Evaluacion del estado actual de las pequeñas centrales

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

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Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2006

Evaluacion del estado actual de las pequeñas centrales Evaluacion del estado actual de las pequeñas centrales

hidroeléctricas PCH'S de la Costa Atlántica hidroeléctricas PCH'S de la Costa Atlántica

Pablo Emilio Villar Blanco Universidad de La Salle, Bogotá

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UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

PABLO EMILIO VILLAR BLANCO

EVALUACIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PCH`S DE LA COSTA ATLÁNTICA.

PABLO EMILIO VILLAR BLANCO CÓDIGO: 42982043


BOGOTÁ 2006



EVALUACIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PCH`S DE LA COSTA ATLÁNTICA.

PABLO EMILIO VILLAR BLANCO CÓDIGO: 42982043

Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Electricista

Director: Luís Eduardo Machado Hernández

Ingeniero Civil

DIRECTOR: LUIS EDUARDO MACHADO HERNANDEZ


BOGOTÁ 2006



Nota de aceptación

_________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________ _________________________________________________

_________________________________________________ Firma del jurado

_________________________________________________ Firma del jurado

Bogotá D.C., Febrero 2006



DEDICATORIA

A Dios

“Al único y sabio Dios, sea gloria mediante Jesucristo para siempre” (Santa Biblia,

Romanos 16:27)…Por darme las fuerzas para seguir luchando cada día más para

alcanzar mis metas propuestas, y por haberme dado la posibilidad de poder

estudiar y obtener un titulo profesional.

A Mis Viejos

Emilio y Vilma quienes con su colaboración, esfuerzos, consejos y

acompañamiento me ayudaron a través de todas las jornadas para que culminara

con éxito mis estudios superiores y me educaron para ser una persona profesional

y de bien.

A Mi Abuela

Ángela por su vida, por todos esos años que con su presencia a adornado nuestra

vida de amor, paz y oraciones.

A Mis Hermanos

Jaime, Iván, Humberto, por brindarme el apoyo suficiente para poder salir adelante

y conservar una unión familiar, que ha sido fundamental en mi existencia.



A Mis Tíos Mario Y Haydee

Por sus consejos, y porque a pesar de la distancia siempre estuvieron

apoyándome y dándome fuerza para seguir adelante.

A Toda Mi Familia

Dedico este triunfo, por su valioso apoyo durante este tiempo en que transcurrió

mi carrera.

A Mi Novia

Por brindarme el sentimiento de cariño, amor, paciencia, y comprensión, durante

este tiempo que duro mi carrera.

A Mis Docentes.

Gracias a ellos obtuve los conocimientos básicos relacionados a la Ingeniería

Eléctrica, que es una ciencia muy importante en el medio en que estamos viviendo

actualmente, así mismo, por el tiempo que dispusieron para brindarnos sus

conocimientos y resolverme cualquier inquietud que se me pudo presentar en

nuestra vida académica.



AGRADECIMIENTOS

Luís Eduardo Machado Hernández, Ingeniero Civil, Director de tesis, por su

colaboración y valiosas orientaciones

Al personal de la Biblioteca de la Universidad en especial a Claudia Constanza

Rizo, Sandra Constanza Vargas y Jairo Ramírez Guzmán, por la colaboración

prestada en cuanto a la documentación bibliográfica brindada, la cual fue de gran

apoyo para el desarrollo de este trabajo de grado.

Rafael Chaparro Beltrán, Ingeniero Electricista, por todos sus consejos valiosos y

apoyo durante la carrera.

Henry Alonso Duarte, por su valiosa colaboración y asesoría para el desarrollo de

este trabajo.

A todos mis amigos del barrio (El Limón) en Barranquilla, que han compartido

momentos especiales conmigo y han valorado la palabra “amistad”.



RESUMEN.

El objetivo principal del proyecto de grado titulado: “EVALUACIÓN DEL ESTADO ACTUAL DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICA PCH’s DE LA COSTA ATLÁNTICA”, se encamina a evaluar el estado actual de las pequeñas

centrales hidroeléctricas de la costa atlántica, a partir del Programa Especial de

Energía de la Costa Atlántica – PESENCA.

El primer capítulo describe el estado actual de las pequeñas centrales

hidroeléctricas en Colombia, donde se inicio la evolución y desarrollo de esta

tecnología a través de los años.

El segundo enmarca un catalogo que contiene los parámetros para recoger la

información que resultó de la visita a las PCH. Incluye metodología empleada,

información general; indicaciones sobre turbinas, generadores y transformadores,

y observaciones técnicas, de obra civil y de funcionamiento de la central.

En el tercero se procede a realizar la evaluación de las PCH’s, a fin de establecer

en que estado se encuentra cada una de la pequeñas centrales.

El último presenta los pasos a seguir para una remodelación o una repotenciación

de PCH’s, y un modelo de PCH’s para la construcción en la costa atlántica.

De esta forma, los criterios de evaluación deben estar orientados principalmente a

la utilización de la figura de “Gerencia de Proyectos”, y, además, a realizar un

control más cercano a los proyectos para informar a tiempo las alteraciones que

se puedan presentar.



TABLA DE CONTENIDO.

INTRODUCCIÓN...................................................................................................13

1. ESTADO ACTUAL Y PERSPECTIVAS DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS DE COLOMBIA. ..................................................................17

1.1 Reseña Histórica De Las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas En Colombia. 17

1.2. Distribución Regional De Las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Construidas

En Colombia. --------------------------------------------------------------------------------------- 20

1.3. Clasificación De Las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Instaladas En

Colombia. -------------------------------------------------------------------------------------------- 22

1.3.1 Experiencias En Planes Y Programas. ....................................................24

2. CATÁLOGO DE PCH´S.....................................................................................25

2.1 Metodología. ----------------------------------------------------------------------------------- 25

2.1.1 Información General. ...............................................................................26

2.1.2 Información De Turbinas. ........................................................................26

2.1.3 Información De Generadores. .................................................................27

2.1.4 Información Transformadores..................................................................27

2.1.5 Puntos Importantes En El Plan De Rehabilitación. ..................................27

2.2 Referencia -------------------------------------------------------------------------------------- 32

3 RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN................................................34

3.1 Antecedentes De La Investigación. ----------------------------------------------- 34

3.2 Alcances Y Limitaciones. ------------------------------------------------------------ 36

3.2.1 Departamento Del Magdalena.................................................................37

3.2.2 Departamento De Cesar..........................................................................38

3.3 Delimitación. ---------------------------------------------------------------------------- 40

3.4. Resultado Final de Cada una de las PCH Evaluadas .............................41

3.4.1 Pequeña Central Hidroeléctrica De Gaira................................................42

3.4.2 Pequeña Central Hidroeléctrica Del Palmor. ...........................................46

3.4.3 Pequeña Central Hidroeléctrica De Paucedonia. ....................................52



3.4.5 Pequeña Central Hidroeléctrica De Sacramento. ....................................56

3.4.6 Microcentral Hidroeléctrica De Macho Solo.............................................57

3.4.7 Microcentral De Río Piedras 250 Kw. ......................................................58

3.4.9 Microcentral Hidroeléctrica De Villa Germania. Dpto. del Cesar .............61

4 Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Susceptibles De Remodelación Y/O

Repotenciaciacion En Colombia. -------------------------------------------------------------- 64

4.1 Estrategia Para La Toma De Decisiones.................................................65

4.2 Ciclo De Vida Técnico. ............................................................................65

4.3 Ciclo De Vida Económico. .......................................................................66

4.4 Ciclo De Vida Regulatorío. ......................................................................66

4.5 Estrategias Básicas Para La Toma De Decisiones. ...............................67

4.6. Mantenimiento Continuado......................................................................68

4.12 Desarrollo De Planes Para Repotenciar. .................................................73

4.13 Evitando Limitaciones De Salida. ............................................................75

4.14 Evaluando Componentes Críticos. ..........................................................78

4.15 Selección del plan de modernización. .....................................................79

4.16 Análisis económico. .................................................................................79

4.17 Comparación Costo Beneficios. ..............................................................81

4.18 Planes De Modernización........................................................................82

4.19 Reflexiones Para Mejorar En Ingeniería Y Construcción De LAS PCH. - 83

4.19.1 La Contratación de la Ingeniería y la Construcción. ................................83

4.19.2 La Formación de Profesionales y el Know-How en la PCH. ....................84

4.19.3 Criterios Básicos y Generalidades en la Concepción de las PCH. ..........85

4.19.4 Algunas Notas De Hidrología. .................................................................86

4.19.5 Geotecnia. ...............................................................................................88

4.19.6 Criterios Mínimos Para La Elaboración De Estudios Ambientales Para

Proyectos Hidroeléctricos. .....................................................................................88

4.20. Modelo Para La Construcción De Pequeñas Centrales Hidroeléctricas

Para La Costa. ------------------------------------------------------------------------------------- 91



4.20.1 Pequeñas Centrales Hidroeléctricas........................................................91

4.20.2. Generación Hidráulica..........................................................................92

4.21. Componentes Principales De Las Pch ------------------------------------------- 95

4.21.1. Obras Civiles........................................................................................96

4.21.2. Componentes Eléctricos Y Mecánicos.................................................97

4.22. Información Básica Para El Diseño De Las PCH. ----------------------------- 99

4.23. Costo Por KW Instalado-------------------------------------------------------------100

4.24. Estado Del Arte -----------------------------------------------------------------------101

4.25. Fabricantes De Equipos-------------------------------------------------------------103

4.26. Conclusiones Del Modelo Para La Construcción De Pequeñas Centrales

Hidroeléctricas Para La Costa-----------------------------------------------------------------104

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.........................................108

6. PALABRAS CLAVE...............................................................................112

7. BIBLIOGRAFÍA......................................................................................114

ANEXOS..............................................................................................................118



LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Planes De Repotenciación Alternativos Para Generadores. ............76



LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Construidas En Colombia. ....21

Tabla 2. Clasificación De Pequeñas Centrales Hidroeléctricas “OLADE”. ....23

Tabla 3. Informacion De Las Pequeñas Centrales Hidrolectricas Evaluadas.63

Tabla 4. Principales Características De Las Cuatro Estrategias Básicas. ... 70

Tabla 5. Contenido del Plan de Modernización ...........................................74


PABLO EMILIO VILLAR BLANCO 13

INTRODUCCIÓN.

El propósito del presente trabajo es hacer una evaluación del estado actual de las

pequeñas centrales hidroeléctricas de la costa, específicamente de los

departamentos del Magdalena y Cesar. Por tal razón, se ha tomado como base el

proyecto presentado por PESENCA., del cual hablaremos en primer lugar para

luego referirnos de manera global al Plan Energético Nacional (PEN) en esta

introducción.

El Proyecto PESENCA

Desde el día 13 de mayo de 1985 se adelanta el Programa Especial de Energía de

la Costa Atlántica – PESENCA en virtud de la cooperación técnica entre el

Gobierno Colombiano, representado por la Corporación Eléctrica de la Costa

Atlántica CORELCA y el Instituto Colombiano Agropecuario ICA, y el Gobierno de

la República Federal de Alemania representado por la GTZ (Sociedad Alemana

para la Cooperación Técnica).

El objetivo principal de PESENCA consistió en satisfacer las necesidades

energéticas de las poblaciones rurales, para incrementar la producción

agropecuaria y para mejorar así la calidad de vida en aquellas localidades que, por

su gran distancia de los centros de producción, carecen de un suministro eficiente

de energía.

A la vez, era objetivo de PESENCA la conservación de los recursos naturales, en

especial de los recursos energéticos no renovables sobre los cuales tanto la

generación como el transporte y el uso de la energía tienen un fuerte impacto.



Por lo tanto, el Programa busco la demostración y divulgación de sistemas

técnicos que proporcionen la energía requerida, aprovechando las fuentes de

energía nuevas y renovables.

Sin embargo, como debe ser objetivo primordial de la política del sector energético

el suministro seguro y confiable de energía en la forma y cantidad requeridas por

los usuarios, a los costos más bajos posibles, tanto para ellos, como para las

instituciones del sector, se deben considerar también soluciones técnicas basadas

en los recursos energéticos renovables; cuando la utilización de estos se muestre

como la alternativa más favorable, considerando tanto aspectos técnicos y

económicos como culturales.

Cabe anotar, que por medio de PESENCA se adelantará una planificación

energética de “abajo hacia arriba” buscando soluciones óptimas a nivel local y

regional para el suministro descentralizado de energía en sus diferentes formas,

que necesariamente deben ser basadas en los resultados de estudios cuidadosos

de la demanda energética y de los recursos energéticos disponibles.

Para cumplir con sus objetivos, PESENCA estuvo adelantando una serie de

estudios que se refieren a la situación socio – económica y energética de la Costa

Atlántica. Con el objeto de divulgar los conocimientos obtenidos al mayor número

de personas, PESENCA publicó los diferentes informes elaborados en el curso del

Programa. [11]

El Plan Energético Nacional (PEN)

Básicamente este informe es una visión clara de las posibilidades de desarrollo

hidroeléctrico en la zona de la Costa Norte Colombiana, proyectos que contemplan

una amplia gama en cuanto se refiere a rangos de generación; es decir, se han



identificado a nivel macro en la región de la Sierra Nevada y la Guajira con un

potencial hidroeléctrico aprovechable de 631 MW; en el Sinú se identificaron tres

proyectos con un potencial aprovechable de 1186 MW y en las región del

Magdalena – Cauca se identificaron también 3 proyectos cuyo potencial

aprovechable es de 475 MW. Estos proyectos fueron reconocidos por el Estudio

del Sector de Energía Eléctrica (ESSE).

A nivel micro, los estudios realizados por las firmas Hidroestudios y Consultores

Civiles e Hidráulicos definieron en las mismas regiones anteriores una serie de

proyectos que necesariamente alcanzan el Megavatio.

El presente informe, púes, es una descripción de cada uno de los proyectos

identificados y su situación actual. Presenta además en su última parte una

reseña de los fabricantes de turbinas que existen actualmente en el país.

Ahora bien, específicamente en cuanto a hidroelectricidad, según el Plan

Energético Nacional (PEN), en pequeñas centrales hidroeléctricas en Colombia se

ha estimado un potencial global de 25.000 MW instalables, de los cuales según

inventario del Programa Nacional de Energías no Convencionales y de estudios

adelantados por la Universidad Nacional de Colombia, se han construido 217

pequeñas centrales hidroeléctricas, con una capacidad instalada aproximada de

168,6 MW. A pesar de contar con este gran potencial, en proyectos grandes solo

se han explotado un 8,27% y, en pequeñas hidroeléctricas, y, el 0,67% de la

capacidad estimada. Estos datos, de lo ejecutado versus el potencial disponible,

reflejan el uso bastante bajo del recurso hidroeléctrico en Colombia.

En Colombia, actualmente no se encuentran establecidas las normas que rijan los

criterios de selección y montaje de generadores para pequeñas centrales

hidroeléctricas. No se ha desarrollado una metodología propia para la selección

de generadores, ni para ninguno de los rangos en la PCH´S, ya que hasta el



momento se están construyendo con una tecnología no adecuada que origina

costos elevados en la construcción de la misma.

El Ministerio de Minas y Energía, debido a la situación eléctrica del país encargó al

antiguo Instituto de Ciencias Nucleares y Energía Alternativas- INEA para:

desarrollar, impulsar, divulgar, y promover la utilización de las PCH´S como fuente

de energía en pequeña escala a nivel regional, en poblaciones aisladas no

interconectadas al sistema de interconexión Nacional - SIN, funciones que fueron

asignadas posteriormente a la Unidad de Planeación Minero Energética- UPME.

La no existencia de una metodología que tenga en cuenta los actuales parámetros

de montaje y los materiales usados en la construcción de PCH´S, ha hecho que

los costos sean muy alto; por tal motivo, debemos adentrarnos en el tema con el

fin de buscar la forma de reducir los costos sin desmejorar la eficiencia en las

PCH´S.

Con este proyecto se busca elaborar una metodología que, basada en las

experiencias previas, adquiridas por las entidades que han trabajado en el campo

de la información suministrada por los fabricantes, se logre establecer unos

criterios de selección del generador a fin de utilizarlos en la construcción de

PCH´S; y reducir sustancialmente, tiempos y costos.

De esta manera, el proyecto se encamina a establecer normas generales en la

selección y montaje de generadores para pequeñas centrales hidroeléctricas, en

zonas no interconectadas o aisladas del Sistema Interconectado Nacional (SIN),

trabajo que se propone promover y divulgar la utilización de esta fuente alternativa

de energía en Colombia. [2]



1. ESTADO ACTUAL Y PERSPECTIVAS DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE COLOMBIA.

1.1 RESEÑA HISTÓRICA DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EN COLOMBIA.

En Colombia, las PCH´S comenzaron a implantarse a finales de 1889, con la

puesta en marcha de plantas de Bogotá, Bucaramanga y Cúcuta; en 1930, ya

existían plantas hidroeléctricas que funcionaban al filo de agua y suministraban un

potencial de 45MW. Entre los años 40-60, se instalaron gran cantidad de PCH´s,

para electrificar las pequeñas y medianas poblaciones; entre los años 60-80, no

hubo construcciones de PCH´S y, por el contrario, por falta de mantenimiento o

interconexión muchas quedaron fuera de servicio.

La crisis energética a comienzos de la década de los 70´s, fortalece la idea de

incrementar la participación de las fuentes no convencionales en los planes de

expansión, incluidas las PCH´S. Se constituyen entonces, numerosos grupos de

investigación en el área; mas, por falta de apoyo, muy pocos lograron

consolidarse. Igualmente, el gobierno nacional, con el apoyo de cooperación

técnica internacional, emprendió diversos trabajos para incrementar la

participación de las pequeñas centrales hidroeléctricas y, a través del Instituto

Colombiano de Energía Eléctrica ICEL, se dio inicio a un plan nacional de

pequeñas centrales hidroeléctricas; pero los resultados no fueron alentadores.

Con la crisis del sector eléctrico, durante el racionamiento en 1992, se abre

nuevamente la posibilidad de desarrollar los proyectos estancados y de evaluar



otros nuevos. En tal sentido, entidades como ICEL, al cual el gobierno nacional le

ha asignado la misión de energizar las zonas no interconectadas del país, ha

vuelto a reactivar sus programas de pequeñas centrales hidroeléctricas.

Adicionalmente, el gobierno Colombiano ha empezado a fortalecer los programas

de PCH´S y otras fuentes renovables mediante la Ley Eléctrica, donde asigna

funciones específicas en energización e investigación al ICEL y al antiguo INEA.

Igualmente, fortalece la financiación de proyectos, mediante la ley 141 del 28 de

junio de 1994, por medio de la cual se creó el Fondo Nacional de Regalías, y

gracias a la que se asignará un 15% de los recursos para financiar proyectos

regionales de inversión en energización, con recursos provenientes de las regalías

que reciben los departamentos y los municipios por la explotación de los recursos

no renovables como el carbón y el petróleo.

El INEA, adelantó proyectos orientados a realizar, promover y difundir

investigación y desarrollo tecnológico en PCH´S. En este campo, el INEA continuó

con lo programas y proyectos en el área, iniciados por otras instituciones,

mediante la ejecución y formulación de proyectos.

El INEA, adelantó proyectos de diagnóstico técnico de rehabilitación de PCH´S

fuera de servicio, adecuación de criterios de montaje de PCH´S y levantamiento

del potencial hídrico para generación hidroeléctrica a pequeña escala.

Debido a una reestructuración del sector eléctrico por parte del gobierno nacional,

mediante el decreto No. 1682 del 27 de junio de 1997 del Departamento

Administrativo de la Función Pública, el INEA entró en etapa de supresión y

liquidación. Ante esta determinación, el Ministerio de Minas y Energía, mediante el

decreto No. 2740 del 13 de noviembre de 1997 asignó, desde el 1 de enero de

1998, a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), las funciones a cargo



del INEA, sobre elaboración de planes y programas de carácter científico y

tecnológico para intensificación del uso de fuentes alternas de energía entre las

que se encuentran la PCH´S.

La participación de las energías alternativas en el suministro energético del país

es muy baja. Esto contrasta con los altos costos para el suministro de energía

eléctrica en que tiene que incluir más del 70 % de los municipios del país, cuyo

número de habitantes es menor de 10.000 y en los que, por tanto, son reducidos

los niveles de consumo energéticos. De las revisiones sobre el potencial de las

energías alternativas en Colombia, se concluye que existen nichos en el mercado

para el desarrollo de los siguientes esquemas de oferta:

Para mercados en zonas marginales urbanas y/o no interconectadas, la

electrificación descentralizada (pequeñas centrales hidráulicas).

Para comunidades rurales aisladas y/o escasamente pobladas, las energías

alternativas (entre las que se cuentan las PCH´S) pueden ser opciones viables.

El Plan de Desarrollo de energías Alternativas, propone una serie de programas

que buscan incrementar su participación en el abastecimiento de la demanda

proyectada de energía. Para que los mercados se puedan desarrollar, se

requieren mecanismos transparentes de subsidios a la energización rural o de

zonas no interconectadas, dentro del un marco institucional y regulatorio adecuado

para canalizar los recursos financieros, con el objeto de asegurar la calidad

técnica y propiciar la recuperación de inversiones y metodologías de evolución y

seguimiento de proyectos energéticos y multipropósito.

Una de las soluciones para el suministro de electricidad en zonas rurales que

propone el Plan energético Nacional (PEN) 1997-2010, es el desarrollo de



pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH´S), proyectos de carácter flexible con

bajo impacto ambiental. El ICEL ha identificado un conjunto de proyectos de

PCH´S en diferentes regiones del país.

El PEN recomienda que el ICEL lidere los programas de instalación de PCH´S en

el país y se encargue de brindar asesoría a las comunidades con las que

interactúa en el desarrollo de este tipo de proyectos con respecto a la autogestión

de servicios de electricidad.

El PEN recomienda apoyar la creación de empresas locales autosostenibles de

prestación del servicio de electricidad para las comunidades. En estas empresas

debe buscarse la participación de la comunidad, de los particulares y las

administraciones locales. Los recursos públicos destinados para fines de

electrificación rural deben ser manejados con miras a su capitalización en

empresas comerciales, empresas de servicios o cooperativas.

El ICEL tiene a su cargo en los procesos de energización rural, el diseño y

ejecución de proyectos en zonas no interconectadas de la Orinoquia (Guainía,

Guaviare, Vaupés, Vichada y parte de los departamentos de Casanare y Meta), la

Amazonia (Putumayo, Amazonas y Caquetá) y la Costa Pacífica (Chocó, Cauca y

Nariño), entre los que se cuentan los proyectos de pequeñas centrales

Hidroeléctricas, PCH´S. [2]

1.2. DISTRIBUCIÓN REGIONAL DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CONSTRUIDAS EN COLOMBIA.

Con el inventario nacional de pequeñas centrales hidroeléctricas menores de

5.000 KW, adelantado en el INEA por el grupo de pequeñas centrales



hidroeléctricas, el inventario efectuado y la actualización que se ha venido

haciendo, se contabilizan un total de 188 pequeñas centrales hidroeléctricas,

menores de 5.000 KW, con una capacidad instalada de 1.553,04 KW. De estas

centrales, 38 se encuentran fuera de servicio.

La distribución regional, por departamentos, de las pequeñas centrales

hidroeléctricas se presenta en la tabla 1 (véase tabla 1). El mayor numero

instalado en pequeñas centrales hidroeléctricas, se localiza en el departamento de

Antioquia con el 19,94% (38 PCH´S); el departamento con mayor capacidad

instalada es Santander con 13% (30,8MW). [2], [8]

Tabla 1. Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Construidas En Colombia. DEPARTAMENTO NÚMERO DE PCH´S CAPACIDAD INSTALADA Kw. PORCENTAJE

Antioquia 38 17.191 20%

Boyacá 8 5.005 4%

Caldas 23 17.192 12%

Caquetá 1 45 1%

Cauca 12 11.140 6%

Chocó 1 2.000 1%

Costa Atlántica 10 1.688 5%

Cundinamarca 13 14.765 7%

Huila 9 9.865 5%

Meta 3 628 2%

Nariño 8 9.836 4%

Putumayo 3 714 2%

Quindío 7 11.915 4%

Risaralda 3 6.570 2%

Santander 24 30.852 13%

Tolima 8 11.211 4%

Valle 17 16.810 9%

Total 188 1.553,517 100%



1.3. CLASIFICACIÓN DE LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

INSTALADAS EN COLOMBIA.

Para la investigación en el área de las PCH´S, el antiguo Instituto de Ciencias

Nucleares y Energías Alternativas, adoptó la clasificación de la ORGANIZACIÓN

LATINOAMERICANA DE ENERGIA “OLADE” (ver tabla 2), con el fin de unificar

criterios y homologar conceptos. Las pequeñas centrales hidroeléctricas pueden

clasificarse en la siguiente forma:

La denominación “pequeñas centrales hidroeléctricas” corresponde también al

conjunto de centrales con potencias inferiores a 5.000 KW.

Con base a la clasificación de OLADE, las pequeñas centrales hidroeléctricas en

Colombia tienen la siguiente distribución: 12 microcentrales con 220 KW

instalados, 97 minicentrales con 22.220 KW instalados, 79 pequeñas centrales

DISTRIBUCION REGIONAL DE LAS PCHs EN COLOMBIA

20%

4%

12%

1%6%

1%5%7%5%

2%4%

2%4%2%

13%

4%9%

AntioquiaBoyacáCaldasCaquetáCaucaChocóCosta AtlánticaCundinamarcaHuilaMetaNariñoPutumayoQuindíoRisaraldaSantanderTolimaValle



con 149.646 KW instalados. El tipo de pequeña central más representativo, es el

grupo entre 50 y 500 KW o de minicentrales.

El grupo de microcentrales tiene una media de 16,9 KW con una desviación

estándar de 10,5 KW; las minicentrales tienen una media de 220 KW y una

desviación estándar de 104 KW; las pequeñas centrales hidroeléctricas tienen una

media de 1.894,6 KW con una desviación estándar de 1.305,2 KW. [2], [8]

Clasificacion de la OLADE de las Pequeñas Centrales Hidroelectricas en Colombia

6%

42%52%

MICROCENTRALES PCH MINICENTRALES

Tabla 2. Clasificación De Pequeñas Centrales Hidroeléctricas “OLADE”.

SALTO (m) DENOMINACION

RANGO DE POTENCIA KW BAJO MEDIO ELEVADO

MICROCENTRAL HASTA 50 MENOR DE 15 15 – 50 MAYOR DE 50

MINICENTRAL 51 - 500 MENOR DE 20 20 – 100 MAYOR DE 100

PEQUEÑA CENTRAL

501 - 5000

MENOR DE 25

25 – 130

MAYOR DE 130

Nota: La tabla No. 2. Es una clasificación planteada por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).



1.3.1 Experiencias En Planes Y Programas.

Diferentes instituciones y corporaciones estatales del sector eléctrico han venido

realizando diversos estudios y programas para la electrificación en numerosas

zonas del país:

En 1985, CORELCA, a través de PENSECA y con la participación de ICA,

desarrolló un programa en la costa Atlántica cuyos resultados fueron los

siguientes:

Departamento del Magdalena: Palmor (125 Kw.), Paucedonia (15 Kw.),

Siervo Arias (12 Kw.), Sacramento (23 Kw.), Río Piedras (250 Kw.), Gaira

(10901Kw), Machosolo (10 Kw.), Caracolí Guajira (100 Kw.). Además se

identificaron los proyectos de: Simití (1900 Kw.), Santa Rosa De Simití (300

Kw.), Nabusímaque (30 Kw.), Villa Germania (60 Kw.). [8]



2. CATÁLOGO DE PCH´S

Este catalogo contiene los parámetros para recoger la información que resulte de

la visita a cualquier PCH. Incluye la metodología empleada, información general;

información sobre turbinas, generadores y transformadores, además de algunos

comentarios sobre observaciones técnicas, de obra civil y de funcionamiento de la

central, todo lo cual se plantea a continuación. [4]

2.1 METODOLOGÍA.

La metodología propuesta para la realización del presente trabajo consistió en:

Consulta de la información a diferentes organismos con referencia al tema:

ICEL, Ministerio de Minas y Energía, UPME, INEA, entre otros. Tomar la

información disponible de los informes de las empresas dueñas de las

centrales.

Investigación de los inventarios existentes sobre pequeñas centrales

hidroeléctricas, ya mencionadas anteriormente. Visitas a las bibliotecas del

ICEL, UPME, Ministerio de Minas, Planeación Nacional, Universidad

Nacional. Sistematización de toda la información mediante herramientas

apropiadas del software como Word, Access y FrontPage.



Con base en el inventario presentado por la Ingeniera Rafael María, se elaboró un

formato para reunir la información obtenida sobre cada una de las centrales. Este

formato es así:

2.1.1 Información General. Nombre:

Departamento:

Empresa:

Estado:

Captación:

Capacidad de generación (Kw.):

Capacidad disponible (Kw.):

Río:

Cabeza (m):

Caudal (m³/s):

Año de instalación:

Interconectada:

2.1.2 Información De Turbinas.

Tipo:

Salida (Kw.):

Velocidad (r.p.m.):

No. Unidades:



2.1.3 Información De Generadores.

Tipo:

Capacidad (Kva.):

Factor de potencia:

Voltaje (V):

Frecuencia:

Velocidad (r.p.m):

No. Unidades:

2.1.4 Información Transformadores.

Tipo:

Capacidad (Kva.):

V primario (Kva.):

V secundario (Kva.):

No. de fases:

Tipo de conexión:

Unidades operando:

2.1.4.1 Comentarios.

Observaciones técnicas, de obra civil y de funcionamiento de la central.

2.1.5 Puntos Importantes En El Plan De Rehabilitación.

Se señalan estos puntos, si existe el plan.



Definiciones: Una pequeña central hidroeléctrica es un conjunto de

instalaciones, requeridas y diseñadas para transformar la energía potencial de un

curso de agua en energía eléctrica disponible, por medio de uno o más grupos de

conjuntos turbinas – generador.

Para recordar los elementos básicos que conforman una pequeña central y

establecer relación con algunos términos técnicos que se manejan en este

catálogo, se definirán a continuación los más importantes.

Obras De Bocatoma: Son aquellas que, construidas en la sección de río,

modifican de alguna manera los caudales medios a nivel anual, mensual o diario;

entre ellas se distinguen principalmente las siguientes.

Caudal De Diseño: Este caudal alimenta la turbina y genera así la demanda

de energía solicitada. Se utiliza para determinar la capacidad y el diseño de las

diferentes obras que componen el proyecto (Bocatoma, desarenador, tanque de

carga, tubería de conducción y de carga).

El caudal de diseño se calcula con la formula:

Qd = P/ (8*g*H)

Donde:

Qd: Caudal de diseño, en m³/seg.

P: Demanda total, en Kw.

g: Peso especifico del agua, en t/m³

H: Caída neta, dada por la caída bruta menos las pérdidas.



Presa: Obra construida en la sección transversal de un río, tiene por objeto

controlar el flujo de caudales, para el almacenamiento y/o evaluación de su nivel,

con fines hidroeléctricos. Materiales: Concreto, tierra, roca, madera y

combinaciones.

Desviación: Son obras y demás operaciones que se necesita construir para

llevar a cabo el nivel de la presa. Regularmente consisten en túneles de

desviación, operaciones de bombeo, ataguías, para desviar los caudales y

adecuar el sitio durante la construcción de la presa. Materiales: Concreto,

mampostería, piedra lanzada.

Vertedero o rebosadero: Es una estructura civil, que se utiliza para controlar

el paso de caudales máximos a través de la sección del río, en la cual está

constituida la presa y el factor de seguridad de la misma; regularmente, consiste

en un canal controlado por compuertas, localizado a un lado de la presa.

En relación con las obras de generación, son todas las obras civiles y

electromecánicas que es necesario realizar para aprovechar hidroeléctricamente

los caudales regulados mediante la presa.

Bocatoma: Es una estructura civil que hace parte de las obras generales de

regulación; en ella están localizados los equipos necesarios para controlar los

caudales que se aprovecharan hidroeléctricamente.

Conducción: Obras civiles necesarias para conducir los caudales captados

desde el embalse hasta la zona en la cual son aprovechados. Pueden estar



conformadas por túneles, canales o tubería de presión o por una combinación de

ellos.

Desarenador: Sistema diseñado para evitar el ingreso de partículas sólidas a

la tubería de presión, para proteger más adelante a la turbina. Puede instalarse

como parte de las obras de toma o la cámara de carga, según el caudal, terreno y

materiales de canal.

Cámara de máquinas o central: Estructura que facilita el ingreso de agua a la

tubería de presión. Materiales: Concreto, concreto pobre, asbesto- cemento.

Casa de máquinas o central: Lugar donde se alojan los grupos generadores,

necesarios en la conversión de la energía cinética en energía eléctrica; contiene

además todo el quipo de control, operación, transformación y las herramientas

para su mantenimiento.

Canal de fuga: Es la obra civil que conduce de nuevo al río los caudales

turbinados por la central

Turbina: Máquina hidráulica que convierte la energía del agua en energía

mecánica. Encontramos varios tipos:



Pelton: Maquina de impulso con chorro libre empleada para caídas

elevadas desde 50 metros. Requiere grandes caídas y poco caudal, es de

bajo costo.

Michell – Banki: Maquina de impulso y flujo transversal empleada

para caídas medianas entre 5 a 80 metros; es de bajo costo, baja eficiencia y

de mayor facilidad de fabricación que la anterior.

Francis: Maquina de reacción empleada para caídas medianas

hasta de 500 metros. Opera llena de agua, su costo es elevado y de alta

eficiencia.

Axiales: Maquina de reacción, como la hélice, Kaplan – hélice

regulable, tubo, bulbo, etc. Empleada para bajas caídas entre 1.5 metros a 3

metros y requiere gran caudal.

Generadores: Maquinas eléctricas de corriente directa o alterna que

convierten la energía mecánica entregada por la turbina en energía eléctrica. Se

distinguen 2 tipos:

Generador Sincrónico: Cuando la velocidad de giro del rotor es la

misma que la del campo magnético rotativo del estator.



Generador Asíncrono: Si la velocidad de giro del rotor es mayor

que la del campo magnético rotativo del estator.

2.2 REFERENCIA

La electricidad constituye un servicio básico fundamental para el desarrollo de las

actividades económicas y para el mejoramiento de los niveles de bienestar de

nuestra población, correspondiendo al estado orientar y promover su

abastecimiento eficiente y adecuado, de modo que se beneficien todos los

sectores sociales de nuestro país.

A lo largo de los años y mediante el esfuerzo de las entidades del sector por

mejorar el suministro eléctrico, se ha logrado una cobertura urbana del 99% y del

65% en las zonas rurales; pero a pesar de estos avances, todavía hace falta

mejorar el servicio a los grupos más pobres y marginados de la población,

especialmente en las zonas rurales. Entre tanto, la demanda de potencia eléctrica

se cuadruplicó en el periodo 1970 -1990, al pasar los niveles inferiores de 10.000

Gw a más de 40.000 Gw en 1997, y se espera un comportamiento similar para los

próximos 20 años.

Cada vez es mayor la dificultad en obtener recursos financieros para el estudio y

ejecución de grandes proyectos de generación, los cuales además, requieren de

licencias ambientales cuya obtención se dificulta a causa del relativo impacto que

este tipo de obras genera sobre el medio ambiente.

Surge entonces la necesidad de una estrategia energética nacional entre cuyos

objetivos prioritarios se contemple la máxima utilización de la capacidad de



producción hidroeléctrica, al tratarse de una fuente de energía autóctona, limpia y

renovable.

Adicionalmente, los resultados de análisis económicos realizados por el antiguo

INEA en el año de 1997 para rehabilitación de pequeñas centrales hidroeléctricas,

pertenecientes al sistema interconectado internacional (SIN), demostraron la

convivencia de emprender un programa de identificación, recuperación,

repotenciación, modernización y ejecución de proyectos en pequeñas centrales

hidroeléctricas con capacidad instalada comprendida entre 1.000 y 100.000 Kw.

[16]



3 RESULTADOS DE LA INVESTIGACIÓN

3.1 Antecedentes De La Investigación.

El aprovechamiento de los recursos hidráulicos con fines de generación eléctrica

en Colombia tuvo su iniciación en la Costa Atlántica, concretamente en Bonda,

cerca de Santa Marta en el año de 1898.

A principios de este siglo, en la década de los años veinte, se instalaron cuatro (4)

grupos hidroeléctricos aprovechando los ríos de la Sierra nevada de Santa Marta;

Gaira y Bonda, con una capacidad instalada de 460 KW y 140 KW

respectivamente.

En el año de 1939, se construyó una pequeña Central Hidroeléctrica con

capacidad instalada de 72 kw, aprovechando las aguas del Río Guatapurí, para

suministrarle energía a Valledupar.

En el año de 1952, se adelantó un estudio por parte de la firma OLAP (Olarte,

Ospina, Arias y Payán Ingenieros) para el desarrollo eléctrico de la Zona

Bananera, Santa Marta y Valledupar, aprovechando el potencial hidroeléctrico de

los Ríos de la Sierra Nevada de Santa Marta.

En ese informe, se concluía que el porcentaje de generación hidroeléctrica en la

zona de estudio, representaba un 16% sobre el total de generación, contrastando

con la situación actual donde este sistema no tiene representación alguna como

servicio público dentro del contexto del sector eléctrico existente.



Debido al crecimiento acelerado de la demanda nacional de energía (actualmente

6.5%) en los últimos 30 años la fuente de generación eléctrica ha pasado de

Plantas Diesel localizadas en centros poblacionales, al actual sistema térmico, con

mayor capacidad instalada y ubicada en sitios estratégicos adecuados para mayor

cobertura a nivel regional, aprovechando la riqueza de recursos energéticos no

renovables (gas y carbón) de la Costa Atlántica.

La desaparición de la generación mediante hidroelectricidad obedeció a dos

razones fundamentales:

El esquema de este tipo de generación está basado en la cobertura de pequeños

Centros de Población Aislados, que al crecer sus necesidades eléctricas agotaron

el potencial hidroeléctrico a filo de agua de las fuentes hídricas cercanas.

Los costos de inversión de los proyectos hidroeléctricos, estudiados para

abastecer la demanda con sus incrementos y proyecciones, sobrepasan la

capacidad económica y organizativa de las entidades encargadas en ese

entonces, de la generación y suministro de electricidad.

En el año de 1973, el Departamento Nacional de Planeación contrató la

realización del “Estudio del Sector de Energía Eléctrica”, dentro del cual se

determinó el inventario nacional de los recursos hidroeléctricos.

Basado en la identificación que hizo el estudio anterior de potencial hidroeléctrico

de la Costa Atlántica; ISA y posteriormente CORELCA, adelantaron estudios de

los proyectos más atractivos mediante contratación con las siguientes firmas:

Consorcio Alto Sinú: 1977 DESARROLLO HIDROELÉCTRICO DEL ALTO

SINU.



Hidroestudios: 1981 APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO DE LA ZONA

OCCIDENTAL DE LA SIERRA NEVADA DE SANTA MARTA.

Consultores Civiles e Hidráulicos CH Ltda.: 1981 APROVECHAMIENTO

HIDROELÉCTRICO DE LA ZONA NORTE, ORIENTAL Y SUR ORIENTAL DE LA

SIERRA NEVADA DE SANTA MARTA.

Adicionalmente, CORELCA mediante contratación con la firma Consultores

Civiles e Hidráulicos, Consultores Unidos y con personal de la División Asesoría

Técnica Regional, adelantó estudios a nivel de aprovechamiento para

Microcentrales Hidroeléctricas.

3.2 Alcances Y Limitaciones.

Una vez recorridas las pequeñas centrales hidroeléctricas de la Costa atlántica se

valorará el estado de éstas y sus características propias, para así empezar con el

proceso de reconocimiento y observación.

Con base en lo anterior se empezará a analizar las diferencias técnicas de

reconfiguración optando por la opción más viable y económica.

Después se propondrá un plan estratégico de recuperación, basados en la

discriminación y en los análisis realizado, para así introducir las medidas que se

pueden optar para minimizarlas y optimizar el funcionamiento de éstas (PCH's).

Para realizar este estudio, lo limitaremos sólo a dos departamentos, donde

podemos ver muchos de sus factores, ventajas y desventajas de los mismos.

(Magdalena, Cesar).



3.2.1 Departamento Del Magdalena.

Magdalena (departamento, Colombia), departamento colombiano localizado en el

norte del país, en la costa atlántica. Limita al norte con el mar Caribe, al oriente

con los departamentos de La Guajira y Cesar, al sur con el departamento de

Bolívar, y al occidente con los departamentos de Bolívar y Atlántico. Fue creado

por la Constitución de 1886.

GEOGRAFÍA FÍSICA: Tiene una extensión de 23.188 km² y posee una

variada climatología, que va desde los páramos de la sierra Nevada de

Santa Marta hasta las zonas cálidas de la costa y las ciénagas. El principal

accidente orográfico lo compone precisamente la sierra Nevada de Santa

Marta, con alturas de más de 5.780 m en los picos Simón Bolívar y Colón,

considerado el monte más alto de Colombia. En la costa destacan las

bahías de Santa Marta, Gaira y Taganga, las puntas de Castillete, Gaira,

Betín y Brava y los cabos de La Aguja, San Agustín y San Juan de Guía.

Está bañado por los ríos Magdalena, Ariguaní (desembocan al mar),

Aracataca, Fundación y Tucurrinca y la Ciénaga Grande de Santa Marta

(santuario de fauna y flora), Cerro de San Antonio, Chiloa, Pajaral, Sapayán

y Zapatosa.

ECONOMÍA: Actividades económicas más sobresalientes del Magdalena

son la agricultura, la ganadería, la pesca, el turismo, el comercio y los

servicios. Entre los cultivos sobresalen arroz, algodón, yuca, fríjol, maíz,

caña de azúcar, frutas y banano. A principios de siglo sobresalió por los

cultivos de banano para exportar, sembrado en Ciénaga y Fundación. Los

conflictos laborales en esta zona bananera llevaron a que se produjera en

1928 una masacre de trabajadores. Los principales municipios agrícolas

son Ciénaga, Fundación, Guamal, Plato y Aracataca. La ganadería es de



cría, ceba y levante, y se desarrolla en El Banco, Ariguaní, Chibolo,

Fundación y Plato. La pesca se realiza en el mar y en las ciénagas; de esta

actividad viven los pobladores de Taganga, Tenerife, San Sebastián,

Pueblo viejo y El Banco. Las demás actividades económicas se centran en

la capital. Entre los lugares turísticos del departamento están la sierra

Nevada de Santa Marta, el Parque nacional de Tayrona, los monumentos

históricos de la capital, las playas y las ciénagas.

POBLACIÓN: El departamento tenía en 2000 una población de 1.284.135

habitantes, distribuidos en 21 municipios, incluida su capital, Santa Marta

(Ver anexo 1 Mapa del Departamento del Magdalena).

3.2.2 Departamento De Cesar.

Cesar (departamento), departamento de Colombia localizado en la región costera

del mar Caribe. Limita al norte con el departamento de La Guajira, al este con la

República de Venezuela y el departamento de Norte de Santander, al sur con los

departamentos de Norte de Santander y Santander, y al oeste con los

departamentos de Bolívar y Magdalena. Fue creado por la Ley 25 de 1967.

.GEOGRAFÍA FÍSICA: Es el único departamento colombiano costero sin

playa, aunque actualmente se hacen esfuerzos por darle salida al mar por

el corregimiento de Mingueo (departamento de La Guajira). Está separado

del mar Caribe por la sierra Nevada de Santa Marta. Tiene una extensión

de 22.905 km² y un clima variado que oscila desde las partes altas de la

sierra Nevada hasta las zonas bajas de los ríos y ciénagas. El territorio del

departamento tiene una variada geografía en la zona montañosa, en las

estribaciones de la cordillera Oriental de los Andes, donde se encuentran la



sierra Nevada de Santa Marta, con los picos Bolívar y Colón (5.700 m),

declarada en 1977 Parque nacional natural de Los Motilones, conocida

también como sierra de Perijá o serranía de Valledupar, con los cerros de

Jurisdicción (3.850 m), Negro (3.200 m) y la sierra de Ocaña y Schail (2.350

m). Las zonas bajas están compuestas por ciénagas y ríos; entre las

primeras se encuentran las de Zapatoca, Pancuiche, Pajangua, Alfaro y

Guamal. En estas sierras nacen varios ríos que riegan el territorio, como el

Cesar, Anguani, Calenturitas, Sicarare, Jobo y Manaure; otros ríos que

bañan estas tierras son el Magdalena, el Lebrija, el Guatapurí y el Badillo.

La variedad climática le permite a este departamento tener una variedad

amplia en fauna y flora.

ECONOMÍA: La economía se fundamenta en la ganadería, la agricultura, la

minería, la industria, el turismo y el comercio. Es un departamento

productor de arroz, cacao, palma africana, maíz, ajonjolí, sorgo, plátano y

frutales. Actualmente la fruticultura ha tenido mucho auge como sustituta

del algodón, y se exporta a los mercados de Europa y Norteamérica. La

ganadería es de doble propósito (leche y carne). La industria se basa en el

procesamiento de lácteos. En cuanto a la minería, se explota el carbón en

los municipios de La Loma, Jagua de Ibirico, Becerril y Chiriguaná por

compañías extranjeras y nacionales. El turismo se desarrolla en la sierra

Nevada, Ciudad Perdida y la ciénaga de Zapatoca. Así mismo, se realiza

todos los años el Festival de Vallenato durante el mes de abril.

POBLACIÓN: En 2000 la población era de 961.535 habitantes, distribuidos

en 24 municipios, incluida Valledupar, su capital, fundada en 1550 por

Hernando de Santana y erigida municipio en 1915. En 2000 tenía 270.375

habitantes. El comercio, la industria y las actividades agropecuarias

sustentan su economía. En importancia le siguen los municipios de



Aguachica, Codazzí, Chimichagua, Copey y Chiriguaná. (Ver anexo 2

mapa del departamento del cesar).

3.3 Delimitación.

La realización del presente documento se basa fundamentalmente en información

existente hasta el momento, investigada en las diferentes instituciones del sector

eléctrico como son: El ministerio de Minas y Energías, Instituto Colombiano de

Energía Eléctrica ICEL, Interconexión Eléctrica S.A. ISA, Corporación Eléctrica de

la Costa Atlántica CORELCA, Programa especial de Energía de la Costa Atlántica

PESENCA, Empresa de Energía de Bogota EEB, Corporación Autónoma Regional

del Cauca CVC, y otras entidades como el Instituto de Asuntos Nucleares, IAN,

departamento nacional de planeación, DNP, compañía de electricidad y gas de

cundinamarca, CELGAC S.A., con el fin de evaluar el potencial hidroeléctrico a

pequeña escala instalado en el país.

Los métodos de investigación utilizado son las experiencias acumuladas por

dichas entidades, por lo cual no es competencia de este informe hacer estudios de

campo, como estudio topográfico, estudio geológicos, hidrológicos o

socioeconómicos, ya que estos requerirían de personal especializado en dicha

área haciendo de éste, un estudio costoso y demasiado extenso por fuera del

alcance de un trabajo de grado.



3.4. Resultado Final de Cada una de las PCH Evaluadas CORELCA a través de PESENCA, con la participación del Instituto Colombiano

Agrícola ICA, y la Sociedad de Cooperación Técnica de Alemania Federal,

desarrolla desde 1985 el programa de Minicentrales hidroeléctricas para la Costa

Atlántica, cuyos resultados más importantes son:

Minicentral de Palmor (Magdalena)

Microcentral de Palestina (Magdalena)

Microcentral de Paucedonia (Magdalena)

Microcentral de Siervo Arias (Magdalena)

Microcentral de Sacramento (Magdalena)

Minicentral de Rió Piedra (Magdalena)

Rehabilitación de la pequeña central de Gaira (Magdalena)

pequeña central de Bonda (Magdalena)

Minicentral de Macho solo (Magdalena)

Microcentral de Villa Germania (Cesar)

El Comité Técnico del Sector Eléctrico, que coordina Interconexión Eléctrica S.A.

ISA y al cual pertenecen las principales entidades y empresas vinculadas al sector

según lo establecido por la Junta Directiva a mediados de 1991, recomendó que

bajo la coordinación de ISA, las empresas del sector adelanten y actualicen el

inventario de centrales (10 a 100 MW), las cuales deberán tenerse en cuenta

dentro de los análisis del Plan de expansión. Cuando los estudios de factibilidad

así lo ameriten.



3.4.1 Pequeña Central Hidroeléctrica De Gaira.

Identificación Del Proyecto: La Pequeña Central Hidroeléctrica de Gaira, PCH,

con una capacidad instalada de 1090 [KW], fue uno de los primeros

aprovechamientos hidroeléctricos del país, su construcción data de 1929. Este

aprovechamiento hidroeléctrico de propiedad de la Electrificadora del

Departamento del Magdalena, quedó fuera de servicio desde 1974. En el año de

1987, PESENCA se interesó por su recuperación, con el objeto de implementarla

como planta demostrativa en esta tecnología.

Estudio De Factibilidad Técnico – Económico: Se realizó una detallada

investigación para determinar el estado real de los equipos electromecánicos y de

las obras civiles existentes. Una evaluación de los costos, determinó que la

recuperación del capital de inversión fuera posible en un tiempo aproximado de un

año con un costo específico de US $ 120 por [kW]. Se estudió el recurso agua con

el objeto de precisar la generación del equipo, puesto que los registros de

generación del equipo en los años de su generación se extraviaron,

encontrándose que sólo en cuatro meses del año no era posible generar a plena

potencia.

Se estimó una producción promedio de 650 [kW], lo cual le permitiría a la

Electrificadora tener unos ahorros en sus egresos, por compra de energía al

sistema regional y reducción de pérdidas por transmisión que son del orden del 20

% (en un total de 7'000.000 [Kwh.] anuales), lo que equivalía a una cifra de $

56'000.000 (US $ 160.000). Los costos de generación representaban $ 10'000.000

(US $ 28.571), por lo que el ahorro neto corresponde a un valor de $ 46'000.000

(US $ 131.429).



Financiamiento Del Proyecto. Se celebró un convenio entre PESENCA y la

Electrificadora del Departamento de Magdalena, en donde se definió la

participación de los aportantes de la siguiente forma:

- ELECTROMAG $13'700.000

- PESENCA $28'800.000

- TOTAL DEL PROYECTO $42'500.000

Diseños De Construcción: Con el objeto de evitar grandes desgastes en el

equipo, se diseñó un desarenador a dos cámaras para operación continua.

Se estudió la capacidad de transporte del canal de conducción, encontrándose

tramos que necesitaban realces en sus muros para permitir el paso del caudal de

operación de la turbina. En el equipo electromecánico, se diseñaron todos los

circuitos de mando y control y se implementaron los circuitos de señalización de

fallas.

Se modificó el sistema de enfriamiento de los casquetes de apoyo de la turbina,

pasándolos de enfriamiento por salpique a lubricación forzada, mediante una

bomba de aceite y enfriamiento por serpentines de intercambio de calor ubicados

en el canal de fugas.

Contratación: Se firmó un contrato llave en mano, con HIDROENERGIA Ltda.

Para la recuperación y entrega en operación de la PCH de Gaira, cuyo objeto

comprendía desde remodelaciones en la obra civil hasta la recuperación del

equipo electromecánico y su puesta en operación, las cuales consistieron en, el

diseño y construcción de un desarenador, el realce de algunos tramos de los

muros del canal de conducción, reconstrucción de las compuertas de lavado de



presa y toma del canal la remodelación de la casa de máquinas y la recuperación

del equipo electromecánico.

Ejecución: Por la naturaleza de la obra, la propiedad del proyecto y el tipo de

contrato suscrito, la mano de obra especializada debió ser llevada desde la sede

de la firma, Barranquilla (Atlántico), en tanto que la mano de obra no calificada es

de la región vecina al proyecto.

Las vías de comunicación, tanto desde la casa de máquinas como desde la

bocatoma, son caminos de herradura de aproximadamente un kilómetro, por lo

que todos los materiales para las obras civiles que no se producen en la región

(cemento, hierro, madera, etc.) se transportan a lomo de mula. Los materiales

pétreos se obtuvieron del río y de las laderas a lo largo del canal de conducción. El

costo del transporte externo de los materiales desde el sitio de operación hasta el

sitio de obra, es un componente que incide notoriamente en el costo de total de los

materiales (Aproximadamente el 30 %). En cuanto al transporte de los materiales

externos, se tiene una incidencia pequeña en el costo total de ellos, del orden del

10 %. La mano de obra fue subcontratada y pagada por cantidades de obra

ejecutada, lo que permite mantener un control mayor sobre los costos del

proyecto; su incidencia en el costo total del proyecto es del orden del 25 % al 30

%. El personal que laboró en la recuperación electromecánica de la mano de obra

altamente calificada y su costo representa de un 50 % a un 60 % de los costos

totales de recuperación. Los trabajos de relleno y mecanización metalmecánica,

fueron efectuados en talleres especializados de Barranquilla, tales como el

realizado para los alabes directrices de la turbina Francis, la rectificación de las

tolerancias entre rotor y carcaza, reconstrucción y rehabilitado de los casquetes de

apoyo del eje de la turbina.



Se corrigieron defectos del montaje inicial, tales como ligeros desalineamientos

entre el generador y la turbina, así como errores en el sistema de enfriamiento del

pedestal; de apoyo principal. Originalmente se pasaba agua por unos serpentines

inmersos en el cuerpo de aceite que bañaba los casquetes. Se instaló una bomba

que toma el aceite caliente del pedestal y lo circula por unos serpentines

sumergidos en el canal de fugas, para luego regresarlo hacia los casquetes. Este

problema técnico mantuvo el equipo inhabilitado por mucho tiempo en su

operación anterior.

Estado Actual De La PCH. De Gaira Los datos de esta PCH para el proceso de generación es: un caudal de 794 l.p.s y

una caída bruta 162 m., se obtiene una capacidad de generación de 1090 Kw. El

costo por Kw., rehabilitado, seria de 125 US $/Kw.

El estado actual de esta pequeña central es muy precario ya que su infraestructura

se encuentra en un estado de deterioro muy avanzado, , mientras que en la parte

eléctrica su estado es algo similar.

Cabe resaltar que esta PCH sólo entra en funcionamiento o se podría generar

energía eléctrica durante 4 meses, ya que los niveles de esta fuente hidrológica

son muy bajos en los otros 8 meses del año; por esta razón no seria muy viable la

inversión para una futura remodelación, ya se quiera hacer en la parte civil o en la

parte eléctrica



3.4.2 Pequeña Central Hidroeléctrica Del Palmor.

Identificación del proyecto: Dentro de la selección de zonas de planificación

para el proyecto PESENCA, en el Departamento del Magdalena, las entidades

oficiales escogieron a la población de Palmor, ubicada a 950 m.s.n.m. en la Sierra

Nevada de Santa Marta, como una región en donde existía mucho interés para

llevar la presencia del Estado y en donde la posibilidad de interconexión a la red

regional era muy remota.

El proyecto luego de una visita previa, encontró que la fuente energética renovable

que más posibilidades tenía de competir con las fuentes de energía

convencionales, era la hídrica y que este recurso abundaba en la región.

Reconocimiento y Estudio Preliminar: Personal especializado reconoció unas

cinco alternativas de solución al abastecimiento de energía al poblado y mediante

mediciones expeditas de caudal, caída y los demás parámetros que inciden en los

costos del proyecto. Se estimaron unos presupuestos preliminares para cada

alternativa y se escogió la más favorable desde el punto de vista económico y

técnico teniendo en cuenta que era el primer proyecto que el programa iba a

ejecutar desde su planificación hasta su puesta en operación.

Estudio de factibilidad: Seleccionada la alternativa sobre el río Cherúa, con unas

características de caudal Q=500 [l/s] y caída H=90 [m], se procedió a efectuar un

levantamiento topográfico de la faja del proyecto y un reconocimiento geológico

micro regional para evaluar la estabilidad de la zona y la ubicación del material

petreo para la explotación de la obra.



Paralelamente, la comunidad instaló un vertedero permanente sobre una

quebrada en cercanías de la población, con el objeto de evaluar por un año

continuo el comportamiento hidrológico de las fuentes hídricas cercanas. A la vez

se efectuaron mediciones de caudal mensualmente en el sitio del proyecto por un

período de un año. Este estudio de campo se complementó con una

regionalización hidrológica mediante la evaluación de ríos cercanos con registros

hidrométricos por más de 17 años. La curva de duración de caudales en el sitio del

proyecto mostró cómo un caudal del 95% del tiempo no sería inferior a 600 [l/s], el

cual es superior al requerido por el proyecto.

La población a beneficiar cuenta con 160 viviendas nucleadas, dedicadas al

comercio y al cultivo del café y una población dispersa en el área rural de 140

fincas en un radio de 10 kilómetros con centro en Palmor.

El proyecto se dividió en dos etapas, una primera fase alimentaría el núcleo con

una demanda estimada en 125 [KW], para lo cual el caudal requerido llega a los

125 [l/s].

Diseño del proyecto. Los ríos de la Sierra Nevada presentan una gran pendiente

y el grado de colonización es alto, presentándose una tala apreciable para la

expansión de la frontera agrícola.

Se diseñó una bocatoma con una presa vertedero de cierre total y derivación

lateral mediante un orificio a un canal desgravador, controlándose estas

estructuras por las compuertas de limpieza y por medio de una tubería que

controla los pasos de caudales extremos hacia el desarenador de dos cámaras,

diseñado para operación continua. La conducción se hace por medio de una

tubería de asbesto-cemento de 18 pulgadas en una longitud de 520 metros. Se

previó una chimenea de equilibrio para controlar el golpe de ariete en la tubería de



presión e impedir desbordes por excesos que provocaran erosión en el sitio. La

tubería de presión se diseñó en asbesto-cemento clase 20 para una presión de

trabajo de 100 metros de columna de agua y un diámetro de 12 pulgadas. La casa

de máquinas se proyectó para albergar un segundo equipo electromecánico en la

etapa de ampliación. El equipo electromecánico consta de una turbina Pelton de

dos inyectores, un volante de inercia y un generador fabricado especialmente e

importado para el proyecto.

Las líneas de conexión al poblado y las redes de distribución fueron diseñadas y

construidas por la Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica, CORELCA.

Financiación: Se asignó una participación a la población con el objeto de hacerla

propietaria del proyecto, en una proporción que no supere el componente que de

otra forma hubiera sido subsidiado por el Estado. Las redes correrían por cuenta

de entidades estatales y PESENCA cubriría el saldo que garantizaría la

terminación y puesta en marcha del proyecto:

- Población de Palmor $ 15'000.000

- CORELCA y P.N.R. (Plan Nacional de Rehabilitación) $ 30'000.000

- PESENCA $ 100'000.000

- Total del proyecto $ 150'000.000

PESENCA llevaría la responsabilidad total del proyecto y garantizaría los

desembolsos requeridos durante su ejecución mediante créditos puentes para los

otros aportantes.



Ejecución: La obra civil se efectuó de forma similar a la ejecutada PCH de Gaira y

empleando personal no calificado de la región. Se contrató en su totalidad con

HIDROENERGIA Ltda. En su ejecución cabe mencionar algunos aspectos

relevantes:

Los agregados para el concreto se consiguieron en el cauce del río Cherúa, con

mucha dificultad. Este material fue suministrado por personas de la región a las

cuales se les pagaba por cantidades colocadas en los sitios de utilización.

El transporte de la tubería se efectuó en camiones, hasta unos 500 metros de la

casa de máquinas y de allí hasta la zona de utilización; se hacía por medio de

aparejos y mediante grupos de 8 a 10 obreros; los cuales los transportaban

amarrados a una estructura de madera que permitía el izaje y movilización por

varias personas a un tiempo. La madera para formaletas se adquirió de la región a

costos razonables.

En cuanto al equipo electromecánico, se contrató otra empresa creada e

impulsada por PESENCA, COLTURBINAS Ltda., la fabricación, montaje y puesta

en operación de dicho equipo. Utilizando la capacidad instalada de los talleres de

Barranquilla, mediante planos del fabricante de turbinas WKV de Alemania, se

construyó la turbina Pelton de dos inyectores y el volante de inercia fue fabricado

en Bogotá, capital de Colombia, en donde existía la capacidad de fundición en

acero requerida, de 1800 [kg]. Posteriormente se efectuó el balanceo dinámico del

volante. El rotor de la turbina fue construido mediante cucharas fundidas en hierro

modular, apernadas y pinadas a un disco de acero previamente fresado en su

periferia para recibir las cucharas.



Sólo las cucharas presentaron un problema técnico significativo, por porosidades

en la unión entre las patas y el cuerpo. No obstante, luego de tres ensayos de

fundición, se corrigió esta anomalía. La unión turbina - generador se hace

mediante acople directo. El regulador oleomecánico, los acoples flexibles y el

generador eléctrico, fueron importados desde Alemania por conducto de la G.T.Z.

El equipo fue armado sobre una base metálica común en el taller, donde se

chequearon los alineamientos y tolerancias de montaje para luego desmontar,

transportar y montar en el sitio del proyecto. La obra se inició en enero de 1988 y

se entregó en operación en septiembre de 1990, en donde hubo un período

muerto de 5 meses por trámites de legalización de los equipos importados.

Operación y Mantenimiento de PCH de Palmor: Mediante contrato suscrito

entre la Acción Comunal de Palmor e HIDROENERGIA Ltda., esta empresa tiene

la responsabilidad de operar, mantener y administrar la PCH de Palmor, por un

costo fijo de $ 3'840.000 (US $ 6.982) anuales. La tarifa aprobada de común

acuerdo con la población se compone de un costo fijo de $2.500 (US $ 4.50)

mensuales más un costo de la energía de $ 5 /[kW-h] (US $ 0.009). De esta forma

PESENCA, mediante el impulso y apoyo a empresas especializadas, logra un

manejo integral del proyecto desde su planeamiento hasta su operación y

administración.

Estado actual de la PCH. Palmor

Ubicada sobre el rió Cherúa, la obra beneficia a unos 1300 usuarios de la

localidad del Palmor, e indirectamente a mas de 3000 habitantes de veredas

cercanas a ésta. Además, se prevé una segunda etapa de ampliación a 300 Kw.,

con una caída de 32 m. y caudal de verano de 1330 l.p.s., con un costo estimado

de $106 millones de pesos en 1985.



El estado actual de esta pequeña central hidroeléctrica es el mejor ya que en este

momento es una de las PCH cuyo funcionamiento es excelente y se encuentra en

muy buenas condiciones.

Lo más importante de esta PCH, es la solicitud de manera formal hecha al

gobierno central para la adquisición de una nueva turbina, ya que este proyecto

fue diseñado para funcionar con dos turbinas, puesto que todas las obras civiles

tienen la capacidad suficiente para mover otra turbina de igual capacidad a la ya

existente.

La turbina que poseen es de 125 KW y se necesita otra de la misma capacidad, es

importante resaltar que las turbinas y las redes eléctricas son operadas y

mantenidas por la comunidad, organizada en una empresa denominada

ELECTROPALMOR.

Esta solicitud nace por cuanto el corregimiento de ciénaga está localizado en las

estribaciones de la Sierra Nevada de Santa Marta con el objeto de solucionar el

problema de energía eléctrica, el cual actualmente es insuficiente para satisfacer

las necesidades de la comunidad. Básicamente se necesita: la turbina con un

generador que tenga su respectivo tablero, el transformador de potencia y la

turbina de conducción.

La inversión en esta PCH es viable ya que, como se menciona, ésta funciona

permanentemente; lo mas importante es que es esta PCH fue construida para

trabajar con dos turbinas, y sólo tiene una instalada hasta hora. Esta inversión

sería recuperada en unos 5 años, por tal motivo sí es viable todo tipo de

inversiones en esta PCH del Palmor. Además de que se esta satisfaciendo

necesidades de la comunidad



3.4.3 Pequeña Central Hidroeléctrica De Paucedonia.

Identificación del Proyecto: La vereda de Paucedonia se encuentra ubicada a

unos cinco kms de la PCH de Palmor. Las líneas de interconexión con Palmor se

proyectaron hasta unos 2.5 [km] de la vereda.

Se identificó un aprovechamiento hidroeléctrico para abastecer una demanda de

seis fincas cafeteras, que podría competir con la línea de interconexión desde la

PCH de Palmor, y en el cual los usuarios estaban interesados en participar.

Reconocimiento y Estudio de Factibilidad: Mediante un reconocimiento se

efectuaron mediciones de caudal y caída, encontrándose un salto aprovechable de

43 metros y un caudal mínimo de 100 [l/s]. Los parámetros para bocatoma,

conducción, desarenador y casa de máquinas se midieron a cinta, nivel locke y

mira topográfica. Los diseños se estimaron en obra y se afinaron en la oficina de

tal forma que los presupuestos puedan ser considerados con una precisión

aceptable para proyectos a esta escala. Las líneas de distribución por baja tensión

se midieron a cinta.

Se realizó un estudio de rentabilidad, comparativo entre la microcentral y la línea

de interconexión, resultando más favorable el proyecto hidroeléctrico. La demanda

estimada del proyecto es de 10 [KW] y se proyectó para suplirla en un

aprovechamiento de 13 [KW].

Diseños: La bocatoma se diseñó con una toma de rejilla de fondo o tipo tirol y

lateralmente un pequeño desarenador que almacene material grueso que en

crecientes podría ir directamente a la turbina. Desde esta estructura se instaló una



tubería de presión de 8 pulgadas en PVC hasta la casa de máquinas en una

longitud aproximada de 300 metros. El equipo electromecánico es una turbina T-3

de diseño SKAT, construida por Colturbinas Ltda. en Barranquilla y acoplada a un

generador comercial sin escobillas, mediante poleas y correas.

La regulación se hace mediante un regulador electrónico de carga que mantiene el

equipo a potencia constante. Las redes de distribución a los usuarios se

construyen en baja tensión en calibres No.6, 4 y 2 AWG, ACSR hasta distancias

máximas de 700 metros.

Financiación: El costo total del proyecto ascendió a la suma de $ 11'250.000 (US

$ 32.143) y su financiación se efectuó así:

- PESENCA $ 3'000.000

- Comité de Cafeteros $ 1'600.000

- Usuarios $ 6'650.000

-Total del proyecto $ 11'250.000

PESENCA garantizó su ejecución mediante crédito puente a los usuarios, y el

Comité de Cafeteros de la región les donó el cable eléctrico para las redes.

Ejecución: La ejecución del proyecto estuvo a cargo de HIDROENERGIA Ltda.,

mediante contrato de construcción a todo costo. Los usuarios propietarios del

proyecto aportaron los agregados de construcción obtenidos en la región, así

como también los transportes desde la población de Palmor hasta el sitio de

utilización en obra. Esta participación de los usuarios representa un 5 % del costo

total del proyecto. La naturaleza y sencillez de esta obra permite una construcción

rápida (1 mes) y con poco personal, pero es necesario tener mano de obra



calificada con experiencia y una dirección permanente para lograr los objetivos

propuestos. El equipo electromecánico se construyó e instaló hace

aproximadamente un año y no ha presentado problemas apreciables en la parte

mecánica. La eficiencia de la turbina se mantiene en un rango del 65 % al 70 % y

el regulador electrónico de carga viene siendo sometido a un proceso de

seguimiento y optimización.

Estado Actual De La PCH de Paucedonia En este momento el estado actual de esta PCH de Paucedonia es muy bueno

pues ésta PCH sólo presta sus servicios o entra a generar energía eléctrica

únicamente para el abastecimiento de sietes fincas cafeteras, motivo por el cual el

uso de esta PCH es el adecuado.

También cabe mencionar que esta PCH cuenta con una organización muy

parecida a la del Palmor, la única diferencia es que no se ha organizado una

empresa electrificadora con la comunidad y que sólo presta sus servicios para

estas fincas cafeteras.

En cuanto a la parte de su estructura civil y eléctrica, se encuentra en muy buen

estado. Esta es una de las pocas PCH construida dentro del programa PESENCA

que esta en capacidad de generar energía eléctrica por los menos de 8 a 9 meses

del año. Este fenómeno se da por la gran cercanía a las estribaciones de la Sierra

Nevada de la ciudad de Santa Marta.

La inversión en esta PCH es viable ya que, como se menciona, ésta funciona

permanentemente y es una de las que podría generar de 8 a 9 meses del año.

Cualquier tipo de inversión se recuperará en muy poco tiempo. Además de estar



satisfaciendo las necesidades de la comunidad y cumpliendo con el objetivo

principal del programa PESENCA, el cual era energizar o abastecer las zonas

donde el sistema de interconexión no llegara, dando así prioridad la todo estas

poblaciones donde se cultiva en espacial el café.

3.4.4 Microcentral De Palestina

Con un caudal de 75 l.p.s. y una caída de 22.5 m., se obtiene una capacidad de

generación de 8.4 Kw. Los costos del proyecto alcanzaron un total de $5`637.145

para la financiación de este proyecto. PESENCA aporta el 70% y los usuarios el

30% del valor de las obras.

Estado Actual De La PCH Palestina Esta es una de las PCH construida por el programa PESENCA la cual se

encuentra en total funcionamiento, conforme al tope de su capacidad. Claro está

que su estado de deterioro en la parte civil es muy notorio, mientras que en la

parte eléctrica ésta cuenta con unos equipos recientes, que fueron donados por

una empresa extranjera que tiene convenio de cooperación y de ayuda con esta

población del Magdalena. Cabe mencionar que estos equipos no son nuevos, pero

según la alcaldía de esta población los equipos se encuentran en buen estado y

en un promedio de uso del 50% de su vida útil.

Los equipos entregados para esta planta fueron: un generador, una turbina

hidráulica y algunos otos equipos que conforma la casa de maquina.

También cabe resaltar que esta PCH al igual que la de de Paucedonia está

ubicada en sitios muy buenos hídricamente, motivo por lo cual son PCH que

podrían generar mas meses que las otras.



3.4.5 Pequeña Central Hidroeléctrica De Sacramento.

Con un caudal de 43 l.p.s. y una caída bruta de 108 m., se obtiene una capacidad

de generación de 23 Kw. El valor total de las obras es de $30`424.126 y los

aportes que se realizaron fueron de: usuarios el 12%, Alcaldía de Fundación el

12%, Comité de Cafeteros el 13% más el 25% del PNR, CORELCA el 17% y

PESENCA el 21%.

Estado Actual De La PCH De Sacramento Estas PCH de sacramento fue diseñas por PESENCA, para suplir las necesidades

de todos los cafeteros de esta zona y para algunas fincas bananeras de la zona;

pero el gran problema que ésta presenta es la falta de mantenimiento y de

remodelación por parte de la empresa encargada o a la cual fue entregada,

después de desaparecer el gran programa de energización de la costa más

conocido como PESENCA.

Esta PCH está ubicada en zona roja, motivo por el cual, lo que ha facilitado su

deterioro, pues en los últimos años no se ha permitido la entrada o ingreso del

personal calificado por parte de las empresas encargadas de realizar el

mantenimiento. Motivo suficiente para no realizar cualquier clase de inversión

siempre, incluso para dar un diagnóstico real de los equipos y de las obras civiles.

Otra razón de su no funcionamiento son las escasas lluvias, fenómeno que tiende

a disminuir las fuentes hidrológicas e impedir el funcionamiento de las pequeñas

centrales.



3.4.6 Microcentral Hidroeléctrica De Macho Solo.

Ubicada en la Tagua Magdalena. con un caudal de 48 l.p.s. y una caída bruta de

108 m., se obtiene una capacidad de generación de 10 Kw. para beneficiar a 23

habitantes, con un costo por Kw., instalado de 2377 US $/Kw.

Estado Actual De La MCH De Macho Solo Algunos habitantes de esta humilde población contaron que esta planta sólo

funcionó 5 años, 1990 a 1995 después de esta fecha no ha funcionado más esta

planta, ya que la fuente hidrológica prácticamente no existe [34].

Esta MCH se encuentra en un estado de abandono y deterioro del 100%, lo más

preocupante de la situación es que a la fecha de hoy algunos de estos equipos

que conforma la parte eléctrica o electromecánica están en condiciones

aceptables y podrían llegar a ser utilizados en otras PCH que conformaron el

programa PESENCA.

Si sería bueno que el gobierno nacional por medio de entidades privadas y

empresas regionales prestadoras del servicio de energía eléctrica en la zona

(Electricaribe, Electrocosta) tomen cartas en le asunto, ya que es una población

muy humilde y pobre. El producto agrícola que hoy es de gran importancia para el

desarrollo de las poblaciones vecinas y de las grandes poblaciones o ciudades a

sus alrededores hoy. Esta población se abastece de energía eléctrica por medio

de una planta Diesel, la cual es recargada una vez a la semana y se utiliza sólo 5

horas diarias; el combustible se compra todos los días sábado en la ciudad de

Fundación.



Por todo lo expuesto en esta evaluación no seria rentable la construcción de una

nueva PCH en esta zona, y mucho menos la inversión en lo que hoy en día exista,

ya que no hay lo principal, el recurso hídrico.

3.4.7 Microcentral De Río Piedras 250 Kw.

Ubicada cerca del corregimiento de Bonda, Municipio de Santa Marta. Beneficiaría

a 57 usuarios del Comité de Cafeteros del Magdalena. La obra civil esta terminada

en su totalidad y el montaje de los equipos en un 100%, casa de maquinas

superficial, dos turbinas de tipo Francis está totalmente terminada al igual que las

redes eléctricas para la prestación del servicio.

Está constituido por una presa de derivación en concreto, estructura de toma,

desarenados de 29m de longitud, canal en concreto con tapas a media ladera con

una longitud de 800 m, tanque de carga, tubería de presión con un diámetro de

24” y caída neta para las turbinas de 50m.

La casa de máquinas es de tipo superficial, para albergar dos turbinas tipo Francis

adquiridas por el Comité de Cafeteros, las cuales prestaron servicio en la

población de Rovira (Tolima) con una capacidad de generación de 125Kw cada

una y un canal de fuga en concreto de 30 m de largo.

Estado Actual De La MCH De Rió De Piedras

Al igual que las anteriores MCH, el estado actual de esta pequeña central es

apenas aceptable, pues alguna parte de esas obras civiles se encuentran un poco

deterioradas; pero esto no limita o dificulta su funcionamiento, mientras que en la

parte de eléctrica o los equipos electromecánicos de esta MCH o PCH se



encuentran en muy buen estado, ya que esta ha sido una de las pocas MCH o

PCH por la cual la empresa prestadora de servicio de energía de la zona se han

preocupado, dándole mantenimiento bueno y oportuno.

Es importante destacar que esta MCH sólo entra en funcionamiento o se podría

generar energía eléctrica solo 4 meses del año, ya que los niveles de esta fuente

hidrológica son muy bajos en los otros 8 meses del año razón por la cual no sería

muy viable la inversión para una futura remodelación tanto en la parte civil como

en la parte eléctrica

Una nota importante de esta MCH, es que se está adelantando un estudio por

parte de una firma constructora interesada en la ampliación y remodelación de las

obras civiles de la MCH. Para este estudio, a (Bonda) corregimiento de la ciudad

de Santa Marta le fue asignado un dinero, el cual será invertido en los resultados

que arroje el proyecto en estudio; el mismo consiste en la construcción y

remodelación de las obras civiles de esta MCH.

4.6.8 Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de Bonda, Miguel Medina, Siervo Arias

DATOS OBTENIDOS:

No UNIDADES

POTENCIA

INSTALADA

POTENCIA EFECTIVA

Q. DISPONIBLE

H. BRUT

A H.

NETA ENTIDADES A CARGO

RECURSO

HIDRICO NOMBRE

DE LA PCH 1 - - - - - - - BONDA

1 3000 - 0.215 90 82 CORELCA R.

CHERVA MIGUEL MEDINA

1 13 - 0.2 - 30 CORELCA Q.

PALMAR SIERVO ARIAS



Estado actual de las PCH de Bonda, Miguel Medina, Siervo Arias

De estas tres pequeñas centrales hidroeléctricas no se tuvo información debido a

que estas PCH se encuentran o zonas catalogadas como rojas. Debido a este

gran inconveniente y al poco acceso que se tuvo en las diferentes poblaciones, se

conoció que ninguna de estas pequeñas centrales está en funcionamiento, debido

a que algunas han sido desvalijadas o desmanteladas por los mismos habitantes

de las poblaciones y por los diferentes grupos.

Como una nota importante de esta evaluación de estas PCH la de Siervo Arias fue

saqueada por los pocos trabajadores que actualmente laboraban, ya que algunos

de estos trabajadores fueron mal liquidados por parte de la empresa CORELCA

encargada del pago de sus labores y la cual hoy en día ya no existe

Según un ex-funcionario de esta institución (CORELCA), que estuvo muy

vinculado con la realización de este programa especial de energía de la Costa

Atlántica PESENCA y el Gobierno de la Republica Federal Alemania,

representada por GTZ (Sociedad Alemana para la Cooperación Técnica), los

malos manejos impidieron la realización y ejecución de estos proyectos; se afirma

también que la cuota política y burocrática del momento era muy grande.

Una manera acertada para la ejecución de un proyecto de PCH, son los estudios

preliminares, la figura de Gerencia de Proyectos y la asesoría durante las etapas

de construcción.

Durante las etapas de esta clase de proyecto, el programa PESENCA nunca tuvo

personas encargadas de la supervisión o revisión de estos proyectos, afirmo el ex-

funcionario de CORELCA.



3.4.9 Microcentral Hidroeléctrica De Villa Germania. Dpto. del Cesar

Ubicada en la vereda de Villa Germania, Cesar. Con un caudal de 245 l.p.s. y una

caída bruta de 27.20 m., se diseño para que generar entre 30 Kw. y 60 Kw. La

microcentral se encuentra en diseños y su costo se estima en $131`500.000 pesos

colombianos, en el año de 2000.

Estado actual de la Microcentral Hidroeléctrica De Villa Germania. Esta PCH fue la última construida por el programa PESENCA. Fue diseñada con

el objetivo de suministrar energía a todas las poblaciones y veredas cercanas a la

ciudad de Valledupar que es el gran lugar de consumo.

Actualmente esta PCH se encuentra sin terminar, con las obras civiles inconclusas

y la parte electromecánica sin usarse, ya que se encuentran algunos equipos en

una bodega de almacenamiento dentro de la misma PCH. Y si se pudiera

cuantificar la estructura civil, podemos decir que se construyó un 70%, del cual

hoy en día, con el paso de los años el estado de deterioro ha aumentado de

manera notoria y se puede decir que es del 35%, mientras que los equipos

electromecánicos están sin usar y algunos de estos todavía se encuentran con sus

respectivos empaques en los cuales llegaron a la ciudad.

Análisis General de las PCH Evaluadas y que Conformaron el Programa PESENCA.

Una ves termina de recolectar esta información correspondiente a las pequeñas

centrales hidroeléctrica, que conformaron el proyecto PESENCA, se entraron a

analizas de los diferentes factores, que impiden o afectan el funcionamiento de la

PCH de la costa atlántica.



Estos factores que se entran a analizar, son los más comunes en cada una de las

PCH, y por este motivo, afectan el funcionamiento o la operación de las PCH de la

Costa Atlántica, estos factores son los siguientes:

FACTORES ANALIZADOS CANTIDADES PORCENTAJES % Deterioro En La Parte Civil 6 16% Deterioro En La Parte Eléctrica 5 13% Falta De Mantenimiento 8 21% Obras Inconclusas 1 3% Falta De Plantación Del Proyecto 7 18% Desmantelamiento De La PCH 2 5% Falta De Recurso Hídrico 2 5% Robo De Los Equipos 4 11% Falta De Información 3 8% TOTAL 38 100%

factores que afectan las pch de la costa

Falta De Inform ación

8%Robo De Los Equipos

11%

Falta De Recurso Hídrico

5%

Desm antelam iento De La PCH

5%

Falta De Plantación Del Proyecto

18% Obras Inconclusas3%

Deterioro En La Parte Eléctrica

13%

Deterioro En La Parte Civil

16%

Falta De Mantenim iento;

21%



Tabla 3. Información De Las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Evaluadas.

DEPTO NOMBRE DEL

PROYECTO LOCALIDAD POTENCIA

(kW) FUENTE HIDRICA CANT. UND.

POBLACION A ATENDER

ESTADO ACTUAL

COSTO TOTAL

ESTIMADO (US $)

COSTO UNITARIO (US $/KW)

MAGDALENA MINICENTRAL RIO PIEDRAS BONDA 200 RIO PIEDRAS 60 FUNCIONA 94.950.000 1.266

MAGDALENA BONDA BONDA 200 RIO BONDFA 300 DESCONOCIDO 94.950.000 1.266

MAGDALENA GAIRA GAIRA 1090 RIO GAIRA FUNCIONA 42.903.647 125

MAGDALENA MICROCENTRAL DE MACHOSOLO LA TAGUA 10 RIO CHERVA 40 NO FUNCIONA 25.149.000 2.243

MAGDALENA MICROCENTRAL DE PALESTINA PALMOR 8 QUEBRADA PALESTINA 15 FUNCIONA 5.637.145 1.686

MAGDALENA MICROCENTRAL

DE PALMOR PALMOR 300 RIO CHERUA 182 FUNCIONA ######### 2.146

MAGDALENA MICROCENTRAL DE PAUCEDONIA PALMOR 15 Q. PAUSEDONIA 30 FUNCIONA 11.838.532 1.277

MAGDALENA

MICROCENTRAL DE

SACRAMNENTO FUNDACION 23 QUEBRADA SACRAMENTO 35 NO FUNCIONA 46.931.367 1.370

MAGDALENA MICROCENTRAL

DE SIERVO ARIAS PALMOR 12 QUEBRADA PALMAR 5 DESCONOCIDO 2.701.058 429

CESAR VILLA GERMANIA VILLA GERMANIA 30 - 60 RIO DILUVIO 70 SIN TERMINAR 581,858,84 1.800



64

4 PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS SUSCEPTIBLES DE REMODELACIÓN Y/O REPOTENCIACIACION EN COLOMBIA.

En la actualidad, en Colombia, son muchas los centrases que son susceptibles de

remodelación; y esta clasificación debe hacerse de acuerdo a la capacidad

instalada en cada central. [5]

Existe un mercado que ofrece posibilidades de remodelación y/o repotenciación de

centrales hidroeléctricas en Colombia.

En una primera exploración se detectó una sectorización del mercado en los

rangos hacia arriba y hacia debajo de 10 Mw; pero paralelo a esto se ha visto el

interés sobre los proyectos arriba de 4 Mw para los inversionistas extranjeros con

negocios en Colombia.

Debajo de 4 Mw existen posibilidades para inversionistas nacionales

especialmente si el Estado mantiene nacimiento de fomento para pre-inversion e

inversión.

La Unidad de Planeación Minero - Energéticas (UPME), en compañía con el

Ministerio de Minas y Energía, debe promover estos proyectos como alternativa

interesante una vez empiece a crecer la demanda de nuevo, pues los costos de

inversión son los más reducidos del mercado, antes de que se piense en

proyectos elevados que no cumplen con los requerimientos ambientales.

Además se puedan promover los proyectos hidroeléctricos en infraestructura de

obras civiles para otro aprovechamiento de recurso hídrico, acueductos y riego.



65

Las centrales susceptibles de remodelación y/o repontenciación en Colombia

4.1 Estrategia Para La Toma De Decisiones.

Para determinar el momento de repotenciar una PCH, el ciclo de vida de la planta

debe ser considerado. Antes de tomar decisiones sobre el futuro de una PCH

envejecida cuatro posibles estrategias deben ser tenidas en cuenta:

Mantenimiento continuo, modernización, reconstrucción y, finalmente, sacarla del

servicio. Se presentara y discutirá las principales características de las cuatro. Una

característica de las PCH es la combinación de componentes de varios campos

desde estructuras civiles hasta componentes electrónicos. Cada uno de estos

componentes de una PCH tiene diferentes ciclos de vida y diferentes ratas de

desarrollo tecnológico.

Gracias a esta combinación, la información estadística confiable del ciclo de vida

integral de una planta, es difícil de encontrar.

4.2 Ciclo De Vida Técnico.

El ciclo de vida técnico para una PCH es determinado por los ciclos de vida de

todos los subsistemas y de los componentes individuales.

La vida útil da cada subsistema depende en partes de la calidad de la ingeniería

individual, los materiales y el cuidado subsecuente que hayan recibido. El

envejecimiento y deterioro difícilmente pueden ser prevenidos en componentes de



66

alta fatiga y en las estructuras expuestas al deterioro natural, pues muchas de las

partes protegidas pueden verse afectadas con el tiempo.

Los componentes usualmente presentan pequeños signos de deterioro en la

primera etapa de la vida operativa de la planta. Después gradualmente cuando

son puestos a condiciones de estrés, estos componentes empiezan a fallar y

necesitan reparación o reemplazo. La Talla de los componentes se incrementa al

tiempo que la planta se envejece, a pesar del mantenimiento regular.

Si un nivel satisfactorio de confiabilidad y operación económica no se puede

obtener con la repotenciación de los componentes individuales, el final de la vida

técnica de la planta ha sido alcanzado.

4.3 Ciclo De Vida Económico.

El ciclo de vida económico es determinado por el período de depreciación de la

PCH y todos sus subsistemas. Una evaluación conservativa asume que la vida

económica es más corta que la vida de servicio técnico. Ninguno de los

subsistemas debe estar listo para el reemplazo antes que se halla depreciado

completamente, esto es lo mismo que si el subsistema se hubiese pagado por sí

mismo.

4.4 Ciclo De Vida Regulatorío.

Finalmente, la licencia y el ciclo de vida regulatorio deben ser mencionados. Su

duración depende del período y de las condiciones de la licencia.



67

En una PCH antigua las salidas de servicio forzadas y planeadas pueden resultar

en una disponibilidad reducida así mismo las pérdidas en la producción de energía

e ingresos. En estos casos los costos de mantenimiento tienden a incrementarse

al tiempo que la eficiencia de la planta disminuye.

Obviamente, en algún punto los ingresos decrecientes cortarán los costos

crecientes. La gerencia a largo plazo debería iniciar un planeamiento estratégico y

estudios de repotenciación integral mucho antes que estas situaciones críticas se

desarrollen.

4.5 Estrategias Básicas Para La Toma De Decisiones.

Cuatro estrategias básicas deben ser tenidas en cuenta antes de tomar decisiones

acerca del futuro de una planta envejecida; estas son:

Mantenimiento continuo

Modernización

Reconstrucción

Sacar la planta de servicio, (cuando ha cumplido su ciclo).

La opción seleccionada determinará el curso de acción para otro ciclo de vida de

cincuenta años o más.



68

4.6. Mantenimiento Continuado.

Esta estrategia es la que llamamos actualmente; él haga nada o la opción de no

hacer nada. En muchas oportunidades todo parece verse bien y bajo control, pero

en realidad las reparaciones continuas, mantenimiento y el cambio de piezas se

vuelven un círculo vicioso, ya que esto se presta para algunos empleados o

funcionarios de esta plantas, realizar actos indebidos como pueden ser: robo o

hurto, el cambio de una pieza en buen estado, para luego ser comercializada por

parte de ellos, etc. En muchos casos el mantenimiento continuo conlleva a una

operación antieconómica y en retrospectiva se debe tener en claro que otras

opciones deben ser investigadas, incluyendo la repotenciación total, inclusive el

reemplazo completo de la planta.

4.7 Modernización.

En esta estrategia el mantenimiento de la planta es combinado con repotenciación

y/o remodelación y reemplazo de los componentes envejecidos o deteriorados.

Los resultados son mayores ingresos y menores gastos de operación. La

diferencia en costos entre mantener la planta y la opción de repotenciación es a

veces menor; sin embargo, la repotenciación puede ser una vía económica para

transformar una planta envejecida en una planta moderna.

Por ejemplo, un nuevo canalizado de turbina no cuesta mucho más que una copia

del que está en funcionamiento, es decir que construir un nuevo canalizador con

mejor tecnología y mayor eficiencia a veces no cuesta mucho más que hacer una

copia del canalizador antiguo. Además produce una mejor salida y un mejor

desempeño. Una decisión de repotenciación, sin embargo, necesita estudio y

planeamiento de la posibilidad de probar el modelo y tiempo; si el reemplazo es



69

necesario, de todas formas la aproximación de la repotenciación es demasiado

efectiva.

4.8 Reconstrucción.

Obviamente la reconstrucción es la estrategia más radical y puede mejorar

sustancialmente el uso del potencial hidrológico. A diferencia de otras estrategias

la reconstrucción resulta en una totalmente moderna, eficiente, planta confiable, y

una PCH s con utilización óptima de los recursos hidrológico.

Si un proyecto de reconstrucción es factible, los mayores problemas se

encuentran normalmente en las áreas legales y en las condiciones para la licencia

de este proyecto.

4.9 Salida De Funcionamiento O Retiro De La Planta.

Si la salida de funcionamiento de un PCH antigua es la opción seleccionada

debido a que otras estrategias pueden ser no viables económicamente, las

unidades no necesariamente deben ser frenadas inmediatamente, pero los

dueños únicamente invertirán el mínimo monto en mantenimiento y así e!

envejecimiento de la planta progresara rápidamente. Si el proceso es difícil de

reversar, repotenciar llevará muchos años.

Y se puede llevar a cabo, pero a un costo mucho más alto que en el que se

hubiera incurrido en el caso en que la planta hubiera permanecido operaciones

durante este período. Si la planta incluye un dique y un embalse, esta opción

puede no ser simple. En estos casos el ingreso se frena, pero muchos de los



70

costos y obligaciones pueden permanecer; sin embargo, para estas estrategias las

consecuencias en costos y obligaciones deben ser evaluadas detenidamente. Tabla 4 (véase a continuación).

Tabla 4. Principales Características De Las Cuatro Estrategias Básicas. MANTENIMIENTO

CONTINUADO REPOTENCIAR O

MODERNIZAR RECONSTRUCCION RETIRO

Capacidad de Modernización

Mínima Moderada Alta N/A

Mejoramiento de las condiciones operativas

Mínima Buena Significativa N/A

Costos de operación y mantenimiento

Incrementan Disminuyen Disminuyen significativamente

Incrementan

Confiabilidad No hay cambio Alta Alta N/A

Problemas de licencia Ninguno Modernos Subestaciones Moderados

Costos de inversión Bajos Moderados Altos Bajos

Tiempo de implementación Corto Moderno Largo Corto

Perdidas de generación durante la implementación

Pequeñas Moderadas Pequeñas a moderadas Totales

Extensión de la vida útil de la planta

Corta Media Larga Desaparece permanentemente

Consideraciones importantes

Peligro de mala inversión

Muchas oportunidades de remodelación

Nuevos problemas legales y de licencia

Consecuencias legales

4.10 Momento Óptimo Para La Acción. No hay un método simple para tomar una decisión acerca de las medidas de

rehabilitación y el tiempo correcto para su implementación. Pero posponer

decisiones puede acomodar problemas y pueden llevar a:

Daño agravado.

Costos directos más altos bajo presión.

Costos indirectos más altos (daños y pérdidas de energía).

Después de las fallas, consecuencias y obligaciones.



71

Por eso comenzar a tiempo es, entonces, esencial. Donde se quiera que la

gerencia de una planta están insegura del mantenimiento futuro y de los

requerimientos para una rehabilitación, se debe hacer un estudio previo y evaluar

las estrategias generales posibles y los planes de modernización.

4.11 Evaluación Integral De La Planta.

Para preparar una evaluación integral de una PCH es necesario conocer qué

clases de decisiones se deben esperar de la evaluación, pues esta es la llave para

tomar la decisión correcta; diferentes casos se deben distinguir por ejemplo:

Se debe tomar una decisión general acerca del futuro de la PCH completa

sin embargo debe hacerse una evaluación completa cubriendo aspectos

como la licencia el mercado de la energía y así mismo como las

condiciones técnicas y operativas.

Si la decisión para la modernización de la planta es tomada por el dueño, la

evaluación se concentra en las operaciones físicas del equipo existente y

de las estructuras, definiendo los componentes críticos y los cuellos de

botella para la remodelación

La evaluación de la planta se debe limitar a componentes críticos

individuales o estructurales con el objetivo de mejorar las o incorporarles

autorización.

Dependiendo en cada caso individual, se debe decidir cuáles componentes de la

planta requieren evaluación y qué criterios de evaluación deben ser aplicados.

Con este propósito debe considerarse la siguiente información y documentación:

Planos y datos de la planta.



72

Datos de operación como curvas de flujo o datos de la producción de

energía.

Historia incipiente de la planta como revisiones, modificaciones importantes,

daños mayores o defectos ocurridos.

Información acerca de las decisiones pasadas.

Estudios existentes para el mejoramiento de la planta.

Si es posible, la información complementaria debe ser obtenida con una visita a la

planta incluyendo una discusión con el equipo de operación o con el personal a

cargo de la planta.

Basados en esta información, debe establecerse un programa de evaluación que

defina las componentes a ser inspeccionados, métodos de inspección y cualquier

punto especial que se deba tomar en consideración. Un plan de inspección típico

se muestra en la tabla cuatro.

Para implementar ese plan de inspección han de existir facilidades de acceso a las

partes de las máquinas y los períodos de inspección; es decir, dónde la gente

puede interrumpir la operación, debe ser clarificado con el dueño de la planta.

Inclusive una inspección cuidadosamente preparada requiere un alto nivel de

conocimiento técnico y experiencia, porque las situaciones reales a veces son

mucho más difíciles de evaluar que de predecir; por ejemplo, un daño a los alabes

de una turbina de baja cabecera puede ser causado por una combinación de

cavitación, erosión química o corrosión galvánica o los efectos de una reparación

previa. Una entrevista con el equipo de operación de la planta es también parte

de la inspección. Al momento de la inspección un ingeniero experimentado puede

también mostrar la posibilidad de diferentes procedimientos de reparación y

mejoramiento.



73

Basados en la inspección y la información documentada, la condición actual de los

componentes relatados puede ser definida con respecto a:

La vida útil estimada del componente con o sin reemplazo o reparación

como base de la aproximación del “costo de falla” que será descrita luego.

El costo y el tiempo para la reparación y el reemplazo de los componentes

relatados de alguna parte para lograr la condición deseada.

Los resultados de una evaluación de la planta deben concernir a una decisión

general para el futuro de la planta o para medidas de evaluación encaminada a la

rehabilitación y mejoramiento. En todos los casos ellos deben proveer estimados

numéricos de tiempo y costo, más que lineamientos generales.

4.12 Desarrollo De Planes Para Repotenciar.

La repotenciación de la planta y la modernización es la más compleja y la más

dificultosa de las cuatro estrategias básicas y la que más retos representa. La

meta es proveer una situación confiable y de larga duración que se aproxima a los

estándares modernos. Al mismo tiempo la repotenciación óptima y a un precio

económico debe ser obtenida.

Para determinar la extensión óptima de una PCH, una variedad de planes de

modernización deben ser evaluados y comparados. Estos planes identificaran

todo el equipo de la PCH y los componentes que van ha ser rehabilitadas

repotenciadas y reemplazados.



74

Los planes deben ser desarrollados a través de un proceso creativo e interactivo

con creencia en las ideas preconcebidas. Esta sesión mirará los procedimientos

para clasificar todas las opciones que se pueden encontrar para la repotenciación.

Inicialmente puede parecer que el número de posibilidades de modernización es

ilimitado; entonces, identificar y evaluar todos los planes posibles, puede ser

dificultoso y complicado. En realidad el número de planes prácticos es limitado

por restricciones inherentes en las plantas existentes, factores legales y

regulatorios, las condiciones de cada uno de los componentes, el potencial de

optimización de la planta y el componente económico. Un ingeniero con

experiencia en estudios de factibilidad debe estar en capacidad de reconocer y

rechazar planes imprácticos en una parte inicial del estudio.

Un plan de modernización puede contener la información presentada en la tabla 5 (véase a continuación).

Tabla 5. Contenido del Plan de Modernización Información planta Información relevante de la planta y sus componentes

Componentes principales

Descripción de las medidas de repotenciación y de los requerimientos de espacio

Capacidad Especificaciones de los componentes repotenciados

Generación Desempeño y potencial de generación de las unidades repotenciadas

Estimado de costos Estimado del costo directo de los componentes repotenciados y los trabajos asociados

Cronograma Cronograma para implementación del plan de modernización que incluya el tiempo fuera de servicio de la planta debido a este proceso

Vida útil esperada Nueva vida de servicio esperada para la planta repotenciada.



75

4.13 Evitando Limitaciones De Salida. Eliminar cuellos de botella o limitaciones en la salida de la planta considera el

potencial existente de los siguientes componentes que determinan la capacidad de

la planta:

La toma de la planta y la malla de basuras, el túnel de carga, la entrada a la

turbina, el túnel de entrada a la turbina, el transformador del generador y las líneas

de transmisión. El costo de otros elementos afectados y de otros auxiliares es

usualmente menos significativo que los costos implicados en los componentes

descritos anteriormente.

El potencial de repotenciación de una planta o de un componente específico

ocurre en pasos que no son lineales debido a las diferencias en el criterio de

diseño de los componentes.

Ejemplos de incremento por pasos incluyen: Incrementar la capacidad de la

turbina a un nivel mas alto con unos nuevos alabes de turbina; o rebobinar el

generador para una potencia o voltaje más alto. Reemplazar el componente

existente por uno de mayor capacidad puede lograr el mayor potencial de

repotenciación. Inicialmente las opciones técnicas de repotenciación para cada

componente deben ser determinadas independientemente sin tener en cuenta el

costo.

Los planos deben comenzar con una opción mínima de simplemente rehabilitar los

componentes deteriorados sin incrementar la capacidad original de la planta.

Un plan de repotenciar componentes y mejorar la capacidad de la planta debe

considerar la capacidad de cada uno de los componentes. Los diferentes



76

100%115%

140%

180%

0%20%40%60%80%

100%120%140%160%180%

Capacidad

Ejemplo para un Generador

Condiciones Presentes

Unicamente Rebobinado

Nuevos Devanados Nucleosde Hierro y nueva exitacion

Nuevo generador en elmismo espacio

componentes normalmente varían en capacidad o tienen márgenes de reserva

debido a su diseño original.

Los planes de repotenciación alternativos, sin embargo, diferirán en el número de

componentes para cada nivel de repotenciación. A mayor capacidad de

repotenciación muchos más componentes son afectados por los altos costos

inherentes. Un ejemplo para el caso de un generador se describe en la figura uno

y se escribe a continuación.

o Condición Presente: Capacidad 100%.

o Únicamente rebobinar: mejora la capacidad un 115%.

o Nuevos devanados núcleo de hierro Y nueva excitación: Se mejora la

capacidad a un 140%. o Un nuevo generador en el mismo espacio: Se puede mejorar la

capacidad a un 180%

Figura 1. Planes De Repotenciación Alternativos Para Generadores.



77

Los pasos de repotenciación de cada componente individual de un sistema

completo se comparan en la figura cuatro para las diferentes secciones.

Como se ha dicho, la capacidad existente de la planta es limitada por un

generador a un nivel A debido a que todos los otros componentes tienen

capacidades más altas. La instalación de un nuevo devanado de estator debería

incrementar la capacidad del generador más allá de la capacidad de la turbina.

Logrando la capacidad de la turbina máxima, es decir, subiendo a un nivel B

debería también subir el requerimiento del túnel de carga y del túnel de

aceleración. Las capacidades existentes de los otros componentes son

suficientes para soportar la capacidad en un nivel B.

Repotenciar la planta a un nivel C debería requerir la repotenciación del túnel de

carga con Sand Blasting y con pintura, reemplazar los alabes de la turbina y

reemplazar el generador con un nuevo devanado de estator con nuevos polos de

hierro y con nuevo sistema de excitación, cambiar los alabes de la turbina a unos

modernos diseños sube a nivel D, pero también requerirá un nuevo túnel de carga.

El potencial máximo de repotenciación de la planta, es decir, llevarla a un nivel E;

en este ejemplo es limitado por el potencial máximo de repotenciación del canal de

salida.

El agua de salida puede ser limitada a lo ancho por condiciones de espacio y en

profundidad por la cavitación de los alabes de la turbina bajo condiciones de bajo

flujo. Repotenciar a un nivel E significa darle tersura al canal de acceso y al túnel

de carga.

Los varios niveles de capacidad representada por los planes relevantes de

modernización deben ser investigados técnica y económicamente.



78

4.14 Evaluando Componentes Críticos. Una segunda aproximación para determinar planes de repotenciación potenciales

es evaluar la condición de los componentes críticos de la-planta.

Dondequiera que la aproximación de cuellos de botella se concentra en

componentes que limitan la capacidad de la planta, esta aproximación se

concentra en componentes pobres o poco confiables que requieren una

rehabilitación completa o un reemplazo. Es entonces prudente considerar la

modernización y la repotenciación de la planta completa y tomar ventaja de los

mejores y más económicos planes de modernización.

Esta aproximación más directa puede ser usada si la condición y la confiabilidad

de los componentes vitales indican una necesidad crítica de rehabilitación. Un

formato de datos puede ser preparado para cada componente crítico, listando los

componentes en condiciones pobres o de baja confiabilidad, el incremento de

capacidad con las opciones de rehabilitación y los componentes afectados por los

reemplazos de otros componentes.

Un ejemplo de este método se da abajo, usando una turbina como componente

critico. Como se muestra en la figura cinco bajo el plan A, al repotenciar

únicamente el incremento de capacidad de 0 al 5°/c es posible repotenciar

únicamente la turbina. Ningún otro componente es afectado.

El plan B incluye el cambio de alabes y un incremento de potencial del 5 al 30%,

pero también requiere cambios de componentes indicados en la columna. Una vez

que los elementos que imitan el potencial de repotenciación de la planta han sido

identificados, un número de opciones posibles se puede desarrollar para lograr

los mejoramientos deseados de la planta.



79

Como un resultado de este método, el plan B podría incluir un número de

componentes afectados con su nivel relevante de repotenciación o rehabilitación

para acomodarse a la opción de los nuevos alabes:

B

as Alabes De Turbinas

De Entrada Y Malla De Basuras Toca Repotenciarlas, Túnel De Carga Toca Repotenciarlo, Generador Toca Rebobinarlo Y Al Tran

4.15 Selección del plan de modernización. Los planes de modernización identificados por los dos métodos descritos arriba

deberían revisarse para eliminar los planes poco realistas que no deben ser

tomados en consideración. Los planes imparciales se identifican con estimaciones

preliminares de costo y de incremento potencial en capacidad y/o producción de

energía.

Aplicando uno o varios métodos de los presentados anteriormente, el dueño de la

planta está en condiciones de seleccionar un rango completo de opciones de

modernización en los cuales basar una evaluación más detallada. La evaluación

en cada plan envuelve el dimensionamiento de los componentes principales

determinando capacidad, energía, preparación y su estimado de costo.

Con esta información la evaluación económica y la comparación de las diferentes

opciones, un plan de modernización óptimo puede ser determinado.

4.16 Análisis económico.



80

El análisis económico en diferentes planes compara el costo inicial de cada plan

con sus beneficios operativo para indicar si existe algún beneficio económico neto

existe. El método del valor presente se propone como un método de evaluación.

El sistema funciona perfecto si se comparan varios planes de la misma estrategia.

Es más dificultoso comparar diferentes estrategias con ciclos de vida inherente

diferentes y con diferentes períodos de amortización.

Para obtener una comparación justa entre las diferentes opciones de

remodelación, reconstrucción o mantenimiento continuo, o en ultimo caso

cerramiento de la planta, es sin embargo esencial localizar los períodos de

depreciación real y subdividir el costo anual en elementos de costo con la serie del

costo anual equivalente uniforme (CAUE) y sin la influencia de la edad de la planta

y su nueva expectativa de vida.

Este propósito de comparación de costo de mantenimiento debe ser asumido

como un gran inicial que a su turno debe ser ecualizado por pagos iguales

anuales. Durante la vida de la planta estos costos por supuesto son altos para el

mantenimiento continuo. Gastos de personal son menores para las opciones de

modernización y recuperación debido a la automatización y al menor

mantenimiento.

Inclusive una planta que ha sido sacada del servicio puede todavía necesitar

personal y otros gastos como son la operaron de un criadero de pescado y

facilidades recreación o gasto del mantenimiento del dique y del embalse.

La dificultad de comparar planes de estrategias diferentes se puede resolver

también incluyendo el “costo de falla”. El valor presente del costo de falla

entonces se convertiría en un elemento en el cálculo de los beneficios de



81

operación, además de la generación de energía, la capacidad de crédito, los

costos de operación y mantenimiento, otros costos / ahorro.

La inclusión de los costos de falla depende de la condición y de la expectativa de

vida de determinado componente o subsistema, el tiempo de evaluación restante y

un sistema de cuando una falla se espera que ocurra, como fue evaluado durante

la inspección de la planta.

Para planes de mantenimiento el período de falla típicamente ocurre durante el

periodo de evaluación. Para planes de modernización y reconstrucción, el período

de falla típicamente ocurre luego que el de evaluación ha terminado. Los costos

asociados con el riesgo de falla se admiten como algo subjetivo y tienen que ser

estimados, tal como muchos factores (como la gravedad del daño) son

desconocidos.

Si la estimación de los costos es sistemática y basada en la inspección de la

planta y la experiencia, la aproximación de costo de falla se volverá una

herramienta útil para planes de período de evaluación diferente con más precisión.

4.17 Comparación Costo Beneficios.

Para determinar el beneficio económico neto de cada planta, el costo inicial ha de

ser sustraído de los beneficios operacionales. Si los planes van a ser comparados

entro ellos con cada uno de los otros planes, cada uno debe estar en valor

presente en el momento de la evaluación.



82

Para planes que van a ser implementados en el incremento en e! valor presente

de la generación de energía, los créditos de capacidad, la operación y

mantenimiento y otros costos entre la fecha de evaluación y la fecha de

implementación deben ser añadidos al beneficio económico neto.

Un análisis de sensibilidad debe ser conducido para determinar el impacto de

diferentes escenarios o factores en la decisión de modernizar o seleccionar una

opción de modernización. Típicamente un análisis de sensibilidad es conducido

sobre parámetros económicos usados en la evaluación, debido a la importancia de

estos factores en el análisis. Los parámetros económicos incluyen el costo de la

energía la capacidad, el interés, los descuentos y las ratas de escalamiento.

4.18 Planes De Modernización.

La modernización de una planta existente es una tarea de ingeniería de elevada

complejidad, en muchos aspectos más desafiantes que diseñar una nueva planta

en situación de ambiente inalterado; debido a que la planta existente impone

demasiadas limitaciones.

Cualquier componente influye en otros componentes. Las interrelaciones son aún

originales; algunos están sobredimensionados y otros infradimensionados. Por

consiguiente, es de vital importancia una aproximación sistemática al problema.

4.18.1 Metodología De Modernización.



83

Se ha desarrollado una metodología práctica para la modernización, basada en las

siguientes consideraciones y simplificaciones:

1. Los planes de modernización se desarrollan sobre la base de los

compromisos principales únicamente, y en aquellos componentes que

determinan el caudal de la planta y la producción de energía. Se desprecian

los auxiliares y los edificios, suponiendo que se pueden hacer las

adaptaciones necesarias y que sus costos no cambian el resultado del

análisis.

2. Cada componente principal ha analiza primero separadamente. Los planes

de modernización (o pasos de repotenciación) continúan enseguida por la

combinación de análisis de la repotenciación de componentes. Esto

resuelve el problema de las interrelaciones de manera sistemática.

4.19 REFLEXIONES PARA MEJORAR EN INGENIERÍA Y CONSTRUCCIÓN DE LAS PCH.

En este capítulo 5 y el numeral 5.19, se dan unas primeras pautas para el

mejoramiento en algunos aspectos de las PCH, constituyendo una base preliminar

desde el punto de vista de algunos expertos en la materia. [3]

4.19.1 La Contratación de la Ingeniería y la Construcción.



84

Uno de los primeros hechos que quiere ponerse en evidencia respecto a los

procesos de contratación es la interpretación poco favorable que se ha dado de la

Ley 80, en relación con la licitación de los estudios, que unida a casos

discriminatorios', en cuanto a la adjudicación de estudios y diseños según

mecanismos de poder de las firmas consultoras, que aceptan con frecuencia

realizar la ingeniería a precios que no se compadecen con la calidad de los

ingenieros nacionales, pone en peligro el futuro de la ingeniería nacional.

No siempre debe seleccionarse la oferta de menor precio; si los presupuestos

oficiales se trabajan de manera más profunda y rigurosa.

Las entidades del estado podrían equilibrar los costos asumidos con el beneficio

de profesionales Idóneos a su servicio, que garantizarán metodologías y

resultados más adecuados. "La utilización de la figura de la gerencia de proyectos

en algunos organismos estatales, ha dado muy buenos resultados", afirma el Ing.

Machado. [16]

4.19.2 La Formación de Profesionales y el Know-How en la PCH.

La ingeniería de consulta hace el puente entre la universidad y los organismos que

adelantan planes, programas y proyectos PCH: "En el momento el know - how

parece residir en las compañías consultoras y los organismos del Estado".

Sin embargo, es necesario que se desarrollen programas de enseñanza de la

ingeniería y construcción de las PCH, para ingenieros civiles, agrícolas,

agrónomos, electricistas y mecánicos, para lo cual se hace necesario en primera



85

instancia, reunir los conceptos de estos temas; hoy se ven dispersos y enfocados

a otras realidades diferentes a las nuestras.

4.19.3 Criterios Básicos y Generalidades en la Concepción de las PCH.

Con el ánimo de mejorar la eficiencia en el desarrollo del plan de las PCH:

1. Colombia, el Ing. Eduardo-Machado hace una serie de sugerencias que

pueden contribuir a identificar escollos que lo afectan, y de su aplicación o

no, en principio, permite deducirse la conveniencia del proyecto propuesto,

según se expone.

2. Teniendo en cuenta la tecnología hasta ahora disponible, referente a líneas

de transmisión, y los costos inherentes a la misma, no es conveniente

contemplar líneas de más de 34.5 kv, salvo en casos excepcionales como

la presencia del estado en las fronteras, esto es, donde el gobierno pueda

ejercer soberanía.

3. Así, la búsqueda de sitios con probabilidades en la franja de los 1,000 a

10,000 kW "deberá circunscribirse al área de un círculo con radio de

aproximadamente 50 km-, con centro en la comunidad más numerosa por

servir".

4. Por debajo de 1,000 kW se hablará de un círculo con radio de 15 km. y una

línea de transmisión de 13.5 kv.



86

5. Un proyecto de PCH que no disponga de un salto de por lo menos 100 m

(cabeza), encierra ya costos poco favorables. Teniendo una PCH de 1,000

kW, con posibilidad de surtir a una comunidad de 5,000 a 10,000 habitantes

según la dotación, con una caída de 100 m, con un caudal disponible como

mínimo de un día, y admitiendo un módulo (caudal específico) de 10 Its/s

por km2, implicará una cuenca de 100 km2.

6. Las turbinas de acción Pelton y Michel - Bankí cubren un amplío rango de

caudales y caídas, y son fáciles de reparar y mantener, siendo alternativas

muy apropiadas en la elección del grupo electrógeno; sus curvas típicas de

rendimiento aseguran elevadas eficiencias con reducciones considerables

de caudal, especialmente en las Michel - Banki.

7. Las presas sólo se aceptarán confrontando su bajo costo (por ejemplo, tipo

gaviones). Canales no revestidos y por debajo de los 5 km. de longitud;

tubería de presión tan corta como sea posible, más aun si es en acero.

Debe procurarse concentrar en una sola estructura el tanque de presión, la

almenara y el desarenador.

8. Además la casa de máquinas y estructuras adicionales deben procurarse

prefabricadas, insistiendo nuevamente en la intensidad de la mano de obra

y la utilización de los materiales regionales en la concepción general de la

PCH.

4.19.4 Algunas Notas De Hidrología.



87

El debate entre los métodos determinísticos y estocásticos en la hidrología

continúa. Los resultados hasta ahora apuntan hacia una complementariedad.

En pocos casos se encuentran estaciones de mediciones de caudales; son más

numerosos los casos de cuencas alejadas de los centros urbanos que disponen

de estaciones pluviométricas; son también muy escasos los pluviógrafos.

Los trabajos de Arévalo, Cortés, González y Machado en una tesis para optar al

título de magíster en recursos hidráulicos en la Universidad Nacional, sede

Bogotá, defendida por el Ingeniero Francisco Arévalo Castellanos, mostraron que

con series de cinco años de duración, los errores cometidos en los cálculos de las

energías firme y promedia no son significativos.

El profesor Carlos González, de Ingeniería Agrícola de la Universidad Nacional,

sede Bogotá, ha desarrollado y aplicado métodos robustos de análisis regional.

Además donde no existen datos pueden utilizarse los trabajos de hidrología

regional desarrollados por el Estudio del Sector de Energía Eléctrica (ESEE),

Inventario de Recursos Hidroeléctricos (IRH).

Sin embargo, la mejor alternativa parece consistir en la aplicación de modelos

determínistícos tipo Mero (balance hídrico), en los que se hacen mediciones de

caudales mediante una mira, con tres lecturas diarias, con por lo menos dos

campañas de aforos, en estiaje y en creciente, siempre que existan mediciones de

un año de lluvias mediante un pluviografo. La economía de estas operaciones por

contrato o convenio con el IDEAM parece evidente.

Este período del año hidrológico debe tenerse en cuenta para la programación y

duración de los estudios. La etapa de reconocimiento y prefactibilidad debe

comenzar después de que han comenzado las mediciones hidrológicas.



88

4.19.5 Geotecnia.

La geomorfología dinámica es un elemento muy poco utilizado en los trabajos de

ingeniería, desaprovechando las indicaciones que puede dar desde las etapas de

reconocimiento, prefactíbilidad, en los aspectos de fundaciones, materiales de

construcción, drenaje y factores de escurrimiento.

Es necesario correlacionar los estudios geofísicos con perforaciones para dar

aplicabilidad a los resultados obtenidos. Igualmente, no debe olvidarse que las

medidas puntuales de caudales sólidos (sedimentos) y líquidos, sólo son útiles si

se enmarcan en un programa de mediciones de por lo menos un año hidrológico

completo, respaldados por métodos de hidrología regional.

Finalmente sería conveniente analizar las posibilidades de aplicación de los

sistemas de información geográfica en las regiones carentes de cartografía,

obtenida por procesos areofotogramétricos y de fotointerpretación.

4.19.6 Criterios Mínimos Para La Elaboración De Estudios Ambientales Para Proyectos Hidroeléctricos.



89

Se han elaborado diferentes documentos con el propósito de construir una base

que guíe la ejecución de las evaluaciones ambientales de los proyectos de

aprovechamiento hidroeléctrico que adelantan las empresas del sector eléctrico.

Entre ellos, el MMA, y el Comité Ambiental del Sector Eléctrico (CASEC), han

desarrollado una serie de parámetros mínimos para tener en cuenta durante las

etapas de reconocimiento, prefactibilidad, factibilidad, diseño, construcción y

operación de las plantas hidroeléctricas.

Dentro de los principios más importantes que rigen las evaluaciones ambientales

de los proyectos hidroeléctricos, se tienen los siguientes:

a) Incluir la variable ambiental en las etapas de estudio de los proyectos, lo cual permitirá:

• Optimizar el uso racional, responsable y sostenible de los recursos

naturales.

• Lograr una interacción gradual en el conocimiento de la parte técnica

y la temática ambiental. Esto redundará en un entendimiento de las

características de los ecosistemas que van a intervenir en el

proyecto y precisar las consecuencias favorables y desfavorables

que pueda causar la obra.

• Ajustar progresivamente los proyectos a las exigencias ambientales

identificadas en cada etapa. Esto permite incluir soluciones para su

control en los diseños del proyecto y los costos en el análisis

económico.



90

• Considerar la parte ambiental en la toma de decisiones de las

empresas del sector.

• Involucrar un carácter de protección del patrimonio ambiental y de

participación de la comunidad, los cuales aportan los conocimientos

que sobre la región han heredado durante muchos años.

b) Integración de los aspectos técnicos, económicos y ambientales: Es

muy importante la coordinación que exista entre estas disciplinas con un

intercambio permanente de información, con el fin de poder abarcar todos los

campos de la zona del proyecto y ajustar los diseños y planteamientos

propuestos.

c) Grupos interdisciplinarios: En el desarrollo del trabajo es necesaria la

intervención de un grupo de especialistas para reafirmar los dos puntos

anteriores. Esta participación es bien importante porque se logrará una

concertación de conceptos y características en beneficio de la viabilidad o no

del proyecto. En este grupo participarán sociólogos, economistas, biólogos,

antropólogos, ingenieros civiles, geólogos, ingenieros electricistas, ingenieros

sanitarios, etc.

d) Identificación y potencialización de los impactos positivos: Se debe

procurar en lo posible por destacar, identificar y valorar los factores que son

favorables a los proyectos, de igual forma como se identifican los impactos

negativos. Esta comparación permitirá hacer un balance real sobre la

conveniencia de la obra.



91

e) Avance gradual en la evaluación: La evaluación ambiental de cada una

de las etapas avanzará gradualmente en el conocimiento del ambiente y en los

análisis que se deben realizar. Este procedimiento permitirá reducir las

incertidumbres que existan, aclarar los aspectos con información deficiente y

optimizar el consumo de recursos.

f) Utilidad de la información en etapas futuras: Durante el desarrollo del

proyecto, cada etapa que se plantee debe estar estrechamente ligada con la

siguiente para que con el avance de la obra se vayan fortaleciendo cada uno

de los criterios y así llegar a sugerir las estrategias más acertadas en las

etapas finales del proyecto. Es así como el Estudio de Impacto Ambiental

(EIA), el Plan de Manejo Ambiental (PMA) y los procesos de seguimiento y

control del proyecto deben ser el reflejo profundo y concienzudo de las etapas

anteriores.

4.20. MODELO PARA LA CONSTRUCCIÓN DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PARA LA COSTA.

4.20.1 Pequeñas Centrales Hidroeléctricas

Las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas - PCH, son una alternativa para las zonas

aisladas, dado que ofrecen la posibilidad de cubrir la demanda de energía en

forma confiable y continua. Si bien presenta unos costos elevados en la etapa de

montaje, su condición especial de contar con la energía primaria, el agua en forma

natural, hace que en la etapa operativa se eviten los costos de transporte de



92

combustible, que resultan onerosos en otras soluciones energéticas como las que

utilizan combustibles fósiles.

4.20.2. Generación Hidráulica

Mediante las plantas de generación hidráulica, se aprovecha la energía potencial

almacenada en el agua contenida en un embalse, con base en una diferencia de

nivel, para transformarla inicialmente en energía mecánica o cinética, haciéndola

pasar por una turbina hidráulica a la cual se le ha acoplado un generador que

finalmente es el encargado de transformar la energía mecánica en eléctrica.

Clasificación De Los Sistemas De Generación Hidráulica

Diferentes organismos Internacionales, regionales y nacionales han adoptado

algunos parámetros para facilitar el diseño, construcción, administración,

operación y mantenimiento de las denominadas Pequeñas Centrases

Hidroeléctricas (PCH). Guardando similitud de criterios y considerando el

importante potencial de este recurso, Colombia ha considerado necesario

establecer la siguiente clasificación;

En cuanto a las PCH, para efectos de facilitar su estudio, ejecución y adaptación

tecnológica se han clasificado según su potencia y cabeza

Clasificación De Las PCH

Tradicionalmente las PCH se han clasificado por la forma de captación así:



93

• PCH filo de agua: En este tipo de proyectos no se cuenta con embalse, lo

que implica que la planta solo utiliza el agua que fluye por el río en

condiciones normales. La potencia de salida de estas plantas de hidrología

por lo cual generalmente se dimensionan para que el mínimo flujo del río

pueda suplir la demanda requerida.

En los proyectos filo de agua se requiere un sistema para desviar el agua

del río y así aprovechar al máximo el flujo de agua disponible, por lo general

se emplea un dique de derivación o una pequeña presa para esto.

• PCH con embalse: En este tipo de desarrollos el agua es almacenada en

un reservorio (puede ser un lago existente o un embalse), esto implica la

construcción de una o mas presas que puede tener un alto impacto

ambiental. Aunque estos proyectos ofrecen una potencia firme, los costos

de las obras para el almacenamiento del agua generalmente hacen que el

proyecto no sea viable económicamente.

Otras Clasificaciones De PCH.

Por su funcionamiento diario: Puede ser de uso continuo cuando operan

durante las 24, horas de! día o discontinuo cuando se opera solo en algún periodo

del día.

Por su Sistema de Control: Se clasifican en plantas de carga variable cuando la

planta se regula con un sistema automático o manual, ó, de carga constante la

cual es mantenida mediante sistemas de disipación de carga o utilizando los

excedentes de energía en aplicaciones complementarias



94

Por el Uso Final de la Energía: Pueden ser de fin hidráulico es decir cuando la

turbina es conectada directamente a una bomba o elevador de agua; de finalidad

mecánica, cuando la turbina es conectada a través de correas de transmisión para

molinos de grano, motosierras, etc.; de finalidad eléctrica cuando la turbina es

conectada a un alternador y por lo tanto a una red eléctrica,

Por su Conexión con el Sistema Eléctrico: Las plantas pueden ser aisladas,

conectadas a una pequeña red comunitaria, o, integradas al Sistema

Interconectado Nacional.

Por sus Características Técnicas: Se pueden clasificar en:

Plantas Convencionales: Todos los componentes, obras civiles, captación

del agua, canales, desarenadores, tanques de agua, túneles, tubería de

presión, equipo electromecánico e hidráulico, son diseñados construidos y

probados de acuerdo con tecnologías comprobadas y estrictamente

normalizadas. Las instalaciones de control, medida, protección,

señalización, sincronización, etc., son fabricados, probados y puestos en

servicio, mediante protocolos que deben cumplir indicadores

internacionales que cumplen con normas internacionales establecidas por

países desarrollados.

Plantas No Convencionales: Utilización y adaptación de captaciones

existentes para otros usos (canales de irrigación, acueductos), tubería de

presión en materiales menos exigentes (concreto, PVC), equipos

electromecánicos e hidráulicos diseñados, construidos y fabricados con

tecnologías apropiadas y paneles de control, medida y protección, con un

mínimo de Instrumentos.

Plantas Parcialmente Convencionales: Obras civiles con cierta calidad y

equipo electromecánico e hidráulico adaptado de oras plantas



95

convencionales fuera de servicio por diferentes razones (abandonadas,

dañadas, vencimiento de vida útil, etc.).

4.21. COMPONENTES PRINCIPALES DE LAS PCH

En la graficas mostradas a continuación se presentan los esquemas típicos de una

PCH.

En una PCH se pueden identificar dos componentes principales: las obras civiles y

los equipos eléctricos y mecánicos.



96

4.21.1. Obras Civiles

Las obras civiles más importantes son:

Dique de toma o vertedero: La función del dique de toma es desviar agua

del río al canal de alimentación de la planta. Generalmente las PCH son de

tipo filo de agua y por esta razón los diques o vertederos son de

construcción sencilla. Los materiales más frecuentes para su construcción

son concreto y madera.

El dique de toma cuenta con una bocatoma construida generalmente en

concreto reforzado, una compuerta construida generalmente en madera o

acero y una rejilla que sirve de filtro de los sólidos que pueden deteriorar la

turbina.

El canal de alimentación: Es una excavación que generalmente sigue el

contorno del terreno y lleva el agua hasta la cámara de carga.

La cámara de carga: Es un tanque que mantiene agua entre el canal de

alimentación y el tubo de carga, éste debe ser lo suficientemente profundo

para asegurar que la bocatoma del tubo de carga este completamente

sumergida.

El tubo de carga: Conecta la cámara de carga con la casa de maquinas,

puede estar construido en acero, hierro, fibra de vidrio, plástico, concreto o

madera.

El tubo de descarga: Lleva el agua desde la salida de la turbina al río, al

igual que el canal de alimentación es una excavación.



97

La casa de maquinas: Contiene las turbinas y la mayoría de los equipos

eléctricos y mecánicos. Típicamente la construcción es en concreto o en

otros materiales de construcción convencionales.

5.21.2. Componentes Eléctricos Y Mecánicos

Los principales equipos son la turbina y el generador

Turbinas: Las turbinas son las máquinas que transforman la energía

hidráulica (presión y velocidad del agua) en energía mecánica rotativa al

producir el movimiento continuo del eje de la turbina. Las turbinas se

clasifican en dos grupos:

De impulsión: En las que el agua entra y sale de las turbinas a la presión

atmosférica (Pelton, Turgo, Michell-Banki).

De reacción: En las que el agua llena totalmente el rodete de la turbina y

tiene una gran diferencia de presión entre la entrada y salida del agua

(Francis, Kaplan o de Hélice).

Generalmente las turbinas empleadas en PCHs son versiones en pequeña

escala de las turbinas utilizadas en los proyectos convencionales de

generación.

Generador: Es el equipo usado para la conversión de la energía

mecánica en eléctrica. Consta de una parte giratoria (rotor),

conectada al eje de la turbina, y una parte fija (estator). La



98

electricidad se produce en el inducido, cuando los conductores

atraviesan el campo magnético del inductor. Los tipos de

generadores utilizados en PCHs son sincrónicos y de inducción o

asincrónicos

Otros componentes son:

El regulador de velocidad: equipo auxiliar que sirve para mantener la

velocidad sincrónica del generador y parada de emergencia de la unidad.

El tablero de control: para la señalización, protección, mando, medida,

sincronismo y operación de la PCH.

Válvulas de control de flujo para la turbina: Son requeridas para el

control del flujo de agua a la turbina, son necesarias para operaciones de

mantenimiento y salidas de operación. Por lo general estos componentes

están hechos en acero y hierro.

Subestación.

Sistema de control hidráulico para las turbinas y válvulas.

Sistema de ventilación.

Sistema de lubricación y enfriamiento de agua.

Sistema de telecomunicaciones, entre otros.



99

4.22. Información Básica Para El Diseño De Las PCH.

El análisis de las posibilidades hidroeléctricas de las cuencas hidrográficas, parte

del conocimiento de estudios de topografía, hidrología, geología y suelos, ya que

es la base para el diseño de todas las obras civiles necesarias, en la construcción

de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas.

• Estudios de Topografía: En el desarrollo de los proyectos se debe

consultar con la cartografía del IGAC, relacionada con la zona de interés,

así como sus vías de acceso actuales o proyectadas. Los mapas

topográficos dan una buena descripción del drenaje, análisis tectónico

preliminar y el trazado de las vías de penetración presentes.



100

• Estudios de geología y geotecnia: Juega un papel importante debido a

que las características del material rocoso se deben tener en cuenta al

momento de diseñar y construir las obras.

• Estudios Hidrológicos: E! comportamiento hidrológico de la cuenca esta

en función de sus características de clima, cobertura vegetal, geomorfología

y fisiografía de !a misma. El estudio hidrológico incluye e! análisis de las

cuencas donde se localiza el proyecto, con el fin de determinar los caudales

en el punto escogido como sitio de capacitación, tanto en valor medio, a

escala mensual o diaria como en sus valores máximos y mínimos.

5.23. Costo Por KW Instalado

Los costos asociados a las PCH son variados y dependen de ¡os equipos

eléctricos y mecánicos y de la magnitud de las obras civiles, las causas son

particulares a cada sitio. Así mismo, los costos de distribución dependen de la

localización del proyecto, e! cual puede estar ubicado a varios kilómetros del

centro de demanda.

En la figura mostrada, aporta una idea sobre los costos que inciden en este tipo de

proyectos, con turbinas Michell - Banki, aclarando que las obras civiles dependen

de las dificultades de acceso.

En la figura se observa que los costos oscilan desde US $3.000/kW instalado para

33 kW, hasta US $380/kW instalado para 2.700 kW.



101

Los estudios de factibilidad, de impacto ambiental y en general todos los estudios

anteriores a la implementación de este tipo de proyectos representan entre el 10%

y 20% del costo total, cuya variación depende de las condiciones particulares de

cada región y proyecto y teniendo en cuenta que esta fase toma 1 año en la

recopilación de la información (especialmente por variables climatológicas y

comportamiento durante ese periodo de la localización de! proyecto para estimar

los Kwh. que pueden ser generados en cada periodo del año y otro año para

realizar los estudios pertinentes.

5.24. Estado Del Arte

Los desarrollos tecnológicos actuales en las PCH, buscan mejorar la eficiencia del

sistema y la relación costo - beneficio en sitios con bajas caídas de agua, lo que

permitirá que se desarrollen proyectos de este tipo en sitios donde antes no era

técnica o económicamente viable.



102

Los temas sobre los que en la actualidad se esta trabajando son:

- Uso de turbinas de velocidad variable: desarrollos recientes en la electrónica

de potencia permiten que las turbinas no giren necesariamente a la velocidad

sincrónica. Esto permite usar turbinas más simples y menos costosas, que

presentan una baja disminución de la eficiencia en comparación con las turbinas

reguladas usadas normalmente.

- Uso de generadores de inducción, control electrónico y telemetría: los

generadores de inducción son menos costosos que los alternadores usados

actualmente, por otro lado, el uso de sistemas de control electrónico y telemetría

permite la operación remota de la planta de una forma eficiente y menos

costosa.

- Uso de turbogeneradores sumergibles: esta tecnología es similar a la de las

bombas eléctricas sumergibles, el mantenimiento es bajo y no se tiene la

necesidad de una casa de maquinas y/o un operador.

- Uso de nuevos materiales: el uso de nuevos materiales como plásticos,

materiales anti-corrosivos, fibra de vidrio, tubería en PVC, etc., permite reducir

costos y facilitar la implementación de este tipo de proyectos.

- Aumento artificial de la cabeza: un exceso de finjo de agua puede ser usado

para crear una succión extra en el tubo de aspiración en PCHs con muy baja

cabeza, y de esta forma aumentar artificialmente la cabeza efectiva- Esto puede

reducir la eficiencia pero incrementar la relación costo - beneficio siempre que

se tenga disponible un exceso de flujo suficiente.



103

- Optimización de pequeños sistemas a través de herramientas de cómputo: Estas herramientas permiten dimensionar con mayor exactitud los sistemas.

- Desarrollo de "Kits estándar" de instalación apropiados para condiciones

preestablecidas: lo que permitirá disminuir los costos significativamente por la

estandarización tanto de los componentes como de las instalaciones en

pequeños proyectos.

5.25. Fabricantes De Equipos

La diversidad de modelos de turbinas y equipo eléctrico, electrónico y mecánico,

ha permitido una gran oferta mundial, para distintas capacidades, eficiencias y

materiales de construcción. Sin embargo los precios siguen en ascenso en una

forma que impide su fácil adquisición. De ahí que sea importante que los usuarios

que cuente con potenciales importantes del recurso de PCH, traten de crear su

propia infraestructura tecnológica, en el mundo industrializado se ha generado un

número abundante de Fabricantes de Turbinas Hidráulicas para PCH (< 10 MW),

de distintos tipos (Pelton, Francis, Kaplan, Turgo, Michell - Banki, etc.), series

(código del fabricante), disposiciones (horizontal, vertical, inclinada), capacidades

(desde 1kW hasta 10.000kW), materiales de confección (acero inoxidable y

materiales sintéticos), accesorios complementarios (reguladores hidráulicos o

electrónicos), operación (manual, automática y semiautomática), ensamble

(desagregado o compacto) y algunas otras características (elementos de control,

señalización, medida, protección, etc.). En el mundo existen más de 100 fábricas

especializadas en PCH.



104

Dentro de la tecnología cambiante, ya se encuentran en el mercado, equipos

compactos que facilitan su transporte e instalación en las ZNI, como los

CINKTAINER para situaciones de inundación y erosión, hasta la tipo sumergible

para unos pocos kilovatios, que se está instalando actualmente en el Amazonas y

el Chocó. [0]

4.26. Conclusiones Del Modelo Para La Construcción De Pequeñas Centrales Hidroeléctricas Para La Costa

En Colombia, se ha estimado un potencial de Hidroenergía en pequeña escala

(PCH), entre 25 y 30 GW2. Sin embargo, dada la complejidad que reviste la

evaluación de este recurso, se requiere avanzar en los estudios hidrológicos y de

balances hídricos de las regiones para formular el inventario de recursos

hidroeléctricos con que se cuenta.

La experiencia alcanzada en las ZNI del país con respecto a las PCH ha sido

relativamente desafortunada, en la siguiente tabla se muestra en resumen, el

estado de los proyectos de PCH en las ZNI:



105

ESTADO ACTUAL DE LOS PROYECTOS DE PCH EN ZNI

ABANDONADO; 1; 1%

PROYECTO IDENTIFICADO; 132;

68%

NO DETERMINADO; 10; 5%

REPOTENCIACIÓN; 2; 1%

CONSTRUCCIÓN; 1; 1%

OPERACIÓN; 2; 1%

ESTUDIOS PRELIMINARES; 14; 7%

PREFACTIBILIDAD; 4; 2%

FACTIBILIDAD; 2; 1%

DESCARTADO; 3; 2%

DISEÑO; 10; 5%

DISEÑO CONCLUIDO; 11; 6%

Estado Actual Proyectos Con PCH En ZNI

Estado actual Cantidad de proyectos Potencia total (kw) Porcentaje del total de potencia

OPERACIÓN 2 2584

2,1

ABANDONADO 1 35

1,1

REPOTENCIACIÓN 2 2120

2,1

CONSTRUCCIÓN 1 2000

1,1

DISEÑO CONCLUIDO 11 58100

11,6

DISEÑO 10 71206

10,5

DESCARTADO 3 10630

3,2

FACTIBILIDAD 2 8200

2,1

PREFACTIBILIDAD 4 2110

4,2

ESTUDIOS PRELIMINARES 14 18213

14,7

PROYECTO IDENTIFICADO 132 43503

132,68

NO DETERMINADO 10 1898

10,5

TOTAL 196 220599 100.00%



106

Como se observa, de los 220488 kW identificados solamente se encuentran en

operaciones 2584 kW.

Lo anterior obedece principalmente a que el desarrollo de estos proyectos ha

resultado bastante oneroso, asimilándose a los grandes proyectos hidroeléctricos

y al manejo inadecuado de los mismos.

Pese a lo anterior, no se debe perder el objetivo de aprovechar las PCH como

recurso energético disponible, que tiene entre otras ventajas el ser altamente

competitiva frente a otras alternativas energéticas, y que aunque tienen

limitaciones hidrológicas, topográficas y de traslado al sitio de generación, permite

ahorrar el alto costo de los combustibles utilizados comúnmente para generación

de electricidad.

Para promover el desarrollo masivo de las PCH en Colombia, se deberá actuar en

los siguientes aspectos:

Continuar con la recolección de la información hidrológica, geológica,

aerofotográfica y ambienta! que permita una evaluación más acertada del recurso.

Simplificar esquemas de manera que no se requieran exageradas construcciones

y la configuración de complejos equipos, para que los proyectos no resulten

onerosos.

Insistir en la retroalimentación "feed back", de proyectos ejecutados para asimilar

las experiencias negativas y exitosas



107

Encontrar el equilibrio entre la sencillez de las obras civiles y la confiabilidad y la

estabilidad de las obras. En los últimos años han surgido ofertas en el mercado de

equipos hidromecánicos y electromecánicos para soluciones operativas

simplificadas, económicas y ambientalmente recomendables

Adoptar criterios definitivos en la concepción de proyectos para ZNI, los cuales no

se pueden concebir como en el caso del Sistema Nacional Interconectado, en

donde las economías de escala recomiendan proyectos de mayor potencial y

cobertura. En las ZNI se deben mantener criterios de solución local, muy próximos

al lugar de consumo, con esquemas simplificados y compactos, con pocas obras

civiles, que no requieran líneas extensas por zonas selváticas y que puedan ser

operados por personas de la zona. [0]



108

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Las conclusiones siguientes son, además del producto de investigación

bibliográfica, aportes de opinión del Director de tesis [3].

Se hace necesario que el Estado promueva y patrocine la construcción de

PCH’s donde no ha llegado el sistema de interconexión eléctrica (ZNI).

Es prioritario que el Ministerio del Medio Ambiente, entre ha controlar y

supervisar que con la construcción de las PCH no se afecte ni se altere el

ecosistema y el medio ambiente.

Es fundamental que el Estado genere la creación de una entidad que

controle convenios y consorcios con el fin de evitar los malos manejos de

dinero que se han presentado en el pasado, e impedir la corrupción en la

selección de personas o entidades que no estén en capacidad de asumir

dicha responsabilidad.

Otra acción de gran importancia es la necesidad de realizar un monitoreo

ambiental que detecte los posibles problemas que surgen de la puesta en

operación de estos proyectos.

Otra propuesta de carácter indispensable es que exista la figura de

“Gerencia de Proyectos”, ente que podría encargarse de la planificación,

ejecución y control del proyecto.

Además de las conclusiones mencionadas, se pueden agregar algunas

observaciones de orden mucho más técnico:



109

No pretender construir con planos de licitación que no garanticen un

conocimiento total del terreno y ambiente en el que se ha de ejecutar el

proyecto.

Actualizar los estudios de demanda de energía sin dejar que transcurra un

tiempo excesivo entre las etapas de cada proyecto (estudios preliminares,

diseño, factibilidad, construcción, etc.); de esa manera se evitará que el

proyecto sea, o no, viable en el momento de su ejecución.

Invertir presupuestos en equipos de eficiente calidad, que respondan a las

especificaciones que se requieren para las regiones o poblaciones en que

se han de instalar y con los cuales se pueda garantizar una prestación

igualmente eficiente del servicio.

No adelantar procesos de construcción sin tener claridad en aspectos

topográficos y geomorfológicos y con ello la imprecisión en el trazado y la

ubicación dé las obras civiles.

Efectuar un control más cercano a los proyectos, con el objeto de mantener

informadas a las personas encargadas sobre posibles alteraciones que

puedan presentarse.

Continuar en ese ánimo de concertación con las comunidades beneficiadas

atendiendo sus necesidades sociales básicas, tal como se evidencia en los

procesos de gestión ambiental realizados últimamente.

Finalmente, se exponen unas recomendaciones generales en lo referente a las

PCH como tales:



110

Los proyectos hidroenergéticos giran en torno al concepto de la economía

de escala, por la cual, no deberá descuidarse la parte civil ni la

electromecánica a fin de evitar posibles sobrecostos.

La adjudicación de licitaciones debe contemplar, como primera medida, la

calidad de la ingeniería dentro de la misma, no únicamente los costos que

involucra.

Capacitar a la población en el manejo y mantenimiento de las pequeñas

centrales hidroeléctricas, así como en la investigación tecnológica de las

mismas; de esa manera se garantizará el mejoramiento de los proyectos y

programas ligados.

Las PCH deben diseñarse de acuerdo a las necesidades de los

ecosistemas y zonas de amortiguamiento adyacentes a la zona donde han

de funcionar.

Se recomienda minimizar los costos del diseño y montaje de las PCH por

medio de financiamientos especiales, no reembolsables, de fondos como el

Global Enviroment Facility (GEF)

Durante las fases de reconocimiento y prefactibílidad de los estudios de las

PCH se debe verificar la línea base y diagnóstico ambiental de alternativas

para la cuenca y para alternativas de diferentes recursos (solar, eólica y

biomasa).

Las conclusiones y observaciones planteadas en este trabajo son el fruto de la

investigación y el aporte de personas que, gracias a su experiencia y



111

conocimiento, responden de manera idónea a las exigencias y necesidades de

orden hidroenergético que presenta nuestro contexto colombiano.



112

6. PALABRAS CLAVE

⇒ PCH = Pequeñas Centrales Hidroeléctricas.

⇒ GHPE = Generación Hidráulica A Pequeña Escala.

⇒ OLADE = Organización Latinoamericana De Energía.

⇒ ICA = Instituto Colombiano Agropecuario.

⇒ GTZ = Sociedad Alemana para la Cooperación Técnica.

⇒ CORELCA = Corporación Eléctrica De La Costa Atlántica.

⇒ ESSE = Estudio Del Sector De Energía Eléctrica.

⇒ PEN = Plan Energético Nacional.

⇒ INEA = Instituto De Ciencias Nucleares Y Energía Alternativa.

⇒ UPME = Unidad De Plantación Minero Energética.

⇒ SIN = Sistema Interconectado Nacional.

⇒ ICEL = Instituto Colombiano De Energía Eléctrica.

⇒ CVC = Corporación Autónoma Del Valle.

⇒ PERCAR = Programa De Electrificación Rural De La Costa Atlántica Y San

Andrés Y Providencia

⇒ PNR = Plan Nacional De Rehabilitación.

⇒ CELGAS S.A. = Compañía De Electricidad Y Gas De Cundinamarca.

⇒ PNER = Plan Nacional De Electrificación Rural.

⇒ FEN = Financiera Energética Nacional.

⇒ FOB =

⇒ ESSE = Estudio Del Sector De Energía Eléctrica

⇒ IRH = Inventario De Recursos Hidroeléctricos.

⇒ PMA = Plan De Manejo Ambiental.



113

⇒ EIA = Estudio De Impactos Ambientales.

⇒ CASEC = Comité Ambiental Del Sector Eléctrico.

⇒ GEF = Global Enviromental Facility.

⇒ MSNM = Metros Sobre El Nivel Del Mar.

⇒ MMA = Ministerio Del Medio Ambiente



114

7. BIBLIOGRAFÍA.

[0] AENE CONSULTORIA S. A. (CAPITULO 6). Establecimiento De Un Plan

Estructural, Institucional Y Financiero Que Permite El Abastecimiento

Energético De Las Zonas No Interconectadas Con Participación De Las

Comunidades Y Del Sector.

[1] BARAJAS E. LUÍS. Apueste Para Un Manual De Diseño Estandarizado Y

Fabricación De Equipos Para Pequeñas Centrales Hidráulicas. Volumen VI

(OLADE) 1998.

[2] CAMPOS PAREDES ALEXANDER – GARCÍA MONTAÑA MIGUEL.

Adecuación Y Análisis De Las Normas Para El Montaje De Generadores En

Pequeñas Centrales Hidroeléctrica PCH S. Universidad De La Salle, Santafé

De Bogotá D.C. 1998.

[3] GRUPO FORMACIÓN DE EMPRESAS ELÉCTRICAS-CENTRALES HIDROELETRICAS TOMO 2; Ed. Paraninfo S.A; Pgs. 1-59.

[4] DÍAZ ALEXANDER – OTALORA OSCAR EDUARDO. Inventario Nacional

De Pequeñas Centrales Hidroeléctrica. Universidad Nacional De Colombia,

Bogota 1992.

[5] GARCÍA ELKIN – MORENO KYLERO. Guía Para El Cálculo De Costo De

Remodelación O Repotenciación De Pequeñas Centrales Hidroeléctricas.

Universidad Nacional De Colombia, Santafé De Bogotá D.C. 2002.



115

[6] HERNÁNDEZ LEONARDO – SILVA JOSÉ. Evaluación Para La

Recuperación De La Pequeña Central Hidroeléctrica Del Rió Neusa.

Universidad Nacional De Colombia, Bogotá D.C. 1996.

[7] HUERTA ROBERTO – GUERRERO JAIME. Análisis De Los Programas

De Pequeñas Centrales Hidroeléctricas PCH S En Colombia. Universidad

Nacional De Colombia, Bogotá D.C. 1997.

[8] INSTITUTO DE CIENCIAS NUCLEARES Y ENERGÍA ALTERNATIVAS (INEA). Guía De Diseño Para Pequeñas Centrales Hidroeléctricas.

Característica General, Santafé De Bogotá 1997.

[9] MACHADO HERNANDEZ LUIS EDUARDO; opinión

[10] MARIA ARRIETA RAFAEL – INDIGNARES R. GERSON; Inventario de

los Recursos Hidroeléctricos de la Costa Atlántica (PESENCA); abril de 1986;

Págs. 18-25. [11] MARIA ARRIETA RAFAEL – INDIGNARES R. GERSON; Situación

Energética De La Costa Atlántica. Tomo V, (Recurso Hidroeléctrico). Edición:

Lito Barranquilla 1987.

[12] MARÍN RAMÍREZ RODRIGO. Estadísticas Sobre El Recurso Agua En

Colombia. Segunda Edición, Santafé De Bogotá 1992.



116

[13] MEMORIA V ELACPH (ENCUENTRO LATINOAMERICANO Y DEL CARIBE DE PEQUEÑOS APROVECHAMIENTOS HIDROELÉCTRICOS), MARIA ARRIETA RAFAEL. Transferencia De Tecnología En La Planificación

Diseño Y Construcción De Microcentales Hidroeléctricas. Editorial: Lito

Camargo LTDA. Santa Marta 1993.

[14] MINISTERIO DE OBRAS PÚBLICAS Y URBANISMO (M.O.P.U). Pequeñas Centrales Hidroeléctricas. Manual. Editorial Centro De Publicaciones

Secretaria General Técnica 1988 (Segunda Edición).

[15] OCHOA RUBIO TOMAS. Centrales Hidráulicas. Tomo I Y II. Editorial:

Grancolombianas 2002.

[16] RODRÍGUEZ SUESCON LUIS. Felipe. Pequeñas Centrales

Hidroeléctricas En El Territorio Colombiano. Universidad Nacional De

Colombia, Santafé De Bogotá D.C. 2000.

[17] UPME-Plan de Expansión de Referencia – Generación y transmisión

1996-2010.

BIBLIOGRAFÍA O REFERENCIA ADICIONAL.

[18] www.google [19] www.umpe.gov.co [20] www.minminas.gov.co [21] www.corpamag.gov.co



117

[22] www.gobcesar.gov.co [23] www.valledupar.gov.co [24] www.corelca.gov.co [25] CADENAS ANGELA. Estudio Sobre Hidroelectricidad a pequeña Escala –

HePe- Programa Nacional de Energías No Convencionales. INEA, CNE, 1992 [26] CORELCA. Proyecto Hidroeléctrico de Urrá. Descripción General y

Estudio Actual. Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica. Barranquilla 1984

[27] Enciclopedia Encarta 2004 [28] ICEL, “Plan de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas”, 1985 [29] ICEL, “La Electrificación En Colombia”, 1992. [30] ISA. Inventario de los Recursos Hidroeléctricos. Bogota 1979. [31] PEDRO ESPITIA. Atlas De Colombia Por Departamentos.2004 [32] _________________ Informe Sobre el Proyecto de la Microcentral

Hidroeléctrica de Palmor. Barranquilla 1984. [33] __________________ La Turbina Pelton. Conferencia Dictada en el

Segundo Seminario Sobre Pequeñas Microcentrales Hidroeléctricas.

Barranquilla 1985.



118

[34] ZAPATA JOSÉ VICENTE; opinión


PABLO EMILIO VILLAR BLANCO A-1

ANEXOS

ANEXO 1. (MAPA DEL DEPARTAMENTO DEL MAGDALENA.)



ANEXO 2. (MAPA DEL DEPARTAMENTO DEL CESAR.)



ANEXO 3. (PEQUEÑAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS EN ESTUDIO.)



ANEXO 3.1 (PEQUEÑAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS EN ESTUDIO.)

INSTITUTO DE CIENCIAS NUCLEARES Y ENRGIAS ALTERNATIVAS

GRUPOS DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS

NOMBRE UBICACIÓN CARACTERISTICAS GENERALES

No

CENTRAL LOCALIDAD DEPTO POT. INST. POT. EFECT CAUDAL DISP. CAUDAL BRUTO CAIDA NETA ENTIDAD CARGO RECURSO HIDRICO AÑO ESTADO PCH

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m)

1 LA CHORRERA LA COCHORRERA AMAZONAS 40 0,25 20 RIO IGARA/PARANA PREFACTIBILIDAD

2 PAJARITO YARUMAL ANTIOQUIA 4750 4,75 124 115 E.P. MEDELLIN R. NECHI DISEÑO

3 BELLO MEDELLIN ANTIOQUIA 550 630 0,55 234 111 E.P. MEDELLIN ACUEDUCTO 1,996 DISEÑO

4 NUTIBARA MEDELLIN ANTIOQUIA 900 990 0,8 198 124 E.P. MEDELLIN ACUEDUCTO 1996 DISEÑO

5 AMERICA MEDELLIN ANTIOQUIA 450 540 0,55 168 91 E.P. MEDELLIN ACUEDUCTO 1,996 DISEÑO

6 CAMPESTRE MEDELLIN ANTIOQUIA 1050 1080 1,2 161 97 E.P. MEDELLIN ACUEDUCTO 1,997 DISEÑO

7 MANANTIALES MEDELLIN ANTIOQUIA 3800 4000 6 93 70 E.P. MEDELLIN ACUEDUCTO 1,996 DISEÑO

8 SAN LUCAS SAN LUCAS BOLIVAR 120 71 66 Q. LA FRIA DISEÑO

9 EL CHISPERO MANIZALES CALDAS 1500 CHEC R. CHINCHINA 1,995 DISEÑO FINAL

10 SAN PEDRO SANTUARIO CAQUETA 82 RIO SAN PEDRO CONSTRUCCION

11 SANTANA RAMOS CAQUETA 300 ICEL RIO SAN PABLO RECONOCIMIENTO

12 TARQUI CAQUETA 50 ICEL Q. AGUAS CLARAS RECONOCIMIENTO

13 LOPEZ MICAY LOPEZ MICAY CAUCA 450 15 RIO JOLI CONSTRUCCION

14 GUAPI GUAPI CAUCA 42 RIO NAPI FACTIBILIDAD

15 TIMBIQUI TIMBIQUI CAUCA 17760 51 RIO TIMBIQUI FACTIBILIDAD

16 LOPEZ PTO SERGIO JOLI/LOPEZ CAUCA 600 5 17 13 RIO MICAY COSTRUCCION

17 SANTA ROSA SANTA ROSA CAUCA 0,25 0,82 93 Q. LA PAPAS DISEÑO

18 ARGELIA ARGELIA CAUCA 3 750 1,5 74 Q. LAS PERLAS DISEÑO

19 VILLA GERMANIA VILLA GERMANIA CESAR 40 0,245 27 CORELCA R. DILUVIO DISEÑO

20 JURADO JURADO CHOCO 1000 27 RIO PARTADO DISEÑO

21 ACANDI ACANDI CHOCO 250 Q. MONO MACHO DISEÑO

22 UNIGUIA UNIGUIA CHOCO 1100 68 RIO CUTI DISEÑO

23 PIZARRO PIZARRO CHOCO 5200 95 RIO PURRICHA DISEÑO

24 BAHIA SOLANO BAHIA SOLANO CHOCO 2220 351 Q. MUTATA DISEÑO

25 CUPICA CUPICA CHOCO RIO LORO PREFACTIBILIDAD



ANEXO 3.2 (PEQUEÑAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS EN ESTUDIO.)




No

CENTRAL LOCALIDAD DEPTO POT. INST. POT. EFECT CAUDAL DISP. CAUDAL BRUTO CAIDA NETA ENTIDAD CARGO RECURSO HIDRICO AÑO ESTADO PCH

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m)

26 SIPI 3 SIPI CHOCO 1077 1,39 20 ICEL RIO SIPI RECONOCIMIENTO

27 PANGUI CHOCO 125 1,73 26 ICEL Q. QUEBRADAS RECONOCIMIENTO

28 SIPI I SIPI CHOCO 656 1,39 80 ICEL Q. LAS PIEDRAS RECONOCIMIENTO

29 JOVI CHOCO 100 0,8 8 ICEL Q. CHONTADURO RECONOCIMIENTO

30 ARUSI ARUSI CHOCO 519 4,17 25 ICEL Q. AGUA CLARITA RECONOCIMIENTO

31 SANTA RITA CHOCO 350 ICEL RIO GUINEO RECONOCIMIENTO

32 CHIPOGORO CHOCO 2400 0,52 80 ICEL Q. SANTA ANA RECONOCIMIENTO

33 CHIGORODO CHIGORODO CHOCO 187 1,06 30 ICEL RIO BAUDO RECONOCIMIENTO

34 PTO

ECHEVERRY PTO. ECHEVERRY CHOCO 135 0,48 48 ICEL RIO BAUDO RECONOCIMIENTO

35 DUBASA DUBASA CHOCO 3700 26,54 10 ICEL RIO DUBASA RECONOCIMIENTO

36 PTO CORDOBA PTO. CORDOBA CHOCO 158 1,34 20 ICEL RIO BAUDO RECONOCIMIENTO

37 PATECITO PATECITO CHOCO 115 1,34 30 ICEL RIO BAUDO RECONOCIMIENTO

38 SANANDOCITO CHOCO 146 0,05 80 ICEL Q. VALERIO RECONOCIMIENTO

39 COQUI COQUI CHOCO 60 0,48 12 ICEL Q. BONGO MANSO RECONOCIMIENTO

40 PAVARANDO PAVARANDO CHOCO 230 2,12 40 ICEL RIO BAUDO RECONOCIMIENTO

41 NUQUI NUQUI CHOCO 700 3,25 15 ICEL R. NUQUI RECONOCIMIENTO

42 INIRIDA INIRIDA GUANIA RIO INIRIDA RECONOCIMIENTO

43 EL RETORNO EL RETORNO GUAVIARE 300 5 CAÑO GRANDE CONSTRUCCION

44 SAN JOSE I SAN JOSE GUAVIARE 40 R. GUAYABERO RECONOCIMIENTO

45 ACUED.

V/CENCIO V/CENCIO META ACUED. V/CENCIO DISEÑO

46 MACARENA S. MACARENA META 98 CAÑO CANOAS FACTIBILIDAD

47 SAN JOSE 2 PTO, CONCORDIA META 250 A 1750 6 A 51 8 ICEL R. CAFRE RECONOCIMIENTO

48 PISANDA 5B CUMBITARA NARIÑO 15 PROMONARIÑO Q. NICHAO 1979 ESTUD. PRELIMIN.

49 ALTAQUER ALTAQUER NARIÑO 4000 CEDENAR FACTIB. Y DISEÑOS

50 BOCAS DE SATINGA O. HERRERA NARIÑO 5 RIO SANTIGA FACTIBILIDAD



ANEXO 3.3 (PEQUEÑAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS EN ESTUDIO.) INSTITUTO DE CIENCIAS NUCLEARES Y ENRGIAS ALTERNATIVAS



No CENTRAL LOCALIDAD DEPTO POT. INST. POT. EFECT CAUDAL DISP.

CAUDAL BRUTO

CAIDA NETA

ENTIDAD CARGO

RECURSO HIDRICO AÑO ESTADO PCH

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m)

51 ALTAQUER BARBACOAS NARIÑO 27 0 29,5 37 PROMONARIÑO R. GUIZA FACTIBILIDAD

52 ROSARIO ROSARIO NARIÑO 540 0,4 230 PROMONARIÑO Q. PINCHE 1978 RECONOCIMIENT

O

53 MOCOA MOCOA PUTUMAÑ

O 108 RIO MOCOA DISEÑO

54 RIO ROJO ARMENIA QUINDUIO 11 8,9 120 EPSA R. ROJO 1990 RECONOCIMIENT

O

55 RIO LEJOS RIO LEJOS / AZUL QUINDUIO 13 6 250 EPSA R. LEJOS 1990 RECONOCIMIENT

O

56 LA VIEJA CARTAGO VALLE 80 120 80 EPSA R. LA VIEJA 1990 RECONOCIMIENT

O

57 CUANCA TULUA VALLE 1400 1,4 60 EPSA R. CUANCUA 1991 RECONOCIMIENT

O

58 BUGALAGRANDE Q. NORCASIA VALLE 4500 9 60 EPSA R.

BUGALAGRANDE 1991 RECONOCIMIENT

O

59 R. ESPEJO-

ALTERN. ARMENIA VALLE 27 65 50 EPSA R. LA VIEJA 1990 RECONOCIMIENT

O

60 R. ESPEJO-

ALTERN. ARMENIA VALLE 16 65 30 EPSA R. LA VIEJA 1990 RECONOCIMIENT

O

61 DESBARATADO MIRANDA VALLE 7 3,3 230 EPSA R. DESBARATADO 1949 PREFACTIBILIDAD

62 CAICEDONIA SEVILLA VALLE 3400 14,1 28 EPSA R. BARRAGAN 1949 PREFACTIBILIDAD

63 SEVILLA R. BUGALAGRANDE VALLE 3800 9 50 EPSA R.

BUGALAGRANDE 1949 PREFACTIBILIDAD

64 ESPARTA ESPARTA VALLE 800 4,5 48 EPSA R. CAÑAVERAL 1949 PREFACTIBILIDAD

65 MITU MITU VAUPES 3 3 RIO VAUPES DISEÑO

66 PTO CARREÑO PTO CARREÑO VICHADA 4 RIO BITA FACTIBILIDAD

TOTAL 80130



ANEXO 4. (PEQUEÑAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS EN ESTUDIO.)



ANEXO 4.1 (INVENTARIO NACIONAL DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS.)

INSTITUTO DE

CIENCIAS NUCLEARES Y

ENRGIAS ALTERNATIVAS

GRUPOS DE PEQUEÑAS

CENTRALES HIDROELECTRICAS

No NOMBRE

UBICACIÓN No CARACTERISTICAS GENERALES

CENTRAL LOCALIDAD DEPTO UNID POT. INST POT. EFECT Q. DISP H. BRUTA H.

NETA ENTIDAD A CARGO ARE

A RECURSOS HIDRICOS

AÑO INSTA. ESTADO PCH

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m) Km2

1 SANTA RITA ANDES ANTIQ. 2 1000 1,56 80 58,5 MPIO ANDES Q.S. AGUSTIN Y STA RITA FUERA DE SERVICIO

( R )

2 CAICEDO CAICEDO ANTIQ. 1 0,4 30 MPIO DE REMEDIOS R.ASESI FUERA DE SERVICIO

3 REMEDIOS REMEDIOS ANTIQ. 2 680 600 2,5 32 32 MPIO DE ABEJORRAL R.ITE 1954 FUERA DE SERVICIO

4 ABEJORRAL ABEJORRAL ANTIQ. 2 700 600 0,7 130 130 Q.LAS YEGUAS 1954 EN SERVICIO

5 AMAGA ANTIQ. 1 MPIO DE AMALFI

6 AMALFI AMALFI ANTIQ. 3 700 600 0,5 204 204 Q.CARACOLI 1958/47 FUERA DE SERVICIO

7 ANGOSTURA ANTIQ. 1

8 ANTIOQUIA ANTIQ. 1

9 ARMENIA ANTIQ. 1

10 BARBOSA ANTIQ. 1

11 BILIVAR ANTIQ. 1

12 CALERA PTO. BERRIO ANTIQ. 2 180 180 1,2 20 20 E.A.D.E. Q.MAENA 1938 EN SERVICIO

13 CARACOLI CARACOLI ANTIQ. 2 3200 3000 2,5 85 85 E.A.D.E. R.NUS 1935/63 EN SERVICIO

14 CAÑAS GORDAS ANTIQ. 1

15 SAN JUAN ZARAGOZA ANTIQ. 3 720 4,5 20 MPIO DE ZARAGOZA FUERA DE SERVICIO

( R )

16 EL LIMON CISNEROS ANTIQ. 2 800 800 0,5 440 440 E.A.D.E. NUCITO STA GERTRUDIS 1926 EN SERVICIO

17 CONCORDIA ANTIQ. 1

18 FREDONIA FREDONIA ANTIQ. 1

19 GRANADA ANTIQ. 1

20 GUARNE ANTIQ. 1

21 ITUANGO ANTIQ. 1

22 JERICO ANTIQ. 1

23 LA REBUSCA S. ROQUE ANTIQ. 2 700 650 1 120 120 E.A.D.E. R.SAN ROQUE 1932/34 EN SERVICIO

24 OLAYA ANTIQ. 1

25 PIEDRAS LA CEJA ANTIQ. 2 500 500 1,2 54 54 E.A.D.E. 133 R.PIEDRAS 1937/54 EN SERVICIO

26 PUEBLO RICO ANTIQ. 1 900 86

27 RIO ABAJO SAN VICENTE ANTIQ. 2 1000 2 86 E.A.D.E. 842 R.NEGRO 1947 EN SERVICIO

28 SALGAR ANTIQ. 1

29 SAN ANDRES ANTIQ. 1

30 SAN JOSE SAN JOSE ANTIQ. 1 400 R.SAN ANDRES 1960

31 SAN PEDRO ANTIQ. 1

32 EL CAIRO STA. BARBARA ANTIQ. 1 7500 CEMENTERA EL CAIRO EN SERVICIO

33 SANTUARIO ANTIQ. 1

34 SONSON ANTIQ. 2 8600 8600 1,9 515 500 E.A.D.E. 13 R. SONSON 1965 EN SERVICIO



ANEXO 4.2. (INVENTARIO NACIONAL DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS.)



NOMBRE UBICACIÓN No CARACTERISTICAS GENERALES

No CENTRAL LOCALIDAD DEPTO UNID POT. INST POT. EFECT Q. DISP H. BRUTA H. NETA ENTIDAD A CARGO AREA RECURSOS HIDRICOS AÑO

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m) Km2

35 SOPETRAN ANTIQ. 1

36 RIO FRIO TAMESIS ANTIQ. 3 1490 1300 1,5 152 152 E.A.D.E. 88 R.FRIO 1940

37 TITIRIBI ANTIQ. 1

38 TOLOMBO ANTIQ. 1

39 URRAO URRAO ANTIQ. 2 840 750 3 67 67 MPIO DE URRAO R.PENDERISCO 1

40 EL SALTO YARUMAL ANTIQ. 1 974 0,21 580 MPIO YARUMAL

41 MICOAHUMADO MORALES BOLIVAR 1 120 0,2 84 CORELCA Q. LA GUASIMA

42 PTE. GUILLERMO SABOYA BOYACA 2 1280 2,6 58 R.SUAREZ 1

43 SOATA SOATA BOYACA 1 250 0,082 330 Q.LAS JUNTAS 1

44 TEATINOS BOYACA 5 1000 0,48 155 110 R.TEATINOS 1

45 CHIQUINQUIRA BOYACA 2

46 LABRAZAGRANDE BOYACA 1 500 170

47 PAJARITO PAJARITO BOYACA 1 500 0,9 Q.CONGUTA/Q.LA LEJIA 1

48 PASCA BOYACA 1

49 PAYA PAYA BOYACA 1 48 0,42 36 Q.AGUA CLARA

50 PISBA PISBA BOYACA 1 36 0,3 27 Q.LA MAJAGUA

51 ANSERMA ANSERMA CALDAS 1 144 2 110 100 Q.CUAYA

52 GUACAICA MANIZALES CALDAS 1 1500 950 4 67,8 CHEC 150 R.GUACAICA 1

53 ARANZAZU CALDAS 1

54 BELEN DE UMBRIA CALDAS 1

55 INTERMEDIA MANIZALES CALDAS 1 1120 900 5,6 63 56,8 CHEC 87 R.CHINCHINA 1

56 MARULANDA CALDAS 1 1320

57 MUNICIPAL MANIZALES CALDAS 2 2110 7 80,5 79,6 CHEC 90 R.CHINCHINA 1

58 PACARA CALDAS 1

59 PENSILVANIA CALDAS 1

60 PINZON HOYOS PTE. OLIVARES CALDAS 1

61 SAN LORENZO CALDAS 1 80 60

62 SALAMINA SALAMINA CALDAS 1 350 140 85 MPIO. SALALMINA Q.FRISOLERA/Q.PALO 1

63 SAN CANCIO MANIZALES CALDAS 2 2320 2320 5 59,7 53,8 CHEC 84 R.CHINCHINA 192

64 STA. R. DE CABAL STA R. CABAL CALDAS 2 370 139 1,2 65 55 MPIO. STA R. CABAL 156 R.SAN EUGUENIO 1

65 SUPIA SUPIA CALDAS 1 CHEC

66 MANZANARES CALDAS

67 GUACAMAYAS SAN VICENTE CAQUETA 1 75 60 0,864 ELEC/CAQUETA

68 ISLA GORGONA ISLA GORGONA CAUCA 1 12 16,8 0,03 70 61,35 Q.TRINIDAD







No CENTRAL LOCALIDAD DEPTO UNID POT. INST POT. EFECT Q. DISP H. BRUTA H. NETA ENTIDAD A CARGO AREA RECURSOS HIDRICOS AÑO IN

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m) Km2

69 FLRIDA I POPAYAN CAUCA 2 2300 6,5 48 948 R. CAUCA 195

70 INZA INZA CAUCA 1 750 600 0,6 72 512 R. ULLOCOS 197

71 OVEJAS BUENOS AIRES CAUCA 1 750 700 7 24,5 R. OVEJAS 193

72 SILVIA SILVIA CAUCA 2 604 360 1,8 31 392 R. PIENDAMO 196

73 ASNAZU BUENOS AIRES CAUCA 1 1400 450 1 134 R.ASNAZU 193

74 CALOTO CALOTO CAUCA 1

75 COMODA CAUCA 1

76 RIO PALO CALOTO CAUCA 2 1440 1280 6 24,5 CEDELCA 906 R. PALO 196

77 MONDOMO SDER. QUILICHA CAUCA 2 600 600 2 31 29 CEDELCA 913 R. MONDOMO 195

78 SAJANDI EL BORDO CAUCA 3 1700 1640 4,3 105 102 CEDELCA 1846 R. SAJANDI 196

79 TORIBIO PATIA CAUCA 1 70 35 0,8 15 13 R. ISABELILLA 196

80 ZIPAQUIRA ZIPAQUIRA CUNDINA.

81 GUATICA GUATICA CUNDINA. 1

82 APULO APULO CUNDINA. 5 3000 23 15 5544 R. BOGOTA 1928

83 CAQUEZA CAQUEZA CUNDINA. 1 R. CAQUEZA

84 LA SALADA TOCAIMA CUNDINA. 1 280 2,3 15 R. BOGOTA 193

85 ANOLAIMA CUNDINA. 1

86 CHOACHI CHOACHI CUNDINA. 1 300 19 1 45 R. PALMAR 195

87 FUSAGASUGA FUSAGASUGA CUNDINA. 1

88 GACHETA GACHETA CUNDINA. 1 240 0,45 92 R. MONQUEVITA 196

89 MUÑA CUNDINA. 1

90 NEUSA CUNDINA. 1 700 E.E.B.

91 PACHO CUNDINA. 1

92 PANT. REDONDO CUNDINA. 1

93 RIONEGRO PTO. SALGAR CUNDINA. 2 9600 9600 17 78,2 3045 R. NEGRO / Q. LA PLATA 197

94 SALTO ANTIGUO CUNDINA. 1

95 SESQUILE CUNDINA. 1

96 TOCAIMA CUNDINA. 1

97 LA VUETA LA VUELTA CHOCO 2 2000 500 5,4 1030 R. ANGUEDA 192

98 JURIBIDA INSP. NUQUI CHOCO 1 12

99 CARACOLI S.JUAN CESAR GUAJIRA 1 70 0,6 15 PENSECA R. RANCHERIA

100 FORTALECILLAS INSP. FORTALEC HUILA 1 400 2 30 28 ELECTROHUILA 220 R. FORTALECILLAS 196

101 LA VICIOSA GUADALUPE HUILA 2 250 0,5 45,5 40 ELECTROHUILA 969 Q. LA VICIOSA 195

102 GIGANTE GIGANTE HUILA 1 ELECTROHUILA







CENTRAL LOCALIDAD DEPTO UNID POT. INST POT. EFECT Q. DISP H. BRUTA H. NETA ENTIDAD A CARGO AREA RECURSOS HIDRICOS AÑO INSTA. ESTADO

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m) Km2

GUADALUPE GUADALUPE HUILA 1 ELECTROHUILA DESMANT

IQUIRA I IQUIRA HUILA 3 5400 2000 1 180 ELECTROHUILA R. IQUIRA SERVICIO,

IQUIRA II IQUIRA HUILA 1 2400 2400 3 99 ELECTROHUILA R. IQUIRA SERV

LA PITA GARZON HUILA 2 1500 1200 0,75 120,5 118 ELECTROHUILA Q. LA PITA 1964/73 SERV

AS DELICIAS NEIVA HUILA 1 3 95 INDERENA Q. EL MANGO 1990 SERV

BONDA BONDA MAGDALE. 1

GAIRA GAIRA MAGDALE. 1 1090 0,79 162 PESENCA R. GAIRA 1929 SERV

MACHOSOLO LA TAGUA MAGDALE. 1 14 0,048 47 CORELCA Q. LA DANTA SERV

GUEL MEDINA PALMOR MAGDALE. 1 3000 0,215 90 82 CORELCA R. CHERVA

PALESTINA PALESTINA MAGDALE. 1 8,4 0,075 25 22,5 PESENCA Q. PALESTINA SERV

PALMOR PALMOR MAGDALE. 1 125 0,125 82 PESENCA R. CHERUA 1989 SERV

PAUCEDONIA PAUCEDONIA MAGDALE. 2 13 0,1 43,3 CORELCA Q. PAUCEDONIA 1989 SERV

RIO PIEDRAS BONDA MAGDALE. 1 250 0,6 48 PESENCA R. PIEDRAS SERV

ACRAMENTO SACRAMENTO MAGDALE. 1 23 0,043 115 CORELCA Q. SACRAMENTO SERV

IERVO ARIAS PALMOR MAGDALE. 1 13 0,2 30 CORELCA Q. PALMAR SERV

CORRALES META 1

EL CALVARIO EL CALVARIO META 1 20 16 0,04 60 99 Q. LA PANELA 1984

SAN JUANITO SAN JUANITO META 1 50 20 0,1 55 781 R. GUAJAROS 1987

COLORADOS N.SANTANDER 1 ELECT.N.SANTANDER DESMANT

CONVENCION CONVENCION N.SANTANDER 1 ELECT.N.SANTANDER DESMANT

OCAÑA N.SANTANDER 1 ELECT.N.SANTANDER DESMANT

PAMPLONA N.SANTANDER 1 ELECT.N.SANTANDER DESMANT

SALAZAR N.SANTANDER 1 ELECT.N.SANTANDER DESMANT

ULIO BRAVO PASTO NARIÑO 3 1350 300 3,55 150 120 CEDENAR 177 R. PASTO 1942 EN SER

RIO BOBO PASTO NARIÑO 3 4300 2300 0,8 306 CEDENAR R. BOBO 1956 EN SER

RIO INGENIO INGENIO NARIÑO 2 800 200 0,2 128,8 CEDENAR R. INGENIO 1956 FUERA DE S

RIO SAPUYES OSPINA NARIÑO 3 2300 1900 2,22 115 107 CEDENAR R. SAPUYES 1956 EN SER

SANPUYES SANPUYES NARIÑO 1 1856 CEDENAR FUERA DE S

ALTAQUER ALTAQUER NARIÑO 2 2000 1,4 200 R. NEMBI FUERA DE S

RIO MAYO I SAN PABLO NARIÑO 2 750 1,66 52,5 CEDENAR R. OPONGOY 1950 FUERA DE S

MAYO I NARIÑO 1

POTOSI POTOSI NARIÑO 1

SANDONA SANDONA NARIÑO 1

MULATONA MOCOA PUTUMAYO 1 168 0,5 50 226 R. MULATO 1964 FUERA DE S







No CENTRAL LOCALIDAD DEPTO UNID POT. INST POT. EFECT Q. DISP H. BRUTA H. NETA ENTIDAD A CARGO AREA RECURSOS HIDRICOS

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m) Km2

137 COLON PUTUMAYO 1

138 MOCOA PUTUMAYO 1

139 SAN FRANCISCO SAN FRANCISCO PUTUMAYO 1

140 MONTENEGRO QUINDIO 1

141 PIJAO PIJAO QUINDIO 1

142 EL BOSQUE ARMENIA QUINDIO 1 1000 800 4 90 EDEQ 1309 R. QUINDIO

143 LA UNION CALARCA QUINDIO 1 1100 800 2,5 43 EMP.MPLES CALARCA 1309 R. QUINDIO

144 ARMENIA QUINDIO 1

145 BAYONA CALARCA QUINDIO 2 1000 800 2,5 30 EDEQ 1309 R. QUINDIO

146 CALARCA QUINDIO 1

147 CAMPESTRE CALARCA QUINDIO 1 1200 800 2,5 54 EDEQ 1309 R. QUINDIO

148 EL CAIMO QUINDIO 1 2300 EDEQ

149 SANTUARIO RISARALDA 1

150 NUEVO LIBARE PEREIRA RISARALDA 2 6000 3000 65 E.P.P. R. OTUN

151 NUEVA LA CELIA RISARALDA 1 Q. EL PEDRERO

152 BELMONTE DOS QUEBRADAS RISARALDA 2 3760 3300 6 115 E.P.P. 198 R. OTUN

153 DOS QUEBRADAS DOS QUEBRADAS RISARALDA 2 8500 8200 10 113 E.P.P. 198 R. OTUN

154 SANTA ROSA RISARALDA 2 400 200 E.P.P.

155 CALICHAL MALAGA SANTANDER 2 280 240 2,5 26 25 ESSA 339,6 R. SERVITA

156 ZARAGOZA BUCARAMANGA SANTANDER 3 1560 1200 4,5 35 30 ESSA 665 R. SURATA

157 PALMAS PALMAS SANTANDER 4 18000 13800 17 150 ESSA 18000 R. LEBRIJA

158 SERVITA CERRITO SANTANDER 2 800 720 0,6 169,75 ESSA 126,7 R. SERVITA

159 CASCADA SAN GIL SANTANDER 5 3400 2400 12 24,3 ESSA R. FONCE

160 CHITOZA SANTANDER 1

161 LA COMODA BARBOSA SANTANDER 4 800 1,3 90 89 ESSA R. LENGUARUCO

162 CERRITO SANTANDER 1

163 LA CASCADA SAN GIL SANTANDER 1 1300 1150 18,8 24,5 24,3 1849 R. FONCE

164 MALAGA MALAGA SANTANDER 1

165 PIEDECUESTA SANTANDER 1

166 SAN GIL SAN GIL SANTANDER 1 ESSA

167 SOCORRO SOCORRO SANTANDER 1

168 ZAPATOCA ZAPATOCA SANTANDER 1

169 RIO RECIO I LERIDA-SIERRA TOLIMA 2 4000 3200 103 100 ELECTROTOLIMA R. RECIO-DIST ASORECIO

170 RIO RECIO II LERIDA-SIERRA TOLIMA 1 168 240 8 9 8 ELECTROTOLIMA 610 R. RECIO-DIST ASORECIO



ANEXO 4.6. (INVENTARIO NACIONAL DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS.)




No CENTRAL LOCALIDAD DEPTO UNID POT. INST POT. EFECT Q. DISP H. BRUTA H. NETA ENTIDAD A CARGO AREA RECURSOS HIDRICOS AÑO INSTA.

(Kw) (Kw) (m3/s) (m) (m) Km2

171 VENTANAS ESPINAL TOLIMA 2 6400 2400 20 29,85 28,5 ELECTROLIMA 1580 R. COELLO 1955

172 MIROLINDO IBAGUE TOLIMA 3 3600 1000 4,7 100 97 ELECTROLIMA 245 R. COMBEIMA 1958

173 GUALI HONDA TOLIMA 3 1048 12 13,9 1082 R. GUALI 1962/55

174 LAGUNILLA TOLIMA 3 452 0,5 120 460 R. LAGUNILLA 1940

175 PASTALES IBAGUE TOLIMA 1 840 400 3,87 30 ELECTROLIMA 12 R. COMBEIMA 1947

176 CAJAMARCA CAJAMARCA TOLIMA 1 R. COELLO

177 LIBANO LIBANO TOLIMA 1

178 VENADILLO VENADILLO TOLIMA 1

179 RIVERA TULUA VALLE 1 265 2 19 EPSA

180 NIMA I PALMIRA VALLE 2 2000 3 87 EPSA 1931

181 NIMA II PALMIRA VALLE 2 4680 3 200 EPSA 1947

182 RUMOR TULUA VALLE 3 1870 4 36 EPSA 1940

183 CONSOTA I CARTAGO VALLE 1 168 2 75,5 EPSA

184 CONSOTA II CARTAGO VALLE 1 636 2 70 EPSA

185 GUADALAJARA BUGA VALLE 5 1700 3,5 50 EPSA

186 CALI I CALI VALLE 2 1000 2,8 50 CHIDRAL 1929

187 CALI II CALI VALLE 2 800 1,3 90 CHIDRAL 1925

188 CARTAGO CARTAGO VALLE 1

189 CUMBRE CUMBRE VALLE 1

190 EL HOMIGUERO CISNERO VALLE 1 17,5 0,043 63

191 LA PUERTA CISNERO VALLE 1 15 0,014 110

192 PRADERA VALLE 1

193 RIO FRIO VALLE 2 1690 5,6 38

194 RIO FRIO II VALLE 2 9600 1996

TOTAL 190347,9 95055,8

ANEXO 5 (FORMATOS DE VISITA CAMPO.)



FORMATO PARA LA RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN EN LA VISTA DE CAMPO

FORMATO 1.

HOJA FECHA OBSERVACION NOMBRE DE LA CENTRAL LOCALIDAD DEPARTAMENTO POTENCIA INTALADA (KW) POTENCIA DISPONIBLE (KW) CAIDA BRUTA (m) CAIDA NETA (m) CAUDAL DISPONIBLE ENTIDAD ENCARGADA RECURSOS HIDRICOS AÑO DE INSTALACIÓN OBSERVACIÓN

ANEXO 5.1 (FORMATOS DE VISITA CAMPO.)



FORMATO PARA LA RECOPILACIÓN DE INFORMACION EN VISTAS DE CAMPO FORMATO 2.

CARACTERÍSTICAS DE LAS OBRAS CIVILES

CENTRAL DEPARTAMENTO

A. PRESA TIPO MATERIAL ALTURA ANCHO VERTEDERO B. BOCATO TIPO MATERIAL LONGITUD (m) ANCHO (m) OBSERVACIONES

C. CODUCCION TIPO LONGITUD (m) ANCHO ALTURA (m) MATERIAL OBSERVACIONES

D. TURBIAN DE PRESION TIPO MATERIAL LONGITUD (m) ANCHO (m) OBSERVACIONES

ANEXOS 5.2. (FORMATOS DE VISITA CAMPO.)



FROMATO PARA LA RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN EN VISTAS DE CAMPO FORMATO 3.

CARACTERÍSTICAS ELECTROMECÁNICAS INFORMACIÓN GRUPOS GENERADORES

CENTRAL GRUPO No.

TURBINA TIPO POTENCIA (KW O HP) R.P.M. FABRICANTE AÑO DE FABRIC. PAÍS DE ORIGEN TIPO DE REGULAD. FABRICANTE Y ORIGEN

DEL REGULADOR ALTERNADOR TIPO MATERIAL LONGITUD (m) ANCHO (m) FRECUENCIA Hz FACTOR DE POTENCIA FABRICANTE AÑO DE FABRICACION PAIS DE ORIGEN TIPO DE EXCITACION OBSERVACIONES

ANEXO 6. (CARACTERÍSTICAS ELECTROMECÁNICAS PARA PCH S MAYORES DE 500 KW.)

NOMBRE TIPO TURBINA REGULADOR DE VELOCIDAD



No CENTRAL POT. (KW) VELOC. R.P.M FABRICANTE AÑO DE FABRIC. PAIS DE ORIGEN TIPO MARCA TIPO NUM. FASES POT. (KVA) VEL. R.P.M. FREC. (Hz) F.P VOL.NOM (V) FABRICANTE AÑO DE FABRIC PAIS DE ORIGEN

1 SANTA RITA PELTON EE.UU SINCRONICO 3 216 60 0,8 BROWN BOVERY SUIZA

SANTA RITA FRANCIS SINCRONICO 3 900 60 0,8 BROWN BOVERY SUIZA

2 CAICEDO PELTON EE.UU SINCRONICO 3 145 BROWN BOVERY

3 REMEDIOS FRANCIS 340 720 TORVANIA 1954 YUGUSLAVIA ELECTROMECANICO TORVANA TURBIN SINCRONICO 3 425 60 0,8 500 CENEMESA 1954 ESPAÑA

REMEDIOS FRANCIS 340 720 CENEMESA 1954 ESPAÑA ELECTROMECANICO TORVANA TURBIN SINCRONICO 3 425 60 0,8 500 CENEMESA 1954 ESPAÑA

4 ABEJORRAL PELTON 520 7200 BROWN BOVERI 1954 AUSTRIA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 650 900 60 0,8 500 BROWN BOVERY 1954 AUSTRIA

ABEJORRAL PELTON 200 600 NACIONAL 1947 COLOMBIA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 425 600 60 0,8 400 SIEMENS 1950 ALEMANIA

5 AMAGA

6 AMALFI PELTON 300 1200 DRESS 1958 AUSTRIA MECANICO DRESS SINCRONICO 3 375 60 0,8 500 BROWN BOVERY 1958 AUSTRIA

AMALFI PELTON 200 600 PELTON 1932 EE.UU MECANICO PELTON SINCRONICO 3 250 60 0,8 2300 WESTING HOUSE 1932 EE.UU

AMALFI PELTON 200 600 PELTON 1932 EE.UU MECANICO PELTON SINCRONICO 3 200 60 0,8 2300 WESTING HOUSE 1932 EE.UU

7 ANGOSTURA

8 ANTIOQUIA

9 ARMENIA

10 BARBOSA

11 BOLIVAR

12 CALERA FRANCIS 90 900 PELTON 1935 EE.UU MECANICO PELTON SINCRONICO 3 100 900 60 0,8 2300 WESTING HOUSE 1935 EE.UU

CALERA PELTON 90 900 WESTNG HOUSE 1935 EE.UU MECANICO PELTON SINCRONICO 3 321 900 60 0,8 2300 GENE. ELECTRIC 1935 EE.UU

13 CARACOLI FRANCIS 1600 1200 ESCHER WYSS 1963 ALEMANIA MECANICO ESCHER-WISS SINCRONICO 3 2000 327 60 0,8 2400 WESTING HOUSE 1935 EE.UU

CARACOLI PELTON 1600 330 MORGAN SMITH 1935 EE.UU ELECTROMECANICO WOODWARD SINCRONICO 3 2000 1200 60 0,8 2300 SCHOOCH 1963 ALEMANIA

14 CAÑASGORDAS

15 SAN JUAN

16 EL LIMON PELTON 400 900 PELTON 1926 EE.UU MECANICO PELTON SINCRONICO 3 500 60 0,8 500 WESTING HOUSE 1926 EE.UU

EL LIMON PELTON 504 900 VOITH 1926 AUSTRIA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 500 60 0,8 500 WESTING HOUSE 1963 EE.UU

17 CONCORDIA

18 FREDONIA

19 GRANADA

20 GUARNE

21 ITUANGO

22 JERICO

23 LA REBUSCA PELTON 350 600 BOVING 1934 SUECIA MECANICO BOVING SINCRONICO 3 438 600 60 0,8 2300 GENE. ELECTRIC 1926 EE.UU

LA REBUSCA PELTON 350 600 BOVING 1934 SUECIA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 438 600 60 0,8 2300 GENE. ELECTRIC 1926 EE.UU

24 OLAYA

25 PIEDRAS FRANCIS 240 900 VOITH 1937 SUIZA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 260 900 60 0,8 400 BROWN BOVERY 1938 SUIZA

PIEDRAS FRANCIS 260 600 LEFFEL 1954 EE.UU MECANICO WOODWARD SINCRONICO 3 321 900 60 0,8 450 GENE. ELECTRIC 1954 EE.UU

26 PUEBLO RICO

27 RIO ABAJO TURGO 500 600 GILKES 1947 INGLATERRA MECANICO GILKES SINCRONICO 3 625 600 60 0,8 2300 GENE. ELECTRIC 1947 INGLATERRA

RIO ABAJO TURGO 500 600 GILKES 1947 INGLATERRA MECANICO GILKES SINCRONICO 3 625 600 60 0,8 2300 GENE. ELECTRIC 1947 INGLATERRA

28 SALGAR

29 SAN ANDRES

30 SAN JOSE 400

31 SAN PEDRO

ANEXO 6.1. (CARACTERÍSTICAS ELECTROMECÁNICAS PARA PCH S MAYORES DE 500 KW.)




No CENTRAL POT. (KW) VELOC. (R.P.MP) FABRICANTE AÑO DE FABRIC. PAIS DE ORIGEN TIPO MARCA TIPO NUM. FASES POT. (KVA) VEL. (R.P.M.) FREC. (Hz) F.P VOL.NOM (V) FABRICANTE AÑO DE FABRIC PAIS DE ORIGEN

32 EL CAIRO

33 SANTUARIO

34 SONSON PELTON 3600 900 CENEMESA 1965 ESPAÑA ELECTROMECANICO NERPIC SINCRONICO 3 4500 900 60 0,8 6600 CENEMESA 1965 ESPAÑA

SONSON PELTON 5000 720 BOVING-CO 1932 SUECIA ELECTROMECANICO ASEA SINCRONICO 3 6250 900 60 0,8 6600 GENE. ELECTRIC 1932 EE.UU

35 SOPETRAN

36 RIO FRIO PELTON 504 720 VOITH 1953 AUSTRIA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 630 720 60 0,8 500 BROWN BOVERY 1953 AUSTRIA

RIO FRIO PELTON 504 720 VOITH 1963 AUSTRIA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 630 720 60 0,8 500 BROWN BOVERY 1963 AUSTRIA

RIO FRIO PELTON 500 900 GORDON 1927 AUSTRIA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 625 900 60 0,8 6600 WESTINGHOUSE 1927 EE.UU

37 TITIRIBI

38 TOLOMBO

39 URRAO FRANCIS 640 900 DRESS 1954 AUSTRIA MECANICO DRESS SINCRONICO 3 800 900 60 0,8 500 BROWN BOVERY AUSTRIA

URRAO FRANCIS 200 1200 VOITH 1954 AUSTRIA MECANICO VOITH SINCRONICO 3 200 1200 60 0,8 2300 BROWN BOVERY 1960 AUSTRIA

40 EL SALTO

41 MICOAHUMADO PELTON OLEO-MEC SINCRONICO 3 150 60 0,8

42 PTE. GUILLERMO FRANCIS 1600 MECANICO SINCRONICO 3 600 1600 60 0,8 240 SIEMENS ALEMANIA

PTE. GUILLERMO FRANCIS 1600 MECANICO SINCRONICO 3 600 1600 60 0,8 240 SIEMENS ALEMANIA

43 SOATA PELTON 200 1800 SINCRONICO 3 250 1800 0,8 400 BROWN BOVERY SUIZA

44 TEATINOS PELTON 580 VOITH AUSTRIA SINCRONICO 3 DERLKON

TEATINOS PELTON 900 JEVEY 1952 SINCRONICO 3 500 900 0,8 2400 ATELIERS

TEATINOS PELTON 580 WHEEL SINCRONICO 3 WESTINGHOUSE EE.UU

TEATINOS PELTON 580 MAIER SINCRONICO 3 A.E.G. ALEMANIA

TEATINOS FRANCIS VOITH 1952 AUSTRIA SINCRONICO 3 110 1200 0,8 260 SIEMENS ALEMANIA

45 CHIQUINQUIRA

CHIQUINQUIRA

46 LABRAZAGRANDE

47 PAJARITO PELTON 500

48 PASCA

49 PAYA FRANCIS 48 1800 SINCRONICO 3 60 1800 60 0,8 220

50 PISBA FRANCIS 36 1800 SINCRONICO 3 60 1800 60 0,8 220

51 ANSERMA PELTON 144 122 SINCRONICO 3 180 1200 0,8 4000 POSE

52 GUACAICA FRANCIS 1120 VERKSTADEN SINCRONICO 3 1120 60 0,8

53 ARANZAZU

54 BELEN DE UMBRIA

55 INTERMEDIA PELTON 1120 257 VOITH 1935 SUIZA ELECTROMECANICO VOITH SINCRONICO 3 1400 257 60 0,8 4000 SIEMENS ALEMANIA

56 MARULANDA

57 MUNICIPAL PELTON 1056 1056 AKTIEBOLAGET 1935 SUECIA NO HAY SINCRONICO 3 1320 360 60 0,8 4300 ASEA SUECIA

MUNICIPAL PELTON 1056 360 FINNSHYTIEN 1929 NO HAY SINCRONICO 3 1320 360 60 0,8 4300 ASEA SUECIA

58 PACARA

59 PENSILVANIA

60 PINZON HOYOS

61 SAN LORENZO

62 SALAMINA PELTON 280 450 B.MAIER SINCRONICO 3 350 450 60 4000 WESTINGHOUSE EE.UU





No CENTRAL POT. (KW) VELOC. R.P.M FABRICANTE AÑO DE FABRIC PAIS DE ORIGEN TIPO MARCA TIPO NUM. FASES POT. (KVA) VEL. (R.P.M.) FREC. (Hz) F.P VOL.NOM (V) FABRICANTE AÑO DE FABRIC PAIS DE ORIGEN

63 SAN CANCIO PELTON 1120 257 VOITH 1929 SUIZA ELECTROMECANICO WOODWARD SINCRONICO 3 1400 60 0,8 4000 SIEMENS ALEMANIA

SAN CANCIO FRNCIS 1200 6000 J LEFFEL 1947 ALEMANIA ELECTROMECANICO WOODWARD SINCRONICO 3 1500 600 60 0,8 4160 GENE. ELECTRIC EE.UU

64 STA. R. DE CABAL PELTON 350 360 VERKSTAD 1927 SINCRONICO 3 312 360 60 0,8 2400 ASEA SUECIA

STA. R. DE CABAL FRNCIS 100 DRESS SINCRONICO 3 150 1200 60 0,8 2400 BROWN BOVERI SUIZA

65 SUPIA

66 MANZANARES

67 GUACAMAYAS FRNCIS 900 DRESS ALEMANIA HIDRAULICO DRESS & CO. WERL

68 ISLA GORGONA PELTON 900

69 FLORIDA I FRNCIS 1040 VOITH 1954 AUSTRIA SINCRONICO 3 1300 900 60 0,8 500 BROWN BOVERI SUIZA

FLORIDA I FRNCIS 1040 VOITH 1954 AUSTRIA SINCRONICO 3 1300 900 60 0,8 500 BROWN BOVERI SUIZA

70 INZA FRNCIS 525 1200 1955 SINCRONICO 3 60 0,8

71 OVEJAS FRNCIS 930 400 DOMINIAN 1940 SINCRONICO 3 1125 400 60 0,8 12500 WESTINGHOUSE EE.UU

72 SILVIA FRNCIS 112 900 G-KENTALL 1954 SINCRONICO 3 625 720 60 0,8 6900

SILVIA FRNCIS 100 1960 SINCRONICO 3 130 900 60 0,8 480 BROWN BOVERI SUIZA

73 ASNAZU PELTON 400 514 WATER WHEEL 1934 EE.UU SINCRONICO 3 514 514 60 0,8 4200 WESTINGHOUSE EE.UU

74 CALOTO

75 COMODA FRNCIS 160 600 WATER WHEEL EE.UU SINCRONICO 3 200 600 60 0,8 2400 WESTINGHOUSE EE.UU

76 RIO PALO FRNCIS 760 514 FINNSHYTEN 1961 SINCRONICO 3 900 514 60 0,8 440 ASEA SUECIA

RIO PALO FRNCIS 760 514 FINNSHYTEN 1961 SINCRONICO 3 900 514 60 0,8 440 ASEA SUECIA

77 MONDOMO FRNCIS 325 720 GORDON 1958 SINCRONICO 3 375 720 60 0,8 2400 GENE. ELECTRIC EE.UU

MONDOMO FRNCIS 325 720 GORDON 1958 SINCRONICO 3 375 720 60 0,8 2400 GENE. ELECTRIC EE.UU

78 SAJANDI PELTON 800 WATER WHEEL 1957 EE.UU SINCRONICO 3 1050 900 60 0,8 4400 SIEMENS ALEMANIA

SAJANDI FRNCIS 840 VOITH AUSTRIA SINCRONICO 3 1050 900 60 0,8 4400 SIEMENS ALEMANIA

SAJANDI FRNCIS 840 VOITH 1960 AUSTRIA SINCRONICO 3 1050 900 60 0,8 4400 SIEMENS ALEMANIA

79 TORIBIO MICHELL-B 60 365 OSHERGER 1962 SINCRONICO 3 63 1200 60 0,8 230 SUIZA

80 ZIPAQUIRA

81 GUATICA

82 APULO FRNCIS 600 SINCRONICO 3 700 600 50 0,8 6600 ASEA SUECIA

APULO FRNCIS 600 SINCRONICO 3 700 600 50 0,8 6600 ASEA SUECIA




83 CAQUEZA SINCRONICO 3 60 0,8

84 LA SALADA FRNCIS 280 VOITH 1935 AUSTRIA SINCRONICO 3 340 584 60 0,8 4160 SIEMENS

85 ANOLAIMA

86 CHOACHI FRNCIS 307 VEVEY 1954 SINCRONICO 3 384 60 0,8 330 DERLIKON

87 FUSAGASUGA

88 GACHETA FRNCIS B MAIER 1963 SINCRONICO 3 370 1200 60 0,8 SCHORCH

89 MUÑA

90 NEUSA

91 PACHO

92 PANT. REDONDO






93 RIONEGRO FRNCIS 5100 514 NEYRPIC 1962 SGT-420-140 3 6000 514 60 0,8 4600

RIONEGRO FRNCIS 5100 514 NEYRPIC 1962 SGT-420-140 3 6000 514 60 0,8 460

94 SALTO ANTIGUO

95 SESQUILE

96 TOCAIMA

97 LA VUETA SINCRONICO 3 1250 72 60 0,8 4400

LA VUETA FRNCIS 1000 SINCRONICO 3 1250 72 60 0,8 4400

98 JURIBIDA

99 CARACOLI MICH-B OLEO-MEC

100 FORTALECILLAS FRNCIS 408 2000 VOITH 1947 AUSTRIA SINCRONICO 3 510 900 60 0,8 2300 BROWN BOVIERI SUIZA

101 LA VICIOSA FRNCIS 100 1200 LEFFEL 1950 WOODWARD-LH SINCRONICO 3 125 1200 60 0,8 240 GENE. ELECTRIC EE.UU

LA VICIOSA FRNCIS 125 SINCRONICO 3 156 60 0,8

102 GIGANTE

103 GUADALUPE

104 IQUIRA I PELTON 1440 720 VOITH 1951 AUSTRIA SINCRONICO 3 1800 720 60 0,8 2400 BROWN BOVIERI SUIZA

IQUIRA I PELTON 1440 720 VOITH 1951 AUSTRIA SINCRONICO 3 1800 720 60 0,8 2400 BROWN BOVIERI SUIZA

IQUIRA I PELTON 1440 720 VOITH 1951 AUSTRIA SINCRONICO 3 1800 720 60 0,8 2400 BROWN BOVIERI SUIZA

105 IQUIRA II FRNCIS 2400 720 VOITH 1954 AUSTRIA SINCRONICO 3 300 720 60 0,8 2400 BROWN BOVIERI SUIZA

106 LA PITA FRNCIS 720 1200 VOITH 1953 WOODWARD-LH ATB 3 875 1200 60 0,8 2400 GENE. ELECTRIC EE.UU

LA PITA FRNCIS 700 1958 WIK 3 900 1200 60 0,8 2400 BROWN BOVIERI SUIZA

107 LAS DELICIAS

108 BONDA

109 GAIRA FRNCIS 1090 RIVA 1956 ITALIA OLEO-MEC SINCRONICO 3 60 0,8 4160 PELLIZARI 1957 ITALIA

110 MACHOSOLO MICH-B 14 ELECTRONICO SINCRONICO 3 1200 60 0,8 STANFORD

111 MIGUEL MEDINA PELTON 140 720 COLOMBIA OLEO-HID JANHS AA3 SINCRONICO 3 190 720 60 0,8 400 ALEMANIA

112 PALESTINA T.BOMBA COLOMBIA ELECTRONICO SINCRONICO 3 11 60 0,8 STANFORD INGLES

113 PALMOR PELTON 125 W.K.W. 1989 ALEMANIA OLEO-MEC

114 PAUCEDONIA MICH-B 13 COLTBILTDA COLOMBIA ELECTRONICO SINCRONICO 3 25 60 0,8 STANFORD INGLES

115 RIO PIEDRAS FRNCIS 125 OLEO-MEC SINCRONICO 3 125 1200 60 0,8

RIO PIEDRAS FRNCIS 125 SINCRONICO 3 125 1200 60 0,8

116 SACRAMENTO PELTON 23 COLOMBIA ELECTRONICO SINCRONICO 3 29 60 0,8 STANFORD

117 SIERVO ARIAS MICH-B 13 ELECTRONICO SINCRONICO 3 1200 60 0,8 STANFORD INGLES

118 CORRALES

119 EL CALVARIO PELTON 20 1800 1984 SINCRONICO 3 20 1800 60 0,8

120 SAN JUANITO FRNCIS 50 727 HYDRAL 1986 COLOMBIA SINCRONICO 3 25 1800 60 0,8 220

121 COLORADOS

122 CONVENCION

123 OCAÑA

124 PAMPLONA

125 SALAZAR

126 JULIO BRAVO PELTON 540 720 MORGAN-SMITH 1948 EE.UU HIDRAULICO WOODWARD SINCRONICO 3 625 720 60 0,8 6900

JULIO BRAVO PELTON 540 720 MORGAN-SMITH 1948 EE.UU HIDRAULICO WOODWARD SINCRONICO 3 60 0,8






JULIO BRAVO PELTON MORGAN-SMITH 1948 EE.UU HIDRAULICO WOODWARD SINCRONICO 3 60 0,8

127 RIO BOBO PELTON 340 720 MORGAN-SMITH 1953 EE.UU HIDRAULICO WOODWARD SINCRONICO 3 1800 720 60 0,8 MARELLI ITALIA

RIO BOBO PELTON 340 720 MORGAN-SMITH 1953 EE.UU HIDRAULICO RIVA SINCRONICO 3 1800 720 60 0,8 3300 WESTINGHOUSE EE.UU

RIO BOBO PELTON 1574 720 W.V.K. 1953 ALEMANIA HIDRAULICO ESCHERWISS SINCRONICO 3 1750 720 60 0,9 DERLIKON

128 RIO INGENIO PELTON 125 DRESS SINCRONICO 3 60 0,8 220

RIO INGENIO PELTON 125 DRESS SINCRONICO 3 60 0,,8 220

129 RIO SAPUYES FRANCIS VOIYH 196 AUSTRIA SINCRONICO 3 410 720 60 0,8 500 BROWN BOVERI SUIZA

RIO SAPUYES PELTON 328 VOIYH 1957 AUSTRIA SINCRONICO 3 1500 900 60 0,8 500 BROWN BOVERI SUIZA

RIO SAPUYES FRANCIS 1300 VOIYH 1954 AUSTRIA SINCRONICO 3 410 720 60 0,8 500 BROWN BOVERI SUIZA

130 SANPUYES

131 ALTAQUER PELTON 1000 600 SINCRONICO 3 1170 600 60 0,9 2400

ALTAQUER PELTON 1000 600 SINCRONICO 3 1170 600 60 0,9 2400

132 RIO MAYO I FRANCIS 750 1956 SINCRONICO 3 0,8

RIO MAYO I FRANCIS 750 1956 SINCRONICO 3 0,8

133 MAYO I

134 POTOSI

135 SANDONA

136 MULATONA FRANCIS 283 12000 MAIER SINCRONICO 3 210 1200 60 0,8 SCHOPCH

137 COLON

138 MOCOA

139 SAN FRANCISCO

140 MONTENEGRO

141 PIJAO

142 EL BOSQUE PELTON 2280 240 SINCRONICO 3 2850 240 60 0,8 3300

143 LA UNION FRANCIS 1000 900 1935 SINCRONICO 3 1250 900 60 0,8 6600 ASEA SUECIA

144 ARMENIA

145 BAYONA FRANCIS 10000 900 FINNSHYTTEN 1946 SINCRONICO 3 1260 720 60 0,8 6600 ASEA SUECIA

BAYONA FRANCIS 1000 900 FINNSHYTTEN 1932 SINCRONICO 3 440 750 60 0,8 6600 ASEA SUECIA

146 CALARCA

147 CAMPESTRE FRANCIS 1120 1200 FINNSHYTTEN 1952 SINCRONICO 3 1400 1200 60 0,8 500 BROWN BOVERI SUIZA

148 EL CAIMO

149 SANTUARIO

150 NUEVO LIBARE PELTON VOITH AUSTRIA SINCRONICO 3 60 0,8 SEIEMENS

NUEVO LIBARE PELTON WHELL SINCRONICO 3 60 0,8 GENE. ELECTRIC

151 NUEVA

152 BELMONTE PELTON 1880 450 VOITH AUSTRIA SINCRONICO 3 2350 450 60 0,8 2400 A.E.G.

BELMONTE PELTON 1880 450 VOITH AUSTRIA SINCRONICO 3 2350 450 60 0,8 2400 A.E.G.

153 DOS QUEBRADAS FRANCIS 1959 SINCRONICO 3 5000 720 60 0,8 4160

DOS QUEBRADAS FRANCIS 1953 SINCRONICO 3 5000 720 60 0,8 4160

154 SANTA ROSA

SANTA ROSA

155 CALICHAL FRANCIS 172 900 THE BEEL SINCRONICO 3 194 60 0,8 500 BROWN BOVERI SUIZA




CALICHAL FRANCIS 135 1200 MORGAN SMITH EE.UU MANUAL SINCRONICO 3 156 1200 60 0,8 2400 WESTINGHOUSE EE.UU



156 ZARAGOZA FRANCIS 520 720 FINNSHYTTEN SINCRONICO 3 650 650 60 0,8 2300 ASEA SUECIA

ZARAGOZA FRANCIS 520 720 FINNSHYTTEN SINCRONICO 3 650 650 60 0,8 2300 ASEA SUECIA

ZARAGOZA FRANCIS 520 720 FINNSHYTTEN SINCRONICO 3 650 650 60 0,8 2300 ASEA SUECIA

157 PALMAS 4500

PALMAS 4500

PALMAS 4500

PALMAS 4500

158 SERVITA FRANCIS 400 900 ESCHER WYSS SINCRONICO 3 60 0,8

SERVITA FRANCIS 400 900 ESCHER WYSS SINCRONICO 3 475 900 60 0,8 440 DERLIKON

159 CASCADA SINCRONICO 3 1500 870 60 0,8 6300 BROWN BOVERI SUIZA

CASCADA FRANCIS 268 900 WYSS SINCRONICO 3 1500 870 60 0,8 6300 BROWN BOVERI SUIZA

CASCADA PELTON 527 720 T BELL SINCRONICO 3 1500 870 60 0,8 6300 BROWN BOVERI SUIZA

CASCADA FRANCIS 1200 450 VOITH AUSTRIA SINCRONICO 3 1500 870 60 0,8 6300 BROWN BOVERI SUIZA

CASCADA FRANCIS 241 900 MAIER SINCRONICO 3 1500 870 60 0,8 3150 A.E.G. ALEMANIA

160 CHITOZA

161 LA COMODA PELTON 160 600 WATER WHEEL EE.UU SINCRONICO 3 200 600 60 0,8 2400 WESTINGHOUSE EE.UU

LA COMODA FRANCIS 294 1200 K BELL SINCRONICO 3 345 1200 60 0,8 2400 BROWN BOVERI SUIZA

LA COMODA

LA COMODA FRANCIS 294 1200 K BELL TH BEEL SINCRONICO 3 345 1200 60 0,8 2400 BROWN BOVERI SUIZA

162 CERRITO

163 LA CASCADA FRANCIS 1200 450 VOITH AUSTRIA

164 MALAGA

165 PIEDECUESTA

166 SAN GIL

167 SOCORRO

168 ZAPATOCA

169 RIO RECIO I FRANCIS 2000 720 VOITH 1960 AUSTRIA HIDRAULICO J.M. VOILT

RIO RECIO I FRANCIS 2000 720 VOITH 1960 AUSTRIA HIDRAULICO J.M. VOILT SINCRONICO 3 2500 720 60 0,8 4160

170 RIO RECIO II FRANCIS 468 1200/220 VOITH 1960 AUSTRIA SINCRONICO 3 2500 720 60 0,8 4160

171 VENTANAS FRANCIS 3000 300 NEYPRIC 1956 ALEMANIA HIDRO-NEUMATICO NEYRPIC-50 SINCRONICO 3 3750 300 60 0,8 4160

VENTANAS FRANCIS 3000 300 NEYPRIC 1956 ALEMANIA HIDRO-NEUMATICO NEYRPIC-50 SINCRONICO 3 3750 300 60 0,8 4160

172 MIROLINDO FRANCIS 1200 900 T BELL 1946 SINCRONICO 3 1500 900 60 0,78 2400 BROWN BOVERI SUIZA

MIROLINDO FRANCIS 1200 900 T BELL 1946 SINCRONICO 3 1500 900 60 0,8 2400 BROWN BOVERI SUIZA

MIROLINDO FRANCIS 1200 900 T BELL 1946 SINCRONICO 3 1500 900 60 0,8 2400 GENE. ELECTRIC EE.UU

173 GUALI FRANCIS 187 257 SINCRONICO 3 150 257 60 0,8 2300

GUALI FRANCIS SINCRONICO 3 935 60 0,8 4160

GUALI FRANCIS 187 257 SINCRONICO 3 150 257 60 0,8 2300

174 LAGUNILLA 130 SINCRONICO 3 95 900 60 0,8 4400

LAGUNILLA PELTON 150 1940 SINCRONICO 3 95 900 60 0,8 4400

LAGUNILLA PELTON 150 1940 SINCRONICO 3 300 60 0,8

175 PASTALES FRANCIS 1200 720 MAIER 1947 SINCRONICO 3 1050 720 60 0,8 500




176 CAJAMARCA

177 LIBANO



178 VENADILLO

179 RIVERA FRANCIS 270 720 VOITH 1958 AUSTRIA SINCRONICO 3 270 720 60 0,9 500 VOITH 1958 AUSTRIA

180 NIMA I FRANCIS 2000 900 VOITH 1931 AUSTRIA SINCRONICO 3 2000 900 60 0,8 6900 SIEMENS 1929 ALEMANIA

NIMA I FRANCIS 2000 900 VOITH 1931 AUSTRIA SINCRONICO 3 2000 900 60 0,8 6900 SIEMENS 1929 ALEMANIA

181 NIMA II PELTON 2700 360 MORGAN SMITH 1947 EE.UU SINCRONICO 3 2340 360 60 0,8 6900 GENE. ELECTRIC 1947 EE.UU

NIMA II PELTON 2700 360 MORGAN SMITH 1947

182 RUMOR FRANCIS 500 720 VOITH SINCRONICO 3 750 720 60 0,9 6600 WESTINGHOUSE 1940 EE.UU

RUMOR FRANCIS 720 900 VOITH SINCRONICO 3 900 900 60 0,9 500 BROWN BOVERI 1954 SUIZA

RUMOR FRANCIS 650 720 VOITH SINCRONICO 3 750 720 60 0,8 6600 WESTINGHOUSE 1940 EE.UU

183 CONSOTA I PELTON 170 225 WATER WHELL 1908 EE.UU SINCRONICO 3 170 225 60 0,9 4000 GENE. ELECTRIC 1929 EE.UU

184 CONSOTA II FRANCIS 340 900 AKTIEBELAGET 1953 SUECIA SINCRONICO 3 340 900 60 0,8 4000 ASEA 1929 SUECIA

185 GUADALAJARA FRANCIS 500 900 ESHER 1930 SINCRONICO 3 500 900 60 0,8 2400 SIEMENS 1930 ALEMANIA

GUADALAJARA FRANCIS 170 900 1913 SINCRONICO 3 170 900 60 0,8 2400 NEC 1913

GUADALAJARA FRANCIS 150 900 1925 SINCRONICO 3 150 900 60 0,8 2400 GENE. ELECTRIC 1923 EE.UU

GUADALAJARA FRANCIS 250 900 1944 SINCRONICO 3 250 900 60 0,8 2400 GENE. ELECTRIC 1944 EE.UU

GUADALAJARA FRANCIS 360 600 1948 SINCRONICO 3 360 600 60 0,8 2400 NEC 1945

186 CALI I FRANCIS 540 900 VOITH 1929 AUSTRIA SINCRONICO 3 500 900 60 0,8 2400 SIEMENS 1929 ALEMANIA

CALI I FRANCIS 540 900 VOITH 1929 AUSTRIA SINCRONICO 3 500 900 60 0,8 2400 SIEMENS 1929 ALEMANIA

187 CALI II FRANCIS 400 600 WATER WHELL 1925 EE.UU SINCRONICO 3 400 600 60 0,8 2400 WESTINGHOUSE 1925 EE.UU

CALI II FRANCIS 400 600 WATER WHELL 1925 EE.UU SINCRONICO 3 400 600 60 0,8 2400 WESTINGHOUSE 1925 EE.UU

188 CARTAGO

189 CUMBRE

190 EL HOMIGUERO PELTON

191 LA PUERTA BOMBA 15

192 PRADERA

193 RIO FRIO FRANCIS 850 900 VOITH 1953 AUSTRIA SINCRONICO 3 845 900 60 0,9 500 BROWN BOVERI 1954 SUIZA

RIO FRIO FRANCIS 850 900 VOITH 1953 AUSTRIA SINCRONICO 3 845 900 60 0,9 500 BROWN BOVERI 1954 SUIZA

194 RIO FRIO II

RIO FRIO II

Documents

Evaluacion del estado actual de las pequeñas centrales