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• Vanessa Morales

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Índice de Capítulos: 1.

Capítulo – Introducción ............................................................................... 7

2.

Capítulo - Energía Hidráulica en el Ecuador ............................................. 10 2.1) Datos Generales ............................................................................................. 10 2.2) Marco Físico ................................................................................................... 10 2.3) Monitoreo de la calidad y cantidad del agua ................................................... 11 2.4) División Hidrográfica ....................................................................................... 12 2.5) Centrales hidroeléctricas del Ecuador ............................................................ 13

3.

Capítulo - Centrales Hidroeléctricas del Ecuador ..................................... 16 3.1) Central Hidro-Agoyán ..................................................................................... 16 3.2) Central Hidroeléctrica San Francisco ............................................................. 19 3.3) Central Pucará ................................................................................................ 23

3.4) Pequeñas Centrales Hidroeléctricas............................................................... 27 3.4.1) Proyecto Hidroeléctrico Mira .................................................................... 27 3.4.2) Proyecto Hidroeléctrico Chorrillos ............................................................ 29 3.4.3) Hidroeléctrica San Miguel ........................................................................ 30 3.4.4) Hidroeléctrica el Ambi .............................................................................. 31 3.4.5) Hidroeléctrica Cumbayá ........................................................................... 32 3.4.6) Hidroeléctrica Guangopolo ....................................................................... 33 3.4.7) Hidroeléctrica Pasochoa .......................................................................... 34 3.4.8) Central Hidroeléctrica Illuchi I y II ............................................................. 34 3.4.9) Central Hidroeléctrica Paute .................................................................... 35 3.5) Nuevos Proyectos Hidroeléctricos en el Ecuador ........................................... 36 3.5.1) Proyecto Hidroeléctrico Coca Codo Sinclair ............................................ 37 3.5.2) Minas San Francisco ................................................................................ 44 3.5.2) Delsitanisagua ......................................................................................... 46 3.5.3) Manduriacu .............................................................................................. 47 3.5.4) Mazar-Dudas ........................................................................................... 48 3.5.5) Toachi Pilatón .......................................................................................... 50 3.5.6) Quijos ....................................................................................................... 51 3.5.7) Sopladora ................................................................................................. 53 4.

Capítulo - Red de distribución ................................................................... 54 4.1) Red de distribución en el Ecuador .................................................................. 55 4.2) Voltajes de Transmisión ................................................................................. 58 4.3) Exportación de Energía .................................................................................. 58

5.

Capitulo – Conclusiones ........................................................................... 61

6.

Referencias Bibliográficas......................................................................... 62

Índice de Tablas Tabla 1 Demarcación Hidrográfica del Ecuador........................................................ 13 Tabla 2 Centrales Hidroeléctricas del Ecuador ......................................................... 14 Tabla 3 Caudales representativos en ingreso del embalse 1988-2001 .................... 17 Tabla 4 – Datos de construcción............................................................................... 18 Tabla 5 – Canal de desvió y limpieza ....................................................................... 18 Tabla 6 – Datos Técnicos de Deserenador ............................................................... 19 Tabla 7 - Datos Generales Hidroeléctrica San Francisco ......................................... 20 Tabla 8 - Datos de Turbinas Hidroeléctrica San Francisco ....................................... 20 Tabla 9 -Datos de Regulador de velocidad Hidroeléctrica San Francisco ............... 21 Tabla 10 – Tanque de Almacenamiento de Aceite Hidroeléctrica San Francisco ..... 21 Tabla 11 – Tanque Aire- Aceite a Presión Hidroeléctrica San Francisco .................. 21 Tabla 12 – Compresores .......................................................................................... 21 Tabla 13 – Transformadores de Excitación .............................................................. 22 Tabla 14 – Sistema de Descargas Parciales ............................................................ 22 Tabla 15 – Tubería de Presión.................................................................................. 22 Tabla 16 – Válvulas Mariposas ................................................................................. 22 Tabla 17 - Caudales Semestrales Central Pucará .................................................... 24 Tabla 18 - Datos técnicos de la presa central Pucará ............................................... 24 Tabla 19 Nivel de válvula esférica ............................................................................ 43

Índice de Tablas Figura 1 Producción de energía hidráulica ................................................................. 7 Figura 2 Mapa geográfico del Ecuador ..................................................................... 10 Figura 3 Cantidad de agua potencialmente disponible en el país ............................ 11 Figura 4 Precipitación promedio anual en Ecuador .................................................. 11 Figura 5 División Hidrográfica de Ecuador SENAGUA ............................................. 13 Figura 6 - Localización de la presa de Hidroagoyán ................................................. 16 Figura 7 – Embalse del Río Pastaza Central Hidroagoyán ...................................... 17 Figura 8 – Abertura de Compuertas Hidroagoyán .................................................... 18 Figura 9 – Localización de la Hidroeléctrica ............................................................. 20 Figura 10 – Represa de Agua Central Pucará .......................................................... 23 Figura 11 - Represa de Agua Central Pucará........................................................... 23 Figura 12 Casa de Máquinas.................................................................................... 26 Figura 13 – Proyectos Hidroeléctricos ...................................................................... 27 Figura 14 -Obra de captación PH Mira ..................................................................... 28 Figura 16 - Conducción, PH Mira ............................................................................. 28 Figura 18 - Componentes del Proyecto Hidroeléctrico Gualaceo rehabilitados ........ 29 Figura 19 - Mantenimiento y limpieza de las obras existentes en la central ............. 30 Figura 20 - Ubicación geográfica de la hidroeléctrica San Miguel ............................ 30 Figura 21 - Central hidroeléctrica en mantenimiento ................................................ 31 Figura 22 Central hidroeléctrica Cumbayá ............................................................... 33 Figura 23 Central hidroeléctrica Guangopolo II ........................................................ 34 Figura 24 - Centrales hidroeléctricas Illuchi I y II respectivamente ........................... 35 Figura 25 - Central Hidroeléctrica Paute .................................................................. 35 Figura 26 Proyectos hidroeléctricos ......................................................................... 36 Figura 27 Río Coca en el punto de CCS, aguas abajo. ............................................ 38 Figura 28 - La geología de la zona del proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair . 38 Figura 29 - Datos de la placa de generadores.......................................................... 39 Figura 30 - En la casa de maquinas ......................................................................... 41 Figura 31 - En el patio de maniobras ........................................................................ 42 Figura 32 - Niveles de la casa de máquinas en la hidroeléctrica del proyecto Coca Codo Sinclair ............................................................................................................. 42 Figura 33 - Esquema General de Obras ................................................................... 45 Figura 34 Implantación General del Proyecto en el Río Zamora .............................. 46 Figura 35 - Implantación General de Obras en el Río Guayllabamba ...................... 47 Figura 36 – Central Hidroeléctrica Manduriacu ........................................................ 48 Figura 37 Central Hidroeléctrica Mazar-Dudas......................................................... 49 Figura 38 - Central Hidroeléctrica Toachi Pilatón ..................................................... 50 Figura 39 - Diagrama Esquemático de la Estructura del Proyecto ........................... 51 Figura 40 - Implantación General de Obras.............................................................. 52 Figura 41 Esquema General de Obras ..................................................................... 53 Figura 42 Central Hidroeléctrica Sopladora .............................................................. 54 Figura 43 Estación del anillo eléctrico ...................................................................... 56

Figura 44 Distribución del anillo eléctrico ................................................................. 58 Figura 3- Visita técnica sub Estación el Inga ............................................................ 59 Figura 4- Subestación el Inga ................................................................................... 60

Resumen El presente trabajo de investigación permite dar conocer el potencial hidráulico del Ecuador gracias a la cantidad de ríos que posee; su principal objetivo es detallar el aprovechamiento de este recurso por medio de las Centrales Hidroeléctricas a las cuales se sumando los proyectos hidroeléctricos que actualmente entraron en funcionamiento para la generación de energía; detallando los aspectos generales de cada una de las Centrales Hidroeléctricas.

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1. Capítulo – Introducción Muchos países en vías de desarrollo han optado por este mercado como una fuente de financiamiento para nuevos proyectos amigables con el medio ambiente, lo cual también ha generado una oportunidad de desarrollo para ellos. Asimismo ciertas empresas que buscan sectores donde invertir han visto este mercado como una nueva oportunidad de negocio y de recibir ingresos extraordinarios a los generados por el proyecto de inversión en cuestión. [1] Ecuador siendo un país con considerable potencial hidráulico por su gran cantidad de ríos, pretende generar Energía hidroeléctrica con gran tecnología, eficiencia, calidad, bajos costos y mínimo impacto ambiental para impulsar el desarrollo económico del país, por lo que se construyen las hidroeléctricas, con el objeto de cubrir en forma adecuada la demanda de potencia y energía en los próximos años, e incluso tener la posibilidad de exportar energía a los países vecinos. Es claro que Ecuador tiene pendiente la utilización de un gran potencial hídrico el cual podría generar enormes externalidades positivas en términos económicos y sociales. Este representa una gran oportunidad para el Ecuador, no solo en términos de ayuda al medio ambiente, sino también porque puede llegar a ser una nueva fuente de financiamiento para proyectos que incentiven la reducción de emisiones de dióxido de carbono a nivel mundial. En específico, los proyectos de carácter hidroeléctrico son importantes y cotizados candidatos para entrar al mercado, sin embargo se observa una escaza inversión en el sector, acompañado con la necesidad que el país tiene por sustituir energía cara y contaminante, por una energía limpia y marginalmente más barata. [1] La Energía Hidráulica es un tipo de energía que se produce por el movimiento del agua, conocida como energía hídrica, se obtiene a partir del aprovechamiento de la energía cinética y potencial de las corrientes, las mareas o los saltos de agua, como se muestra en la figura 1. [2]

Figura 1 Producción de energía hidráulica

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La ventaja más grande de la energía hidráulica o hidroeléctrica es la eliminación parcial de los costes de combustible, las plantas hidráulicas también tienden a tener vidas económicas más largas que las plantas eléctricas que utilizan combustibles, las plantas hidráulicas no queman combustibles, es beneficioso para la salud. Así también presenta inconvenientes como la construcción de grandes embalses puede inundar importantes extensiones de terreno, el agua que sale de las turbinas no tiene prácticamente sedimento; cuando las turbinas se abren y cierran repetidas veces, el caudal del río se puede modificar drásticamente causando una dramática alteración en los ecosistemas. La energía hidráulica forma parte de las energías renovables (no se agotan con su uso). [3] En la actualidad se considera como una de las más rentables que existen en el mercado, poner en marcha una instalación de ese tipo de energía es más costosa, los gastos de mantenimiento y de explotación son bajos y los resultados son especialmente favorables. Es de real importancia que en el lugar donde se proceda a instalar una estructura de esta clase de energía renovable se cuente con un importante nivel de lluvias de manera anual, dentro de este tipo de construcciones hay que destacar que toman especial protagonismo las turbinas, que pueden ser de diversos modelos destacando especialmente la de hélice, la Pelton o la Kaplan. Energía eléctrica en el Ecuador La electricidad es una de las principales formas de energía que se consumen en el mundo y constituye parte integral de la vida de los seres humanos, de hecho, el 14% del consumo energético de los ecuatorianos es electricidad. [4] Esto permite producir efectos luminosos, mecánicos, caloríficos, químicos y otros, presentes en todos los aspectos de la vida cotidiana como en los electrodomésticos, el transporte, la iluminación, la industria, por citar algunos. La electricidad va tomando importancia en el escenario mundial debido a las características que presenta frente a otros tipos de combustible. En comparación con el petróleo y sus derivados se establecen tres ventajas principales: su generación puede provenir de fuentes renovables; el transporte de electricidad es relativamente más simple y eficiente; y generalmente las tecnologías de usos finales de esta son más eficientes que las de otros energéticos. A manera de ejemplo y tomando el caso de Ecuador, actualmente se impulsa la cocción por cocinas de inducción, las cuales utilizan electricidad y son más eficientes que las tradicionales de gas licuado de petróleo (GLP). En este contexto se puede predecir que en el futuro la participación de la electricidad irá creciendo debido a su uso preferente en las tecnologías de usos finales. Para abastecer la demanda de esta fuerza impulsora, deberá ser generada en centros de transformación o centrales de generación eléctrica.

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En el país, esta proviene de fuentes hidráulicas (energía potencial del agua), térmicas (calor generado por combustibles fósiles), solares (sol), eólicas (viento) y de aprovechamiento de la biomasa (residuos orgánicos) [4]. Balance energético en Ecuador Según datos del Balance Energético Nacional del Ministerio Coordinador de Sectores Estratégicos 2015 (año base 2014) en términos de potencia, Ecuador cuenta con más de 5.000 MW de capacidad instalada: 56% térmica; 42% hidráulica; 0,5% solar y 0,4% eólica. En cuanto a energía eléctrica se consumieron 14.266 GWh:  49,1% proveniente de centrales térmicas  45,6% de hidráulicas  1,6% biomasa  0,3% eólica  0,1% solar  3% importaciones desde Colombia y Perú. Esto indica un predominio en el consumo de fuentes de origen fósil dentro de la matriz eléctrica nacional [4].

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2. Capítulo - Energía Hidráulica en el Ecuador 2.1) Datos Generales El Ecuador se ubica en la parte noroeste de América del Sur. Limita con Colombia, Perú y Océano Pacifico es de los países más pequeños de la región. Tiene una extensión de 256.370 km2 y una población estimada al año 2012 de 15.5 millones de habitantes según el instituto Ecuatoriano de Estadísticas y Censos del año 2012. El País se halla dividido en cuatro regiones naturales: Costa, Sierra, Oriente o Amazonía, y la región insular de Galápagos. La Costa ocupa cerca del 26% del área; la Sierra un 34%; la Amazonía un 37%; y las islas Galápagos el 3% restante. El Ecuador es uno de los países con mayor diversidad biológica en el mundo. Cerca de la mitad de los suelos son vulnerables a la erosión, debido a las pendientes fuertes en la región andina y las estribaciones de las cordilleras. Los sistemas atmosféricos que inciden en clima y tiempo son: zona de convergencia intertropical, perturbaciones de la cuenca brasileña, vaguada ecuatorial, vaguada o baja. En la figura 2 podemos observar el mapa geográfico del Ecuador y la altitud de cada región.

Figura 2 Mapa geográfico del Ecuador

2.2) Marco Físico El País presenta un panorama de gran diversidad de los regímenes hidrológicos y de gran heterogeneidad en la distribución espacial del recurso, condicionado por la pluralidad de las condiciones físico-climáticas. Esto último, de hecho representa ventajas de complementariedad, como es el caso de la generación hidroeléctrica, ya que las épocas de verano en la Sierra y Costa coinciden con las de mayor precipitación en el Oriente; pero también esta diversidad geográfica puede generar aspectos poco favorables como son sequías e inundaciones como lo indica la figura 3 donde la mayor concentración de agua disponible en el países en la región oriental.

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Figura 3 Cantidad de agua potencialmente disponible en el país

2.3) Monitoreo de la calidad y cantidad del agua Ecuador es un país privilegiado en cuanto a la cantidad de agua disponible en su territorio. Un informe realizado por Antonio Campos en el año 2014, indica que cada habitante de la vertiente pacífica del Ecuador tendría una disponibilidad de 4.863,41 m3/habitante/año y cada habitante de la vertiente amazónica una disponibilidad de 172.786,36 m3/habitante/año. Esto es sin duda muy superior a los 1700 m3/habitante/año que se considera el umbral de estrés hídrico a nivel mundial. Sin embargo, la cantidad de agua no siempre es suficiente sobre todo en algunas zonas en las cuales existe una marcada diferencia entre la época lluviosa y la época seca, como en el caso de Manabí, Santa Elena, sur de Esmeraldas y los valles interandinos, como se muestra en la figura 4. [6]

Figura 4 Precipitación promedio anual en Ecuador

El País presenta un panorama de gran diversidad de los regímenes hidrológicos y de gran heterogeneidad en la distribución espacial del recurso, condicionado por la pluralidad de las condiciones físico-climáticas. Esto último, de hecho representa ventajas de complementariedad, como es el caso de la generación hidroeléctrica, ya que las épocas de verano en la Sierra y Costa coinciden con las de mayor precipitación 11

en el Oriente; pero también esta diversidad geográfica puede generar aspectos poco favorables como son sequías e inundaciones. La Costa está constituida por el pie de monte occidental de los Andes, que se prolonga en una llanura bastante amplia en su parte central hasta el océano Pacífico. Es una zona cálida y húmeda con lluvias crecientes de sur a norte. Así al sur se vincula con el límite del desierto costanero del norte del Perú; y, al norte se relaciona con las lluvias abundantes de la frontera con Colombia. El río Esmeraldas al norte tiene una importante aportación de aguas de la Sierra. El río Guayas tiene una dirección norte sur, por lo que aísla las zonas de Manabí y península de Santa Elena que tienen pluviometría escasa y son representativas de las zonas áridas del país. Los ríos del sur, cortos y con cuencas altas relativamente pequeñas, atraviesan también zonas escasas en agua. En la Costa existen problemas de inundaciones especialmente en las zonas bajas del Esmeraldas y sobre todo del Guayas. Los acuíferos subterráneos, especialmente los ubicados en la cuenca baja del río Guayas son de gran volumen y ocupan extensiones importantes en la región. La Sierra, enmarcada en la estructura de los plegamientos andinos, se divide en cuencas de pequeña extensión que dan lugar a pequeñas hoyas hidrográficas que desaguan preferentemente hacia la vertiente oriental y en cuyos fondos se ubican acuíferos subterráneos generalmente de pequeña y mediana dimensión. El descenso brusco de los ríos permite contar con una gran energía potencial que puede ser utilizada en aprovechamientos hidroeléctricos. Por la pendiente existente, los ríos de la región poseen un drenaje eficiente, siendo muy pocos los problemas de inundaciones. El Oriente se extiende en una amplia planicie que forma parte de la gran cuenca del río Amazonas, posee abundancia de lluvias, con zonas de inundación y drenaje deficientes. [7] 2.4) División Hidrográfica Para la administración del agua, la SENAGUA (Secretaria de Agua del Ecuador) ha dividido el país en 9 demarcaciones hidrográficas, donde las islas Galápagos están dentro de la Demarcación Hidrográfica del Guayas. Las demarcaciones incluyen a su vez a cuencas y microcuencas en un total de 740 unidades hidrográficas. [7]

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Figura 5 División Hidrográfica de Ecuador SENAGUA

Nº. 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Tabla 1 Demarcación Hidrográfica del Ecuador Cantidad de Demarcación Extensión en Unidades Hidrográfica Km2 Hidrográficas Guayas 419 43.181,86 Manabí 57 11.933,39 Napo 6 65.206,18 Puyango-Catamayo 46 10.859,97 Esmeraldas 147 32.078,27 Jubones 23 11.409,29 Mira 58 6.847,54 Pastaza 12 32.154,88 Santiago 11 34.445,91 Galápagos 1 8225.71 Total 740 256.370,00

2.5) Centrales hidroeléctricas del Ecuador En una central hidroeléctrica se utiliza energía hidráulica para la generación de energía eléctrica. Es el resultado actual de la evolución de los antiguos molinos que aprovechaban la corriente de los ríos para mover una rueda. En general, estas centrales aprovechan la energía potencial gravitatoria que posee la masa de agua de un cauce natural en virtud de un desnivel, también conocido como salto geodésico. El agua en su caída entre dos niveles del cauce se hace pasar por una turbina hidráulica la cual transmite la energía a un generador donde se transforma en energía eléctrica, en la tabla 1 se muestra una tabla de las centrales hidroeléctricas en el Ecuador.

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Tabla 2 Centrales Hidroeléctricas del Ecuador Ubicación Imbabura (Ibarra) Pichincha Pichincha

Nombre de la central

Compañía

Potencia nominal

Potencia efectiva

El Ambi

EMELNORTE

3.0 MW

2.9 MW

Aloag Cumbayá

EMELNORTE EEQSA

8.0 MW 2.6 MW

8.0 MW 2.2. MW

Pichincha Pichincha

Nayón Guangopolo

EEQSA EEQSA

20 MW 15 MW

40 MW 30 MW

Pichincha

Pasochoa

EEQSA

17.4 MW

15.7 MW

Pichincha Cotopaxi

Los Chillos Illunchi I

EEQSA EEQSA

2.3 MW 12.6 MW

4.5 MW 12.6 MW

Cotopaxi

ELEPCO S.A

4.2 MW

4.2. MW

ELEPCO S.A.

7.0 MW

7.0 MW

Tungurahua

Illunchi II PisayamboPucará Agoyán

INECEL

76.0 MW

69. 2 MW

Cañar-Azuay

Paute

INECEL

1075.0 MW

1075.0 MW

Tungurahua

Ecuador contaba con hidroeléctricas que producían energía hidráulica; su producción no abastecía la demanda eléctrica del país recurriendo a la quema de combustibles e importar petróleo refinando y energía; creando grandes inconvenientes para el abastecimiento de energía eléctrica para el país. El gobierno enfocándose en esa problemática puso en marcha la creación de hidroeléctricas de gran capacidad conjuntamente con pequeñas centrales hidroeléctricas; y potenciar las hidroeléctricas existentes. En el 2016 se puso en funcionamiento 7 de los 8 proyectos de hidroeléctricas de mediana y gran capacidad que actualmente se encuentran funcionando y aportando energía para la población, las mismas que se describen en el siguiente capítulo. A partir del año 2007, el Sistema Eléctrico Ecuatoriano ha sido transformado y fortalecido en todas sus etapas, incluyendo generación, transmisión y distribución de electricidad. De forma planificada, la incorporación de nuevas centrales de generación como Sopladora y Coca Codo Sinclair, ha venido acompañada de la construcción de líneas y subestaciones de transmisión, que hacen posible que la energía proveniente de esta nueva capacidad de generación pueda ser transmitida a todo el país. Las cifras son elocuentes, hacia el año 2007 el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) contaba con 2.300 km de líneas de transmisión en 138 y 230 mil voltios, 26 subestaciones con 6.120 MVA de capacidad de transformación y 615 km de fibra óptica. En la actualidad, y gracias a una inversión superior a los 800 millones de dólares, el SNT dispone de 4.800 km de líneas de transmisión, 52 subestaciones con 12.700 MVA en capacidad de transformación y 4.400 km de fibra óptica instalada. Esto incluye el nuevo sistema de transmisión de 500 mil voltios, cuya primera etapa compuesta por las subestaciones San Rafael (450 MVA) y El Inga (2.100 MVA), y las líneas de transmisión a 500 kV Coca Codo Sinclair – San Rafael y El Inga de 264 14

km de longitud, se encuentra operativa y permite que la energía de la Central Coca Codo Sinclair fluya hacia la zona norte y el resto del país. Adicionalmente, con las nuevas líneas de transmisión El Inga – Santa Rosa y el Inga – Pomasqui, se ha completado un anillo de transmisión a nivel de 230 mil voltios alrededor de la ciudad de Quito, entre las subestaciones Santa Rosa, El Inga y Pomasqui. Con este anillo se mejora la confiabilidad del suministro eléctrico para la ciudad capital. Por otro lado, se ha puesto en operación la nueva línea de transmisión Sopladora – Taday – Taura, de 230 mil voltios y 157 kilómetros de longitud, que permite transportar la energía proveniente de la Central Sopladora hasta el área de Guayaquil. En los actuales momentos, y conforme la planificación efectuada, se continúa con la construcción de la segunda fase del proyecto 500 kV, que permitirá transmitir energía de manera más eficiente hacia la ciudad de Guayaquil y su área de influencia. Esto incluye las Subestaciones Tisaleo y Chorrillos, y la línea de transmisión El Inga – Tisaleo – Chorrillos de 350 kilómetros, sistema que en su conjunto presenta un avance del 90%. Gracias a toda esta nueva infraestructura, el Sistema Nacional de Transmisión cuenta con la capacidad suficiente para transportar en las mejores condiciones técnicas, la energía producida por las centrales de generación hacia los centros de consumo a nivel nacional. Por su parte, las centrales Sopladora y Coca Codo Sinclair recientemente inauguradas, operan con normalidad según la programación previamente establecida, y su producción se ajusta a las condiciones de la demanda y caudales disponibles.

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3. Capítulo - Centrales Hidroeléctricas del Ecuador 3.1) Central Hidro-Agoyán La Central Agoyán fue concebida para aprovechar el caudal del Río Pastaza, localizada en la provincia de Tungurahua a 180 Km. al Sureste de Quito y a 5 Km. al este de la ciudad de Baños en el sector denominado Agoyán de la parroquia Ulba, en la vía principal de entrada al sector amazónico ecuatoriano.La central Agoyán entro en operación en 1987 y los 156.000 KW que genera alimentan al sistema nacional interconectado. La central hidroeléctrica Agoyán tiene varios años de funcionamiento y en el año 2007 se pudo realizar la interconexión con la central San Francisco aprovechando el mismo embalse para de esta manera aportar 386 MW a la interconexión nacional. [8] En la figura 6 podemos observar la represa del en el río Pastaza.

Figura 6 - Localización de la presa de Hidroagoyán

La cuenca del rio Pastaza tiene una extensión de 8270 Km2, en las provincias de Cotopaxi, Chimborazo y Tungurahua. La extensión global de la zona de influencia de la Central es de 5.00 Km2 con una producción media anual de 1.080 GWH. La presa es de hormigón de 43m de altura máxima y una longitud de 300 m con un volumen de 178.000m 3 de agua. [9] Embalse La prensa cuenta con dos desagües de fondo de 9 m de ancho para la limpieza de sedimentos y vaciado del embalse, además cuanta con tres vertederos de exceso de 15 m de altura por 12 m de ancho, un estanque desarenador semi-natural de 150 m de largo por 90 m de ancho y un desagüe de fondo del desarenador y estructura de la toma.El túnel de carga cuya toma está ubicada en el cuerpo de la presa tiene una longitud de 2378 m y 6 m de diámetro interno; conduce un caudal de 120 m3 /s y la tubería de presión subterránea es vertical de 5 m de diámetro. [8] 16

El nivel máximo del embalse se encuentra a una altitud de 1651 m.s.n.m. como se muestra en la figura 7.

Figura 7 – Embalse del Río Pastaza Central Hidroagoyán

En la tabla 3 se presenta los valores del caudal representativo en el embalse por los meses comprendido en el periodo 1988-2001. Tabla 3 Caudales representativos en ingreso del embalse 1988-2001 Mes Media Máximo Mínimo Enero 84.4 163.7 47.1 Febrero 97.3 187.9 41.7 Marzo 112.3 175.2 58.4 Abril 133.7 266.0 68.8 Mayo 146.9 305.0 65.4 Junio 177.7 338.6 89.3 Julio 187.7 332.3 108.4 Agosto 148.1 249.9 70.3 Septiembre 122.2 241.8 80.5 Octubre 102.1 162.4 59.3 Noviembre 86.5 154.8 47.0 Diciembre 85.1 287.1 38.6 MEDIA 123.7 238.7 64.6

La presa-Desagües de fondo Los desagües de fondo están diseñados para la protección de la presa. Los desagües de fondo se encuentran ubicados en el centro de la presa, encontrándose la solera de ingreso en la cota 1626 m.s.n.m.

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Figura 8 – Abertura de Compuertas Hidroagoyán

Está compuesto por dos compuertas, una radial que se usa para el trabajo normal de evacuación de agua y sólidos, y una plana que sirve para realizar reparaciones en la compuerta radial. La capacidad máxima de desfogue es de 1000 m3/seg. Cada uno, con apertura del 100% de la compuerta radia. En la tabla 4 podemos observar los datos de construcción de los desagües. Tabla 4 – Datos de construcción Hormigón, gravedad, Tipo controlada por compuertas. Volumen de Hormigón 17.800 m3 Altura 43m. Elevación de Corona 1653 m.s.n.m. Longitud de Corona 300.00 m. Vertedero (Tipo) Compuerta Capacidad en Vertederos 3800 m3/seg Capacidad en Desagües de Fondo 2000 m3/seg.

En la tabla 5 observamos las dimensiones de los canales de desvió y limpieza. Tabla 5 – Canal de desvió y limpieza Canal de Desvío y Limpieza Longitud 239.00 m. Sección trapezoidal b 22.00 m. Gradiente 1.66%

La Central Hidroeléctrica Agoyán presenta las características técnicas de la ataguía que cumple la función de desarenador y embalse de regulación diaria para 60 m3/seg, 600.000 m3 en la tabla 6.

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Tabla 6 – Datos Técnicos de Deserenador Ataguia Permanente Tipo

Hormigón en Arco y a Gravedad

Volumen de Hormigón Altura máxima Elevación de Corona Longitud de Corona Capacidad de los vertederos

11.500 m3 35 m. 1645 m.s.n.m. 160.00 m. 120 m3/seg.

La casa de máquinas en donde se opera las turbinas y la apertura y cierra de compuertas. Se encuentran instaladas dos turbinas tipo Francis de eje vertical, de 78.000 KW cada una y dos generadores de 85.000 KVA, tiene 18 m de ancho, 50 m de largo y 34 m de altura, está conformada por 4 pisos. 1. Piso principal 2. Piso de generadores 3. Piso de turbinas 4. Piso de válvulas La sub estación está ubicada al exterior, patio de maniobras y edificio de control, está compuesta de una estructura de hormigón armado en cuya parte inferior están los dos transformadores principales. Edificio de control está ubicado junto a la sub estación consta de dos plantas donde se encuentra la sala de control, desde el cual puede comandar las compuertas de la presa, arranque, operación, y parada de las unidades generadoras de la casa de máquinas y realizar las maniobras necesarias. [8] En el 2011 la Central hidroeléctrica entro en un proceso de preparación por primera vez en sus 25 años de funcionamiento, específicamente de las turbinas de generación. [10] La extensión global de la zona de influencia de la Central es de 5.00 Km2 con una producción media anual de 1.080 GWH. Según “Víctor Hugo Jácome” Gerente de Hidroagoyán señalo que “las anterior administración opto por remplazar los equipos por nuevos con una inversión de USD 6.1 millones y en repotenciarlos se gastó USD 1.06 millones” La reparación de las turbinas se realizó por la empresa Chilena Andril Chlile Ltda. con nuevas técnicas de soldadura. [10] Actualmente en las instalaciones de la Central Hidroagoyan funciona un centro de mecanizado denominado Centro de Investigación y Recuperación de Turbinas Hidráulicas y Partes Industriales CIRT para la reparación de la turbinas Francis y Pelton desde el 2015. [9] 3.2) Central Hidroeléctrica San Francisco La Central Hidroeléctrica San Francisco tiene una potencia instalada de 230 MW para la producción de energía hidroeléctrica y la demanda del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador. 19

La central San Francisco se construyó desde febrero de 2004 y dio inicio a la generación comercial la primera unidad el 03 de mayo del 2007, la otra Unidad a principios de Junio -07. La central San Francisco está ubicada entre la cuenca media y baja del Río Pastaza, municipio de Baños de Agua Santa, Provincia de Tungurahua, región central del Ecuador. La central San Francisco tiene dos (2) unidades generadoras de 115 MW cada una, con 230 MW de potencia instalada, figura 9.

Figura 9 – Localización de la Hidroeléctrica

En la tabla 7 se muestra los Datos Generales de la Hidroeléctrica Tabla 7 - Datos Generales Hidroeléctrica San Francisco Potencia Instalada en la Central 230 MW Casa de Maquinas tipo CAVERNA Longitud 76,00 m Ancho 19,00 m Altura 42,15 m

Turbinas y Equipos Asociados En la tabla 8 se presenta los datos de las turbinas del hidroeléctrico San Francisco. Tabla 8 - Datos de Turbinas Hidroeléctrica San Francisco Turbinas Cantidad 2 unidades Tipo Francis Eje Vertical Potencia nominal 115 MW Caudal nominal por unidad 58,00 m³/s Salto neto 213,4 m Rendimiento 95,50 % Fabricante /Suministro VATECH

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Sistema de Regulación En la tabla 9 se presentan los datos del regulador de velocidad. Tabla 9 -Datos de Regulador de velocidad Hidroeléctrica San Francisco Regulador de Velocidad Cantidad Tipo Fabricante/Suministro

2 unidades Electro-hidráulico REIVAX / VATECH

Tanque de Almacenamiento de Aceite En la tabla 10 y 11 se presentan la cantidad de tanques de almacenamiento de aceite de la hidroeléctrica. Tabla 10 – Tanque de Almacenamiento de Aceite Hidroeléctrica San Francisco Tanque Almacenamiento de Aceite Cantidad Fabricante/Suministro

2 unidades EIVAX / VATECH

Tabla 11 – Tanque Aire- Aceite a Presión Hidroeléctrica San Francisco Tanque Aire - Aceite a Presión Cantidad 2 unidades Volumen 1400 litros Fabricante/Suministro REIVAX / VATECH

En la tabla 12 se presenta las especificaciones de los compresores utilizados en dicha hidroeléctrica Tabla 12 – Compresores Compresores Cantidad 2 unidades Rotación 1.300 RPM Máxima presión de Trabajo 7,4 Mpa BELLIS & Fabricante/Suministro VATECH

MORCOM/

Generadores y equipos asociados En las tablas 13, 14, se presentan las características de los transformadores utilizados en la central hidroeléctrica.

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Generadores Tabla 13 – Transformadores de Excitación Cantidad Tensión Potencia Tipo Fabricante / Suministro

2 unidades 13,8 kV / 585 V 1.100 kVA Seco (AN) WALTEC/ ALSTOM

Tabla 14 – Sistema de Descargas Parciales Cantidad 2 unidades Valor de la Capacidad 80 pF +/- 3 pF Cantidad de Acopladores 6 (2 por fase) Modelo PDA CEF80/18/5 Fabricante / Suministro ADWEL/ ALSTOM

Equipos Mecánicos En las tablas 15 y 16 se muestran las especificaciones de las tuberías y válvulas a utilizar respectivamente en la central hidroeléctrica. Tabla 15 – Tubería de Presión Longitud total 319,48 m Longitud revestida en 192,60 m hormigón Longitud revestida en 126,88 m acero Material A 537 Cl. 2 Diámetro inicial 5.700 mm Diámetro final 3.000 mm Fabricante / Suministro MOELLER /VATECH

Tabla 16 – Válvulas Mariposas Cantidad 2 unidades Diámetro interior 3.000 mm Tiempo de apertura 180 s Tiempo de cierre normal 180 s Tiempo de cierre de emergencia 120 s Tiempo de abertura del By Pass 20 s Fabricante / Suministro CIE / VATECH

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3.3) Central Pucará El Proyecto Pisayambo fue concebido para aprovechar una zona lacustre, localizada en la Cordillera Oriental de los Andes, aproximadamente a 35 Km. de Píllaro Provincia del Tungurahua. El embalse está ubicado dentro del Parque Nacional Llanganates, figura 10.

Figura 10 – Represa de Agua Central Pucará

La extensión global de la zona de influencia del proyecto es de 250 Km2, con una producción media anual de 230 GWH. La laguna de Pisayambo constituye el embalse de la central, y se encuentra a una altitud de 3.537 m.s.n.m. con una extensión de 8 Km2 y a una distancia aproximadamente de 160 Km al sureste de Quito.Al reservorio aportan los Ríos: El Roncador, El Milín, El Tambo. Las aguas de los ríos Talatag, Quillopaccha y Agualongopungo son conducidas al embalse mediante obras de captación. Los caudales representativos que ingresan al embalse en las diferentes épocas del año son: El Proyecto Pisayambo fue concebido para aprovechar una zona lacustre, localizada en la Cordillera Oriental de los Andes, aproximadamente a 35 Km. de Píllaro Provincia del Tungurahua. El embalse está ubicado dentro del Parque Nacional Llanganates, ver figura 11.

Figura 11 - Represa de Agua Central Pucará 23

La extensión global de la zona de influencia del proyecto es de 250 Km2, con una producción media anual de 230 GWH. La laguna de Pisayambo constituye el embalse de la central, y se encuentra a una altitud de 3.537 m.s.n.m. con una extensión de 8 Km2 y a una distancia aproximadamente de 160 Km al sureste de Quito. Al reservorio aportan los Ríos: El Roncador, El Milín, El Tambo. Las aguas de los ríos Talatag, Quillopaccha y Agualongopungo son conducidas al embalse mediante obras de captación. Los caudales representativos que ingresan al embalse en las diferentes épocas del año están detalladas en la tabla 17. Tabla 17 - Caudales Semestrales Central Pucará CUADRO TÉCNICO Enero Julio Caudales con hidrología 5.8m3/seg. 13.8m3/seg. lluviosa Caudales con hidrología 5.11m3/seg. 13.6m3/seg. media Caudales con hidrología seca

2.7m3/seg.

9.5m3/seg

La presa Pisayambo tiene un volumen total de almacenamiento de 100´706.000 de metros cúbicos de agua, de los cuales 90´000´000 de metros cúbicos son de volumen útil. La cota de nivel máximo de almacenamiento es de 3565.00 m.s.n.m. y la cota de nivel mínimo de operación es de 3541.00 m.s.n.m. la tabla 18 presenta los datos de la central Pucará. Tabla 18 - Datos técnicos de la presa central Pucará

CUADRO TÉCNICO Tipo Altura Elevación de Corona Longitud de Corona Vertedero (Tipo) Capacidad en Vertederos Sección Rápida

Tierra 41.20m. 3569.20 m.s.n.m. 820.00 m. Fijo en abanico 250.00 m3/seg Rectangular

Toma de carga tienen una elevación de 3537.00 m.s.n.m. La toma de carga está compuesta por dos compuertas rectangulares; una denominada de servicio, que permite el cierre o apertura de flujo de agua hacia cada una de las unidades de la Central y una para mantenimiento, cada una con sus respectivos gatos hidráulicos. La toma de agua está diseñada para el flujo máximo de 18.6m3/seg y trabaja con presión equilibrada. Desagüe de fondo El desagüe de fondo está diseñado para la protección de la presa. EL desagüe de fondo se encuentra ubicado en el centro de la presa, encontrándose la solera de 24

ingreso en la cota 3532.964 m.s.n.m. con una longitud de 238.00 m. Está compuesto por un conducto cilíndrico de hormigón armado y acero de 3.00 y 2.20m de diámetro respectivamente, interceptado por válvula de tipo MARIPOSA accionada por sistema oleodinámico. Aguas abajo de esta válvula se encuentra la válvula HOWELL BUNGER, la que nos permite calibrar el caudal de desfogue del sistema y está operada mediante un sistema mecánico. La capacidad máxima de desfogue del conducto es de 20 m3/seg con apertura del 100% de la válvula HOWELL BUNGER y nivel del embalse en la cota de 3565.00 m.s.n.m. [9] Sistema de conducción y Casa de máquinas El túnel de aducción de hormigón tiene una longitud de 5475.00 m, de tipo circular y diámetro de 2.60 m, con una pendiente de 0.669 % para una capacidad de conducción de 18.6 m3/seg. y cuyo propósito es alimentar a las 2 turbinas hidráulicas de la Central. Chimenea de equilibrio y Cámara de válvulas Entre el túnel de carga y antes de la válvula MARIPOSA de intercepción (túnel de carga-tubería de presión), dentro del tramo blindado del túnel tenemos la chimenea de equilibrio con una altura de 117.00 m.,con un diámetro de 5.00 m blindado, un orificio restringido de 2.40 m y de tipo diferencial. Esta salida dentro del túnel de carga es con el objeto de reducir los fenómenos de golpe de ariete durante los procesos de operación de la Central. La válvula MARIPOSA de intercepción entre el túnel de carga y tubería de presión, tiene un diámetro interior de 2.14 m, con cierre automático al detectar sobre flujo de agua. Esta válvula está provista de un sistema de by-pass, para el llenado y vaciado de la tubería de presión, antes y después del proceso de desmontaje y mantenimiento de la válvula esférica, para lo que también aguas abajo de válvula mariposa existe una válvula de aireación. Tubería de presión La tubería de presión tiene una longitud total de 685.51 m., con una rama inclinada de 541.77 m. y una pendiente de 119.18% (TG 50o), con diámetros que varían entre los 2.20 m., en la parte superior y 1.90 m. en la parte inferior. La chapa de acero con que se construyó la tubería va de 3/8”, utilizada en la parte superior hasta 13/8” en la parte inferior. Casa de Máquinas La central es subterránea, teniendo las dimensiones siguientes: Longitud de 47.50 m. Un ancho de 12.00 m. una altura de 25.45 m., a la que se ingresa por un 25

túnel de acceso de 234 m. de longitud con una pendiente del 9%. Alberga a dos grupos Turbina-Generador-Transformador de 40MVA cada uno, ver figura 12.

Figura 12 Casa de Máquinas

Las turbinas son de tipo Pelton de 6 inyectores, de eje vertical, potencia normal de 36.5 MW con un gasto de agua de 9.3 m3/seg. La Sala de Controles de la Central se encuentra ubicadas en la propia Casa de Máquinas. El agua turbinada, es devuelta al Río Yanayacu mediante un túnel y canal de descarga. La tensión de generación es de 13.8 KV, con velocidad nominal de 514.3 R.P.M. y una potencia de 40.00 MVA. Los transformadores de elevación, para obtener el voltaje de transmisión de 138.00 KV, tienen una capacidad de 40MVA cada uno. Subestaciones La subestación es de tipo convencional con un esquema de barra principal y barra transferencia, teniendo dos posiciones para las unidades, dos posiciones para las líneas, una posición para el acoplador (de transferencia).Un sistema de trasmisión que enlaza a la Central Pucará con las subestaciones MULALO y AMBATO, mediante líneas de un solo circuito a 138Kv. Generador De Emergencia La Central Pucará cuenta con un generador electrógeno de emergencia que permite mantener el servicio permanente de energía eléctrica para los SERVICIOS AUXILIARES de la Central cuando esta no opera o está en servicio. Proyectos hidroeléctricos de gran capacidad (potencia mayor o igual a 50,0 MW) Contiene información resumida de 25 proyectos hidroeléctricos con potencias comprendidas entre 51,1 y 3.600,0 MW; totalizando 10.903,9 MW de capacidad instalable.

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3.4) Pequeñas Centrales Hidroeléctricas El desarrollo de las zonas rurales ha sido marginal en las últimas décadas, lo cual ha impactado en el progreso de las áreas agrícolas y en la calidad misma de vida de los habitantes, en su mayoría de estratos pobres. La energía hidráulica es más barata que el precio promedio de la energía térmica, a más del beneficio ambiental que conlleva la implementación de estos proyectos, por ser energía limpia. La hidrogeneración de energía en el Ecuador constituye una alternativa a la solución del problema del suministro de energía principalmente en regiones aisladas, además que refuerzan técnicamente al sistema eléctrico del país, ver figura 13. Es por esto que con la implementación de este tipo de proyectos se produce un aporte técnico – económico que beneficia a la zonas de influencia y contribuyen a cubrir la demanda de energía eléctrica, además de aportar técnicamente al Sistema Nacional Interconectado.

Figura 13 – Proyectos Hidroeléctricos

3.4.1) Proyecto Hidroeléctrico Mira El Proyecto Hidroeléctrico Mira de 0,96 MW es financiado con recursos estatales a través del MEER. Se encuentra ubicado en la provincia del Carchi cantón Tulcán, parroquia Tobar Donoso, cerca del límite de las provincias de Esmeraldas e Imbabura. Dicha central hidroeléctrica aprovecha las aguas del río Baboso, afluente del río Mira que desemboca en el Océano Pacífico. Este proyecto tiene como objetivo el beneficiar a la zona norte del país, cubriendo la demanda eléctrica de la zona de las comunidades: El Baboso, Lita y Alto Tambo, a la vez que contribuirá al mejoramiento de la calidad del servicio en cuanto a frecuencia, voltaje, reducción de pérdidas de energía en el sistema de sub transmisión, y posibilitar la extensión de la sub transmisión hacia la provincia de Esmeraldas, integrando comunidades que no disponen actualmente de energía eléctrica. Actualmente se ha culminado la construcción de: obras civiles, montaje de equipamiento electromecánico y línea de transmisión, convirtiéndose en un hito de innovación tecnológica en el país y segundo en Sudamérica en lo que tiene que ver a aprovechamientos hidroeléctricos de pequeña capacidad, con la implementación del 27

Sistema de Captación Coanda, el avance de la central hidroeléctrica se presentan en las figuras 15, 15, 16, y 17. Se espera la disponibilidad para la interconexión con el sistema de EMELNORTE

Figura 14 -Obra de captación PH Mira

Figura 16 - Conducción, PH Mira

Figura 15 - Efecto Coanda, captación

Figura 17 - Casa de Máquinas, PH Mira

Proyecto rehabilitación de la Mini central hidroeléctrica Gualaceo La mini central hidroeléctrica Gualaceo, fue construida por el Instituto Ecuatoriano de Electrificación – INECEL, en el año 1968, con una Potencia Instalada de 232 kW, con el objeto de proveer de energía eléctrica a la ciudad de Gualaceo. Se encuentra ubicada en la provincia del Azuay, cantón Gualaceo, en la localidad de Rauray, a orillas del río San Francisco, a 4 km de la ciudad de Gualaceo. Luego de 16 años de operación en al año 1984, la central paraliza su operación, hasta la fecha, por lo que el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable asigno los recursos a Elecaustro para la Rehabilitación de la Mini Central, por un monto de 732 460,55 dólares, a través del Convenio Específico de Cooperación Interinstitucional entre el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable y la Empresa Electrogeneradora del Austro ELECAUSTRO S.A. En el 2015 se han realizado estudios Hidrológicos del rio San Francisco, caudal que se aprovechará para la minicentral. 28

  

Estudios de Diseño definitivo de la Obras Civiles. Diseño Definitivo de la Subestación y la Línea de transmisión. Se ha contratado los Estudios de Impacto ambiental.

Se está a la espera de la adjudicación del caudal de diseño por parte de SENAGUA – CUENCA. En la figura 18 se puede observar los componentes del Proyecto Hidroeléctrico Gualaceo a ser rehabilitados.

Figura 18 - Componentes del Proyecto Hidroeléctrico Gualaceo a ser rehabilitados

3.4.2) Proyecto Hidroeléctrico Chorrillos El Proyecto Hidroeléctrico Chorrillos de 3,96 MW está ubicado en la provincia de Zamora Chinchipe, cantón Zamora, al sur oriente del país. El sitio de la central se encuentra a 5,5 Km. al noroeste de la ciudad de Zamora y a 300 m aguas abajo del puente La Fragancia. El proyecto aprovecha el potencial hidroenergético de la Quebrada Chorrillos entre la toma en Chorrillos a la cota 1 919,10 m.s.n.m. y la casa de máquinas en la cota 965,20 m.s.n.m. ubicada en la margen derecha del río Zamora en el sitio denominado La Fragancia. El proyecto prevé el aprovechamiento de la quebrada Chorrillos para la generación eléctrica. Ésta quebrada drena el flanco noreste del cerro El Líbano y desemboca en el río Zamora en el punto de coordenadas 722 650 Este y 9 955 308 Norte. El sitio donde se construirán las obras de captación se encuentra alrededor del punto de coordenadas 9´550 744 Norte y 722 520 Este en la cota 1 919 msnm. En el sector de La Fragancia se encuentra el sitio propuesto para la central de generación, sobre una pequeña terraza en la margen derecha del Zamora, en las coordenadas 723 530 Este y 9 552 610 Norte a una cota de 965 msnm. El MEER ha transferido hasta la fecha la cantidad de USD 4 637 571,09 para la culminación de la construcción del proyecto el cual se encuentra en su fase de instalación del segundo tramo de la tubería de presión, la figura 19 presenta como es realizado el mantenimiento de la hidroeléctrica. 29

Figura 19 - Mantenimiento y limpieza de las obras existentes en la central

A la fecha se encuentra en ejecución la instalación y montaje del segundo tramo de la tubería de presión. 3.4.3) Hidroeléctrica San Miguel El proyecto se fundamenta en la utilización de los recursos hídricos del río Caldera entre los municipios de Cocorná, San Francisco y San Luis, en el departamento de Antioquia. La iniciativa comprende una central hidroeléctrica con una capacidad de generación de 44,4 MW de potencia, producción que será inyectada a la red nacional mediante la sub estación de 110 KV San Lorenzo. En la figura 20 se muestra la ubicación geográfica de dicha central [11].

Figura 20 - Ubicación geográfica de la hidroeléctrica San Miguel

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3.4.4) Hidroeléctrica el Ambi La Central Hidroeléctrica Imbabura de Antonio Ante se encuentra en proceso de mantenimiento como se muestra en la figura 21 [12], genera 485 mil kilovatios.

Figura 21 - Central hidroeléctrica en mantenimiento

Esta fuente es administrada por la empresa pública de servicios municipales de Antonio Ante, son 88 años que esta central funciona con el agua del río Ambi, está ubicada a 20 minutos del centro de Atuntaqui. José Luis Bonilla, jefe de la central, comenta que el grupo generador uno produce 300000 Kilovatios y el grupo dos 185000 Kilovatios [11]. Sin embargo, actualmente se encuentra fuera de funcionamiento por motivo de mantenimiento. En la hidroeléctrica se realizan dos tipos de mantenimiento; el preventivo que es cada año de manera obligatoria, en el que se revisan: cojinetes, eje principal, cambio de aceite, barnizado de turbinas y la pulverización de los generadores, mientras que el mantenimiento correctivo, es el que actualmente se lo está realizando, consiste en desmantelar todo el grupo generador y el eje principal y se lo envía a los técnicos encargados de la reparación. Posteriormente se realiza un mes de prueba para asegurar el funcionamiento de dichos generadores y evitar cualquier sobrecarga eléctrica, pasado el mes de prueba, la energía producida se comercializa a Emelnorte, en un acuerdo de cruce de cuentas. Cuando la central deja de estar en sincronismo, es decir no genera energía, se coordina con Emelnorte para no desabastecer de energía a la población de Antonio Ante. Se estima que la generadora de energía vuelva a funcionar en 45 días laborales. Además en la central existe un grupo generador pequeño que produce 100 mil kilovatios, y se analiza la posibilidad de ponerlo nuevamente en funcionamiento.

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3.4.5) Hidroeléctrica Cumbayá La central hidroeléctrica de Cumbayá, que genera 40 MW de potencia, ubicada en el valle de Tumbaco, una de las más importantes del sistema eléctrico de la empresa eléctrica Quito, cumple 50 años de funcionamiento. El proyecto comenzó en julio de 1956, con la contratación de empresas especializadas como la compañía R.J. Tipton Asociated Enginers, Inc., que se encargó de los diseños y planos definidos de la planta, a la que se sumaron las compañías UTHA Internacional de los Estados Unidos y Conaca del Ecuador, que construyeron las obras principales como el túnel de conducción, desde la central Guangopolo, reservorio, tubería de presión y la casa de máquinas, con la participación de técnicos y mano de obra calificada del país, la obra entró en funcionamiento en julio de 1961 [11]. Proyecto Las aguas del río San Pedro con captadas previamente en una bocatoma auxiliar y conducida a un túnel de 8 km de longitud, a un ritmo de 21 metros cúbicos por segundo. Para la operación de la planta fue necesario construir un reservorio de regulación con el propósito de recibir las aguas conducidas por el túnel y conservar el caudal necesario que permita la generación de energía mediante seis cámaras de decantación y cuatro de regulación. Para su construcción fue necesario desplazar 1500000 toneladas de tierra y se utilizaron 3800 metros cúbicos de mampostería, 4300 metros de hormigón y 162000 metros cúbicos de cemento. Sus enormes torres de equilibrio, de hormigón armado, de 30 metros de altura por cinco metros de diámetro interior, tienen como función amortiguar las presiones interiores de la tubería de presión. Su borde superior está a nivel del reservorio cumpliendo como el principio de “vasos comunicantes”. Casa de máquinas Las tuberías de presión tienen una longitud de 220 metros, precipitan casi perpendicularmente el torrente de agua que mueve las cuatro turbinas instaladas en la casa de máquinas, construida a 2200 msnm, de 45 metros de largo, 26 metros de alto, y 20 metros de ancho; su construcción duró dos años y se utilizaron 4400 metros cúbicos de hormigón, 312 kg de acero de refuerzo 38200 sacos de cemento tipo Portland, para su recorrido exterior es necesario bajar y subir 580 gradas [11]. Los cuatro generadores de eje vertical de 10,5 MW de potencia cada una, dos de la fabricación japonesa Toshiba y dos de fabricación alemana AEG, son impulsados por turbinas tipo Francis de 14900 HP (caballos de fuerza), a una velocidad de 514 rpm. 32

La central hidroeléctrica que comenzó a operar hace medio siglo, fue inaugurada por el entonces presidente Carlos Julio Arosemena. Para la fecha se trataba de la más grande y más moderna planta generadora que se había instalado en el país, en la figura 22 se muestra la central hidroeléctrica de cumbayá [11].

Figura 22 Central hidroeléctrica Cumbayá

Proyecto de automatización 2009-2011 En el año 2009 la hidroeléctrica Quito comenzó la automatización de sus centrales de generación. Actualmente, la planta de Cumbayá se encuentra operando bajo un sistema de PLC’s, programado para ejecutar paso a paso las secuencias de arranque y pausa de sus unidades y todos los sistemas auxiliares existentes en la planta. 3.4.6) Hidroeléctrica Guangopolo La central termoeléctrica Guangopolo se encuentra ubicada en el valle de los Chillos, provincia de Pichincha. Inició su operación en generación hidroeléctrica en abril de 1977, contando con una potencia instalada de 31,2 MW, distribuida en seis unidades marca Mitsubishi MAN. En agosto del 2006 se inicia una nueva etapa de crecimiento para TERMOPICHINCHA S.A. con la instalación de una unidad de 1,8 MW marca Wartsila, para una potencia total instalada de 50 MW de potencia, se encuentra ubicada en la Provincia de Pichincha, cantón Quito, Parroquia Conocoto, como se muestra en la figura 23 [13]. La puesta en marcha de la Central permite incrementar la oferta de generación termoeléctrica del país, mejorando con esto: la calidad de servicio en la zona, así como los índices de confiabilidad y seguridad en el abastecimiento de la demanda. Las unidades de generación son 6 Motores MAN 18V32/40 de combustión interna con una potencia de 8.73 MW cada uno, las cuales permitirán aportar una energía media de 390 GWh/año. Las unidades fueron instaladas con el equipamiento necesario a fin de que operen como unidades independientes, La Central se interconecta al sistema de distribución de la Empresa Eléctrica Quito. 33

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Figura 23 Central hidroeléctrica Guangopolo II

Las unidades de generación de la central para su operación utilizan residuos de la Refinería Shushufindi. La producción de la central se entrega al sistema Nacional Interconectado a través de la Subestación Vicentina. 3.4.7) Hidroeléctrica Pasochoa La automatización de la Central hidroeléctrica Pasochoa está en marcha, con lo cual se optimizará sus funciones operativas para evitar pérdidas de tiempo y realizar una generación más eficiente y eficaz, afirmó el ingeniero de mantenimiento eléctrico/electrónico de centrales de la Empresa Eléctrica Quito (EEQ), Juan Pablo Idrovo; quien manifestó que los beneficios que brindará este aporte tecnológico en la central hidroeléctrica son el procesamiento de datos, visualización y trabajo en la red; evitar pérdidas de tiempo al efectuar pruebas físicas y lograr que los programas de control sean documentados para que el personal operario pueda interpretarlos. Los sistemas de comunicación que se utilizarán son estandarizados con el objetivo de integrar cualquier proceso, además contarán con almacenamiento de los datos reales que permitan una simulación real en el sistema. 3.4.8) Central Hidroeléctrica Illuchi I y II Las centrales están ubicadas cerca de la ciudad de Latacunga en la provincia de Cotopaxi, el agua que se emplea para la generación de energía eléctrica es la proveniente del río Illuchi. El área del proyecto tiene dos zonas bien definidas desde el punto de vista hidroenergético y que coincide con las condicione fisiográficas, climatológicas e hidrológicas; al oriente de la Cordillera Real, zona que se la conoce como zona oriental; y la situada al este de la ciudad de Latacunga, que es el callejón Interandino, ver figura 24 [14].

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Figura 24 - Centrales hidroeléctricas Illuchi I y II respectivamente

3.4.9) Central Hidroeléctrica Paute El Proyecto hidroeléctrico Paute fue concebido por el Ingeniero Daniel Palacios Izquierdo, visionario profesional en cuyo honor lleva su nombre la presa de Amaluza que permite la regulación y conducción de las aguas para la Central Molino. El Ingeniero Palacios como Superintendente de Campo de la Compañía Inglesa Shell, tenía bajo su control los estudios Geofísicos y Geológicos, y su centro de operaciones era el oriente ecuatoriano, posteriormente, como funcionario del Centro de Reconversión Económica del Azuay Cañar y Morona Santiago CREA; durante sus recorridos descubrió el accidente geográfico que por sus características consistía en un recurso aprovechable para la generación hidroeléctrica [15]. El río Paute portador de un gran caudal en el sitio denominado Cola de San Pablo, en corta distancia medida en línea recta, presenta una gran diferencia de niveles, haciéndose aprovechable esa energía potencial; esta condición favorable fue expuesta en su informe ante las autoridades superiores y de la provincia, sin embargo para esa época, esta idea no fue fácilmente entendida, resultaba una propuesta de una persona ilusa, por la magnitud de las obras de Ingeniería y sus costos, la central hidroeléctrica se muestra en la figura 25.

Figura 25 - Central Hidroeléctrica Paute 35

Fue tanta la insistencia de este profesional, que el Directorio del CREA resolvió encargar a una empresa Americana la realización de los primeros estudios, luego de los que, al constatar que no era una concepción disparatada; en 1961 se realizan gestiones con INECEL de reciente creación, y para Mayo de 1962, técnicos japoneses de la Electrical Power Co. luego del reconocimiento preliminar, confirman el recurso. INECEL, encargado de la planificación y desarrollo de la electrificación, contrata los estudios de pre-factibilidad y factibilidad; para esos años el país contaba ya con recursos gracias a la exploración y explotación petrolera que se presentaba con grandes resultados. Bajo estas circunstancias el Gobierno Nacional lo definió como de ejecución prioritaria, por ser de beneficio para el desarrollo del país y se decía la mejor alternativa de "SEMBRAR EL PETRÓLEO" recurso NO RENOVABLE. Como señala el Plan Maestro de Electrificación, el objetivo de Paute y de otros proyectos de este género, está dirigido a la utilización preponderante de los recursos hídricos que permitan sustituir los recursos no renovables, por fuentes renovables en la generación de energía eléctrica. Ante la decisión tomada y considerando que para la época la demanda de energía era muy pequeña, de exigencia prácticamente doméstica, se presentaban tantas especulaciones entre ellas que se llegaría a exportar grandes cantidades de energía a los vecinos países de Colombia y Perú. El Sistema Hidroeléctrico Paute con estos antecedentes, se definió como el aprovechamiento integral del recurso hídrico, mediante tres centrales: Molino, Mazar y Sopladora con la construcción de tres embalses: Amaluza, Mazar y Marcayacu (esta última en el diseño original), situados en serie, hablándose también en la época de otras instalaciones en cascada hasta el Cantón Méndez para una capacidad a ser instalada total alrededor de 2600MW [15]. 3.5) Nuevos Proyectos Hidroeléctricos en el Ecuador En el 2016 entraron a operar ocho grandes proyectos hidroeléctricos que construye el gobierno nacional, en todo el país. Se trata de Coca-Codo-Sinclair, Sopladora, Minas-San Francisco, Delsintanisagua, Manduriacu, Mazar-Dudas, Toachi-Pilatón y Quijos, su localización se muestra en la figura 26 [13].

Figura 26 Proyectos hidroeléctricos 36

Cada uno de estos proyectos va acompañado de un fuerte desarrollo territorial, basado en dos ejes, obras de infraestructura física y proyectos productivos, lo cual implica grandes beneficios para los pobladores de las zonas de influencia de los proyectos. Ecuador ha bajado 9 puntos porcentuales en las pérdidas de energía, lo que representa un ahorro de aproximadamente $20 millones por año; antes del 2007, se registraba una pérdida del 22%; pero con la gestión del Gobierno Nacional esa cifra se ha reducido al 13%. “El sector eléctrico atraviesa el mejor momento de su historia”, la inversión que se ha efectuado en electricidad ha permitido eliminar los apagones que hace seis años se presentaban con frecuencia en las diversas provincias del Ecuador. La ejecución de los ocho proyectos hidroeléctricos permitirán incrementar 2700 MW al sistema nacional interconectado, que demanda 3100 MW de potencia para atender todas las necesidades de la población. Con estos nuevos proyectos se estima que el Ecuador se convierta en un exportador de energía limpia y no contaminante para los países de la región, como a Colombia y Perú en primera instancia y posteriormente hacia Chile; además, con la producción de las nuevas hidroeléctricas, el estado ahorrará cerca de 800 millones de dólares que gasta por concepto de subsidio al gas de consumo humano. La generación de energía eléctrica con recursos renovables es uno de los planes estratégicos de este Gobierno, que tiene como objetivo cambiar la matriz energética del país 3.5.1) Proyecto Hidroeléctrico Coca Codo Sinclair Proyecto Hidroeléctrico Coca Codo Sinclair que significa de 1500 MW de capacidad, a desarrollarse por parte del Gobierno Nacional en la provincia de Napo, cantón El Chaco y Gonzalo Pizarro de la provincia de Sucumbíos, el área de construcción es de 3600km2, comprende de la cuenca del rio Coca formado por la confluencia de los ríos Quijos y Salado en la figura 27 se observa el río Coca quien da origen a la central hidroeléctrica. Las provincia de Napo y Sucumbios son unas de las muchas provincias de Ecuador que tienen afluencia de ríos debido a moderadas y grandes precipitaciones, los ríos Quijos y Salado se unen y forman el Río Coca confluencia con el Río Salado en la sub-cuenca del Río Coca de la cuenca hidrográfica del Río Napo (vertiente amazónica) figura 27, la más grande del país. Con caudales previamente estudiados que abastecen la capacidad generadora [16].

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Figura 27 Río Coca en el punto de CCS, aguas abajo.

Al tratarse del oriente ecuatoriano la topografía tiene una ortografía representado por un relieve irregular, en donde sus alturas fluctúan entre 2010 y 306 metros. El proyecto se encuentra a 858m. Sobre el nivel del mar. El clima es cálido húmedo, la temperatura varía entre los 20° y 40° C. El Proyecto Coca Codo Sinclair es una Planta Hidroeléctrica diseñada para una capacidad total de 1640 MVA y de 1 500 MW en las turbinas. El caudal máximo utilizado continuo es de 222 m3/s con un caudal turbinado en pico de 278,5 m3/s. Trabaja con un factor de planta diario de 0,80 La geología de la zona consta de una capa de suelo terciario y una más abajo mesozoico, predominante volcánico (piroclastos) lutitas, areniscas, calizas, materiales aluviales, coluviales y basaltos. En la zona se encuentra la falla tectónica del rio Quijos, es una zona sísmica debido a la presencia del volcán el Reventador; todo esto es tomado en cuenta en el diseño y la construcción del proyecto [17]. la figura muestra la zona geológica del proyecto coca codo Sinclair.

Figura 28 - La geología de la zona del proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair

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Características técnicas Este proyecto está considerado como prioritario y de alto interés nacional, con el objeto de cubrir en forma adecuada la demanda de potencia y energía en los próximos años, e incluso tener la posibilidad de exportar energía a los países vecinos. El área hidrológica aportante del proyecto está constituida por la cuenca del Río Coca hasta el sitio Salado (sitio de presa), que cubre una superficie de 3 600 km². La cuenca está bordeada por la Cordillera Central con elevaciones como el Cayambe, el Antisana y otras menores.El caudal promedio del río Coca en el sitio Salado (sitio de ubicación de las obras de captación) es de 292 m³/s, lo que corresponde a una contribución específica superior a 80 l/s/km². El caudal diario con una garantía del 90% del tiempo es de 127 m³/s. El Proyecto Coca Codo Sinclair de 1500 MW, es un proyecto ecológicamente limpio, con muy pocos efectos negativos sobre el ambiente; entre éstos se mencionan únicamente la posible penetración de colonos debido a la apertura de caminos de acceso a un área poco poblada, y la reducción de caudales en la cascada de San Rafael.El área del proyecto incluye un centro eruptivo activo, el volcán El Reventador que se levanta sobre la orilla izquierda del valle del Coca, entre los valles del Salado y del Dué; el Río Malo forma el drenaje sur del volcán. Con relación al proyecto contemplado en los estudios de factibilidad (1992), se pueden indicar que las obras de captación son las mismas que para el proyecto original; se instalarán 6 desarenadores en una sola etapa, el sistema de conducción varía de 2 túneles de 4.75 m. a un solo túnel de 8m de diámetro interno. Se mantiene el embalse compensador con una capacidad de almacenamiento mayor (800.000 m³) [18]. El diámetro de las tuberías de presión aumenta de 2×4.60 m. a 2×5.80; se construye la casa de máquinas con tres bloques: en el primero se alojan la mitad de las unidades turbogeneradoras; el siguiente para área de montaje y servicios auxiliares y el tercero para alojar la otra mitad de las unidades turbogeneradoras, la placa se la observa en la figura 29.

Figura 29 - Datos de la placa de generadores 39

A continuación se muestra las principales características del proyecto:  Generación eléctrica: 1.500 MW.  Producción de energía anual: 8.743 GWh.  Caudal de diseño: 222 m3/s.  Caudal ecológico: se define en EIAD.  Factor de planta: 0,8.  Tipo de turbinas de eje vertical: Pelton 6 chorros.  Número de turbinas: 8  Potencia unitaria por turbina: 187,5 MW.  Velocidad de rotación por turbinas: 300 r.p.m.  Caída neta: 609 metros.  Vida útil: 50 años.  Líneas de transmisión (2 paralelas de 500 kV y 1 de 230 kV). Carreteras y puentes de acceso a obra de captación, casa de máquinas y zona de trabajo de los topos de perforación. Descripción de las obras del proyecto Obras de captación La obra de toma Salado, está ubicada en el río Coca, aguas abajo de la confluencia del río Quijos con el río Salado. La dimensión de la bocatoma está diseñada por un caudal de 222 m3/s (más el caudal necesario para la limpieza del desarenador). Consta de un desarenador para sedimentar partículas de diámetro superior a 0,25mm, equipado con sistema automático de limpieza. Constituidas por dos vertederos en hormigón de 127 y 161m para cierre del río, rejillas, desarenadores, compuertas de limpieza y sifón de conexión al túnel. Túnel de conducción Las aguas captadas desde la toma son llevadas mediante un túnel de conducción, capaz de conducir un caudal máximo de 222 m3/s. Con una longitud de 24.8 Km, 8.70 m de diámetro de excavación y totalmente revestido de hormigón. Embalse compensador Conformado por una presa de enrocado con cara de hormigón de 53m de altura, para crear un embalse útil de 800,000.00 m3, vertedero de excesos, estructura de toma para las dos tuberías de presión.

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Tuberías de presión Dos conductos a presión desde el Embalse Compensador a la Casa de Máquinas, en hormigón y con revestimiento de acero en su tramo final, de 1400 m de longitud y 5.8 y 5.2 m de diámetro interno respectivamente. Casa de máquinas La Casa de Máquinas se encuentra totalmente en la formación Misahuallí. Está ubicada frente al llamado “Codo Sinclair”, en la cota 617,50 m.s.n.m. Caverna excavada en roca de 24×39.5x192m para la instalación de ocho grupos turbina generador de 187 MW cada uno, la figura 30 muestra la casa de máquinas de la central hidroeléctrica.

Figura 30 - En la casa de maquinas

Caverna de transformadores Excavada en roca de 14x29x192m para instalación de 24 transformadores monofásicos de 68.3MVA. Túnel de acceso principal a la central; túnel de cables y túnel de descarga De 600m de longitud aproximada cada uno. Patio de maniobras y edificio de control Para arranque de las líneas de transmisión de 500kV figura 31.

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Figura 31 - En el patio de maniobras

Casa de máquinas Es una obra completamente subterránea, ubicada aproximadamente a 500m dentro de la montaña y tiene dos cavernas: La Caverna de generadores, con 26 m de ancho x 46,8 m de altura x 212 m de longitud. Desde el Embalse Compensador, el agua es conducida mediante dos Tuberías de Presión hasta la Casa de Máquinas donde cada una de ellas se divide en cuatro ramas que se conectan a las Ocho Turbinas Pelton, haciendo girar el generador de 187,5 MW cada uno para producir una potencia total de 1.500 MW. La Caverna de Transformadores, excavada en roca de 19 m x 33,20 m x 198 m para instalación de 25 transformadores monofásicos de 68.3MVA cada uno (uno de reserva). Mientras la energía es enviada hasta los transformadores, el agua turbinada retorna de nuevo al Río Coca. Las dos cavernas están conectadas con galerías de barras y túneles de acceso principal y secundario. La casa de máquinas dispondrá de 4 niveles [19]. En la figura 32 se muestra los Niveles de la casa de máquinas en la hidroeléctrica del proyecto Coca Codo Sinclair.

Figura 32 - Niveles de la casa de máquinas en la hidroeléctrica del proyecto Coca Codo Sinclair 42

Nivel de acceso y desmontaje En este nivel a la cota 623,0 en el cual se ubicarán los equipos de mando y control local. Nivel de los generadores En este nivel va a la cota 617,50 en el cual se instalarán las celdas, los equipos de excitación y otros auxiliares de los generadores. Nivel de las turbinas En este nivel va a la cota 613,50 en el cual se instalarán los equipos de enfriamiento y aire comprimido y los auxiliares de turbinas. Las turbinas son tipo Pelton de 6 chorros, instalado con su eje en posición vertical y una velocidad de rotación 300 rpm. El diámetro exterior rodete Pelton es de 4,2m. Los valores característicos de operación se pueden ver en la tabla 19. A cada turbina se asocia una válvula esférica de 2,2 m de diámetro que actúa como equipo de mantenimiento y de emergencia. Tabla 19 Nivel de válvula esférica Tipo Elevación turbinas

rodete

Pelton, eje vertical de

1 323 m.s.n.m.

Numero de inyectores

6

Velocidad de rotación

300 r.p.m.

Potencia

187 500 kW

Caudal

34,81 m3/s

Caída neta

602,91m

Rendimiento

91,7%

En este nivel de válvula esférica y extracción del rodete a la cota 608,20 m. 1.6.4 La casa de máquinas es la construcción donde se ubican las máquinas y los elementos de regulación y comando. Está construida de manera compacta y la entrada de agua a la turbina se hace por medio de una cámara construida en la misma presa. Las compuertas de entrada y de salida se emplean para poder dejar sin agua la zona de máquinas en caso de reparación o montajes. La casa de máquinas aloja las turbinas hidráulicas, bombas, válvulas, alternadores, transformadores, fuente de alimentación eléctrica de los servicios auxiliares, etc., y aparatos de regulación y control. Hay instalaciones de eje vertical donde la estructura de la central suele dividirse verticalmente, en tres niveles, de abajo a arriba. 43

Se prevé en la casa de máquinas la instalación de 8 unidades turbogeneradoras que constan cada una de una turbina PELTON y un generador sincrónico trifásico de polos salientes. Además, con estas obras se impulsará la actividad social, económica y productiva en las localidades aledañas, como construcción de vías, educación, agua potable, alcantarillado, entre otros. Esta hidroeléctrica, es considerada la más grande del Ecuador. La inversión es de alrededor de 2.245 millones de dólares y se financia con recursos del Estado y de la empresa Eximbank China. Este proyecto aportará al sistema interconectado 8.743 gigavatios por hora (GWh) que equivale al 45,83% de la demanda nacional. Además, ha generado 2.559 empleos de mano de obra calificada y 2.079 no calificada local. Se ha manifestado que cerca del proyecto hidroeléctrico se construirá el Instituto Superior de Electricidad con la finalidad de capacitar a jóvenes para que trabajen en el Coca Codo, la inversión en estas obras supera los 7 millones de dólares, además de la subestación de electricidad que se edificará en una de las localidades cercanas en la cual se invertirán 5 millones de dólares. El proyecto Coca Codo Sinclair emitirá energía limpia y renovable, lo cual permitirá reducir los impactos ambientales generados por el uso de combustibles fósiles. De esta manera se reducirá la contaminación ambiental del planeta, la disminución de emisiones de dióxido de carbono beneficiará al ambiente y permitirá que el estado obtenga recursos, producto de la comercialización de Bonos de Carbono, a través de los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL). El proyecto Coca Codo Sinclair ha obtenido las concesiones y licencias de los órganos gubernamentales responsables, que certifican su estricto apego a las normas ambientales que rige el país, como la licencia ambiental, licencia de aprovechamiento forestal especial, concesiones mineras de libre aprovechamiento de material para la construcción y autorización para investigaciones arqueológicas de las vías y del proyecto en general. El cuidado y manejo de las cuencas hidrográficas, como sustento del proyecto y la comunidad, también es preocupación de la empresa. 3.5.2) Minas San Francisco El proyecto se encuentra ubicado en las provincias de Azuay y El Oro, cantones Pucará, Zaruma y Pasaje. El Proyecto Hidroeléctrico Minas San Francisco de 275 MW de potencia inició su construcción en diciembre de 2011, aprovecha el potencial del Río Jubones, con un caudal medio anual de 48.26 m3/s aprovechable para generación. A la fecha, el proyecto presenta un avance de 86.30% (Agosto 2016), y durante su ejecución ha cumplido hitos importantes como: finalización de la excavación del Túnel de Desvío/agosto-13, desvío del Río Jubones/Febrero-14, arribo del equipo Raise Boring al sitio de obra/Enero-15, terminación de la excavación de la ventana de entrada al túnel de carga con TBM/Enero-15, finalización de la excavación de casa de 44

máquinas/Octubre-15, conclusión de la excavación a sección completa del pozo de la tubería de presión con Raise Boring Machine/Octubre-15. Está conformado por un cierre en el río Jubones con una presa de tipo gravedad en hormigón rodillado, de 54 m de altura para generar un embalse de regulación y control. El túnel de conducción se desarrolla a lo largo de la margen derecha del río con 13.9 km de longitud, el caudal transportado aprovecha una caída de 474 m. La casa de máquinas subterránea alojará a tres turbinas tipo Pelton de 91.66 MW cada una, la figura 33 muestra el esquema de obras realizado [13].

Figura 33 - Esquema General de Obras

Proyecto Emblemático del estado Ecuatoriano, que aportará una energía media de 1290 GWh/año, fortalecerá la soberanía energética, remplazando la generación térmica, reduciendo emisiones de CO2 en 0.51 millones de Ton/año aproximadamente, sustituyendo la importación de energía, y creando hasta la fecha 2798 fuentes de empleo directo, adicionalmente beneficiará a más de 136 mil habitantes. En el área de influencia del proyecto, gracias a la implementación de nuevas prácticas de compensación a través de programas de desarrollo integral y sostenible se han ejecutado proyectos de electrificación que implican el mejoramiento en los servicios eléctricos y de alumbrado público en los cantones de Pucará, Zaruma y Pasaje; ejecución de proyectos de infraestructura y vialidad específicamente la construcción e implementación de obras de seguridad y mejoramiento de vías; realización de estudios, construcción y mantenimiento de sistemas de servicios básicos y saneamiento, capacitación en mejoramiento de la productividad agraria y asesoría técnica agropecuaria, obras ejecutadas a través de la CELEC E.P. Unidad de Negocio ENERJUBONES [13]. Como se mencionó anteriormente, el proyecto consiste en la generación de energía eléctrica que se conectará a la red a partir de energías renovables, por la tanto pertenece al alcance sectorial número uno de los 15 alcances definidos por la Junta Ejecutiva (JE) para proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL).

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Una vez implementado, el proyecto aportará a la reducción de 680.475 t CO2/año. La generación hidroeléctrica utilizará equipo electromecánico conformado por turbinas Pelton de eje vertical, generadores trifásicos de eje vertical, transformadores de alta tensión, y líneas de transmisión para conexión con subestaciones de 230 kV. 3.5.2) Delsitanisagua El proyecto se encuentra ubicado en la provincia de Zamora Chinchipe, cantón Zamora. El Proyecto Hidroeléctrico Delsitanisagua de 180 MW de potencia aprovecha el potencial del Río Zamora, con un caudal medio anual de 47,3 m3/s aprovechables para su generación. A la fecha el proyecto presenta un avance del 62.86% (Agosto 2016), y durante su ejecución se han cumplido hitos importantes como el desvío del Río Zamora Dic13, Fin de excavación del túnel de carga Sep-15 y Terminación de la excavación del sistema de presión Enero-16. El proyecto está conformado por una presa de hormigón a gravedad de 35 metros de altura; un túnel de carga de 8 km de longitud y 4.10 m de diámetro interior; una chimenea de equilibrio compuesta por un pozo vertical de 66.50 m de altura y 12 m de diámetro en la parte inferior; un sistema de presión compuesto por un túnel de conexión entre la chimenea de equilibrio de 176 m de longitud y 4.10 m de diámetro; un pozo vertical de 275.60 m de altura y 4.10 m de diámetro; un tramo horizontal compuesto por un túnel revestido de hormigón de 64.15 m de longitud y 4.10 m de diámetro y tubería de presión blindada de 483.54 m de longitud y de 3.30 m de diámetro; y finalmente un tramo inclinado enterrado de 255 m de longitud y 2.90 m de diámetro que se encuentra con el distribuidor que suministra el caudal hacia los tres grupos de turbina generador Pelton de 60 MW cada uno, en la figura 34 se muestra la ubicación del proyecto [13].

Figura 34 Implantación General del Proyecto en el Río Zamora

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Proyecto Emblemático del Estado Ecuatoriano, que aportará con una energía media de 1411 GWh/año, apoyando a la búsqueda de autonomía energética, remplazando la generación térmica, reduciendo emisiones de CO2 en aproximadamente 0.48 millones de Ton/año, sustituyendo la importación de energía, y creando hasta la fecha 1531 fuentes de empleo directo, beneficiando directamente a más de 25 mil habitantes correspondientes al cantón Zamora. En el área de influencia del proyecto, gracias a la implementación de nuevas prácticas de compensación se ha realizado la dotación de suministro eléctrico a las parroquias de Sabanilla, Imbana y Zamora; terminación de la construcción de la última etapa de la casa comunal en el Barrio Rio Blanco, implementación de sistemas de agua potable y unidades básicas sanitarias, capacitación a la Asociación de Matarifes Emprendedores/as de la parroquia Sabanilla, obras que son ejecutadas a través de la CELEC E.P. Unidad de Negocio GENSUR [13]. 3.5.3) Manduriacu Se encuentra ubicado en las provincias de Pichincha e Imbabura, cantones Quito y Cotacachi. La Central Hidroeléctrica Manduriacu de 65MW de potencia, aprovecha las aguas del Río Guayllabamba, con un caudal medio anual de 168,9 m3/s aprovechables para generación. La Central está conformada por una presa a gravedad de hormigón convencional vibrado y rodillado de 61,4 m de alto, considerando desde la base de la cimentación hasta la corona de la presa, dos bocatomas planas de captación ubicadas en el cuerpo de la presa a la margen derecha del río, dos tuberías de presión de 4,50 metros de diámetro y 49,50 m de longitud. La casa de máquinas semienterrada, aloja dos grupos turbina-generador de tipo kaplan de 32,5 MW cada una, para un caudal total de 210 m3/s y una altura neta máxima de 33,70 m, la figura 35 representa la planta general de obras realizadas dentro del proyecto [13].

Figura 35 - Implantación General de Obras en el Río Guayllabamba

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La Central Hidroeléctrica Manduriacu se encuentra operando de forma normal y continua sobre la base de los requerimientos del sistema eléctrico ecuatoriano desde enero de 2015, la inauguración se llevó a cabo el 19 de marzo de 2015. Central que se encuentra aportando al Sistema Nacional Interconectado una energía de 379.49 GWh desde su entrada en operación a agosto de 2016, reduciendo emisiones de CO2 en aproximadamente 0.14 millones de Ton/año, sustituyendo la importación de energía, y creando durante su fase de construcción 2450 fuentes de empleo directo, adicionalmente beneficia a más de 10 mil habitantes correspondientes a las parroquias de Pacto y García Moreno. Su costo de construcción fue de USD 183,27 millones que incluyen obra civil y equipamiento (no incluye IVA, impuestos, administración, fiscalización y otros) En el área de influencia del proyecto, gracias a la implementación de nuevas prácticas de compensación se ha realizado el mejoramiento de vías, construcción y rehabilitación de puentes, construcción y equipamiento de Centros de Salud Rural, elaboración de estudios e implementación de sistemas de agua potable y alcantarillado, dotación de servicio eléctrico a las comunidades de Cielo Verde, Rio Verde, Sta. Rosa de Manduriacu, El Corazón, Chontal, Guayabillas, Sta. Rosa de Pacto, campañas de salud oral, nutrición y control epidemiológico, obras ejecutadas a través de la CELEC E.P. la figura 36 muestra como es la hidroeléctrica de Manduriacu.

Figura 36 – Central Hidroeléctrica Manduriacu

3.5.4) Mazar-Dudas El proyecto se encuentra ubicado en la provincia de Cañar, cantón Azogues. El Proyecto Hidroeléctrico Mazar Dudas de 21 MW de potencia, aprovecha el potencial Hidroenergético de los Ríos Pindilig y Mazar. El proyecto se compone de 3 aprovechamientos para la generación hidroeléctrica, los cuales son: Alazán (6.23 MW), San Antonio (7.19 MW) y Dudas (7.40 MW), con caudales medios anuales de: 3.69 m3/s, 4.66 m3/s y 2.90 m3/s respectivamente, aprovechables para su generación.

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El proyecto presenta un avance global de 86.03% (Agosto 2016), y durante su ejecución ha cumplido hitos importantes como: el inicio de Operación del Aprovechamiento Alazán en el mes de abril 2015. La Central Alazán aprovecha los caudales del río Mazar y de la quebrada Sipanche, sus captaciones son de tipo convencional conformadas por un azud, y una rejilla de fondo respectivamente, el caudal captado es transportado a través de una tubería de 3.1 km, la que también incluye dos túneles y un sifón hasta llegar a casa de máquinas donde se aloja una (1) unidad tipo Pelton, figura 37

Figura 37 Central Hidroeléctrica Mazar-Dudas

La Central San Antonio aprovecha los caudales del río Mazar, con una captación de rejilla de fondo ubicada aguas bajo de la casa de máquinas del Aprovechamiento Alazán, tiene una conducción de 4.1 km que incluye un túnel y cinco acueductos hasta llegar a casa de máquinas donde se aloja una (1) unidad tipo Pelton. La Central Dudas aprovecha los caudales del río Pindilig en las inmediaciones de la población San Pedro de Pindilig, con una captación de rejilla de fondo y una conducción de 5.3 km incluye un túnel de 220 m, dos sifones y un acueducto hasta llegar a casa de máquinas donde se aloja una (1) unidad tipo Pelton. El Proyecto Hidroeléctrico Mazar Dudas constituye un proyecto emblemático del Estado Ecuatoriano, el cual aportará una energía media de 125.4 GWh/año, fortaleciendo la soberanía energética. Entre los beneficios del proyecto están: sustitución de generación térmica, disminución de las emisiones de CO2 en aproximadamente 50.000 Ton/año, reducción en la importación de energía, se han creado hasta la fecha cerca de 1150 fuentes de empleo directo. Cabe señalar que en el mes de Julio del 2013, el Proyecto Mazar Dudas logró el registro internacional como Proyecto de Mecanismo de Desarrollo Limpio MDL, en la Organización de las Naciones Unidas. Las zonas aledañas al sitio de construcción del proyecto han sido beneficiadas con la ejecución de programas de desarrollo integral y sostenible como: manejo adecuado de desechos sólidos, mejoramiento de infraestructura educativa, proyectos de mejora en cuanto a la cobertura y servicio eléctrico de las parroquias Taday, Pindilig y Rivera, obras en el eje de construcción (mejoramiento y mantenimiento de 49

infraestructura y vialidad), obras de dotación de servicios básicos y saneamiento (alcantarillado y sistemas de agua potable), así como proyectos que incluyen capacitación en educación ambiental y mejoramiento de los sistemas productivos existentes. Cabe señalar que los mencionados programas han sido ejecutados por CELEC E.P. – Unidad de Negocio HIDROAZOGUES [13]. 3.5.5) Toachi Pilatón

El proyecto se encuentra ubicado en las provincias de Pichincha, Santo Domingo de los Tsáchilas y Cotopaxi, cantones Mejía, Santo Domingo de los Tsáchilas y Sigchos, figura 38 [20].

Figura 38 - Central Hidroeléctrica Toachi Pilatón

El Proyecto Hidroeléctrico Toachi Pilatón de 254.40 MW de potencia aprovecha el potencial de los Ríos Toachi y Pilatón, con un caudal medio anual de 41.30 m3/s y 28.65 m3/s respectivamente, aprovechables para su generación. El proyecto a la fecha presenta un avance de 92.90% (Agosto de 2016), y durante su ejecución ha cumplido hitos importantes como: desvío del Río Toachi/julio2012, desvío del Río Pilatón por los azudes/mayo-2014, finalización de la excavación y sostenimiento de casa de máquinas Sarapullo/julio-2014, terminación de excavación de casa de máquinas Alluriquín/febrero-2015, terminación de excavación del túnel Pilatón-Sarapullo/febrero-2015, finalización de excavación del túnel ToachiAlluriquín/Mayo-2015, a la fecha el proyecto se encuentra en proceso de montaje electromecánico de las unidades de la central Alluriquín y Sarapullo. El proyecto comprende dos aprovechamientos en cascada: Pilatón-Sarapullo, con la central de generación Sarapullo que se encuentra conformada por un azud vertedero, obras de toma, y un desarenador de cuatro cámaras, la conducción se la efectúa a través de un túnel de presión de 5.9 km de sección circular que transporta el caudal a la casa de máquinas subterránea prevista de 3 turbinas tipo Francis de eje vertical de 16.3 MW de potencia que aprovecha una caída de 149 m. El aprovechamiento Toachi-Alluriquín se encuentra constituido por una presa de 50

hormigón a gravedad de 60 m de altura, sobre el río Toachi, atravesada por la galería de interconexión del túnel de descarga de Sarapullo con el túnel de presión ToachiAlluriquín, la conducción de las aguas captadas en este aprovechamiento se las efectúa a través de un túnel de presión que tiene una longitud de 8.7 km de sección circular que transporta el caudal a la casa de máquinas subterránea y que está prevista de 3 turbinas Francis de eje vertical de 68 MW, aprovechando una caída de 235 m. A pie de presa de la central se ubica una minicentral de 1.4 MW, en la figura 39 se representa un diagrama esquemático de la estructura del proyecto.

Figura 39 - Diagrama Esquemático de la Estructura del Proyecto

Proyecto Emblemático del estado Ecuatoriano, aportará una energía media de 1120 GWh/año, fortaleciendo la soberanía energética, remplazando la generación térmica, reduciendo emisiones de CO2 en aproximadamente 0.43 millones de Ton/año, sustituyendo la importación de energía, y creando 2075 fuentes de empleo directo, adicionalmente beneficia a más de 471 mil habitantes correspondientes a los cantones Mejía, Santo Domingo y Sigchos. En el área de influencia del proyecto, gracias a la implementación de nuevas prácticas de compensación se han realizado estudios para implementación y mejoramiento de sistemas de agua potable y alcantarillado, dotación de suministro eléctrico a las comunidades de La Esperie, La Palma, Mirabad, Pampas Argentinas, Unión del Toachi, La Libertad de Alluriquín, Santa Rosa, Palo Quemado y Praderas del Toachi. Por otra parte se brinda asistencia técnica para el desarrollo de emprendimientos pecuarios, agrarios y turísticos, así como la dotación de material para el mejoramiento de las vías y controles de salud epidemiológica, obras ejecutadas a través de la CELEC E.P. Unidad de Negocio HIDROTOAPI [13]. 3.5.6) Quijos El proyecto se encuentra ubicado en la Provincia de Napo, cantón Quijos. El Proyecto Hidroeléctrico Quijos de 50 MW de potencia, aprovecha el potencial Hidroenergético de los Ríos Quijos y Papallacta, con un caudal medio anual de 12.99 m3/s y 16.16 m3/s respectivamente, aprovechables para generación. 51

El proyecto a la fecha presenta un avance de 46.72% (Agosto 2016). Las obras de captación en el Río Quijos consisten en un azud fijo del tipo de derivación lateral y un desarenador de doble cámara a cielo abierto, mientras que las obras de captación del Río Papallacta consisten en un azud con toma lateral, un desarenador de dos cámaras y un pozo de presión. Los túneles de conducción, que permiten transportar las aguas captadas tanto del río Papallacta como del Quijos, se unen y forman un túnel común de 3.4 km hasta llegar al sector de casa de máquinas de tipo superficial que alojará a tres turbinas tipo Francis de eje vertical de 17 MW de potencia, por cada unidad. Finalmente, las aguas turbinadas son devueltas al cauce natural la figura 40 representa la implantación general de obras realizadas en esta central hidroeléctrica.

Figura 40 - Implantación General de Obras

El Proyecto Hidroeléctrico Quijos constituye un Proyecto Emblemático del Estado Ecuatoriano, el cual aportará una energía media de 355 GWh/año, fortaleciendo la soberanía energética. Entre los beneficios del proyecto están: sustitución de generación térmica, reducción de emisiones de CO2 en aproximadamente 140.000 Ton/año, sustituyendo la importación de energía, se han creado hasta la fecha 436 fuentes de empleo directo. Cabe señalar que en el mes de septiembre de 2013, el Proyecto Quijos logró el registro internacional como proyecto de Mecanismo de Desarrollo Limpio, en la Organización de las Naciones Unidas. Las zonas aledañas al sitio de construcción del proyecto han sido beneficiadas con la ejecución de programas de desarrollo integral y sostenible como: rehabilitación y mantenimiento de infraestructura educativa, estudios para manejo ambiental de cuencas hídricas, implementación de sistemas de agua potable y alcantarillado, control epidemiológico, dotación de mobiliario a centros de salud y educativos, apoyo a la construcción de un relleno sanitario. Cabe señalar que los programas son ejecutados por CELEC E.P. – Unidad de Negocio COCA CODO SINCLAIR y benefician a más de 6.000 habitantes del Cantón Quijos [13]. 52

3.5.7) Sopladora La Central Hidroeléctrica Sopladora de 487 MW de potencia es el tercer proyecto del Complejo Hidroeléctrico del Río Paute, capta las aguas turbinadas de la Central Molino. El proyecto se encuentra ubicado en el límite provincial de Azuay y Morona Santiago, cantones Sevilla de Oro y Santiago de Méndez. Formó parte de las ocho centrales hidroeléctricas que construye el Gobierno de la Revolución Ciudadana, primordiales para el cambio de la Matriz Energética, objetivo fundamental para el desarrollo sustentable del país. La Central Hidroeléctrica, fue inaugurada el 25 de agosto de 2016 ante la presencia del Señor Presidente de la República del Ecuador. Conformada por una conexión directa entre los túneles de descarga de la Central Molino y el sistema de carga de la Central Sopladora. La conexión directa consta de un túnel de derivación de flujo que comunica con dos túneles de descarga hacia una cámara de interconexión subterránea que proveerá el volumen necesario para garantizar el ingreso de 150 m3/seg para el funcionamiento del sistema de generación que consta de tres 3 turbinas Francis de 165.24 MW, alojadas en la casa de máquinas subterránea.

Figura 41 Esquema General de Obras

Central Emblemática del estado Ecuatoriano, que aportará una energía media de 2800 GWh/año, apoyando a la búsqueda de autonomía energética, remplazando la generación térmica, reduciendo emisiones de CO2 en aproximadamente 1.09 millones de Ton/año, sustituyendo la importación de energía, generando 280 millones en ahorro por uso de combustibles fósiles, generando durante la fase de construcción 3258 fuentes de empleo directo, beneficiando a 16 millones de ecuatorianos. Durante su construcción 15 mil habitantes de la zona de influencia del proyecto, se beneficiaron mediante la implementación de nuevas prácticas de compensación a través de programas de desarrollo integral y sostenible se implementó proyectos en Conservación Ambiental que fomenta medidas de adaptación al Cambio Climático, construcción y adecuación de infraestructura educativa; proyectos en infraestructura y vialidad; mejoramiento y equipamiento de centros de salud, construcción y 53

mejoramiento de sistemas de agua potable y saneamiento, fortalecimiento de capacidades agropecuarias y capacitación en atención a turistas, obras ejecutadas por medio de la CELEC EP Unidad de Negocio HIDROPAUTE. Adicionalmente se han realizado inversiones en la construcción y adecuación de las vías Sevilla de Oro – San Pablo, San Pablo – Quebrada Guayaquil y Guarumales Méndez. Su costo de construcción es de USD 755 millones que incluyen, obras civiles, equipamiento, fiscalización, administración y otros (no incluye IVA e impuestos), la figura 42 muestra la central hidroeléctrica sopladora [13].

Figura 42 Central Hidroeléctrica Sopladora

4. Capítulo - Red de distribución La red de distribución de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función es el suministro de energía desde la subestación de distribución hasta los usuarios finales (medidor del cliente). Se lleva a cabo por los Operadores del Sistema de Distribución. Los elementos que conforman la red o sistema de distribución son los siguientes: Subestación de Distribución: conjunto de elementos (transformadores, interruptores, seccionadores, etc.) cuya función es reducir los niveles de alta tensión de las líneas de transmisión (o subtransmisión) hasta niveles de media tensión para su ramificación en múltiples salidas. Circuito Primario. Circuito Secundario. La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la red de transporte se realiza en dos etapas. La primera está constituida por la red de reparto, que, partiendo de las subestaciones de transformación, reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las estaciones transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas están comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están las estaciones transformadoras de 54

distribución, encargadas de reducir la tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión. La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV y con una característica muy radial. Esta red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población, gran industria, etc.), uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros de transformación, que son la última etapa del suministro en media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros es de baja tensión (125/220 ó 220/380 V1 ). Las líneas que forman la red de distribución se operan de forma radial, sin que formen mallas, al contrario que las redes de transporte y de reparto. Cuando existe una avería, un dispositivo de protección situado al principio de cada red lo detecta y abre el interruptor que alimenta esta red. La localización de averías se hace por el método de "prueba y error", dividiendo la red que tiene la avería en dos mitades y energizando una de ellas; a medida que se acota la zona con avería, se devuelve el suministro al resto de la red. Esto ocasiona que en el transcurso de localización se pueden producir varias interrupciones a un mismo usuario de la red [21]

4.1) Red de distribución en el Ecuador

De acuerdo a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), la distribución y comercialización de la energía eléctrica, se hará a través de Empresas, que tendrán un área geográfica de concesión exclusiva y que no podrán realizar actividades de generación o transmisión; salvo en aquellos casos de excepción que contempla la Ley. [22] En cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, se han negociado los contratos de concesión, con las empresas eléctricas distribuidoras para las cuales, se definieron las áreas de concesión correspondientes, cubriendo todo el territorio nacional. 1. Empresa Eléctrica Ambato, Regional Centro Norte S.A. 2. Empresa Eléctrica Azogues C.A. 3. Empresa Eléctrica de Bolívar C.A. 4. Empresa Eléctrica Regional Centro Sur C.A. 5. Empresa Eléctrica Provincial Cotopaxi S.A. 6. Empresa Eléctrica Regional El Oro S.A. 7. Empresa Eléctrica del Ecuador Inc. –Emelec8. Empresa Eléctrica Provincial Galápagos S.A. 9. Empresa Eléctrica Regional Guayas – Los Ríos S.A. 10. Empresa Eléctrica Esmeraldas S.A. 11. Empresa Eléctrica Los Ríos C.A. 12. Empresa Eléctrica Regional Manabí S.A. 55

13. Empresa Eléctrica Milagro C.A. 14. Empresa Eléctrica Regional Norte S.A. 15. Empresa Eléctrica Quito S.A. 16. Empresa Eléctrica Riobamba S.A. 17. Empresa Eléctrica Península de Santa Elena C.A. 18. Empresa Eléctrica Santo Domingo S.A. 19. Empresa Eléctrica Regional Sucumbíos S.A. 20. Empresa Eléctrica Regional del Sur S.A. La concesión conlleva la transferencia de los activos afectos al servicio público de distribución de energía eléctrica que actualmente son de propiedad de la Empresa Eléctrica del Ecuador Inc., a favor del nuevo concesionario . [9] Anillo eléctrico en Guayaquil Anillo eléctrico mega obra que garantiza la dotación de energía a Guayaquil.La construcción de la subestación de distribución eléctrica Caraguay normalizó el suministro de energía evitando los cortes prolongados o variaciones de voltaje que dañaban los electrodomésticos de la ciudadanía. La subestación eléctrica Caraguay forma parte del anillo eléctrico de 230 mil voltios que cubre a Guayaquil desde diciembre 2012, con la subestación Esclusas y la línea de transmisión Milagro-Las Esclusas, la cual comprende la construcción de tres megatorres que cruzarán el río Guayas. Las obras están a cargo de Transelectric, unidad de negocios de la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC), encargada de operar, monitorear y expandir el Sistema Nacional de Transmisión. En la figura 43 observamos la estación del anillo eléctrico en Guayaquil

Figura 43 Estación del anillo eléctrico

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El anillo eléctrico que protegerá a Guayaquil de los apagones comprende también la modernización de las subestaciones Salitral y Pascuales, la construcción de las subestaciones Nueva Prosperina, Policentro y Caraguay, y las líneas de transmisión Penitenciaría del Litoral, Trinitaria-Salitral, Las Esclusas-Trinitaria, Las Esclusas-Caraguay y Milagro-Las Esclusas, estas dos obras aún están en ejecución. El Ingeniero Servio Franco Tinoco, técnico de la subestación Caraguay, manifestó que las obras del anillo eléctrico Guayaquil dispondrá de un sistema de transmisión confiable y de calidad, garantizando el suministro de energía eléctrica para las empresas de distribución. La obra tiene un costo de 110 millones de dólares, y empezó a construirse desde el 2009, tras la modernización de la subestación El Salitral, la misma que tenía una capacidad de distribución muy pequeña y ocasionaba problemas. Esta obra trajo un impacto positivo por la mejora en la dotación de energía, mejorando el aspecto de la zona y su seguridad. Antes (los terrenos donde se levanta la subestación) esto era un solar vacío abandonado y una guarida de delincuentes. Con este proyecto del Estado ha mejorado el ornato y las empresas vecinas han adecentado su infraestructura”, dijo el funcionario. El ingeniero Franco Tinoco defendió la construcción de la subestación Caraguay y su línea de transmisión y aseguró que los postes de más de 30 metros tienen un diseño para que solo personal técnico pueda subir en ellos. “Realmente no ocasionamos ningún impacto ambiental; quizás visual, por las torres instaladas”, comentó. El ingeniero Tito Bravo, responsable de las líneas de transmisión del proyecto, agregó que el anillo eléctrico de Guayaquil tiene una extensión de 52 kilómetros de longitud, y resaltó el último tramo de la línea de transmisión Milagro-Las Esclusas. Según el Ingeniero Tito Bravo “Esta ruta nace en la subestación Milagro, pasa por las plantaciones de arroz de la zona de Taura y cruza el caudaloso Guayas, en la zona donde tiene un ancho de 2.500 metros con las torres de 155 metros para conectarse con la subestación Las Esclusas”. El técnico destacó la decisión política del Gobierno del Presidente de la República para levantar el anillo eléctrico de la urbe Huancavilca.que estuvo planteada peno no fue ejecutada por poder ejecutivo en anteriores pediodos. La línea de transmisión Milagro-Las Esclusas también tiene un cable de fibra óptica. Según Transelectric, Guayaquil consume el 40% de la energía del país, producida en las centrales hidroeléctricas (Paute, Agoyán y Daule-Peripa) y derivada a las distribuidoras en las ciudades. En la figura 43 se encuentra la distribución del anillo eléctrico para la ciudad de Guayaquil

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Figura 44 Distribución del anillo eléctrico

4.2) Voltajes de Transmisión Los voltajes de transmisión empleados son 230 kV en el anillo principal, ramales de 138 kV y sistemas radiales de 69 kV. Actualmente se analiza la posibilidad de incorporar una línea de 500 kV para evacuar la energía que se dispondrá luego de la entrada en operación comercial de los grandes proyectos de generación considerados en el Plan Maestro de Electrificación y para los enlaces internacionales. La tarifa de transmisión es cubierta únicamente por la demanda –distribuidores y grandes consumidores-, a través de un valor estampillado. El cargo por transporte es actualmente 0,3587 cUSD/kWh, valor que es aplicado a los distribuidores y grandes consumidores. Los generadores no pagan cargo por transporte. Para los autogeneradores, la regulación prevé un tratamiento similar al de una demanda para la componente de este que consume energía, y similar al de un generador para la componente de producción. En el caso de que ese autogenerador tenga excedentes, este puede colocarlos en el mercado a través de los mecanismos de comercialización vigentes en la normativa, y se le aplican las mismas reglas que para un generador, por el excedente que ponga a disposición. La distribución de la energía está a cargo de empresas con participación accionaria mayoritaria del Estado, que son consideradas en todos los aspectos como empresas públicas, excepto en lo societario. De conformidad con lo dispuesto por la ley pertinente. [23] 4.3) Exportación de Energía Con la inauguración del proyecto emblemático más importante del Ecuador el pasado mes de Noviembre la Central hidroeléctrica Coca-Codo Sinclair 58

conjuntamente con los otros proyectos de producción de energía eléctrica ya en funcionamiento. Ecuador exportará energía a Colombia y Perú por medio de la subestación eléctrica El Inga. Entro en funcionamiento el 7 de Diciembre del presente año el primer sistema de transmisión denominado de extra alto voltaje, ubicado en la subestación eléctrica El Inga, que permitirá evacuar la energía que se genera principalmente en las centrales hidroeléctricas Coca-Codo Sinclair y Sopladora, además de exportar energía renovable a Colombia y Perú. La subestación El Inga utiliza 17 hectáreas de un terreno ubicado en un sector del mismo nombre, al este de la capital ecuatoriana, y está formada por un tendido eléctrico de enormes torres y cables de 500 kilovoltios, que fortalecen al Sistema Nacional Interconectado que abastece a todo Ecuador. El vicepresidente del Ecuador Jorge Glas calificó como un “hito histórico” al funcionamiento del transformador, pues esta es la primera vez que en el país se trabaja con una potencia de 500 kV, lo que garantiza el acceso de energía a los ecuatorianos y un ahorro de aproximadamente 1.200 millones de dólares por año, cuando entren en funcionamiento los ocho proyectos hidroeléctricos que forman parte del cambio de la matriz energética. Agencia pública de noticias del Ecuador y Suramérica. [24]

Figura 45- Visita técnica sub Estación el Inga

Además, recalcó que en el futuro la nación andina tendrá suficiente energía renovable y amigable con el medio ambiente. “Los sistemas eléctricos no solo son cambios de matriz energética, sino también de matriz productiva porque genera ingresos al país”, precisó el segundo mandatario. El gobierno ecuatoriano invirtió cerca de 670 millones de dólares en la construcción de la subestación El Inga, y creó oportunidades de trabajo y obras para los habitantes del sector. La infraestructura forma parte de “la era de transformación del Ecuador”, según el ministro coordinador de Sectores Estratégicos, Rafael Poveda. 59

“Es un proyecto que es una especie de autopista para transmitir la energía eléctrica”, señaló. Para el vicepresidente “esto es parte esencial para la transmisión de energía para países vecinos” y agregó que, por el momento, desde el Ecuador ya se pueden exportar pequeñas cantidades de energía a Colombia, donde ya existe una sistema de interconexión. Uno similar se trabaja con Perú.

Figura 46- Subestación el Inga

La línea de transmisión de 500kv permite también mejorar la línea de exportación a otros países y, según Poveda, uno de los anhelos de Ecuador es la construcción de una línea de transmisión del mismo voltaje entre Colombia y Perú y, posteriormente, crear un corredor andino de energía entre Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Bolivia. “Vamos a tener una posibilidad muy grande de llevar energía hacia el sur, y el Ecuador podrá recibir en el futuro ingresos de hasta 200 millones de dólares por exportaciones de electricidad a los países vecinos”, señaló el ministro. Según Eduardo Barredo, gerente de Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC EP, el manejo de 500 kV atraviesa 12 provincias a nivel nacional, desde la Amazonía hasta la Costa Ecuatoriana y, por primera vez, el oriente ecuatoriano va a tener un voltaje de 230 mil voltios. A decir del ministro de Electricidad, Esteban Albornoz, la subestación de El Inga permite mejorar el servicio sobre todo en el centro y norte del país y se complementa con otras cuatro subestaciones que abastecen a todo el territorio. La nueva línea de transmisión de 500 kV dará mayor confiabilidad al sistema de transmisión, que en los últimos años se ha ido saturando por el crecimiento de la demanda de energía en el país. [24]

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5. Capitulo – Conclusiones 

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Ecuador en un país que contiene recursos hídricos en la mayor parte de su superficie los cuales el 30% de estos recursos son actualmente aprovechados con la creación de hidroeléctricas. La mayor parte de producción eléctrica del país provenía de energía térmica 49,1% la cual era creada en su mayoría con la quema de derivados del petróleo. Actualmente Ecuador produce 2700 MW en energía en energía renovable disminuyendo el uso de energía térmica en la matriz energética del país. La Central Hidroeléctrica Coca Codo Sinclair es la más representativa del país con una capacidad de producción de 1500 MV de capacidad. La repotenciación de los equipos que se realiza en el país por parte de CELEC. empresa estatal disminuye los costos de mantenimiento y tiempo de paralización. Ecuador exportó energía eléctrica a Colombia desde noviembre del 2016 a través de la red de distribución de 500 Kv. Las centrales Hidroeléctricas permiten una producción limpia renovable cediendo la generación de energía amigable con el medio ambiente. La implementación de nuevas fuentes de trabajo durante las fases de construcción y operación, en la zona de influencia del proyecto. La Hidroeléctrica Minas de San Francisco el más importante proyecto en el régimen hidrológico del Pacífico, lo que presenta la llamada complementariedad hidrológica con los proyectos orientales, lo que lo ha convertido en un proyecto estratégico para el País. Coordinación con los Gobiernos Locales, programas de mejoramiento para la reactivación económica del área de influencia para el buen vivir de los habitantes. La empresa propenderá al establecimiento de incentivos para la aplicación de iniciativas propias de los habitantes de la zona del proyecto o de sus organizaciones, tendientes a lograr la adecuada gestión ambiental en el país como otras enmarcadas en tecnologías y procedimientos ambientalmente sustentables. Enerjubones viene asignando la más alta prioridad, como medios para la Gestión Ambiental, a la educación y capacitación ambientales, como partes integradas a todas las fases, modalidades y asignaturas de la educación formal e informal y la capacitación en general. Enerjubones se encuentra inmersa en el proceso de registro del Proyecto Hidroeléctrico Minas- San Francisco, dentro del llamado mecanismo de desarrollo limpio (MDL), lo cual permitirá conseguir certificados de reducción de emisiones para ser comercializados y así cofinanciar la ejecución del proyecto.

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