centrales hidroelÉctricas del perÚ y el mundo
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CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL PERÚ
Cañón del PatoDiseñada inicialmente para tener una capacidad final de 150 MW, La Central Hidroeléctrica de Cañón del Pato entró en operación en 1958. Su potencia original fue de 50 MW y posteriormente se amplió a 100 y 150 MW, en 1967 y 1981 respectivamente.
Las estructuras principales de la central están construidas en la margen derecha del río Santa, entre el río Quitaracsa y la quebrada de los Cedros, que forma parte de la Cordillera Blanca.
En 1999, Duke Energy terminó las obras de su plan de expansión de 100 MW, basado fundamentalmente en la ampliación de Cañón del Pato, de 150 MW a 247 MW de capacidad instalada. Actualmente la planta tiene una potencia efectiva de 263 MW.
La central aprovecha las aguas del río Santa, el cual tiene una cuenca de captación de 4,897 Km2. En 1992 se pusieron en servicio los embalses de las lagunas de Parón y Cullicocha; en el 2003 la laguna de Aguascocha y en el 2005 la laguna de Rajucolta que en conjunto aportan 70 millones de m3 en la época seca. Estos embalses constituyen un valioso aporte para incrementar la generación de la central.
En 2001 se inauguró la represa de San Diego, que también ayuda a elevar el nivel de generación de Cañón del Pato, especialmente en la época de estiaje.
Breve Historia
La construción de la central hidroeléctrica, ideada por Santiago Antúnez de Mayolo, demoró varios años.
El proyecto original señalaba que el río Santa, en su recorrido de 336 Kilómetros entre su nacimiento en la laguna de Conococha y su desembocadura en el pueblo de Santa, presenta una serie de saltos aprovechables para establecer centrales hidroeléctricas y edificar tanto en el departamento de Ancash como en el de la Libertad.
La central fue construida en uno de esos saltos, el del Cañón del Pato. Según el proyecto, esto se hizo por las condiciones topográficas y su bajo costo de construcción, ya que en una extensión de sólo nueve Kilómetros se obtiene un salto útil de 415 metros.
La hidroeléctrica se construyó con fondos de Corporación Peruana de Santa, creada en 1943 durante el gobierno de Manuel Prado. Los primeros trabajos se iniciaron con la construcción de la represa, la excavación del desarenador y las perforaciones del túnel principal, los piques y la casa de fuerza de la central.
Este esfuerzo inicial se vio frenado por razones económicas. Recién en 1954, el gobierno de Manuel Odría retomó el proyecto y tras una licitación que fue ganada por un grupo de empresas francesas, se firmó un contrato para proceder a la terminación de las obras.
Finalmente, el 21 de abril de 1958, el presidente Manuel Prado puso en marcha la Central Hidroeléctrica del Cañón del Pato. Los diarios de la época comentaron que se inauguraba para el país una época de vital y maduro desarrollo.
La Modernización
Duke Energy Perú emprendió en el 2001 un plan de modernización de la Subestación Eléctrica de Huallanca, que se desarrolló a un costo aproximado de dos millones y medio de dólares. Las obras estuvieron a cargo de la empresa contratista Abengoa.
El trabajo de modernización en el Cañón del Pato incluye la instalación de pararrayos en la línea que va hacia el Callejón de Huaylas, así como en las líneas principales que van de Huallanca a Chimbote.
Asimismo, está operativa la sala de control centralizada para el segundo nivel de control y mando correspondiente a la modernización de la subestación de Chimbote.
Las obras de reparación son constantes, a fin de asegurar un adecuado mantenimiento y reparación de máquinas que pueden presentar problemas y, de ese modo, garantizar que la central estará siempre en su nivel óptimo de operación.
Carhuaquero
La Central Hidroeléctrica de Carhuaquero inició sus operaciones en 1991, con tres grupos de 25 MW cada uno.
Su mercado está constituido principalmente por las ciudades de Chiclayo, Piura, Trujillo, Cajamarca, Pacasmayo y Chepén.
La central aprovechó el cauce del río Chancay y tiene una cuenca de 1,622 Km2 con caudales normales que varían entre 6 y 64.5 m3/seg.
Como parte de su plan de expansión de generación, Duke Energy Egenor terminó en octubre de 1998 las obras de ampliación de Carhuaquero, basadas en aumentar el diámetro de las boquillas de los inyectores y modificar las tres turbinas existentes de 25 MW nominales cada una, para obtener una potencia instalada total de 95 MW. Los generadores y transformadores también fueron ampliados.
En noviembre de 2006, Duke Energy Egenor inició la expansión de la Central Hidroeléctrica Carhuaquero a través de los proyectos Carhuaquero IV y Carhuaquero V, que juntos lograrán que la Central incremente su potencia instalada a 112 MW.
Carhuaquero IV fue inaugurado en noviembre de 2007, mientras que Carhuaquero V (también conocido como Caña Brava) entrará en operación en julio de 2008. Caña Brava, que añadirá 5.7 MW a la generación de Duke Energy Egenor, ha calificado al Programa de los Créditos de Carbono de las Naciones Unidas, ya que se trata de un proyecto que generará energía de manera responsable con el medio ambiente.
Térmicas
Las centrales termoeléctricas de Duke Energy Egenor están ubicadas en la región norte del país. Se trata de seis plantas que producen energía térmica, como alternativa y complemento a la energía que es generada por las centrales hidroeléctricas en las épocas de estiaje.La primera central termoeléctrica en entrar en funcionamiento fue la de Piura, en 1960 cuya potencia instalada actual es de 40.4 megavatios (MW). Le siguió la de Chimbote, once años después en 1971 con una potencia instalada actual de 44 MW. En 1973 entró en operaciones la planta de Trujillo, actualmente con 20.4 MW. Ya en la década de los ochenta, comenzaron a generar energía las centrales de Chiclayo, con una potencia actual de 20.4 MW, la central de Paita con 5.8 MW y la central de Sullana con una potencia instalada actual de 8.5 MW.La potencia instalada de las seis centrales térmicas es de 143.5 MW.La producción de las seis centrales térmicas fue de 125.2 GWh, lo cual representa un 5.73% de la producción de energía eléctrica de Duke Energy Egenor durante el año.
La producción termoeléctrica de Duke Energy Egenor en 2007 fue 12.9% superior a la del año 2006, debido principalmente a la congestión de la línea de transmisión Paramonga – Chimbote.
Central Hidroeléctrica de Huinco
En Lima. Inaugurada en 1964, utiliza las aguas del río Santa Eulalia. Tiene
una capacidad instalada de 258 MW. Es una obra maestra de la ingeniería,
pues para instalarla se tuvo que contruir una gigantesca caverna en el
interior de la montaña, de 108 metros de largo, 31 de ancho y 24 de alto.
Para llegar a ella se debe recorrer una galería de acceso de 858 metros de
largo. En la parte central de la caverna está la sala de máquinas, al lado
derecho los transformadores y cables de 220 KV, y al lado izquierdo la
sección hidráulica con las válvulas. Debajo de esta última se halla el túnel
de descarga. Fue la central más grande del país hasta que se construyó la
del Mantaro.
Producto de un plan de expansión eléctrica, cuya finalidad era atender adecuadamente
la demanda de suministro eléctrico que se avecinaba, en 1922 Empresas Eléctricas Asociadas, bajo el impulso del Ing. Juan Carosio, acoge el proyecto del Ing. Pablo Boner que consistía en el aprovechamiento escalonado del recurso hídrico en los ríos Rímac y Santa Eulalia.
Habiendo represado las lagunas del río Santa Eulalia, derivando las aguas del río Rímac al Santa Eulalia, y construido las Centrales de Callahuanca, Moyopampa y Huampaní, según el proyecto del Ing. Pablo Boner había una tercera fase que cumplir que consistía en modificar la geografía.
En efecto, se trataba de construir un túnel trasandino que transportara las aguas de Marcapomacocha en la vertiente Atlántica hacia la vertiente del Pacífico. Dicho recurso hídrico serviría a la futura central Huinco y a las otras que ya existían.
El túnel trasandino, obra que constituye
una proeza de ingeniería, fue concluido en 1962, tiene 10 Km de largo y actualmente es el más alto del mundo.
La planta se encuentra en una caverna semicircular de 108 mts. De largo y 31 mts. de ancho y 24 mts. de alto. Se llega a la planta mediante una galería de acceso de 858 mts. de longitud.
La central fue construida en caverna debido a que la estrecha garganta del Santa Eulalia a la altura de Huinco no dejaba espacio suficiente para la construcción de la central ni del patio de llaves. De otro lado, la galería inclinada acorta la longitud de la tubería forzada, permitiendo a la roca absorber el 50% de la presión de agua. Con ello se redujo en más del 50% el costo del conducto forzado.
Ficha técnica
Características Generales:
Potencia instalada 258.4 MW
Potencia efectiva 247.3 MW
Generación anual media 866 GWh
Caudal de la central 25 m3/seg.
Altura bruta de caída 1293 m.
Turbina tipoPelton doble; Eje
horizontal
Número de unidades 4
Puesta en servicio (1ra. unid.) 1964
Ubicación:
• 63.5 km al este de Lima. Distrito de San Pedro de Casta. Provincia de Huarochirí. Departamento de Lima
Tipo:
• Hidroeléctrica de embalse, recibe aguas del río Santa Eulalia y Cuenca Marcapomacocha
• Cuenta con el reservorio de Sheque (430,000 m3)
Central Hidroeléctrica de Matucana (Pablo Boner)
Está situada en el distrito de San Jerónimo de Surco, provincia de
Huarochirí, departamento de Lima. Tiene una capacidad instalada de 120
megawatts (MW).
Funciona con las aguas del río Rímac, que son embalsadas en la represa de
Yuracmayo, captadas en la toma de Tamboraque y conducidas mediante un
túnel de 20 kilómetros de largo hasta un punto en el interior de la montaña,
desde el cual caen, desde una altura de 987 metros, por una galería
empotrada, inclinada y blindada, hasta la casa de máquinas, en la que
operan dos turbinas Pelton de eje horizontal. La primera de estas fue
puesta en servicio en 1972 y la segunda en 1972.
Poco antes de la caída, y también en el interior de la montaña, se hallan los
denominados Pulmones, dos cámaras que almacenan agua, permitiendo
regular la provisión de agua y mejorar la capacidad de producción de la
central, que pertenece a la empresa Edegel.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA YAUPI
Las aguas del río Paucartambo, de las cuales se abastece la central, son captadas en la toma de Yuncán.
Después de atravesar los desarenadores son conducidas por un túnel aductor de 12 km de longitud hasta la
cámara de válvulas. El túnel termina en dos tuberías de presión que alimentan a los cinco grupos de la casa
de máquinas.
Departamento: Junín
Provincia: Junín
Distrito: Ulcamayo
Fuente de agua: Cuencas del río Paucartambo
Potencia instalada: 108.00 MW
Potencia efectva: 112.679 MW
Tipo: Hidroeléctrica
Generación anual: 734 GWh
Altura bruta: 527 m
Caudal de diseño: 26.6 m3/s
Equipo: Casa de máquinas, 5 Grupos de generación, Turbinas del tipo Pelton de dos inyectores y eje
horizontal
Construcción: Concluida en 1957
Inicio de operaciones: 1957
Proyecto Chimay
Descripción
La central hidroeléctrica Chimay se ubica en el flanco oriental de los Andes sobre el río Tulumayo, tributario
principal del río Perené, entre 1315 y los 1100 m.s.n.m., departamento de Junín, Provincia de Jauja
Antecedentes
Central hidráulica de punta con embalse de regulación diaria. Su construcción estuvo a cargo del consorcio formado por Kvaerner Turbin AB, Mecánica de la Peña S.A., Elin Energieversorgung GmbH y Cartellone del Perú S.A., y se inició en agosto de 1998.
Inició sus operaciones comerciales en noviembre de 2000.
Ficha técnica
Características Generales:
Potencia instalada 153 MWPotencia efectiva 150.9 MW
Generación anual media 931 GWh
Caudal de la central 82 m3/s
Altura bruta de caída 190 m
Turbina tipo Francis vertical
Número de unidades 2
Puesta en servicio (1ra. unid.) Desde octubre de 2000
Ubicación:
• 320 km noroeste de Lima. Distrito de Monobamba. Provincia de Jauja. Departamento de Junín.
Tipo:
• Central hidráulica de punta, con embalse de regulación diaria de 2.1 mm de m3. Recibe las aguas del río Tulumayo.
Central Hidroeléctrica del Mantaro (Santiago Antúnez de Mayolo)
Ubicada en la provincia de Tayacaja, departamento de Huancavelica, es la
parte fundamental del Complejo Hidroenergético del Mantaro y la central
eléctrica más importante del país. Tiene una potencia de 798 megawatts
(MW). Emplea las aguas del río Mantaro, que, luego de ser almacenadas en
la represa de Tablachaca, son conducidas hasta aquí por un túnel de 19.8
kilómetros de largo y 4.8 metros de diámetro. En esta quebrada, las aguas
descienden por tres tubos de 3.3 metros de diámetro, experimentando una
caída neta de 748 metros, y poniendo en movimiento siete turbinas Pelton
(de eje vertical y cuatro inyectores), cada una de las cuales genera 114
MW.
Luego, las aguas turbinadas salen por el puente-tubo de 100 metros de
largo que se observa en la parte baja izquierda de las fotos y son
conducidas mediante un túnel de 800 metros de largo hasta la central
Restitución, que conforma la segunda etapa (Mantaro 2) de este complejo
hidroenergético, que suma, con el aporte de ambas, una potencia total de
1008 MW.
Fue inaugurada en 1973, y pertenece a Electroperú.
Central Hidroeléctrica Restitución (Mantaro 2)
Ubicada en la provincia de Tayacaja, departamento de Huancavelica.
Constituye la segunda etapa del Complejo Hidroenergético del Mantaro.
Opera con las aguas turbinadas de la central Santiago Antúnez de Mayolo,
las cuales son tomadas por un puente-tubo de 100 metros de largo y
transportadas hasta aquí por un túnel de 800 metros de largo. La caída del
agua desde 245 metros de altura pone en movimiento sus tres turbinas
Pelton (de eje vertical y seis inyectores), cada una de las cuales genera 70
Megawatts (MW), totalizando 210 MW.
Está construida al interior de la cordillera, y es telecomandada desde la sala
de control de la central Antúnez de Mayolo.
Pertenece a la estatal empresa Electroperú.
Central Hidroeléctrica San Gabán IIObjetivo
Captar las aguas del río San Gabán, para turbinarlas y generar energía eléctrica que beneficie a los centros poblados, asientos mineros e industrias, a través de la red eléctrica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).
Características Principales
Potencia instalada 110 MWPotencia Efectiva 113,1 MWSalto bruto 679 mSalto neto 644 mCaudal 19m3/seg Unidades 2x55 MW - Turbinas Pelton de eje vertical
Obras Preliminares
La construcción de las obras preliminares de la Central Hidroeléctrica San Gabán II se inició en 1995 y con la nueva Administración, que asumió sus funciones a fines de mayo de 1996, se convocaron las licitaciones de las obras civiles principales, cuya construcción empezó en setiembre de ese mismo año.
Obras Civiles
Las Obras Civiles han consistido en la construcción de las "Obras de Cabecera" (Lote N° I), formadas principalmente de un Túnel de Desvío del río San Gabán, de 167.46 m de longitud, una Presa Derivadora con 4 Compuertas Radiales de 8x5.5m cada una, de un Desarenador con 4 Naves de 61.70 m de longitud para retener partículas en suspensión de hasta 0.2 mm, de un Embalse Regulador de 140,000 m3 de capacidad y de un Conducto Cubierto de 3.20 m de diámetro y 428.45 m de longitud; luego la construcción del Túnel de Aducción y sus Obras Complementarias (Lote N° 2) cuya característica principal es que tiene sección de herradura de 3.60 m de diámetro y 7,270 m de longitud, excavados en plena roca en el denominado Batolito de San Gabán con una capacidad de 19 m3|seg e íntegramente revestido con concreto pulverizado (shotcrete), para su construcción y mantenimiento se ha necesitado realizar dos Ventanas de Acceso, una en la localidad de Uruhuasi, de 188 m de longitud y la otra en la localidad de Casahuiri, de 485 m, con sus correspondientes carreteras de acceso, también consta de una Chimenea de Equilibrio que consiste en un pozo vertical con dos cámaras de alimentación y una de expansión, de 3.60 m de diámetro y 289 m de longitud, igualmente excavados en plena roca e íntegramente revestidos con concreto pulverizado; y la construcción de la "Casa de Máquinas y de sus Obras Complementarias (Lote N° 3), que consisten principalmente de una Galería de Acceso a la Casa de Máquinas de 544.60 m de longitud, de una Galería de Descarga de 1,001.36 m de longitud, de una Casa de Máquinas en Caverna, de 29.8 m de altura x 51.05 m de longitud x 18.6 m de ancho, de un Conducto Forzado de 3.35 m de diámetro, inclinado 60° y con una diferencia de cotas de 638.59 m y una longitud aproximada de 738 m, así como de las obras civiles para el Patio de Transición y para la subestación San Gabán II.
Obras Electromecánicas y Línea de Transmisión
Asimismo, en lo que respecta al "Equipamiento Electromecánico de la Central" (Lote N° 4), consiste principalmente del suministro, montaje y pruebas para la Casa de Máquinas en Caverna, de dos (2) turbinas Peltón de eje vertical cada una con 5 chorros, de 514.3 r.p.m. y para 9.5 m3|seg, de dos (2) Generadores de 63.5 M VA cada uno, en 13.8 KV. y 60 Hz, incluidos todos los sistemas de protección, control y de mando, de su sistema de supervisión, de alarmas, de controladores y de todos los servicios auxiliares requeridos; también tiene el equipamiento para las Obras de Cabecera, consistente de 4 Compuertas Radiales para la Presa Derivadora y el equipamiento complementario para la Toma, el Desarenador de 4 Naves y el Edificio de Control, incluyendo también todos los sistemas señalados anteriormente; del equipamiento para las Compuertas de las Ventanas de Uruhuasi y de Casahuiri; del equipamiento para la S.E San Gabán II y para el Patio de Transición; para el traslado de la energía producida al Sistema Interconectado del Sur se ha tenido que realizar la construcción de la N Línea de Transmisión de 138 KV. entre la Subestación San Gabán II y la Subestación de Azángaro" (lote N°5), de 160 kilómetros de longitud, con 2 ternas de conductores y con 2 cables de guarda (uno convencional y el otro implementado con fibra óptica para comunicaciones) que llevará la energía producida desde la Central Hidroeléctrica San Gabán II; estas últimas obras se iniciaron en 1997, culminándose la Línea de Transmisión en agosto de 1999 y se prevé que el montaje de los equipos principales y pruebas de la Central Hidroeléctrica se culminen en diciembre de 1999, determinándose un plazo total de construcción de la Central Hidroeléctrica de San Gabán II, de las subestaciones de salida y de llegada así como de la Línea de Transmisión, de unos 03 años desde el inicio de su construcción.
Inversión
La construcción del Proyecto de la Central Central Hidroeléctrica San Gabán II, se concluyó en el año 1999; el financiamiento externo aproximado es de 155 millones de Dólares Americanos, otorgados: por el Japan Bank International for Cooperation del Japón (130 millones de dólares) y por la CAF (25 millones de dólares).
Central Hidroeléctrica Charcani V (1979-1988), Arequipa »
La Central Hidroeléctrica Charcani V aprovecha los recursos hídricos del río Chili y la diferencia de nivel entre la represa de Aguada Blanca y las estribaciones del Volcán Misti. Obra ubicada entre los 2.900 y 3.700 m.s.n.m. e incluyeron los trabajos de construcción de una bocatoma, túnel de conducción a presión de 10.08 km, túneles de acceso, de descarga y de cables, cámaras de carga y de válvulas, chimenea de equilibrio, tubería forzada en caverna, casa de máquinas en subterráneo que aloja tres juegos de turbinas y generadores, patio de llaves, carreteras de acceso y un teleférico con desnivel de 600 m para transporte de materiales y personal.
Hidroeléctrica Charcani V
Inaugurada en 1989. Es la única hidroeléctrica del mundo construida en el
interior de un volcán (el Misti). Capta el agua de la represa de Aguada
Blanca y la conduce por un túnel de 10 kms., para que luego de una
abrupta caída de 706 metros genere 135 MW (en tres turbinas Pelton de 45
MW cada una).
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEL MUNDO
Presa de las Tres GargantasDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Presa de las Tres Gargantas
Localización
País República Popular China
Río Yangtsé
Coordenadas 30°49 48″N′ 111°0 36″E′ /
30.83 , 111.01 Coordenadas:
30°49 48″N′ 111°0 36″E′ / 30.83 ,
111.01 (mapa)
Datos generales
Propietario República Popular China
costo: 17.857 millones de €
Uso Hidroeléctrico
Obras ? - 2011 est
Datos de la presa
Altura 185 m
Long. de coronación 2335 m
Datos de la central
Potencia instalada 22500 MW
Datos del embalse
Capacidad total 39300 Hm³
Esclusas de la Presa de las Tres Gargantas en mayo de 2004.
Ubicación.
Mapa de la presa.
La presa desde el espacio.
La presa de las Tres Gargantas está situada en el curso del río Yangtsé en China. Es la planta hidroeléctrica más grande del mundo, superando holgadamente a la de Itaipú sobre el río Paraná, la cual quedó relegada al segundo lugar y a la del Embalse de Guri (Venezuela) al tercer lugar.[1]
Índice[ocultar]
1 Historia 2 Características 3 Las Tres Gargantas, la mayor presa del mundo 4 Controversias
o 4.1 Pérdidas culturales o 4.2 Pérdidas ambientales o 4.3 Funcionamiento y diseño
5 Referencias 6 Enlaces externos
Historia[editar · editar fuente]
La construcción de la presa comenzó el 15 de diciembre de 1994,[2] y se estimó que se prolongaría a lo largo de 19 años. El 9 de noviembre de 2001 se logró abrir el curso del río y en 2003 comenzó a operar el primer grupo de generadores. A partir de 2004 se instalaron un total de 4 grupos de generadores por año hasta completar la obra.
El 6 de junio de 2006 fue demolido el último muro de contención de la presa, con explosivos suficientes para derribar 400 edificios de 10 plantas. Tardó 12 segundos en caer.[3] [4] Se terminó el 30 de octubre de 2010. Casi 2 millones de personas fueron realojadas principalmente en nuevos barrios construidos en la ciudad de Chongqing.[cita requerida]
Características[editar · editar fuente]
La presa se levanta a orillas de la ciudad de Yichang, en la provincia de Hubei, en el centro de China. El futuro embalse llevará el nombre de "Gorotkia", y podrá almacenar 39.300 hm 3 . Contará con 32 turbinas de 700 MW cada una, 14 instaladas en el lado norte de la presa, 12 en el lado sur de la presa y seis más subterráneas totalizando una potencia de 24.000 MW.
En los planes originales esta sola presa tendría la capacidad de proveer el 10% de la demanda de energía eléctrica China. Sin embargo, el crecimiento de la demanda ha sido mayor del esperado y si estuviera completamente operativa hoy solo sería capaz de proveer de energía al 3% del consumo interno chino.[5]
Esta monumental obra dejó bajo el nivel de las aguas a 19 ciudades y 322 pueblos, afectando a casi 2 millones de personas y sumergiendo unos 630 km2 de superficie de territorio chino.
Las Tres Gargantas, la mayor presa del mundo[editar · editar fuente]
La presa mide 2.309 metros de longitud y 185 metros de altura e incluye una esclusa capaz de manipular barcos de hasta 3.000 toneladas. Desde tiempos inmemoriales, el río sufría inundaciones masivas de sus orillas cada diez años, y sólo en el siglo XX, según las autoridades chinas, murieron unas 300.000 personas por culpa de este fenómeno. La presa está diseñada para evitar estos sucesos y mejorar el control del cauce del río, así como para proteger a los más de 15 millones de personas que viven en sus márgenes.
La presa de las Tres Gargantas, en la actualidad, ostenta el título de "la mayor represa de generación de energía del mundo". Hasta hace poco la más grande era la represa de Itaipú, ubicada entre Paraguay y Brasil, pero la presa china hoy genera energía mediante la utilización de 26 turbinas, más 8 unidades en construcción (6 × 700 MW, 2 x 50 MW); cada una de las unidades operativas actuales tiene una capacidad de 700 MW, sumando una capacidad instalada total de 18.200 MW (Itaipú 14.000 MW). A lo largo de 2011 tuvo lugar una ampliación llegando a alcanzar una capacidad de 22.500 MW.
Controversias[editar · editar fuente]
Pérdidas culturales[editar · editar fuente]
La inundación de las tierras provocó, también, grandes pérdidas de reliquias ubicadas en las cercanías del río. Elementos de la era Paleolítica, restos ABP que eran muy importantes para la gente de la zona, sitios del Neolítico, entierros ancestrales, tumbas aristocráticas y obras de las dinastías Ming y Qing, quedarán por debajo de la línea de almacenamiento. Por ello, a partir de 1995 se inició una carrera contrarreloj a fin de rescatar la mayor cantidad posible de estos elementos.
Pérdidas ambientales[editar · editar fuente]
Las consecuencias medioambientales en el lugar han sido devastadoras. Un ejemplo es la reciente extinción del baiji o delfín chino, una especie endémica del río Yangtzé, que llevaba en peligro crítico de extinción desde hacía décadas. La construcción de esta presa, ha llevado al límite las condiciones que esta especie de delfín podía soportar y finalmente, en 2008, tras haberse realizado exhaustivas búsquedas, el baiji fue declarado oficialmente extinto.
Funcionamiento y diseño[editar · editar fuente]
Algunos críticos dicen que el río llevará al embalse 53.000 millones de toneladas de desechos que podrían acumularse en la pared de la presa, tapando las entradas a las
turbinas. La acumulación de sedimentos es un problema característico de los embalses, esto disminuye la capacidad de producción y además recorta la vida útil.
Represa de ItaipúDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Represa de Itaipú
Localización
País Brasil
Paraguay
Cuenca hidrográfica Cuenca del Plata
Río Paraná
Datos de la presa
Altura 196 m
Long. de coronación 7700 m
Población cercana Hernandarias
Foz do Iguaçu
Puerto Iguazú
Datos de la central
Potencia instalada 14000 MW
Datos del embalse
Capacidad total 29000 Hm³
Situación
Río abajo:Puente Internacional
de la Amistad
Situación:Represa de Itaipú
La represa hidroeléctrica de Itaipú (del guaraní, 'piedra que suena'), es una empresa binacional entre Paraguay y Brasil, en su frontera sobre el río Paraná. Su murallón, hecho de hormigón, roca y tierra, se emplaza a 14 km al norte del Puente de la Amistad, en 25°24′S 54°35′O / -25.4 , -54.583 Coordenadas: 25°24′S 54°35′O / -25.4 , -54.583 (mapa) lindando con la ciudad paraguaya de Hernandarias, en el Departamento Alto Paraná en su margen occidental, y con la Vila C, en el estado de Paraná, Brasil, por su margen oriental; asimismo, está 16,2 km al norte del puente que une la ciudad de Foz do Iguaçu con Argentina.[1] Es la central hidroeléctrica más grande de los hemisferios Sur y Occidental.
El área implicada en el proyecto se extiende desde Foz do Iguaçu, en el Brasil, y Ciudad del Este, en el Paraguay, por el sur, hasta Guaíra (Brasil) y Salto del Guairá (Paraguay), por el norte. El lago artificial de la represa contiene 29 000 hm³ de agua, con unos 200 km de extensión en línea recta, y un área aproximada de 1400 km².
Con un coste de 15 000 millones de €, la represa de Itaipú posee una potencia de generación electrohidráulica instalada de 14 000 MW, con 20 turbinas generadoras de 700 MW. En el año 2012 tuvo su récord de producción con 98 287 GWh.[2]
La energía generada por Itaipú destinada al Brasil es distribuida por la empresa Furnas Centrales Eléctricas S. A., y la energía destinada a Paraguay es distribuida por la Administración Nacional de Electricidad (ANDE).
Índice[ocultar]
1 Historia 2 Datos técnicos
o 2.1 Subestación o 2.2 Sistema de transmisión o 2.3 Producción de energía
3 Compensaciones financieras 4 Reconocimientos 5 Turismo 6 Véase también 7 Referencias 8 Enlaces externos
Historia[editar · editar código]
El vertedero en acción.
La represa de Itaipú es el resultado de intensas negociaciones entre Brasil y Paraguay durante la década del 1960. El 2222 de junio de 1966, el ministro de Relaciones Exteriores del Brasil (Juracy Magalhães) y el de Paraguay (Sapena Pastor), firmaron el «Acta de Iguazú», una declaración conjunta que manifiesta la predisposición para estudiar el aprovechamiento de los recursos hídricos pertenecientes a los dos países, en el trecho del Río Paraná «desde e inclusive los Saltos del Guairá hasta la desembocadura del Río Iguazú». Una de las cláusulas del proyecto firmado por ambos países prevé que el excedente de energía que no es utilizado por uno de los países será vendida en exclusividad al otro país participante del proyecto.
CCR - Central Control Room (Cuarto Central de Control).
En [[3001 futurama] el consorcio formado por las empresas Industrial Electric Company (IECO) de los Estados Unidos y ELC Electroconsult S.p.A. de Italia ganaron el concurso internacional para la realización de los estudios de probabilidades y para la elaboración del proyecto de la obra. El inicio del trabajo se dio en febrero de 1971. El 26 de abril de 1973, Brasil y Paraguay firmaron el Tratado de Itaipú, instrumento legal para el aprovechamiento hidroeléctrico del río Paraná por los dos países. El 17 de mayo de 1974, fue creada la Entidad Binacional Itaipú, para la administración de la construcción de la represa. El inicio efectivo de las obras ocurrió en enero del año siguiente.
El 14 de octubre de 1978, tras represar provisoriamente las aguas del Paraná mediante ataguías, fue abierto el canal de desvío del río Paraná, que permitió secar el trecho del lecho original del río para poder ahí construir la represa principal, en hormigón.
Otro marco importante, en lo que respecta a la diplomacia, fue la firma del Acuerdo Tripartito entre Brasil, Paraguay y Argentina, el 19 de octubre de 1979, para el aprovechamiento de recursos hidroeléctricos en el trecho del río Paraná desde los Saltos del Guairá (que desaparecieron los Saltos del Guairá con la formación del embalse) hasta el estuario del Río de la Plata. Este acuerdo estableció los niveles del río y las variaciones permitidas para los diferentes emprendimientos hidroeléctricos para los tres países. En aquella época en la que los tres países eran gobernados por dictaduras militares, había temor en la Argentina de que en un eventual conflicto con el Brasil se abriesen las compuertas de Itaipú, inundando sus ciudades ribereñas ubicadas aguas abajo de la presa.
Las áreas silvestres protegidas de Itaipú comenzaron a ser creadas en 1982, cuando fueron concluidas las primeras obras de la represa y las compuertas del canal de desvío fueron cerradas. En ese tiempo las aguas subieron 100 m y llegaron a las compuertas del viaducto, a las 10.00 del 27 de octubre, debido a las fuertes e incesantes lluvias ocurridas en aquella época.
El 5 de mayo de 1984, entró en operación la primera turbina de Itaipú, y se prosiguió con la instalación al ritmo de dos a tres por año.
Vista panorámica de la Represa (Las compuertas del vertedero se encontraban cerradas en esta ocasión).
Producción anual de energía[3]
Año Unidades instaladas
GWh
1984 0–2 2.76
1985 2–3 6327
1986 3–6 21 853
1987 6–9 35 807
1988 9–12 38 508
1989 12–15 47 230
1990 15–16 53 090
1991 16–18 57 517
1992 18 52 268
1993 18 59 997
1994 18 69 394
1995 18 77 212
1996 18 81 654
1997 18 89 237
1998 18 87 845
1999 18 90 001
2000 18 93 428
2001 18 79 307
2002 18 82 914
2003 18 89 151
2004 18 89 911
2005 18 87 971
2006 19 92 690
2007 20 90 620
2008 20 94 685
2009 20 91 651
2010 20 87 970
2011 20
2012 20 98 287
Total
20 1 944 902
Interior de una turbina.
Datos técnicos[editar · editar código]
La represa, de 7919 m, está hecha de hormigón, roca y tierra.
Existen 20 unidades generadoras, estando diez en la frecuencia de la red eléctrica paraguaya (50 Hz) y diez en la frecuencia de la red eléctrica brasileña (60 Hz).
Las unidades de 50 Hz tienen una potencia nominal de 823,6 MVA, factor de potencia de 0,85 y peso de 3343 t.
Las unidades de 60 Hz tienen potencia nominal de 737,0 MVA, factor de potencia de 0,95 y peso de 3242 t
Todas las unidades tienen tensión nominal de 18 kV. Las turbinas U07 son del tipo turbina Francis, con potencia nominal de 715 MW y caudal
nominal de 645 m³/s
Subestación[editar · editar código]
La subestación de la represa está aislada por el gas hexafluoruro de azufre (SF6), que permite una gran compactación del proyecto. Para cada grupo generador existe un banco de transformadores monofásicos, elevando la tensión de 18 kV a 500 kV.
Sistema de transmisión[editar · editar código]
Salida de la represa
Itaipú - SE Foz do Iguaçu: 4 líneas de transmisión de 500 kV transmiten toda la energía del sector de 60 Hz, con 8 km de extensión. La subestación de Foz do Iguaçu eleva la tensión a 750 kV.
Itaipú - SE Margen derecha: 2 líneas de transmisión de 500 kV, 2 km. SE margen derecha - Foz do Iguaçu: 2 líneas de transmisión de 500 kV, 9 km. Transmite la
reventa del Paraguay al Brasil. Itaipu - SE Foz do Iguaçu: 2 líneas de transmisión de 500 kV, 11 km. Transmite
directamente parte del sector de 50 Hz al Brasil.
Subestación Foz do Iguaçu
Perteneciente a Furnas, está dividida en dos sectores:
El patio de corriente alterna, que recibe la energía en 60 Hz y la eleva a 750 kV, saliendo tres líneas de transmisión. Es el nivel de tensión más elevado de Brasil.
El patio de corriente continua, que recibe la energía en 50 Hz. Debido a la incompatibilidad entre las frecuencias, y las ventajas de la transmisión en grandes distancias, la energía es convertida a través de circuitos rectificadores para ±600 kV es transmitida por dos líneas hasta Ibiúna (En el estado de São Paulo, Brasil). En Ibiúna la energía es convertida a 60 Hz, conectándose al sistema de la Región Sudeste de Brasil.
Producción de energía[editar · editar código]
A inicios de 2007 la represa amplió su capacidad instalada de 12 600 MW a 14 000, con la puesta en funcionamiento de las dos últimas unidades generadoras 9A y 18A, completando el proyecto original de 20 turbinas.
Itaipú produce en promedio 90 millones de megavatios-hora (MWh) por año, aunque con el aumento de la capacidad y en condiciones favorables del río Paraná (la hidrología y el consumo en Brasil, principalmente durante los fines de semana y festivos, días en que actualmente se produce una caída muy grande) se puede llegar a incrementar esa cantidad. Itaipú ostentó el récord mundial de 94,7 millones de MWh.
El aumento de la capacidad permite que 18 de las 20 turbinas instaladas funcionen constantemente, mientras 2 permanecen en mantenimiento.
En 2008, la represa de Itaipú alcanzó un nuevo récord histórico de producción de energía, con la generación de 94 684 781 MWh. El récord anterior era en el 2000, cuando Itaipú generó 93 427 598 MWh.[4] La ventaja que posee Itaipú es el gran volumen de agua todo el año.[5]
Esta producción de energía fue superada por la Presa de las Tres Gargantas sobre el río Yangtsé en China, con capacidad final instalada de 22.500 MW, pues la capacidad de generación anual del proyecto se ha estimado en 100 millones de MWh.[6]
La energía producida por Itaipú en el 2008 sería suficiente para abastecer el consumo de electricidad de todo el mundo durante dos días; o para satisfacer por un año un país como la
Argentina, y a Paraguay para abastecerlo durante once años. Por otra parte, durante un año podría satisfacer el consumo de electricidad de veintitrés ciudades del tamaño de Curitiba.
Compensaciones financieras[editar · editar código]Distribución a los municipios(en millones de USD)[¿cuándo?]
Foz do Iguaçu 232,5
Santa Terezinha de Itaipu 48,2
São Miguel do Iguaçu 117,2
Itaipulândia 194,6
Medianeira 1,3
Missal 46,1
Santa Helena 303,9
Diamante D'Oeste 6,4
São José das Palmeiras 2,2
Marechal Cândido Rondon 71,4
Mercedes 20,9
Pato Bragado 50,9
Entre Rios do Oeste 35,6
Terra Roxa 1,8
Guaíra 58,7
Mundo Novo 16,8
En los 170 km de extensión, entre Foz do Iguaçu y Guaíra, la Reserva de Itaipú se extiende por 16 municipios de Brasil, de los cuales 15 están en el estado de Paraná y uno en el de Mato Grosso do Sul. Itaipú paga como compensación a estos municipios, proporcionalmente al área de tierra inundada. También reciben compensaciones los
gobiernos de estos dos estados y diversos órganos federales. En cuanto a Paraguay, la compensación la recibe íntegramente el Estado.
Con base en la llamada «Ley de los Royalties», promulgada en 1991, Itaipú ha pagado hasta hoy más de 3.776 millones de dólares en royalties, de los cuales cerca de 75% fueron pagados en el estado de Paraná, (a partes iguales entre el gobierno del Estado y los municipios).[7]
El embalse de la represa inundó diversas propiedades de habitantes del extremo oeste del estado brasileño de Paraná. Las indemnizaciones no fueron suficientes para que los agricultores compraran tierras nuevas en el Brasil. Siendo las tierras más económicas en el Paraguay, miles de ellos emigraron para ese país, creando el fenómeno social conocido como "brasiguayos" – brasileños con sus familias que residen en tierras paraguayas en la frontera con el Brasil.
Reconocimientos[editar · editar código]
En 1995 la Represa Hidroeléctrica de Itaipú formó parte de una lista de las Siete Maravillas del Mundo moderno,[8] que elaboró la revista Popular Mechanics, de Estados Unidos. Esta lista fue hecha a base de una investigación realizada por la American Society of Civil Engineers (ASCE) en 1994 entre ingenieros de los más diversos países.
Además de Itaipú, formaban parte de la lista: el Puente Golden Gate (EE.UU.); el Canal de Panamá, que une el Océano Atlántico con el Pacífico; el Eurotúnel, que une Francia e Inglaterra en el Canal de la Mancha; los Proyectos del Mar del Norte para el Control de las Aguas (Países Bajos); el Edificio Empire State (EE.UU.); y la Torre de Canadian National (CN Tower) en Canadá.
Turismo[editar · editar código]Ranking de visitantes por país
(hasta 2009)[9]
Puesto País Visitantes
1º Brasil 6 753 989
2º Argentina 3 506 539
3º Paraguay 1 936 748
4º Alemania 326 442
5º Uruguay 254 409
6º Chile 236 162
7º España 232 218
8º EE.UU. 213 202
9º Francia 173 860
10º Italia 152 160
11º Japón 144 519
12º China 101 652
13º Suiza 85 720
14º Reino Unido 67 982
15º Corea del Sur 61 503
16º Colombia 59 022
17º Holanda 58 772
18º Perú 53 055
19º México 49 085
20º Portugal 45 862
Véase también: Áreas silvestres protegidas de Itaipú.
Las visitas turísticas a Itaipú comenzaron en 1977, cuando la central todavía estaba en el inicio de las obras. Desde entonces, ingresaron desde Brasil y Paraguay, más de 15 millones de visitantes oriundos de 188 países y territorios.
Central Hidroeléctrica Simón BolívarDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Central hidroeléctrica Simón Bolívar
Localización
País Venezuela
Río Río Caroní
Datos generales
Uso Hidroeléctrico
Datos del embalse
Capacidad total hm³
Superficie ha
Vista panorámica de la central.
La Central Hidroeléctrica Simón Bolívar, también llamada Represa de Guri, y antes conocida como Central Hidroeléctrica Raúl Leoni (desde 1974 hasta el 2006, cuando se renombró mediante decreto presidencial) se encuentra ubicada en el Estado Bolívar, en el Cañón de Necuima, 100 kilómetros aguas arriba de la desembocadura del río Caroní en el Orinoco.
La generación de esta planta supera los 50.000 GWh al año, capaces de abastecer un consumo equivalente cercano a los 300.000 barriles diarios de petróleo, lo cual ha permitido cumplir con la política de sustitución de termoelectricidad por hidroelectricidad dictada por el Gobierno de Venezuela, con la finalidad de ahorrar combustibles líquidos que pueden ser utilizados para su exportación o su conservación con otros fines. La energía producida por la represa es consumida por gran parte del país, inclusive alimentando parte de la ciudad de Caracas, además, se vende una parte de dicha energía a Brasil mediante la linea Guri-Boa Vista (estado de Roraima).
El lago artificial o embalse formado detrás de la presa se llama embalse de Guri.
Índice[ocultar]
1 Construcción 2 Relevancia 3 Véase también 4 Enlaces externos
Construcción[editar · editar fuente]
La ejecución de esta obra en su primera fase comienza en 1963 y finaliza en 1978, con una capacidad de 2.065 en 10 unidades, con el embalse a la cota máxima de 215 metros sobre el nivel del mar.
La etapa final de la represa de Guri, concluida en 1986, consistió en la realización de los trabajos siguientes:
Realzamiento de la presa de gravedad y aliviadero hasta la cota 272 metros sobre el nivel del mar.
Construcción de dos presas de gravedad a ambas márgenes del río. Construcción de una segunda casa de máquinas que alberga 10 unidades generadoras, de
730 MW cada una, al pie de una presa de gravedad situada en la margen derecha del río. Excavación de un segundo canal de descarga. Construcción de dos presas de tierra y enrocamiento a ambas márgenes del río. Construcción de los diques de cierre.
Es importante señalar que, tanto CVG EDELCA como las empresas contratistas y de ingeniería venezolana, aumentaron progresivamente su aporte en el proyecto y la construcción de la obra. Así fue como la ingeniería del proyecto pasó de un alto nivel de dependencia extranjera en su primera etapa, a un mayoritario nivel de ejecución de Edelca, con participación de un significativo grupo de ingenieros y asesores venezolanos incorporados al proyecto.
En cuanto a la construcción, también se lograron importantes progresos. Las obras iniciales correspondientes a la Primera Etapa de la Central Hidroeléctrica Simón Bolívar en Guri fueron realizadas por un consorcio extranjero con mano de obra venezolana auxiliado por un contingente de mano de obra calificada foránea. La ampliación de la casa de máquinas de la primera etapa estuvo a cargo de un consorcio venezolano. Las obras del proyecto Guri Etapa Final pasaron de una participación del 30% de los contratistas venezolanos a un 60% de participación después del período de administración directa de las obras, mayo de 1980 – noviembre de 1981,cubierto por CVG EDELCA, mientras que la mano de obra en esta etapa fue totalmente nacional.
La presa de concreto tiene una longitud de 1300 metros y una altura de 162 metros. Cuenta con un aliviadero de 3 canales, que permite la salida del exceso de agua en la época de lluvias (Mayo a Octubre). La represa fue inaugurada en su totalidad el 8 de noviembre de 1986.
Presa Grand CouleeDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Presa Grand Coulee
Localización
País Estados Unidos
División Washington
Río Columbia
Datos generales
Uso Hidroeléctrico
Obras ? - 1942
Datos de la presa
Tipo Gravedad, hormigón
Altura 168 m
Datos de la central
Potencia instalada Capacidad de 6.809 MW
20.000 millones de KWh al
año[1] MW
Datos del embalse
Capacidad total 11900 hm³
La presa Grand Coulee (en inglés Grand Coulee Dam) es una presa localizada en el río Columbia, Estado de Washington, Estados Unidos. Es la instalación de generación eléctrica que produce la mayor cantidad de energía de todos los Estados Unidos[2] y la mayor estructura de hormigón del país.[3] Cuando se completó en el año 1941, era la mayor estructura artificial jamás construida por el ser humano.[4]
El pantano que forma se llama Lago Franklin Delano Roosevelt, cuyo nombre proviene del presidente de Estados Unidos que estaba en el cargo durante la concepción y construcción de la presa. Construida por el empresario Henry J. Kaiser, tiene cerca de un kilómetro y medio de largo y es más alta que la Gran Pirámide de Guiza. De hecho, todas las pirámides de Guiza podrían caber en la base de esta presa. Es dos veces más alta que las Cataratas del Niágara.[cita requerida]
Índice[ocultar]
1 Historia o 1.1 Construcción original o 1.2 Expansión o 1.3 Consecuencias medioambientales o 1.4 Visitar la presa
2 Datos 3 Referencias 4 Enlaces externos
Historia[editar · editar código]
Construcción de la presa original. La sección izquierda se volaría a finales de los sesenta para dejar paso a la central eléctrica #3.
Instalación de una de las seis nuevas Turbina Francis en la central #3, de cerca de un millón de caballos de potencia.
La presa se construyó como parte del Columbia Basin Project (Proyecto de la Cuenca del Columbia) para la irrigación de áreas desérticas del Noroeste del Pacífico y también para la producción de electricidad.[5] El acondicionamiento del lugar empezó en diciembre de 1933 como un proyecto de obras públicas y terminó hacia comienzos de la Segunda Guerra Mundial. El plan de construcción inicial preveía una presa más pequeña, aunque apta para ampliaciones posteriores. Durante las obras se cambió el diseño y se aumentó su altura, decisión que estuvo marcada por el hecho de que el pantano no debía extenderse más allá de la frontera canadiense.[6]
Construcción original[editar · editar código]
Durante la guerra, el objetivo principal de la construcción de la presa, la irrigación, se obvió en favor de la producción de energía eléctrica. Ésta última hacía más falta porque era imprescindible para la fundición del aluminio y para alimentar los reactores de plutonio y las instalaciones nucleares de Hanford Site, que formaban parte del Proyecto Manhattan. La presa ocupó un lugar importante en la industrialización de la costa noroeste del Pacífico.
El uso de la presa para el riego se reanudó tras la guerra. Usando el Grand Coulee (un antiguo lecho fluvial a 200 metros sobre el nivel del río Columbia; da nombre a la presa) se fue construyendo una red de distribución de agua. Además, gracias a la construcción presas secundarias, sifones y canales, esta red mejoró hasta convertirse en una extensa red de suministro de agua.
Las actividades de irrigación comenzaron en 1951.[6]
Expansión[editar · editar código]
Entre 1966 y 1974 la presa se expandió para añadir la central eléctrica #3, mediante la voladura de su lado noreste. Esta obra alargó la presa hasta los más de kilómetro y medio de largo y gracias a ella se dispuso del suficiente espacio para construir seis nuevos generadores: tres unidades de 600 MW y otras tres de 805 MW (que son de las mayores del mundo). Los trabajos de ampliación se completaron a principios de los ochenta y convirtieron a la Presa Gran Coulee en una de las mayores centrales hidroeléctricas del mundo.
Consecuencias medioambientales[editar · editar código]
Aunque la presa tuvo muchas consecuencias positivas, también repercutió negativamente en las tribus nativas locales, cuya forma de vida tradicional giraba alrededor de la pesca del salmón. Tanto la presa Grand Coulee como la Chief Joseph han bloqueado el camino migratorio natural de los peces, causando su alejamiento de sus lugares habituales de desove. La tribu de los Colville vivía a orillas del río Columbia, y debido a la construcción de la presa, sus tierras se inundaron y fueron obligados a marcharse.[cita requerida] El gran impacto ambiental de la presa acabó con la forma de vida tradicional de los habitantes nativos, los cuales demandaron al gobierno por daños y perjuicios. Éste, al final, compensó a los indios Colville en los años 90 con una indemnización global de aproximadamente 52 millones de dólares.
Visitar la presa[editar · editar código]
El centro de visitantes dispone de numerosas fotos históricas, muestras geológicas, modelos de turbinas y presas, e incluso un teatro. Desde 1989, se proyecta todas las tardes de verano un espectáculo con luces de láser en el muro de la presa, que muestran grandes imágenes de acorazados y de la Estatua de la Libertad, así como algunos comentarios sobre el medio ambiente. Se puede visitar la nueva central eléctrica #3, pero las visitas se han restringido por razones de seguridad. Los visitantes pueden montarse en un ascensor de cristal, hasta alcanzar una altura de 120 metros, para ver los generadores.
Vista panorámica de la presa, mirando al sureste. La central eléctrica número tres, que se encuentra abajo a la izquierda de la presa, es lo bastante grande como para albergar cinco campos de fútbol.
Datos[editar · editar código]
Altura hidráulica: 116 m Caudal medio: 3.100 m³/s 4 centrales eléctricas, 33 generadores
Central hidroeléctrica Sayano–ShúshenskayaDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Central hidroeléctrica Sayano–Shushenskaya
Localización
País Rusia
División Jakasia
Río Yenisei
Coordenadas 52°49 34″N′ 91°22 17″E′ /
52.82611 ,
91.37139Coordenadas:
52°49 34″N′ 91°22 17″E′ / 52.82611 ,
91.37139 (mapa)
Datos generales
Propietario RusHydro
Uso hidroeléctrico
Obras ? - 1978
Datos de la presa
Altura 242 m
Long. de coronación 1066 m
Población cercana Sayanogorsk
Datos de la central
Potencia instalada 6.400 MW
Datos del embalse
Capacidad total 31,34 km3
Superficie 621 km2
La central hidroeléctrica Sayano–Shushenskaya (en ruso: Сая́#но-Шу́#шенская́ гидроэлектроста#нция́, Sayano-Shushenskaya Gidroelekrostantsiya) está situada en el río Yenisei, cerca de la ciudad de Sayanogorsk, en la República de Jakasia, Rusia. Es la mayor central hidroeléctrica del país y la quinta a nivel mundial en energía producida.
Índice[ocultar]
1 Historia 2 Descripción 3 Significado económico 4 Accidente de 2009 5 Referencias
Historia[editar · editar fuente]
La construcción de la central comenzó en 1968, siendo inaugurada en 1978. El diseño estuvo a cargo del instituto Hydroproject. Fue parcialmente modificada en 1987.[1]
En 1993 la central fue privatizada pasando a ser la empresa RAO UES su principal accionista. En abril de 2003, el gobierno de Jakasia por iniciativa del gobernador Alexei Lebed comenzó un pleito para invalidar el proceso de privatización.[2] En abril de 2004, la sala de arbitraje de Siberia Oriental falló a favor del gobierno; aunque la sentencia fue recurrida a la Corte Suprema de Apelación.[3]
Descripción[editar · editar fuente]
Vista de la central en 2007.
La planta es explotada por RusHydro.[4] A fecha de 2009, la central es la mayor de Rusia y la quinta del mundo por generación media de energía. Supone más de una cuarta parte de la producción de RusHydro.[1] [5] Sus 10 turbinas contruidas en el Leningradsky Metallichesky Zavod tienen una capacidad unitaria de 640 MW con un salto de 194 metros.[6] La capacidad total instalada es de 6.400 MW; la producción media anual de 23,5 TWh, con un máximo en 2006 de 26,8 TWh.
Las instalaciones de la planta incluyen la presa, la central eléctrica situada al lado, y un aliviadero adicional que se encuentra en construcción. La presa de arco-gravedad tiene una altura de 242 metros. La longitud de la coronación es de 1.066 metros, con una anchura de 25 metros en la parte superior y 110 metros en la base.
La presa forma parte del embalse Sayano-Shushenskoe, con una capacidad total de 31,34 km3, una capacidad útil de 15,34 km3 y una superficie de 621 km2
Significado económico[editar · editar fuente]
La central hidroeléctrica es uno de los principales elementos para cubrir picos de demanda del Sistema de Energía Unificado de Rusia y Siberia. Uno de los mayores demandantes es la Factoría Metalúrgica de Sayanogorsk. En años muy lluviosos, se llegan a perder en torno a 1.600–2.000 GWh debido a la inexistencia de una red de transporte de alta tensión y a deficiencias en las turbinas.
Accidente de 2009[editar · editar fuente]
El 17 de agosto de 2009, a las 8:15 hora local (00:15 GMT), la sala de turbinas quedó inundada.[7] Según el Ministerio para Situaciones de Emergencia, 12 personas murieron en el accidente y 64 fueron dadas como desaparecidas, aunque con pocas expectativas de ser encontradas con vida.[8] Como resultado del accidente, dos de las diez turbinas quedaron totalmente destruidas y otras dos dañadas.[1]
La producción de energía desde la central cesó completamente tras el accidente, registrándose varios apagones en zonas urbanas. Las fundiciones de aluminio de Sayanogorsk y Jakasia fueron desconectados de la red. Un portaavoz de RUSAL afirmó que la fundición de Sayanogorsk continuó trabajando con total normalidad supliéndose de fuentes alternativas.[5] Sin embargo, las fundiciones de Krasnoyarsk, Kemerovo y Novokuznetsk funcionaron de manera reducida.[9] La central hidroeléctrica será puesta en marcha dentro de un mes o un mes y medio tras el accidente, mientras que el remplazo de las turbinas dañadas requerirá más de cuatro años.[1]
El accidente provocó una mancha de aceite que se extendió 15 km2 aguas abajo. De acuerdo con el ministro de emergencias Sergey Shoigu, no existió riesgo inminente de inundación de la localidad ribereña de Cheryomushki.[5] [9]
Las acciones de RusHydro en la Bolsa de Londres fueron suspendidas después de que se devaluaran un 13%.[5] Se estima que RusHydro perderá, como consecuencia del accidente, 100 millones de dólares.[1]
En 1998, y posteriormente, se había informado de que las características de la construcción habían cambiado peligrosamente, y que no podría soportar la presión cada vez mayor de las continuas crecidas de primavera.[10] [11]
Represa de YacyretáDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Yacyretá
Localización
País Argentina
Paraguay
Río Paraná
Datos generales
Estado Paraguay - Argentina.
Propietario Entidad Binacional Yacyretá
Uso hidroeléctrico
Obras 1974 -
Actividad 1994 -
Datos de la presa
Altura 21.3 m
Long. de coronación 808 m
Cota de coronación 86 m
Datos de la central
Potencia instalada 3.100 MW
Turbinas Hay 20 turbinas en
funcionamiento.
Datos del embalse
Capacidad total 1600 hm³
Situación
Río abajo:Puente General
Manuel Belgrano
Situación:Represa de Yacyretá
Río arriba:Puente Internacional San Roque González
de Santa Cruz
La represa hidroeléctrica de Yacyretá-Apipé (del guaraní jasy retã, ‘tierra de la Luna’) es una central hidroeléctrica construida sobre los saltos de Yacyretá-Apipé en el río Paraná, en la provincia de Provincia de Corrientes Argentina y el departamento de Itapúa Paraguay.
El equipo de la central tiene una potencia instalada total de 3200 MW, y una Línea de cota de 83 metros sobre el nivel del mar, existiendo un proyecto de ampliación que permitiría incrementar esta capacidad casi al doble. Abastece el 22% de la demanda de electricidad argentina y genera el 60%[1] de la energía hidroeléctrica del país.
Yacyretá de noche.
A través de cada turbina pueden pasar 2630 millones de litros de agua por hora, o sea que por las 20 turbinas de Yacyretá puede pasar cada hora el equivalente al consumo de agua potable de 13 días de la ciudad de Asunción (capital del Paraguay) o de 2 días de la ciudad de Buenos Aires. La represa fue inaugurada el 7 de julio de 1998 por los Presidentes de Argentina Carlos Menem y su par de Paraguay Juan Carlos Wasmosy, día en que se pusieron por primera vez en función las 20 turbinas programadas. La Producción Bruta Anual de la Central saltó de 12.149 GW h a 16.738[2] GW h durante el período 2004-2009, lo que significó un crecimiento de la misma en un 37,7%.
Pese a sus prestaciones, el proyecto de la represa fue objeto constante de críticas durante su planeamiento y construcción, tanto por las consecuencias ecológicas que produjo —entre ellas el anegamiento de un bioma prácticamente único, que condujo a la extinción de
numerosas especies endémicas— como por la gestión del emprendimiento, cuyo presupuesto original se excedió varias veces hasta alcanzar los 11.500 millones de dólares y dio origen a múltiples denuncias de corrupción.
Índice[ocultar]
1 Ubicación 2 Cronología 3 Obra civil 4 Denuncias de corrupción 5 Estado actual 6 Generación de Energía 7 Proyecto "Más Yacyretá" 8 Navegación 9 Turismo 10 Referencias 11 Enlaces externos
Ubicación[editar · editar fuente]
Yacyretá se encuentra 300 km al sudeste de Asunción (Paraguay) y a 1000 al norte de la ciudad de Buenos Aires (Argentina). Está situada entre las ciudades de Ituzaingó (Argentina) y Ayolas (Paraguay). Se encuentra enclavada en la zona conocida como los rápidos de Apipé. El embalse principal queda en los alrededores de la isla de Apipé Grande, Ituzaingó y Yaciretá.[3]
Posee dos puentes que conectan a ambos países los cuales son, uno levadizo que se encuentra a la salida de Ituzaingó y que pasa por encima de una esclusa de navegación utilizada para el traspaso de embarcaciones y el segundo de hormigón que se encuentra luego de atravesar el complejo edilicio y sala de máquinas, y a metros de Ayolas, sobre el brazo Aña-cuá.
La represa además beneficia especialmente a los departamentos de Caazapa, Itapúa y Ñeembucu en Paraguay y a las provincias Argentinas de Corrientes y Misiones.
Cronología[editar · editar fuente]
Sala de turbinas.
El protocolo inicial para determinar el uso de los saltos se firmó el 1 de febrero de 1925, en Estados Unidos. Sin embargo, no sería hasta enero de 1958 que se crearía la Comisión Mixta Técnica Argentino-Paraguaya, a cargo del estudio técnico de aprovechamiento del río. Presentado este, el 3 de diciembre de 1973 se suscribió en Asunción el Tratado de Yacyretá, por el cual los dos Estados se comprometieron a emprender en común la obra. Para ello se fundó la Entidad Binacional Yacyretá: en condiciones igualitarias para ambas partes, a la cual se le asigna la capacidad jurídica y responsabilidad técnica para realizar los estudios y proyectos, y para su ejecución.
La central desde aguas arriba.
La construcción se comenzó el 7 de diciembre de 1983; el 26 de abril de 1989 se firmaron las notas reversales que definen el esquema definitivo de las obras de protección de los valles de los arroyos afluentes al embalse en margen derecha (paraguaya). En junio de ese mismo año se cerró el brazo principal del río, y el 19 de mayo del siguiente el brazo Aña Kuá. El 1 de junio de 1993 se habilitó la esclusa de navegación para salvar la diferencia de alturas, y el 2 de septiembre de 1994 la primera unidad de la central hidroeléctrica.
La represa fue inaugurada el 7 de julio de 1998 por los Presidentes de Argentina Carlos Menem y su par de Paraguay Juan Carlos Wasmosy, día en que se pusieron por primera vez en función las 20 turbinas al 60% de su capacidad de producción máxima.[4] [1]
Desde el 12 de febrero de 2011 a las 12:00 la represa opera con su cota máxima de 83m, alcanzándose la máxima capacidad de producción de energía permitida por el diseño original de 20.700 GWh-año y una potencia de 3100 MW.[1]
Obra civil[editar · editar fuente]
Esclusa de navegación.
Además del dique de la represa, que tiene 808 m de largo, el embalse consta de una presa de materiales sueltos de casi 65 km, que cierra los dos brazos del río divididos por la isla Yacyretá; la central hidroeléctrica propiamente dicha se asienta parcialmente sobre ésta, uno de los últimos espolones de la pared basáltica levantada por la falla que recorre en dirección NE-SO el sustrato de la provincia de Corrientes, y a la que se debe la existencia de los saltos. Los extremos se apoyan en la costa argentina, en la localidad de Rincón Santa María, y en la paraguaya, junto a la de Santos Cosme y Damián. El lago artificial producido por el cierre del cauce del río se alzaría a 21 m por encima de su nivel previo, y cubriría 1600 km².
En cada brazo hay un vertedero; las turbinas están fijadas en el brazo principal, en un vertedero de 18 compuertas que permiten un flujo máximo de 55.000 m³/s. El otro brazo del río cuenta con 16 compuertas más, con capacidad para otros 40.000 m³/s.
Excavada en el lecho basáltico, una esclusa permite la circulación de embarcaciones de hasta 37 metros (aprox. 120 pies). Un sistema de elevación —diseñado después de que estudios ecológicos demostraran que la presencia del dique inhibiría la reproducción de las especies migratorias del Paraná —en especial el dorado y el surubí— permite a los especímenes que nadan río arriba salvar los 25 metros de diferencia para desovar en el Alto Paraná.
La casa de máquinas tiene 70 m de altura medidos desde los cimientos hasta el techo. La caída de agua (23,3 m desde que se alcanzó la cota 83 msnm) tiene un caudal medio de 8000 m³/s que pasan por las turbinas y producen energía en forma continua. Para comparar dimensiones, las cataratas del Iguazú tienen 70 m de altura y un caudal medio de 1750 m3/s (la quinta parte del caudal turbinado por Yacyretá).
Denuncias de corrupción[editar · editar fuente]
Mención aparte merecen las denuncias de corrupción de las que ha sido objeto el emprendimiento.
Del presupuesto final de 11.000 millones de dólares, 7.000 millones corresponden a costes financieros y otros 1.000 millones a costes de estudios de consultoría. Se ignora el paradero de 1.870 millones de dólares, lo que ha dado pie a numerosas investigaciones, aún infructuosas. Funcionarios del EBY (Entidad Binacional Yacyretá) han sido condenados por malversación de fondos y por especulación con información privilegiada, al comprar tierras en los terrenos a inundar con el fin de obtener indemnizaciones cuando éstas se expropiaran. El ex presidente argentino Carlos Menem la llamó, en una frase que se ha hecho célebre, un «monumento a la corrupción».
Desde el comienzo de su construcción en el año 1983, la EBY (Entidad Binacional Yacyreta) recibió numerosas denuncias de corrupción. Se le atribuyó a la represa responsabilidad en la destrucción del ambiente y el ecosistema regional. Entre muchas denuncias, cabe destacar la presentada ante el Tribunal Ético contra la Corrupción, por el luchador social de la Ciudad de Encarnación Jorge Urusoff. Dicho cuerpo, después del juicio (Ciudad de Ayolas, 28/06/2000), declaró culpable (25/07/2000) a la Entidad Binacional Yacyreta de violación de los derechos humanos a los habitantes de la zona. La denuncia se encuentra actualmente en trámite ante la Corte Interamericana de Derechos Humanos, de San José de Costa Rica.
Estado actual[editar · editar fuente]
Torres de distribución.
El Plan de Terminación del Emprendimiento Binacional Yacyretá consistía en:[5]
Liberar las áreas a ser inundadas, considerando la expropiación de los inmuebles, la seguridad de las zonas liberadas, la relocalización de la población y actividad económico-productiva, la rehabilitación socioeconómica de la población reasentada y la solución del pasivo social de otras instancias del llenado.
Realizar obras y acciones necesarias para mitigar los efectos sobre el medioambiente. Reponer obras de infraestructura, como rutas, puentes, puertos, aeropuertos, líneas de
transmisión eléctrica, entre otras. Recomponer la trama urbana de Encarnación, Posadas, y otras ciudades afectadas.
En julio de 2007 el nivel del agua alcanzó los 76 msnm, 7 metros por debajo de la cota originalmente proyectada. Esta diferencia de altura era la responsable de que la presa funcionara únicamente al 60% de su capacidad instalada, con una potencia pico de unos 2.100 MW en lugar de los 3.100 MW planeados originalmente. La principal razón por la que no se permitía que el nivel de agua alcanzara los 83 msnm proyectados era que el agua cubriría 500 km² adicionales en los que vivían alrededor de 80.000 personas.
Los presidentes de Argentina y Paraguay firmaron un acta de acuerdo para finalizar la obra y llevarla a cota 83 msnm en diciembre de 2008.[6]
Durante la campaña electoral paraguaya de 2008, Fernando Lugo (quién luego resultó ser electo presidente de Paraguay), basó su campaña en reclamar una revisión del Tratado de Itaipú, que regula el uso de la energía de la hidroeléctrica, así como su precio. Expresó su interés en renegociar con Argentina y Brasil (con quien es copropietario de la Represa de Itaipú) los contratos sobre energía. Según estos, Paraguay vende la energía producidas por sus represas a ambas naciones a cambio de saldar las deudas generadas durante la construcción de las mismas.[7]
El 11 de diciembre de 2010 el nivel del agua alcanzó la cota de 82 msnm; la producción de la represa ya era de 2600 MW.
Finalmente, el 25 de febrero de 2011, los presidentes de Argentina y Paraguay, Cristina Fernández de Kirchner y Fernando Lugo, dieron inauguración de la elevación de la cota definitiva que permite a la represa un aporte adicional de 8000 GWh/año de energía, y un plus de 1600 MW de potencia.[8]
Generación de Energía[editar · editar fuente]
El día 3 de enero del 2012, Yacyretá comunica que ha superado la generación media anual prevista en su proyecto original de 19.800 GWh/año, llegando a los 20.091,2 GWh durante el año 2012.
La noticia en el sitio oficial de la Central Hidroeléctrica Yacyretá: http://www.yacyreta.org.ar/index.php?option=com_content&task=view&id=788&Itemid=1
La noticia en Télam, la agencia de noticias de Argentina: http://www.telam.com.ar/movil/notas/201301/3190-yacyreta-alcanzo-un-nuevo-record-de-generacion-anual-y-supero-el-volumen-previsto.html
Proyecto "Más Yacyretá"[editar · editar fuente]
Es el proyecto de ampliación de la actual central Yacyretá para acrecentar la producción de energía, debido al mayor crecimiento de la demanda energética de Argentina y Paraguay. Llegaría a totalizar 7.350 MW de potencia global instalada y 46.000.000 MWh. de generación media anual. Consiste en:
La construcción de una nueva central hidroeléctrica en el vertedero actual del brazo del río Paraná llamado "Añacuá" (270 MW potencia instalada).
La ampliación de la central de Yacyretá actual con 3 turbinas adicionales (480 MW de potencia instalada).
La construcción de una nueva central hidroeléctrica de "Corpus" (3.500 MW de potencia instalada) en el río Paraná.
Es impulsado por el Arquitecto Oscar Alfredo Thomas, que desde julio del 2003 es Director Ejecutivo (de la República Argentina) de la Entidad Binacional Yacyretá.
Sitios de consulta del Proyecto "Más Yacyretá":
1. http://www.yacyreta.org.ar/index.php? option=com_content&task=view&id=781&Itemid=1
2. http://www.cronista.com/opinion/Yacyreta-va-por-mas-20121130-0036.html 3. http://www.oscarthomas.com.ar/ampliar.php?id=297
Navegación[editar · editar fuente]
Para facilitar la navegación se ha construido una esclusa en la localidad de Santa María en el margen argentina. Esta tiene una longitud total de 270 metros (útiles 236 m), un ancho de 27 mts. Y una profundidad mínima de 5 metros, lo que permitirá el paso aguas arriba de embarcaciones de hasta 37 m (120 pies), Para que las embarcaciones pasen la esclusa baja como un ascensor hasta llegar al otro punto donde deberá subir o al revés (subir y bajar).[cita
requerida]
Turismo[editar · editar fuente]
La zona cuenta con abundante fauna ictícola y existen áreas destinadas para la pesca. Con el ánimo de mantener y proteger a los peces nativos la pesca se encuentra regulada, requiriéndose un carnet de pesca que puede obtenerse en las Oficinas de Pesca regionales.
El Museo Regional Yacyretá se encuentra en la ciudad de Ayolas. En él se encuentran expuestos piezas arqueológicas, minerales y ejemplares de la fauna nativa.
El Refugio Faunístico de Atinguy está ubicado a 18 km de Ayolas; su territorio abarca 100 hectáreas, donde pueden observarse variadas especies de fauna y flora de la región. El refugio provee condiciones óptimas para que los animales vivan naturalmente.
Aunque la represa hidroeléctrica es relativamente poco contaminante, la Entidad Binacional ha destinado áreas para la conservación y recuperación de la flora y fauna local, de modo a paliar las consecuencias ambientales que acarreen la obra. Con la inundación, localizaron y reubicaron a 11.000 animales de 110 diferentes especies. Actualmente, la entidad tiene protegida un área que abarca 58.000 hectáreas, mas proyecta aumentar este terreno a 187.000 hectáreas a medida que avance el proyecto. La Reserva Natural está ubicada en un extremo de la isla. Está abierto un Centro de visitantes y un sendero llamado "Acuti po’i" de 2500 m en el que se puede realizar caminatas guiadas. Existen diferentes opciones de alojamiento en la zona, como el Hotel Nacional de Turismo y el Yacyretá Apart Hotel. La Secretaría Nacional de Turismo provee información y detalles al respecto.
Presa de TarbelaDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Presa y embalse de Tarbela
( بند تربیال )
Vista área de la presa
Localización geográfica / administrativa
Continente (o
sub)
Asia meridional
Área protegida
País(es) Pakistán
Características del embalse
Curso de agua Río Indo
Cuenca
hidrográfica
Río Indo
Accidentes
geográficos
Uso embalse Hidroeléctrico, riego y control de
inundaciones
Superficie agua 250 km²
(126º del mundo)
Volumen agua 13,69 km³
(90º del mundo)
Longitud máxima km
Profundidad m (media)
Características de la presa
Localización Tarbela
presa
Nombre oficial
presa
Presa de Tarbela
Duración obras 1968
Puesta en uso 1974
Costo
construcción
1,497 Millones de USD [1]
Altura presa 143,26 m
Longitud
coronación
2.743,2 m
Vía en
coronación
Potencia
instalada
3.478 MW (máx. 4200 MW)
Coordenadas 34°5 23″N′ 72°41 54″E′ / 34.08972 ,
72.69833Coordenadas: 34°5 23″N′
72°41 54″E′ / 34.08972 , 72.69833 (mapa)
Otros datos
Mapa de localización
Presa y embalse de Tarbela
Geolocalización en Pakistán
Mapa de la región
La presa de Tarbela (urdu, بند es una gran presa sobre el río Indo en Pakistán. Se (تربیالencuentra en el distrito de Haripur, división hazara, Khyber pakhtunkhwa, alrededor de 50 km al noroeste de Islamabad. La presa alcanza los 143,26 metros de altura sobre el lecho del río. la presa forma el embalse de Tarbela, con una superficie de aproximadamente 250 km2. La presa se acabó en 1974 y fue diseñada para almacenar agua del Indo para la irrigación, el control de inundaciones y la generación de energía hidroeléctrica.
Índice[ocultar]
1 Descripción 2 Vida útil 3 Notas 4 Referencias
Descripción[editar · editar fuente]
El proyecto se encuentra en un punto estrecho del vale del río Indo, donde el río anteriormente se dividía alrededor de una gran isla cerca de la orilla izquierda. El principal muro de la presa, hecha con relleno de tierra y toca, se extiende a lo largo de 2.743 metros desde la isla al río derecha. Una par de presas de hormigón auxiliares abarca el río desde la orilla hasta la izquierda del río. Los aliviaderos, ubicados en las presas auxiliares, a su vez están formados por dos partes. El principal aliviadero tiene una capacidad de descarga de 18.406 metros cúbicos por segundo y el aliviadero auxiliar, 24.070 m3/s. Las obras exteriores son un grupo de cuatro túneles que han sido cortados a través de la pared del valle a la derecha del río, para usarse en la producción de energía eléctrica y el control del caudal. Estos túneles fueron originariamente usados para desviar el río Indo mientras que se construía la presa. La quinta salida del río se encuentra en el lado izquierdo de la presa y fue terminado en abril de 1976. La gente de la división Hazara que viven al otro lado del río Indo se sacrificaron y abandonaron las tierras y los hogares por la construcción de la presa. Esta gente ahora están asentados por el gobierno de Pakistán en Khala Butt Township Haripur.
Una central hidroeléctrica en el lado derecho de la presa principal alberga 14 generadores alimentados con los túneles exteriores 1, 2 y 3. Hay cuatro generadores de 175MW en el túnel 1, seis generadores de 175MW en el túnel 2 y cuatro generadores de 432MW en el túnel 3, para lograr una capacidad generadora total de 3.478 MW. El embalse de Tarbela tiene 80,5 km de largo, con una superficie de 250 kilómetros cuadrados. La cuenca hidrográfica se extiende por 168.000 km2 de tierra en gran medida alimentada por la nieve y la fusión de los glaciares de las laderas meridionales del Himalaya. Hay dos principales afluentes del río Indo corriente arriba de la presa de Tarbela, el río Shyok, uniéndose cerca de Skardu y el río Siran cerca de Tarbela.
Vida útil[editar · editar fuente]
Debido a que la fuente del río Indo es la fusión de los glaciares del Himalaya, el río arrastra enormes cantidades de sedimento. La carga de sedimento anual es de alrededor de 430 millones de toneladas por año. Esto significa que, con el tiempo, el embalse se llenará. La vida útil de la presa y del embalse se calculó en alrededor de cincuenta años, desde que la presa se terminó en 1976, lo que significa que el embalse estará totalmente lleno de sedimento para el año 2030.
La sedimentación, sin embargo, ha sido mucho menor que lo predicho, y ahora se calcula que la vida útil de la presa será de 85 años, hasta alrededor de 2060.[2]
Presa W. A. C. BennettDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Presa W. A. C. Bennett
Fotografía aérea del lago Williston.
Localización
País Canadá
División Columbia Británica
Río De la Paz
Coordenadas Coordenadas: 56°01 00″N′
122°12 02″O′ / 56.016667 , -
122.20056 (mapa)
Datos generales
Propietario BC Hydro
Uso Hidroeléctrico
Obras 1963 - 1968
Datos de la presa
Tipo De materiales sueltos
Altura 186 m
Long. de coronación 2.068 m
Datos de la central
Potencia instalada 2.730 MW
Datos del embalse
Capacidad total 7.400 hm³
Superficie 17,61 ha
La presa W. A. C. Bennett es una gran presa hidroeléctrica rellena de tierra en el río de la Paz en el norte de la Columbia Británica, Canadá. La presa, ubicada a 19 kilómetros al oeste de Hudson's Hope, y 85 kilómetros al noroeste de Chetwynd, recibe su nombre del anterior primer ministro de Canadá William A. C. Bennett y se puso en funcionamiento en el año 1968. Durante el planeamiento y la fase de construcción se le llamó "Portage Mountain Development."
El complejo está formado por una presa principal de materiales sueltos, que produce el embalse llamado lago Williston, y la central eléctrica subterránea Gordon M. Shrum. Es capaz de generar 2.730 megavatios de electricidad en su máxima capacidad. La presa está construida a 660 msnm.
La presa del río de la Paz fue inicialmente concebida hace más de medio siglo por la compañía eléctrica de la Columbia Británica (hoy BC Hydro), bajo la dirección de Dal Grauer. B.C. Electric obtuvo las licencias necesarias y los títulos sobre la tierra para seguir adelante con el proyecto, terminó el diseño e hizo los preparativos para ponerse a trabajar en el lugar a partir del año 1963. No obstante, los activos de esa compañía eléctrica privada fueron expropiadas por el gobierno provincial justo cuando iba a empezar la construcción de la presa. Varios de los ejecutivos superiores de B.C. Electric dejaron la recientemente
creada Crown Corporation, B.C. Hydro, y la construcción se llevó a cabo con una nueva administración.
Presa ChicoasénDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Presa Chicoasén
Localización
País México
División Chiapas
Río Río Grijalva
Coordenadas 16°56 34.08″N′
93°06 04.23″O′ / 16.9428 , -
93.101175Coordenadas:
16°56 34.08″N′ 93°06 04.23″O′ /
16.9428 , -93.101175 (mapa)
Datos generales
Operador Comisión Federal de
Electricidad
Obras 1974 -
Actividad 1980 -
Datos de la presa
Altura 261[1] m
Datos de la central
Potencia instalada 2,400 MW
Datos del embalse
Capacidad total 1,376[1] hm 3
La Presa Chicoasén más formalmente llamada como la Presa Manuel Moreno Torres,[1] es una Hidroeléctrica que usa la fuerza motriz del agua para la generación de energía eléctrica, se encuentra al final del Parque Nacional Cañón del Sumidero en el cauce del Río Grijalva a 41 km al noroeste de la ciudad de Tuxtla Gutiérrez, Chiapas. Tiene su nombre por el ingeniero Manuel Moreno Torres ex-director General de la Comisión Federal de Electricidad.
La planta hidroeléctrica se completó en 1980 [ 2 ] y tiene una capacidad de 2,400 MW.[3] Con una espacio de almacenamiento total de 1,376 hectómetros cúbicos de agua,[1] y 261 metros de altura,[1] siendo con esto una de la 10 presas más alta del mundo.[4]
Presa de TehriDe Wikipedia, la enciclopedia libre
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Presa y embalse de Tehri
Vista de la presa
Localización geográfica / administrativa
Continente (o
sub)
Asia meridional
Área protegida
País(es) India
División(es) Uttarakhand
Características del embalse
Curso de agua Río Bhagirathi
Cuenca
hidrográfica
Río Ganges
Ciudades
ribereñas
Tehri
Accidentes
geográficos
Uso embalse Hidroeléctrico e irrigación
Superficie agua 52 km²
Volumen agua 2,6 km³
Características de la presa
Nombre oficial
presa
Presa de Tehri
Tipo presa Presa de materiales sueltos
Propietario Tehri Hydro Development Corporation,
Ltd.
Duración obras 1978-2002
Puesta en uso 2006
Costo
construcción
1.000 millones $
Altura presa 260 m
Anchura base 1.128 m
Anchura
coronación
20 m
Longitud
coronación
575 m
Vía en
coronación
Potencia
instalada
1.000 MW
Producción anual GWh
Turbinas Tipo Francis verticales
Coordenadas 30°22 40″N′ 78°28 50″E′ / 30.37778 ,
78.48056Coordenadas: 30°22 40″N′
78°28 50″E′ / 30.37778 , 78.48056 (mapa)
Otros datos
Estado Operativa fase I. Fases II y III en obras
Mapa de localización
Presa y embalse de Tehri
Geolocalización en India
La presa de Tehri es una presa multipropósito de la India construida en el río Bhagirathi, cerca de la localidad de Tehri, en el estado de Uttarakhand. Es la presa principal de la Tehri Hydro Development Corporation Ltd. y su complejo hidroeléctrico, uno de los mayores y más polémicos proyectos de desarrollo en dicho estado indio.
La fase I, destinada a la irrigación, abastecimiento de agua y generación de electricidad (1.000 MW), se completó en 2006 y hay fases adicionales que incluyen una central fluyente de 400 MW (presa Koteshwar) y una central reversible de 1.000 MW .[1]
Índice[ocultar]
1 Historia 2 Descripción técnica 3 Críticas 4 Gestión 5 Referencias 6 Enlaces externos
Historia[editar · editar fuente]
La presa en noviembre de 2004
En 1961 se concluyó un estudio preliminar para la presa, y en 1972 estaba disponible un proyecto que incluía una planta de 600 MW de potencia. Tras los estudios de viabilidad, la construcción empezó en 1978, pero fue retrasada por lis problemas financieros, ambientales y sociales que encaró. En 1986, el proyecto comenzó a recibir ayuda técnica y económica de la Unión Soviética, hasta que dicho apoyo fue cancelado con el final de la URSS. India se vio obligada a tomar el control del proyecto, que fue puesto bajo la tutela del Departamento de Irrigación de Uttar Pradesh.
Sin embargo, en 1988 se formó la Tehri Hydro Development Corporation para gestionar la presa mientras que los fondos pasaron a proceder en un 75% del gobierno federal (siendo el 25% restante aportado por el estado). Uttar Pradesh pagaría la infraestructura para regadío. En 1990 se revaluó el proyecto y se definió como multipropósito.[1] La construcción de la presa terminó en 2006 mientras que la segunda parte, la presa Koteshwar, se encuentra con dos de sus cuatro generadores operativos. La instalación del resto está planificada para marzo de 2012. Una central hidroeléctrica reversible se espera en febrero de 2016.[2]
Descripción técnica[editar · editar fuente]
La presa de Tehri en julio de 2008
La presa está compuesta de piedras y tierra hasta una altura de 260 m. Su longitud es 575 m, con una anchura en la cresta de 20 m y de 1.128 m en la base. La presa crea un embalse
de 2,6 km³ y un área de 52 km². La potencia instalada es de 1.000 MW, con otros 1.000 MW adicionales reversibles.
La presa de Tehri y la central reversible son parte del Complejo Hidroeléctrico de Tehri que incluye también una central adicional de 400 MW aguas abajo.[1] El complejo también proporciona riego a unas 270.000 hay estabiliza otras 600.000 ha adicionales de riego. Proporciona 1,2*106 m3 de agua al día a las zonas industriales de Delhi, Uttar Pradesh y Uttarakhand.
Críticas[editar · editar fuente]
Mensaje de protesta contra el proyecto de Tehri, dirigido por Sundarlal Bahuguna. Dice "No queremos la presa. Es la destrucción de las montañas"
La presa ha sido objeto de numerosas críticas por organizaciones medioambientales y locales en la región. Fue necesaria la reubicación de más de 100.000 personas, lo que causó batallas legales sobre los reasentamientos y encareció y prolongó la obra. Además de afectar a los habitantes de las zonas inundadas, la presa ha preocupado a los defensores del frágil ecosistema del piedemonte del Himalaya.
Más aún, la presa se encuentra en una zona de dudosa estabilidad geológia, al hallarse en el centro de la falla del Himalaya. Esta región sufrió un terremoto de magnitud 6.8 en octubre de 1991 con un epicentro a 500 km de la presa. Los constructores de la presa afirman que el diseño es capaz de soportar terremotos de magnitud 8,4, pero expertos en terremotos afirman que es posible que los terremotos de la región superen 8,5 [cita requerida]. De pasar dicha catástrofe, las consecuencias afectarían a numerosas poblaciones aguas abajo, con una población afectada superior al medio millón de personas.
Desde 2005, el llenado del embalse ha disminuido el flujo del Bhagirathi de 28 m³/s a apenas 5,7 m³/s. Esto ha provocado polémicas, al ser un afluente del río Ganges, considerado sagrado en el hinduismo. En algunos periodos del año, el afluente llegaba a detenerse, causando indignación entre los hinduistas que consideraban que la santidad del río había sido comprometida para generar electricidad. Responsables de la presa han afirmado sin embargo que esto parará cuando se haya completado el llenado del embalse, retornándose al flujo normal.
Gestión[editar · editar fuente]
La planificación y gestión de la planta de energía eléctrica se realiza desde un un centro de control regional (Northern Regional Load Despatch Centre) adyacente a la planta, que garantiza la integración de esta con la red de transporte bajo la operación de Power System Operation Corporation Limited (POSOCO).