualizar los impactos a largo plazo. Con esta metodología, se halló los costos de las externalidades para la generación hidroeléctrica, en Europa, en el año 2000: Costo de externalidades de la generación hidroeléctrica = 2 a 7 € / MWh detectándose pocas diferencias entre países, y aumentando con la densidad de población. Este intervalo de valores, sin embargo, no incluye todas las externalidades posibles: es incierto el efecto sobre el calentamiento global, la percepción del riesgo a largo plazo no es confiable. La tendencia actual es sustituir la metodología ExternE por el “Proyecto Needs” de la C.E.: “New Energy Externalities Development for Sustainability”. Este proyecto, finalizado en 2009, determina con más fineza el ciclo de vida de las tecnologías energéticas y hace una valoración monetaria de las externalidades analizando rutas de impacto (modelación atmosférica, suelo y agua, relaciones causales entre poluyentes e impactos a la salud, pérdidas de biodiversidad, etc. Y adopta un análisis multi-criterio para la toma de decisiones. Afortunadamente, se puede proceder de manera progresiva y acumulativa: cuantificado un determinado impacto, puede ser considerado en la ecuación de costos de la generación. A medida que se vaya pudiendo hacer eso con más impactos, más se incorporará en los costos del emprendimiento a los costos que la sociedad entera asume. No es necesario, para avanzar en el sentido pretendido, tener todos los impactos evaluados y cuantificados.

9

Ver, por ejemplo, García Ybarra, CIEMAT, 2001.

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En Uruguay es incipiente la atención a estos aspectos de los emprendimientos energéticos. Si bien hay algunos estudios globales que permitirían aplicar una metodología top-down, no se ha generalizado la preocupación por la internalización de las externalidades. Surgen voces indicando la necesidad, se lo considera a nivel académico; pero no hay, a la fecha, una dinámica establecida y menos aún reglamentaciones al respecto.

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8. GUÍA PARA ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD DE UNA PCH. La presente guía se propone dar un listado de acciones necesarias para llevar a cabo un emprendimiento de generación hidroeléctrica. La siguiente guía no pretende ser exhaustiva de los distintos aspectos y estudios que deben ser abordados en el marco de un estudio de pre-factibilidad de instalación de una pequeña central hidroeléctrica. Será aplicable a los pequeños y mini aprovechamientos; los grandes tienen requisitos especiales, a la vez que condiciones económico-financieras y capacidades de generación que justifican muchos recursos tecnológicos. Los estudios previos, el aporte intensivo de ingeniería y los detallados ensayos se repagan con facilidad en la medida que permitan optimizar las prestaciones del emprendimiento. Por otra parte, los pico-aprovechamientos son de una escala tal que no se justifica (no se repagan) estudios demasiado detallados.

Se incluye: • • • • • •

Selección adecuada del sitio Obtención de los parámetros principales que definirán el aprovechamiento Prediseño de las obras civiles Selección de los equipos electromecánicos Tareas previas a la puesta en operación Operación y mantenimiento

Dada la gran variabilidad de situaciones, de algunos temas sólo cabe dar ideas generales de cómo proceder y no soluciones o metodologías muy precisas. Además, hay publicadas una buena cantidad de libros y manuales que abordan estos temas con distinto grado de detalle. Algunos de ellos se mencionan en la Bibliografía; muchos son accesibles por Internet. La mayoría de ellos se remiten a las condiciones que se dan en otros países, a saber: •

Existencia de saltos medianos y elevados; por ello, se dedican con preferencia a las turbinas (Francis y Pelton) no adecuadas a la mayoría de las situaciones que se encontrarán en Uruguay. La topografía del país hace que las turbinas más adecuadas sean las diseñadas para saltos bajos: de tipo axial o las de flujo cruzado (Michel-Banki).

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•

Relacionado con lo anterior, las represas es frecuente que se consideren de hormigón, de arco entre paredes rocosas y con descarga de vertederos a lechos rocosos.

•

Emprendimientos de generación autónomos, adecuados para suministro eléctrico a localidades muy alejadas de la red interconectada. Ello, en Uruguay, es la excepción y no la regla.

•

O bien se supone disponibilidad de mano de obra no calificada en abundancia y no se apuesta a tecnologías elaboradas; o bien se supone alta capacidad de inversión y se supone la disponibilidad de recursos financieros y tecnológicos de porte

Los estudios están mencionados en forma global y genérica, para una descripción más detallada de cada punto se puede consultar, además de la bibliografía y manuales recomendados, alguno de los cinco estudios de pre-factibilidad en los sitios seleccionados en el Cap. 4.

ASPECTO

ETAPAS

Producción de energía Disponibilidad de recursos hidráulicos

-Estimación del área de la cuenca y características a partir de cartas topográficas 1:50000 o similares y el uso de software de información geográfica (SIG). -Estimación de pluviometría media anual a partir de series históricas. -Estimación de caudal medio anual como el producto de la pluviometría media anual y el área de la cuenca. -Estimación de los caudales (avenidas de proyecto) de períodos de recurrencia 2, 10, 50, 100, 500, y 1000 años, según corresponda a la categoría de la presa (ver 5.1.2) - Estimación de los caudales (avenidas extremas) de períodos de recurrencia 1000, 5000 o 10.000 años, según corresponda a la categoría de la presa 60

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Salto neto

-Estimación del salto bruto a partir de curvas de nivel de las cartas topográficas. -Estimación de las pérdidas de carga; un primer criterio puede ser adoptar el 4% del salto bruto. -Estimación del salto neto, como la diferencia entre el salto bruto y las pérdidas de carga.

Energía generada

-Definición de sobre-equipamiento o no, es decir, si se instalará una potencia para turbinar el caudal medio o un caudal mayor. -Cálculo de potencia instalada, como ^. . estimando un rendimiento adecuado.

_ . `,

-Cálculo del tiempo de residencia del embalse (volumen embalsado dividido caudal medio). -Estimación de factor de capacidad a partir de fórmulas empíricas o de gráficas que lo relacionan con el tiempo de residencia del embalse. -Estimación de la energía anual generable como (a . A . 8760 ℎ ⁄ ñ . Selección de equipos

-Selección del número, tipo y tamaño de la/s turbina/s. Para la cantidad se podrán evaluar los diámetros necesarios para tener valores razonables de velocidades medias en las tuberías de presión y de aspiración. El tipo de turbina saldrá de diagramas típicos de selección de turbinas (que dependen de la velocidad específica o de los valores de carga, caudal y velocidad de giro). El tamaño se puede estimar de datos empíricos de fabricantes.

Gestiones

-Solicitud de concesión de aguas (DINAGUA) - Solicitud de autorización de nueva generación (MIEM) -Solicitud de autorización ambiental (DINAMA)

Aspectos ambientales y sociales

-Estimación del caudal ecológico o reservado -Evaluación de necesidad de escalas de peces (si en el cauce sobre el cual se instalará el emprendimiento hay presencia de salmónidos ). -Inclusión de actividades de ocio, como pesca, 61

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navegación, deportes acuáticos, etc... -Recreación de zonas con vegetación aluvial. -Integración visual de las estructuras hidráulicas. -Evaluación de las condiciones de acceso y conexión a la red, utilizando herramientas satelitales (Google Earth) y mapas de ubicación de líneas de distribución de baja y media tensión. -Obtención de los permisos necesarios. -Elaboración de un plan de contingencias Diseño de obras civiles

-Estudio de la geología de la zona a partir de cartas geológicas. -Estudio hidrológico de avenidas, en base a información de precipitaciones extremas y la aplicación de modelos matemáticos. -Factibilidad de las estructuras necesarias. -Evaluación de posible impacto de transporte de sedimentos sobre la presa o su depósito en el embalse.

Venta de la energía generada

-Obtención del precio del kWh, consultando datos públicos de la empresa de distribución de energía eléctrica o negociando con ella -Cálculo de ingresos brutos, como el producto de la energía media anual y el precio del kWh.

Costos de inversión

-Estimación de los costos de las obras civiles (ver Cap. 7). -Estimación de los costos de equipos electromecánicos (ver Cap. 7). A falta de información precisa, se puede suponer un costo de entre U$S 3000 y U$S 5000 por kW instalado.

-Estimación de los costos de conexión a la red, para lo cual se podrá consultar con la empresa de distribución de energía eléctrica.

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-Estimación de los costos socio-ambientales, a través de una internalización de dichos costos. -Estimación de costos indirectos; se puede,en primera aproximación, estimar del 25% al 30% de los costos directos de la inversión. Costos de operación y mantenimiento

-Estimación de los costos: según experiencias de varios emprendimientos, o según presupuestos específicos preparados para el caso.

Pre-factibilidad económica

-Estimación de las necesidades de financiación. -Estimación del período de retorno de la inversión.

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9. BIBLIOGRAFÍA Se lista la bibliografía más consultada a los efectos del presente trabajo. Toda ella se encuentra a la disposición en el IMFIA para ser consultada.

9.1 Libros •

J. Fritz: “Small and mini hydropower systems”; McGraw-Hill, USA, ISBN 0-07-022470-6; 1984.

•

L. Monition, M. Le Nir, J. Roux: “Micro Hydroelectric Power Stations”, Wiley&Sons, ISBN 0471902551, 1984

•

Aspectos Metodológicos para la Elaboración de Modelos de Evaluación del Impacto Ambiental por Acciones Antrópicas en el Desarrollo de los Recursos Hídricos. Nora Pouey, UNR Editora, 1999.

•

García Ybarra, P. et al.: “Tecnologías energéticas e impacto ambiental”; Mc. Graw Hill, España, 2001, ISBN 84-481-3360-9

•

R.Gorla, A. Khan: “Turbomachinery. Design and theory”; M. Dekker Inc., New York, USA; ISBN 0-8247-0980-2; 2003

•

Chow, V.T.; Maidment, D.; Mays L. “Hidrología Aplicada.”, McGraw-Hill Interameric, 2004

•

Souza, Z. de, Costa Borboni, E. da: “Instrumentaçao para sistemas energéticos e industriais”; Itajubá, 2006

•

Souza, Z. de; Henriques Moreira, Afonso: “Centrais hidrelétricas: implantaçao e comissionamento”; Interciencia, Rio de Janeiro, 2009

•

Rodriguez, L; Sánchez, T.: “Designing and building mini and micro hydropower schemes- A practical guide”; Practical Action Publishing, U.K; 2011

•

Niemi, A; Fincher, C.: “Hydropower from small and low-head hydro technologies”; Nova Science Publ., New York, 2011 64

IMFIA - GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN PEQUEÑA ESCALA

•

Johansson, P. O.; Kriström, B. (ed): “Modern cost-benefit analysis of hydropower conflicts”; Edward Elgar Publ., U.K., 2011

•

Munoz-Hernández, G. A. et al.:”Modelling and controlling hydropower plants”; SpringerVerlag, London, 2013

9-2 Papers •

Dams and the Environment - Considerations in World Bank Projects. World Bank Technical Paper Number 10, The World Bank, 1989.

•

Genta J, F. Charbonnier & A. Rodríguez (1998), “Precipitaciones máximas en el Uruguay”, Congreso Nacional de Vialidad.

•

Good Dams and Bad Dams: Environmental Criteria for Site Selection of Hydroelectric Projects. Latin America and Caribbean Region Sustainable Development Working Paper 16, The World Bank, 2003.

•

Ingeniería y Territorio, IT Nº 62, Presas y Embalses, Revista del Colegio de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos, España, 2003.

•

Gil, M. et al.: “Análisis de inversión en pequeñas centrales hidroeléctricas”; XXI Congreso Latinoamericano de Hidráulica; Brasil, Oct. 2004

•

Mohan, V; Varma, R.: “Guidelines for estimating powerhouse size”; HRW, Sept. 2006

•

Grandes Represas en América; Asoc. Interamericana para la Defensa del Ambiente (AIDA), 2009.

•

“Curvas de custo de implantaçao de pequenos projetos hidrelétricos…”; Canales, Bulhðes, Beluco; PCHnoticias, Brasil, Ano 10, Revista Nº 39, 2009)

•

GHG Measurement Guidelines for Freshwater Reservoirs. UNESCO/International Hydropower Association (IHA), 2010.

•

Del Blanco, Mª Mercedes et al.: Metodología para la determinación del potencial hidroeléctrico técnico de un recurso hídrico”; XXV Congreso Latinoamericano de Hidráulica, Costa Rica, Setiembre 2012 65

IMFIA - GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN PEQUEÑA ESCALA

•

Podio, Franco: “Simplified method for estimating the cost of plant equipment”; HRW, Nov- Dec 2012, pp. 34-42

•

IPCC (2012). Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation. Special Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Techn. Support Unit Working Group III.

•

ASME Journal of Engineering for Power; colección completa disponible en el IMFIA

•

ASME Journal of Turbomachinery; colección completa disponible en el IMFIA

•

Colección completa de los trabajos presentados en los Encuentros Latinoamericanos de Turbinas y Máquinas Hidráulicas, realizados desde 1990 a la fecha cada pocos años

•

Colección completa de los trabajos presentados en los Congresos Latinoamericanos de la Asoc. Internac. de Investigaciones Hidráulicas (IAHR), desde 1962 cada dos años.

9.3 Normas técnicas •

IEC 60041 Field acceptance tests to determine the hydraulic performance of hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines

•

IEC 60193 Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines - Model acceptance tests

•

IEC 60545 Guide for commissioning, operation and maintenance of hydraulic turbines

•

IEC 60609 Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines - Cavitation pitting evaluation - Part 1: Evaluation in reaction turbines, storage pumps and pump-turbines

•

IEC: 61116 (1992): “Electromechanical Equipment Guide for Small Hydroelectric Installations”.

•

IEC 61366 Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines - Tendering Documents. Part 2: Guidelines for technical specifications for Francis turbines

•

IEC 61366 -4 (1998) Hydraulic turbines, storage pumps and pump-turbines - Tendering Documents. Part 4: Guidelines for technical specifications for Kaplan and propeller turbines

•

IEC 62006 = UNE-EN 62006 (2011) Máquinas hidráulicas. Ensayos de recepción de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos.

66

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STANDARDS/MANUALS/GUIDELINES FOR SMALL HYDRO DEVELOPMENT ElectroMechanical Works – Guidelines for Specifications for Procurement of SHP Generating Equipment- Ministry of New and Renewable Energy- Govt. Of India

9.4 Manuales, Guías, notas de cursos •

Guías Metodológicas para la Elaboración de Estudios de Impacto Ambiental, Grandes presas. Ministerio de Obras Públicas, Transportes y Medio Ambiente, España, 1995

•

Manual de Evaluación de Impacto Ambiental, Técnicas para la elaboración de los estudios de impacto. Larry W. Canter, 1998.

•

Manual de la Pequeña Hidráulica - Cómo llevar a buen fin un proyecto de minicentral hidroeléctrica. European Small Hydropower Association (ESHA), 1998.

•

Societé Hydrotechnique de France: “Les petits aménagements hydro-électriques. Guide pour la conception, la réalisation, la mise en service et l’explotation, France, 1999.

•

“Manuales sobre energía renovable: Hidráulica a pequeña escala”; BUN-CA, Costa Rica, 2002

•

RetScreen International “Small Hydro Project Analysis”; Minister of Nat. Resources, Canada; ISBN 0-662-35671-3; 2003

•

Sustainability Guidelines. International Hydropower Association (IHA), 2004.

•

C. Penche: “Guide on How to Develop a Small Hydropower Plant” (ex : “Layman’s Guidebook on How to Develop a Small Hydro Site”) ; European Small Hydropower Association - ESHA – 2004. En español: Guía para el Desarrollo de una Pequeña Central Hidroeléctrica. European Small Hydropower Association (ESHA), 2006.

•

A Guide to UK Mini-Hydro Developments. British Hydropower Association (BHA), 2005.

•

Minicentrales Hidroeléctricas, Manuales de Energía Renovables. Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), Madrid, España, 2006.

•

Avallone et al.: “Marks’ Standard Handbook for Mechanical Engineers”, 11ª Ed., Mc. Graw Hill, USA, 2007 67

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•

Natural Resources Conservation Service (2010): “Part 630 Hydrology -National Engineering Handbook (NEH)”. U. S. Departament of Agriculture, Washington, D.C.

•

Libro de Consulta para la Evaluación Ambiental, Banco Mundial, Trabajo Técnico N° 140, Volumen II - Lineamientos Sectoriales (Represas y reservorios).

•

Libro de Consulta para la Evaluación Ambiental, Banco Mundial, Trabajo Técnico N° 154 Volumen III - Lineamientos para Evaluación Ambiental de los Proyectos Energéticos e Industriales (Proyectos hidroeléctricos).

•

Notas del curso de grado “Introducción a la Evaluación y Gestión Ambiental”. Ing. Carlos Amorín, IMFIA - FING - UdelaR, 2009.

•

Hydropower Sustainability Assessment Protocol. Internat. Hydropower Assoc., IHA, 2010.

•

Notas del curso de grado “Elementos de Ingeniería Ambiental”. Dra. Ing. Alice Elizabeth González, IMFIA - FING - UdelaR, 2011.

•

“2011 Complete Guide to Hydropower”, ISBN 978-1-4220-5363-8 - Recopilación de artículos y referencias en DVD-ROM

•

Notas del curso de posgrado “Fundamentos de Generación Hidroeléctrica”. Ing. Daniel Schenzer, IMFIA - FING - UdelaR, 2011.

9.5 Informes y proyectos •

Dirección de Suelos y Aguas del MGAP (1976); “Carta de Reconocimiento de Suelos del Uruguay a escala 1:1.000.000”.

•

OLADE, Oct.1985: Diseño, estandarización y Fabricación de Turbinas OLADE de flujo cruzado (Michell-Banki)

•

F. Zárate, C. Aguirre, R. Aguirre: "Turbinas Michell-Banki: criterios de diseño, selección y utilización"; Univ. Nal. de la Plata, Argentina, 1987.

68

IMFIA - GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN PEQUEÑA ESCALA •

Durán A. (1996), “Clasificación en grupos hidrológicos de los suelos del Uruguay”, Publicación de la Facultad de Agronomía. Área de Suelos y Aguas, Cátedra de Edafología.

•

Best Practices for Sustainable Development of Micro Hydro Power in Developing Countries - Final Synthesis Report. Department for International Development UK, and The World Bank, 2000.

•

Molfino J.H.; Califra A (2001). “Agua Disponible de las Tierras del Uruguay”, División de Suelos y Aguas, Ministerio de Ganadería Agricultura y Pesca.

•

UdelaR- IMFIA; MTOP-Dir. Nac. de Hidrografía: “Balances Hídricos superficiales en cuencas del Uruguay”; Genta, Failache, Alonso, Bellón, Chao, Sordo; dic. 2001

•

MTOP-Dir.Nac. de Hidrografía; UdelaR-IMFIA: “Directivas de diseño hidrológico-hidráulico de pequeñas represas”; Feb.2003

•

“Manual de Inventário Hidroelétrico de Bacias Hidrográficas”; Ministerio de Minas e Energia, Brasil; ISBN 978-85-7650-137-4; 2007

•

“Estimación de Agua Disponible en los grupos CONEAT”; Molfino, J. H.; Octubre 2009.

•

“Principales Características Morfológicas y Químicas del Terreno de los Grupos CONEAT”; Molfino, J.H.; Unidad de Agroclima y Sistemas de Información, INIA; Mayo, 2010

•

“Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) en Uruguay”; Consultoría para el Proyecto “Observatorio de Energías Renovables en Uruguay”, MIEM, Ing. Martín Scarone, 2010.

•

Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente (2011) (MVOTMADINAGUA)- IMFIA, 2011. “Manual de diseño y construcción de pequeñas presas”.

•

Sistema de Información Geográfica SIGRAS, Unidad de Agroclima y Sistemas de Información (GRAS) del Instituto Nacional de Investigación Agropecuaria (INIA).

•

Base de datos de suelos de la Dirección General de Recursos Naturales Renovables. Cartografía CONEAT escala 1:40.000 (y su descripción); RENARE - MGAP.

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INDICE 1. OBJETIVOS 2. GENERALIDADES Y ANTECEDENTES 3. SELECCIÓN DE SITIOS 4. ESTUDIO EN DETALLE DE ALGUNOS SITIOS 5. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LAS OBRAS 6. IMPACTOS 7. COSTOS 8. GUÍA PARA ESTUDIO DE PRE-FACTIBILIDAD 9. BIBLIOGRAFÍA

ANEXOS 1. RELEVAMIENTO DE ANTECEDENTES 2. CURSOS DE AGUA RELEVADOS (1er LISTADO) 3. CURSOS DE AGUA RELEVADOS (2º LISTADO) 4. SITIOS IDENTIFICADOS (3er LISTADO) 5. COMPARACION CON RESULTADOS DE IMFIA/1993 6. SITIOS IDENTIFICADOS (4º LISTADO) 7. ESTACIONES DE MEDICIÓN DE DINAGUA 8. CAUDALES ESPECÍFICOS EN CUENCAS (DINAGUA) 9. FACTOR DE CAPACIDAD 10. PRE-DISEÑO ARAPEY-80 11. PRE-DISEÑO ARAPEY 130 12. PRE-DISEÑO YERBAL 90 13. PRE-DISEÑO ARERUNGUÁ 90 14. PRE-DISEÑO YI 85

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