1. ¿CUÁLES SON LOS RÍOS MÁS IMPORTANTES DEL MUNDO?

Río Zaire, Congo. Ubicado al centro del continente africano, atraviesa la República Democrática del Congo y la República del Congo hasta desembocar en el Océano Atlántico, al oeste de África. Tiene una longitud de 4 mil 380 kilómetros.

Río Irtish, Rusia. Corre al sureste de Rusia y cruza China y Kazajstán. Su extensión se calcula 4 mil 438 kilómetros.

POTENCIAL ENERGÉTICO

ARIAS F. MICHAEL; 20101074005

DOCENTE ADRIANA SIERRA

MAQUINAS HIDRÁULICAS

GRUPO 281

Río Paraná, Sudamérica. Baña territorios de Paraguay, Brasil y Argentina, al sureste del continente americano. Tiene una longitud aproximada de 4 mil 500 kilómetros.

Río Yenisei, Rusia. Recorre el noreste de Rusia, principalmente a Siberia, y desemboca en el océano Ártico. Su longitud se calcula en 4 mil 506 kilómetros.

Río "Amarillo" Huang He, China. Atraviesa una gran parte de China en forma horizontal. Debe su nombre a la coloración que le aportan las partículas de cuarzo que acarrea. Su extensión es ligeramente inferior a 5 mil kilómetros.

Río Obi, Rusia. Baña una gran parte del territorio de Rusia y también toca China, Mongolia y Kazajstán. Su longitud se calcula aproximadamente en 5 mil 500 kilómetros.

Río Mississippi-Missouri, Estados Unidos. Es el más grande de Norteamérica. Recorre verticalmente casi todo Estados Unidos, desde el norte de Minnesota hasta el Golfo de México. Considerado un sistema junto al río Missouri, se le atribuye una extensión ligeramente inferior a los 6 mil kilómetros.

Río Chang Jiang (Yangtze), China. Nace en el Tíbet, cruza gran parte de China y desemboca en el mar de la China Oriental. Su nombre quiere decir "río largo", aunque primero se le conoció en occidente como Yangtsé, denominación específica para la parte baja de la corriente. Su extensión aproximada es de 6 mil kilómetros.

 Río Amazonas, Sudamérica. Es el más caudaloso del mundo y el que ocupa más espacio con la superficie de su cuenca, aproximadamente 7 millones 50 mil kilómetros cuadrados. Recorre Colombia, Perú y Brasil. Tiene una longitud de aproximadamente 6 mil 500 kilómetros.

Río Nilo, África. Cruza en forma vertical todo el noreste de África: Uganda, Sudán, Egipto, Ruanda, Tanzania, Kenia, Etiopía, Burundi, Eritrea y la República Democrática del Congo. Su extensión se calcula en poco más de 6 mil 500 kilómetros cuando se le considera un sistema junto al río Kagera. De cualquier forma, hay fuentes que ya no lo colocan como el más largo del mundo y le han cedido este atributo al Amazonas.

http://es.wikipedia.org/wiki/Anexo:R%C3%ADos_m%C3%A1s_largos_del_mundo

2. ¿CUÁL ES EL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO DEL MUNDO?

Cerca de un cuarto de la energía solar que incide sobre la tierra se consume en la evaporación de agua. El vapor de agua en la atmósfera representa, por consiguiente, un enorme y continuo

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almacenamiento de energía renovable. Desafortunadamente la mayor parte de esta energía no está disponible para ser usada: es reciclada en la atmósfera cuando el vapor de agua condensa para formar la lluvia o la nieve, y final mente es irradiada en el espacio. Pero una pequeña fracción, menos de un diez por ciento del total de energía circulante, permanece potencialmente disponible cuando la lluvia cae en terrenos elevados, ya que el agua situada a una cierta altura contiene energía almacenada (energía potencial gravitacional).

http://comunidad.eduambiental.org/file.php/1/curso/contenidos/docpdf/capitulo17.pdf

La capacidad hidroeléctrica total instalada en el mundo es de aproximadamente 630GW. En Europa el aprovechamiento de los recursos hidráulicos representó en el año 1994 aproximadamente 299.000GWh. Francia es el país que lidera en Europa la producción de energía hidráulica, mientras que España ocupa el quinto lugar.

A finales de 2002, la potencia total de las centrales mini-hidráulicas en la Unión Europea era de 10.500MW, de los que el 87% provenía de cinco Estados Miembros (Italia, Francia, España, Alemania y Suecia). Estas instalaciones tienen más de 40 años, por tanto, si se llevase a cabo un programa de renovación de las mismas podría alcanzarse la cifra de 12.000MW en el año 2010. La energía hidroeléctrica suministra cerca del 20% de la electricidad mundial, proporción que se ha mantenido estable desde la década de 1990.

2 http://comunidad.eduambiental.org/file.php/1/curso/contenidos/docpdf/capitulo17.pdf

La utilización de fuentes de energía renovables ha aumentado en todo el mundo con avances técnicos que han permitido disminuir los costos. Dado que las fuentes de energía renovables por sí solas no serán suficientes para satisfacer el gran aumento de la demanda energética a lo largo del 2030, la extracción de combustibles fósiles y el desarrollo de la energía nuclear seguirán creciendo al mismo tiempo que lo hará el impacto sobre los recursos hídricos y el medio ambiente.

Según la Agencia Internacional de Energía, la producción de electricidad mediante energía hidroeléctrica y otras fuentes de energías renovables crecerá a un ritmo anual del 1,7% desde el 2004 hasta el 2030, con un incremento global del 60% al llegar al año 2030.

El desarrollo de la energía hidroeléctrica se verá limitado por dos factores principales. El primero de ellos es el modesto potencial geofísico y espacial disponible para nuevas instalaciones de energía hidroeléctrica. El segundo abarca limitaciones tales como la capacidad de inversión (incluyendo la disponibilidad de fondos) y los impactos sociales y ambientales que conllevan las grandes represas, así como la controversia que se genera en torno a las mismas. Todo ello, en conjunto, explica por qué se ha explotado tan poco el potencial hidroeléctrico en los países en desarrollo.

3http://www.unesco.org/new/fileadmin/MULTIMEDIA/HQ/SC/images/img_wwap_wwdr3_map_7.6_hydropower.jpg

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3. ¿CUÁL ES EL POTENCIAL HIDROELÉCTRICO INSTALADO EN COLOMBIA?

4 http://www.creg.gov.co/html/cache/gallery/GC-1/G-4/mercado_electrico_colombiano.pdf

Se estima, que el país dispone de un potencial para proyectos de generación hidroeléctrica superior a los 93.000 MW. Considerando áreas de PNN, áreas donde por razones de conservación o mantenimiento de algunos ecosistemas o especies se consideran estratégicas, áreas de reserva forestal; el potencial estimado sería de: 55.000 MW.

Colombia tiene una capacidad instalada unos 12.500 megavatios y la demanda está alrededor de 8.500 y 9.000 megavatios. Dependiendo de la época del año y de la disponibilidad, más del 60 por ciento es energía hidroeléctrica.

Actualmente, las grandes centrales están ubicadas en el centro del país. En Antioquia, por ejemplo, están las de San Carlos, Guatapé, Porce II, Porce III (en construcción), Río Grande y Guadalupe, y en Cundinamarca están Chivor y El Guavio. En el país se gestan grandes proyectos hidroeléctricos como el de Pescadero Ituango (Antioquia), que tiene proyectada la generación de 2.400 megavatios; HidroSogamoso (Santander), que en 2014 generará 820 megavatios, y El

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Quimbo en el Alto Magdalena (Huila), que contará con una capacidad instalada de 400 megavatios.

4. UBIQUE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS MÁS IMPORTANTES DE COLOMBIA.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CHIVOR

Está situada a 160 km al Nororiente de la ciudad de Santafé de Bogotá. Aprovecha el potencial hidroeléctrico del río Batá, regulado por la presa de La Esmeralda que forma un embalse con una capacidad de almacenamiento de 760 Mm3. El caudal se desvía por medio de dos túneles a la hoya del río Lengupá, donde se encuentra situada la casa de máquinas. Esto permite aprovechar una caída de 768 m. La capacidad instalada de la planta es de 1.000 MW, divididos en dos etapas similares, con cuatro unidades generadores cada una.

La primera etapa inició su operación comercial en 1977 y la segunda en 1982. La presa es del tipo escollera con núcleo impermeable de arcilla, la cresta en su parte más alta tiene una longitud de 310 m y su altura máxima desde el fondo de cimentación es de 237 m. Su volumen total es de 11.4 Mm3. Está protegida por un vertedero para descargar 10.000 m3/s constituido por un canal abierto provisto de tres compuertas radiales para la regulación de los caudales vertidos. Existe una válvula de descarga de fondo, tipo Howell-Bunger de 2 m de diámetro, con un caudal máximo de 120 m3/s y como guarda, una válvula tipo mariposa de 2.5 m de diámetro.

La conducción de la primera etapa está diseñada para un caudal de 80 m3/s.

La conducción de la segunda etapa, se diseñó para un caudal de 120 m3/s.

La casa de máquinas es superficial y alberga ocho unidades de generación.

8 turbinas Pelton de eje vertical, de 450 r.p.m. de velocidad nominal y una potencia de 173.000 HP. Cada turbina posee una válvula esférica de 1.5 m de diámetro.

8 generadores de 450 r.p.m. de velocidad nominal, con una potencia de 140 MVA, 13.8 KV de generación y factor de potencia 0.9.

25 transformadores monofásicos de potencia de 54 MVA y relación de transformación 13.8/230 KV.

Dos puentes grúa de 120 toneladas cada uno.

Para entregar la energía producida se emplea una subestación a 230 KV que permite conexiones con las subestaciones Palpa en Boyacá, Torca en Cundinamarca y Guavio en Boyacá.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA JAGUAS

Está localizada en el departamento de Antioquia, sobre las hoyas hidrográficas de los ríos Nare y Guatapé, a 117 km al Oriente de Medellín por la vía Medellín. Aprovecha el caudal del río Nare, Se encuentra en operación comercial desde junio de 1988.

PRESA PRINCIPAL GUILLERMO CANO: Está localizada sobre el río Nare, 1 km más abajo de la confluencia del río San Lorenzo. Tiene una longitud de cresta de 580 m, una altura máxima de 63 m y un volumen de 3.2 Mm3, construida en lleno de limo y roca descompuesta. Forma un embalse con una capacidad total de 208 Mm3 de los cuales 180 M corresponden al volumen útil.

PRESA DE LA ZONA BAJA: Construida sobre la margen derecha del río Nare para cerrar una depresión en la línea divisoria de las hoyas de los ríos Nare y Guatapé, tiene una longitud por la cresta de 715 m y una altura máxima desde su fundación, de 50 m.

VERTEDERO: Localizado sobre el estribo derecho de la presa, es del tipo de canal abierto de flujo no controlado, tiene una ancho variable de 50 m en el azud a 30 m en el canal intermedio, una longitud de 264 m y termina en un deflector de chorro. Está diseñado para evacuar un caudal máximo de 2.070 m3/s.

TÚNEL DE DESVIACIÓN: Excavado en la margen izquierda revestido de concreto en las partes de baja calidad de la roca, de 347 m de longitud, prolongado a la entrada y salida por conductos de concreto reforzado con una longitud total de 140 m. El diámetro interior del túnel en las zonas revestidas y del conducto es de 3.5 m. Una vez concluida la construcción de la presa, se clausuró con un tapón de concreto.

ESTRUCTURA DE CAPTACIÓN: Estructura de concreto sumergido que se comunica con el túnel de conducción mediante un pozo vertical de 4.7 m de diámetro interior y 50.77 m de profundidad, y un túnel de 185 m de longitud y 4.7 m de diámetro, ambos de sección circular y revestidos de concreto.

POZO DE COMPUERTAS: Tiene una profundidad de 102.6 m y una sección ovalada de 8.3 m en su dimensión mayor y está provisto del equipo de alce para el manejo de dos compuertas, una principal y otra auxiliar, tiene además un ducto para admitir y desalojar aire del túnel de presión.

TÚNEL DE PRESIÓN: Tiene una longitud de 1.831 m, revestido cerca del extremo de aguas abajo. Está provisto de una almenara de tipo orificio restringido que tiene una profundidad de 150.24 m de los cuales 120.3 m corresponden al tanque superior.

POZO DE PRESIÓN: La conducción continúa luego mediante un pozo vertical revestido en concreto, de 156.15 m de profundidad y 4.3 m de diámetro, y un túnel de presión horizontal conectado con un codo a la parte inferior de la sección vertical de 42.65 m de longitud y 4.3 m de diámetro.

TÚNEL BLINDADO: Se une al túnel de presión horizontal mediante una reducción en concreto reforzado en 4 m de longitud, tiene una longitud de 70.5 m al final de la cual se bifurca en dos ramales que hacen un ángulo de 45° entre sí, son horizontales y tienen 27.87 y 31.67 m de longitud, y por ellos se alimentan las dos unidades generadores de la casa de máquinas.

CAVERNA PRINCIPAL: Los equipos principales de la Central se alojan en una caverna de 16.5 m de ancho, 28.4 m de altura y 66.3 m de longitud, con acceso por medio de un túnel vehicular de doble vía con pendiente variable y una longitud total de 775.35 m.

Separada 25 m de la caverna principal está localizada la almenara de aguas abajo, donde descargan los tubos de aspiración de las turbinas.

EQUIPO PRINCIPAL:

2 turbinas Francis de eje vertical con una potencia nominal de 96 MW cada una, velocidad de rotación 400 r.p.m. Cada turbina tiene como elemento de cierre una válvula esférica.

2 generadores trifásicos, de eje vertical con tensión nominal de 13.8 KV, potencia nominal de 90 MVA y factor de potencia de 0.95.

2 transformadores principales trifásicos de capacidad 103.5 MVA cada uno y relación de tensión de 13.2/230 KV.

Equipo de enfriamiento del aire de la caverna. Equipos de detección y extinción de incendios.

La energía producida por la Central Hidroeléctrica de Jaguas es suministrada al Sistema de Transmisión Nacional mediante una subestación a 230 kV que conectan la Central Jaguas con las subestaciones Guatapé en Antioquia y Malena, Comuneros y Barranca en Santander.

PROYECTO HIDROELÉCTRICO PLAYAS

Localizado en el departamento de Antioquia, a 120 km de Medellín por carretera. su cuenca hidrográfica comprende territorios del municipio de Guatapé. El proyecto forma parte del aprovechamiento hidroeléctrico de los ríos Nare y Guatapé, el cual está formado por 4 centrales: sobre el río Nare: Guatapé (560 MW) y Jaguas (170 MW); y sobre el río Guatapé: Playas (200 MW) y San Carlos (1.240MW).

Aprovecha las aguas y condiciones topográficas de las cuencas de estos ríos así: el río Nare, de su primer embalse de regulación "El Peñol", permite desviar un caudal de 45 m3/s al río Guatapé a través de la central hidroeléctrica de Guatapé; adicionalmente, de su segundo embalse de San Lorenzo, permite desviar un caudal medio de 39 m3/s también al río Guatapé a través de la central

hidroeléctrica de Jaguas. Los caudales anteriores, adicionados al caudal propio aportado por la cuenca del río Guatapé, el cual es de 29 m3/s y regulados por el embalse Playas, permite utilizar un caudal medio de 112 m3/s y una cabeza neta de 176 m, en la central hidroeléctrica Playa con capacidad instalada de 200MW en 3 unidades, para producir 1.450 GWh de energía al año.

El agua, una vez captada por la torre sumergida, es conducida por un túnel a la casa de máquinas subterránea, donde se alojan las 3 unidades generadores acopladas a las turbinas. Luego, el agua sale por los tubos de aspiración a la almenara aguas abajo y de allí descargará de nuevo al río Guatapé a través del túnel de descarga.

La energía generada es transformada en el recinto de la casa de máquinas (caverna de transformadores) y a través del pozo de cables es llevada al patio de maniobras en la superficie, encima de la casa de máquinas. En este patio de maniobras está localizado el edificio de Comando, y desde este sitio se desprende una línea de transmisión a 230 KV hasta las subestaciones Guatapé y Oriente en una longitud de 55 km, quedando así la energía generada incorporada al sistema interconectado.

La presa tiene una altura de 65 m y una longitud de 450 m con una corona de 12 m de ancho que sirve de acceso al vertedero y a las estructuras de regulación, de captación y descarga de fondo.

CASA DE MÁQUINAS: A 190 m de profundidad. Su longitud es de 86.75 m, 18.40 m de ancho y 30 m de altura. El acceso es a través de un túnel de 584 m de longitud, 7.40 m de ancho y 6 m de altura.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE SAN CARLOS

Localizada en el departamento de Antioquia a 150 km al este de Medellín, sus diferentes obras están ubicadas en jurisdicción del municipio de San Carlos. Su capacidad total instalada es de 1240 MW en 8 unidades de 155MW cada una.

PRESA DE PUNCHINÁ: Localizada sobre el río Guatapé, forma un embalse de 3.4km2, con capacidad de almacenamiento de 72 Mm3 de los cuales 50 son de embalse útil. Tiene una altura de 70 m sobre el nivel medio del río, 800 m de longitud, 6 Mm3 de lleno de suelos residuales compactados. Del lado de aguas arriba de la presa se construyó una ataguía de desviación que hace parte de ésta.

ESTRUCTURA DE DESVIACIÓN Y DESCARGA DE FONDO: La desviación fue realizada mediante un conducto de concreto de sección rectangular, de doble cuerpo, localizado en el extremo derecho, de 414 m de longitud y 35 m2 de sección; uno de ellos, obturado por dos compuertas deslizantes para controlar el flujo y poder ser utilizado como descarga de fondo del embalse y el otro sellado al terminar la construcción de la presa mediante un tapón de concreto.

VERTEDERO: Es un canal superficial de concreto, con una pendiente del 22.2% y un ancho inicial de 130m en el azud de entrada y 60m al final. Está diseñado para evacuar la creciente máxima probable estimada en un caudal pico de 7.400 m3/s y un volumen de 202 Mm3

OBRAS DE CAPTACIÓN: En las dos etapas del proyecto, las aguas del embalse se toman a través de dos torres de captación de 54 m de alto cada una con secciones circulares de 6.30 m de diámetro para San Carlos 1 y 7.5 m de diámetro para San Carlos 2. Las torres están controladas por compuertas cilíndricas, diseñadas para captar los caudales requeridos para la generación de la Central. Estas torres entregan sus caudales a los túneles de conducción por medio de dos pozos verticales revestidos en concreto, de 147 m de profundidad cada uno. Un puente metálico une los pisos de operación de las torres y permite el traslado de las compuertas auxiliares de una a otra torre en un carro especial. Cada entrada de las torres está provista de una reja coladera que puede ser retirada mediante los puentes grúas.

CONDUCCIONES: Cada etapa tiene una conducción independiente con dos túneles de 4.474 m y 4.501 m de longitud y con pendientes de 1.5% y 0.5%. Los túneles están recubiertos en su gran mayoría en concreto lanzado. En los tramos de roca descompuesta están recubiertos por concreto convencional con sección circular de diámetro de 6.1 m y 7.5 m.

ALMENARAS: Son de orificio restringido, revestidas en concreto hidráulico, con un tanque amortiguador de 107 m de altura y 13.5 m de diámetro interior, conectado al túnel de presión por medio de un pozo vertical de 160 m de altura v 5.3 m de diámetro interior. La conexión de esta estructura con el túnel de presión permite evacuar bolsas de aire en caso de que éstas sean arrastradas por el túnel o se desprendan del pozo inclinado.

POZOS Y TUBERÍA DE PRESIÓN: Los túneles de conducción terminan en pozos de presión inclinados a 46° con la horizontal y 346 m de longitud cada uno, revestidos en concreto con sección circular de diámetro interior de 5.5 m y 6.75 m. Estos pozos inclinados terminan en tuberías de presión de 3.30 m de diámetro embebidas en concreto, que en su parte inferior se ramifican en dos distribuidores por cada ramal de tubería de presión los cuales alimentan cuatro unidades de generación en la primera etapa y seis en la segunda.

CASA DE MÁQUINAS: Está alojada en dos cavernas subterráneas paralelas, a 400m de profundidad. La caverna principal está destinada a las unidades generadores, y la secundaria a los transformadores. El acceso a las cavernas se hace por un túnel de 1.113 m de longitud con pendiente de 8.9% y doble calzada pavimentada en concreto. La casa de máquinas alberga 8 unidades generadores de 155 MW cada una y 4 transformadores monofásicos de 109 MVA cada uno.

8 turbinas Pelton de eje vertical con 6 chorros de 175 MW de potencia nominal cada una, operando bajo caída normal de 554 m y una velocidad nominal de 300 r.p.m. A la entrada de cada turbina hay una válvula esférica de 2.0 metros de diámetro.

8 generadores trifásicos, acoplados a las turbinas, de 159 MVA de potencia nominal cada uno; operando a 300 r.p.m. con factor de potencia de 0.9.

13 transformadores monofásicos con una potencia nominal de 109 MVA, con relación de transformación de 16.5 kV a 230 kV.

TÚNELES DE DESCARGA: El agua utilizada por las turbinas para la generación de energía sale de la central hacia el río Samaná a través de dos túneles de descarga de 1.587 m de longitud, con pendientes de 0.18% y 0.17%. Los túneles operan como conducto de flujo libre, con un borde libre de 2.6 m en la parte superior. A la salida de los túneles se construyó una caseta y se instalaron instrumentos de detección de niveles de agua.

SUBESTACIONES A 230 KV Y 500 KV: La generación de la central es entregada al sistema de transmisión nacional para ser llevada a los centros de consumo del sistema interconectado, utilizando una subestación a 230 kV que permite conectarse con las subestaciones Esmeralda en Caldas; Ronderos y Balsillas en Cundinamarca; Ancón Sur y Guatapé en Antioquia y Comuneros en Santander. Igualmente esta subestación se enlaza con la subestación a 500 kV para conectarse con las subestaciones Cerromatoso en Antioquia, Chinú en Córdoba, Sabanalarga en el Atlántico y San Marcos en el Valle del Cauca para el intercambio de energía con la Costa Atlántica y el sur del país

PROYECTO HIDROELÉCTRICO RIO GRANDE

Está localizado en la cuenca del río Grande, la cual a su vez, hace parte de la hoya hidrográfica del río Porce. Dicha cuenca está situada en la zona central del departamento de Antioquia, en jurisdicción de los municipios de San Pedro, Entreríos, Belmira, Don Matías y Santa Rosa de Osos. El objetivo principal de este aprovechamiento es atender la demanda del acueducto metropolitano de Medellín, adicionalmente, se tiene la generación de energía mediante el aprovechamiento de la diferencia de altura de 900 m, existente entre la altiplanicie del río Grande y el Valle de Aburrá. Área inundada por el embalse: 1100 Ha. Capacidad del embalse: 200 Mm3, volumen útil: 110Mm3.

ENERGÍA

El embalse se forma gracias al represamiento de los ríos Grande y Chico mediante la construcción de una presa sobre el río Grande, localizada 2.0 km aguas abajo de la confluencia de estos ríos. Una estructura de captación se encarga de tomar y distribuir las aguas a los túneles que las conducen a las centrales de La Tasajera y Niquía. Los túneles tienen 7.2 y 16.4 km de longitud respectivamente.

CENTRAL LA TASAJERA: Es subterránea y está ubicada en jurisdicción del municipio de Barbosa. Utiliza las aguas traídas del embalse, para la generación de 303 MW correspondiente a un caudal de diseño de 40 m3/s y un salto bruto de 936.4m. Las aguas una vez utilizadas en la generación de energía, son descargadas al río Medellín mediante un túnel de fuga de 1.9 km de longitud y un canal de descarga de 780 m.

CENTRAL NIQUÍA: Es superficial y está ubicada en jurisdicción del municipio de Bello. El agua llega por un túnel hasta la central donde se instaló un generador con 21 MW de capacidad. Caudal de

diseño: 6.4 m3/s, salto bruto: 419.7 m. El caudal que pasa por la turbina se aprovecha para el abastecimiento de agua del Valle de Aburrá, por medio de una conducción por gravedad de 4.1 km de longitud y 1.60 m de diámetro, que va desde el tanque de carga situado a la salida de la central Niquía, hasta la planta de tratamiento "Aburrá" localizada al Noreste de la ciudad de Medellín.

PRESA DE RIO GRANDE

Lleno de tierra: 3.0 Mm3. Altura sobre el nivel de fundación: 65 m. Tipo de vertedero: canal abierto.

Central La Tasajera:

Turbinas 3 Pelton de cuatro chorros. Potencia nominal: 105 MW. Generadores 3 de eje vertical, capacidad nominal: 109 MVA y voltaje: 13.8 KV. Transformadores: 3 trifásicos.

Central de Niquía:

Turbina: Tipo Pelton de eje vertical, cinco chorros. Potencia nominal: 21 MW. Velocidad: 450 r.p.m. Generador de Eje vertical, capacidad nominal: 23.5 MVA y voltaje: 13.8 KV. Transformador trifásico.

5. ¿Cuál es la distribución porcentual de energía en el mundo?

En 2010 la producción mundial de energía primaria totalizó 12,789.3 millones de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep), 4.6% mayor a 2009. El gas natural presentó el crecimiento más importante, con 7.5%, derivado principalmente de la mayor producción en Rusia (13.8%) y Estados Unidos (3.2%). El incremento en la producción de Estados Unidos se debió a la mayor extracción de shale gas, resultado del uso de tecnologías de perforación más eficientes y rentables. La producción mundial de carbón y sus derivadosincrementó 5.9%, la de energías renovables 4.5%, la nucleoenergía 2.2% y la de petróleo crudo 1.9%.

Dentro de los cambios más importantes en la canasta de producción primaria, destacó la mayor participación del gas natural, que ganó 0.7 puntos porcentuales de 2009 a 2010. Por su parte, el petróleo crudo y la nucleo energía perdieron 0.7 y 0.1 puntos porcentuales, respectivamente.

Los países con mayor producción primaria en 2010 fueron China, Estados Unidos, Rusia, Arabia Saudita e India, con participaciones de 17.3%, 13.5%, 10.1%, 4.2% y 4.1%.

Las exportaciones de crudo, energético con los mayores flujos entre países, totalizaron 2,102 Mtep en 2010, 2.1% por arriba de 2009. Los mayores exportadores de petróleo crudo fueron Arabia Saudita (16.0% del total), Rusia (11.6%), Irán (5.8%), Nigeria (5.6%) y Emiratos Árabes Unidos (5.1%). Por su parte, México se ubicó en el noveno puesto (3.8%), quedando por encima de Canadá y Noruega, países que en 2009 exportaban más crudo que México. En 2010 las importaciones totales de energía ascendieron a 4,869 Mtep, 4.7% superior a 2009. Esto se debió principalmente al incremento en las importaciones de carbón 127.5%, coque de carbón 57.2%, coque de petróleo 16% y gas natural 8.2%. Los países con mayores niveles de importación fueron Estados Unidos (14.9%), Japón (8.8%), China (7.9%), Corea del Sur (5.5%) e India (5.0%). Por su parte, México se situó en el puesto vigésimo primero, con una aportación de 1.0%.

La oferta total mundial de energía sumó 12,717.2 Mtep en 2010, 4.8% por encima de lo ofertado en 2009. El petróleo crudo y los petrolíferos aportaron la mayor parte de dicha oferta, reflejando su importancia en el desarrollo de la economía mundial (Figura 3). Por otro lado, el incremento en la oferta de energía se presentó en todos los energéticos, destacando el crecimiento del gas natural (7.4%), del carbón y sus derivados (5.6%), y de las energías renovables (4.6%).

6. ¿CUÁL ES LA DISTRIBUCIÓN PORCENTUAL DE ENERGÍA EN COLOMBIA?

5 http://www.cancilleria.gov.co/sites/default/files/DocEstrategicos/EnergiaWeb.pdf

En 2010, el total de generación eléctrica fue de 56.887,4 GWh. La generación de energías renovables fue de: 40.557,3 GWh de energía hidroeléctrica, 227.7GWh GWH de biomasa sólida y 38,6GWh de energía eólica

Generación: la generación del Sistema Interconectado Nacional, a septiembre de 2010, estuvo compuesta en un 78.2% de generación hidráulica, 16.5% de generación térmica y 5.3% generación de menores y cogeneradores.

Colombia es el cuarto país de América Latina y el Caribe en generación hidroeléctrica. La producción colombiana de petróleo ha crecido en los últimos años gracias al hallazgo de nuevos pozos y ha alcanzado un nivel de 929.226 barriles diarios, cifras que según estimaciones del

5 http://www.cancilleria.gov.co/sites/default/files/DocEstrategicos/EnergiaWeb.pdf

Ministerio de Minas y Energía se mantendrán hasta finales del 2011. En materia de gas, Colombia produce diariamente 1.100 millones de pies cúbicos de gas y se espera terminar el cuatrienio con una producción de por lo menos 1.350 millones de pies cúbicos diarios.

En materia de minería, Colombia es el primer productor de carbón de América Latina y el décimo en el mundo, con más de 74.000 toneladas métricas de producción en 2010. La producción nacional de petróleo hasta abril de 2010, según la Agencia Nacional de Hidrocarburos, fue de 760.000 barriles/día y en gas 1.100 pie cúbico/día. Según la British Petroleum, el país es el tercero en la región en producción de petróleo y cuenta con unas reservas de 1.990 millones de barriles de crudo.

Energía solar: En Colombia existen zonas para su desarrollo a mayor escala en el Magdalena, La Guajira, San Andrés y Providencia y Llanos Orientales.

Energía eólica: La zona norte de Colombia cuenta con las mejores potencialidades para generar este recurso. Así, en la Alta Guajira, Empresas Públicas de Medellín (EPM) puso en funcionamiento el primer parque eólico, Jepirachí, con 15 aerogeneradores que aportan 19.5 megavatios al Sistema Interconectado Nacional.

Biomasa: En Colombia existen estudios de producción de biomasa con el bagazo de la caña y se estima una producción anual de 1.5 millones de toneladas y de cascarilla de arroz, con la que se producen más de 457.000 toneladas al año. Las zonas más adecuadas para generar esta energía son los departamentos de Santander, Norte de Santander, los Llanos Orientales, la Costa Atlántica y Valle del Cauca

Energía geotérmica: En el Atlas Geotérmico de Colombia se destacan como zonas de mayor potencialidad los volcanes Chiles - Cerro negro, el volcán Azufral en Nariño, el Parque Nacional de los Nevados y el Área Geotérmica de Paipa - Iza Boyacá.

7. BUSQUE UN MAPA DE LAS ZONAS INTERCONECTADAS Y NO INTERCONECTADAS ELÉCTRICAMENTE EN COLOMBIA.

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8. ¿CUÁL ES LA CLASIFICACIÓN QUE SE HACE A LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS?

SEGÚN SU CONCEPCIÓN ARQUITECTÓNICA

Centrales al aire libre, al pie de la presa, o relativamente alejadas de esta. Están conectadas por medio de una tubería en presión.

Centrales en caverna, generalmente conectadas al embalse por medio de túneles, tuberías en presión, o por la combinación de ambas.

SEGÚN SU RÉGIMEN DE FLUJO

Centrales de agua fluyente.También denominadas centrales de filo de agua o de pasada, utilizan parte del flujo de un río para generar energía eléctrica. Operan en forma continua porque no tienen capacidad para almacenar agua, no disponen de embalse. Turbinan el agua disponible en el momento, limitadamente a la capacidad instalada. En estos casos las turbinas pueden ser de eje vertical, cuando el río tiene una pendiente fuerte u horizontal cuando la pendiente del río es baja.

Centrales de embalse.Es el tipo más frecuente de central hidroeléctrica. Utilizan un embalse para reservar agua e ir graduando el agua que pasa por la turbina. Es posible generar energía durante todo el año si se dispone de reservas suficientes. Requieren una inversión mayor.

Centrales de regulación. Almacenamiento del agua que fluye del río capaz de cubrir horas de consumo.

Centrales de bombeo o reversiblesUna central hidroeléctrica reversible es una central hidroeléctrica que además de poder transformar la energía potencial del agua en electricidad, tiene la capacidad de hacerlo a la inversa, es decir, aumentar la energía potencial del agua (por ejemplo subiéndola a un embalse) consumiendo para ello energía eléctrica. De esta manera puede utilizarse como un método de almacenamiento de energía (una especie de batería gigante). Están concebidas para satisfacer la demanda energética en horas pico y almacenar energía en horas valle.Aunque lo habitual es que esta centrales turbinen/bombeen el agua entre dos embalse a distinta altura, existe un caso particular llamado centrales de bombeo puro donde el embalse superior se sustituye por un gran depósito cuya única aportación de agua es la que se bombea del embalse inferior.

SEGÚN SU ALTURA DE CAÍDA DEL AGUA

Centrales de alta presiónQue corresponden con el high head, y que son las centrales de más de 200 m de caída del agua, por lo que solía corresponder con centrales con turbinas Pelton.

Centrales de media presiónSon las centrales con caída del agua de 20 a 200 m, siendo dominante el uso de turbinas Francis, aunque también se puedan usar Kaplan.

Centrales de baja presiónQue corresponden con el low head, son centrales con desniveles de agua de menos de 20 m, siendo usadas las turbinas Kaplan.

Centrales de muy baja presiónSon centrales correspondientes con nuevas tecnologías, pues llega un momento en el cuál las turbinas Kaplan no son aptas para tan poco desnivel. Serían en inglés las very low head, y suelen situarse por debajo de los 4m.

OTROS TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Centrales mareomotricesUtilizan el flujo y reflujo de las mareas. Pueden ser ventajosas en zonas costeras donde las diferencias entre las mareas son amplias y las condiciones morfológicas de la costa permiten la construcción de una presa que corta la entrada y salida de la marea en una bahía. Se genera energía tanto en el momento del llenado como en el momento del vaciado de la bahía.

Centrales mareomotrices sumergidas.Utilizan la energía de las corrientes submarinas. En 2002, en Gran Bretaña se implementó la primera de estas centrales a nivel experimental.

Centrales que aprovechan el movimiento de las olas.Este tipo de central es objeto de investigación desde la década de los 80. A inicios de agosto de 1995, el "Ocean Swell Powered Renewable Energy (OSPREY)" construyó la primera central que utiliza la energía de las olas en el norte de Escocia. La potencia de esta central es de 2 MW. Lamentablemente fue destruida un mes más tarde por un temporal.Los tipos de turbinas que hay son Francis, Turgo, Kaplan y Pelton. Para la transformación de la energía mecánica en energía eléctrica.

9. ¿CUÁL ES LA CLASIFICACIÓN QUE SE HACE A LAS PLANTAS HIDROELÉCTRICAS?

BIBLIOGRAFÍA

http://www.cancilleria.gov.co/sites/default/files/DocEstrategicos/EnergiaWeb.pdf http://www.creg.gov.co/html/cache/gallery/GC-1/G-4/

mercado_electrico_colombiano.pdf http://www.unesco.org/new/es/natural-sciences/environment/water/wwap/facts-and-

figures/all-facts-wwdr3/fact-6-hydropower/ http://www.energia.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/BNE_2011.pdf