La Central Hidroeléctrica Urrá I, está localizada en el departamento de Córdoba, al noroccidente de Colombia. Su acceso es vía terrestre, con una distancia de 110 kilómetros desde Montería (la ciudad capital) y de 30 kilómetros desde el municipio Tierralta.2
La principal fuente de abastecimiento de agua es el Río Sinú y sus afluentes, que nacen en el Parque nacional natural Paramillo, cubierto en su mayor parte por bosque húmedo tropical y con niveles de precipitación del orden de 3.000 mm/año, factores que contribuyen a mantener un caudal promedio de 340 m3/s. Desde su nacimiento, el río Sinú recorre 350 kilómetros hasta su desembocadura en el mar Caribe. El área de influencia directa de URRÁ I comprende la zona rural del municipio de Tierralta.
Cronología del Embalse[editar]
- 2 de octubre de 1992: Constitución de la Empresa Multipropósito de Urrá S.A.
- Abril de 1993: El INDERENA aprueba la Licencia Ambiental para la etapa de construcción del Proyecto Multipropósito Urrá I.
- 22 de julio de 1993: Iniciación de las obras civiles del proyecto Urrá.
- 13 de enero de 1996: Desviación del río Sinú en la Angostura de Urrá, necesaria para la construcción de la Presa.
- 18 de septiembre de 1997: Solicitud ante el Ministerio del Medio Ambiente, de la modificación de la Licencia Ambiental, para el llenado del embalse y operación de la Central Hidroeléctrica.
- Octubre de 1997: La Empresa Multipropósito de Urrá S.A. se transforma en una Empresa de Servicios Públicos (Empresa Urrá S.A. E.S.P.)
- 5 de octubre de 1999: Expedición de la Licencia Ambiental al Proyecto Hidroeléctrico Urrá I, para el llenado del embalse y operación, mediante Resolución No. 838.
- 15 de febrero de 2000: Entrada en operación comercial de la Central Hidroeléctrica,
- con la 1ª unidad de generación. A partir de esta fecha la Empresa Urrá inició la comercialización de la energía que produce la Central.
- 1 de abril de 2000: Entrada en operación de la 2º unidad de generación.
- 13 de mayo de 2000: Entrada en operación de la 3ª unidad de generación
- 15 de junio de 2000: Entrada en operación de la 4ª unidad de generación de la Central Hidroeléctrica Urrá I.
- 1 de julio de 2000: Inauguración de la Central Hidroeléctrica Urrá I.
- 2 de junio de 2001: Kimy Pernía, líder de los indígenas Embera Katío del alto Sinú y férreo opositor a la construcción de la represa hidroeléctrica de Urrá I, fue desaparecido y asesinado por paramilitares.
- 2 de mayo de 2007: El CIDET certifica a la Empresa Urrá S.A. E.S.P. en el Sistema de Gestión de la Calidad de la Norma NTC-ISO 9001:2000.
- 31 de diciembre de 2009: Culminación del proyecto Aumento de la Capacidad del Embalse.3
Datos técnicos[editar]
La capacidad instalada de la Central Hidroeléctrica Urrá I es de 340 MW distribuida en cuatro turbinas de 85 MW cada una, con una energía media de 1.421 GWh/año y una energía firme anual de 930 GWh/año.4
Rebosadero[editar]
Localizado sobre la margen derecha del Río Sinú. Su capacidad máxima de descarga es de 9.500 m3/s. Su longitud es de 196.4 metros con vertedero de ancho variable entre 120 metros en la cresta hasta 80 metros en la entrada al río. La Cota de rebose es de 130.5 msnm.
Estructura de Toma[editar]
Está compuesta por cuatro bocatomas (con un caudal de diseño por cada una de ellas de 175 m3/s), cuatro compuertas de servicio y una compuerta de guarda.
Embalse[editar]
El Río Sinú se represó a la altura de la angostura de Urrá, a 276 Km de su desembocadura. A raíz de la construcción del proyecto Aumento de la Capacidad del Embalse, finalizado en febrero de 2010, la descripción del embalse sufrió modificación.
Edificio de control[editar]
En este se desarrollan las funciones administrativas y cuenta con una sala especializada donde se coordinan y ejecutan las maniobras de control de la Central Hidroeléctrica Urrá I.
Presa[editar]
Conformada por un terraplén zonificado con núcleo central de gravas arcillosas y espaldones de gravas limpias. Su altura es de 73 metros terminando en una cresta de 660 metros de longitud y 12 metros de ancho.
Sistema de desviación[editar]
Localizado sobre la margen derecha del Río Sinú. Consta de un canal de aproximación, dos túneles paralelos de 7 metros de diámetro y longitud total de 1.183 metros, con una capacidad máxima de descarga por ambos túneles de 1.180 m3/s. El túnel No. 1 se encuentra sellado, este solo funcionó durante la etapa de construcción. En el túnel No. 2 se encuentra instalada la descarga de fondo con un sistema de compuertas deslizantes. El caudal de descarga máxima es de 317.4 m3/s.
Casa de Máquinas[editar]
De tipo superficial. Alberga cuatro conjuntos turbina-generador tipo Francis de 85 MW por unidad. Tiene una altura de 44 metros y 130 metros de largo, incluye una zona de montaje. La conducción de agua desde el embalse hasta las turbinas se realiza por cuatro túneles de carga con blindaje de acero, cada uno de los cuales tiene 6,5 metros de diámetro y 215 metros de longitud.
Canal de descarga[editar]
El agua una vez turbinada sale a través de un sistema de compuertas correspondientes a dos por cada unidad. El canal conduce el agua turbinada nuevamente al río y su caudal máximo evacuado es de 700 m3/s.
Dique Auxiliar[editar]
Localizado sobre la margen derecha del Río Sinú y contiguo a la presa. Posee una altura de 50 metros y una longitud de 600 metros. Sin embargo, esto no ha permitido que todos los daños ocasionados por la construcción de la represa sean resueltos. Eso hablando en cuanto a la infraestructura, ya que vale recordar las amenazas de líderes y al desaparición de personas de la región, los cuales se encontraban en contra del proyecto, ya que sabía de los grandes problemas ambientales y sociales que ocasionan este tipo de mega-proyectos.
Beneficios de la construcción[editar]
- Amortiguación de crecientes motivadas por grandes precipitaciones presentadas en el Parque Natural Nacional Paramillo, localizado aguas arriba del embalse.
- Aporte de potencia instalada al sistema energético nacional.
- Mejor confiabilidad al sistema eléctrico de la Costa Atlántica.
- Mejor confiabilidad al sistema de alimentación eléctrica de la ciudad de Montería y municipios vecinos.
- Transferencias por venta de energía, establecidas según la Ley 99 de 1993, por la cual la Empresa Urrá S.A. E.S.P. debe transferir recursos durante toda la operación hidroeléctrica, para la preservación y conservación de la cuenca aportante a los municipios de Tierralta, Valencia e Ituango, y a las corporaciones que tienen jurisdicción en la cuenca como son; Corporación Autónoma Regional de los Valles del Sinú y San Jorge CVS y Corantioquia.5
- Aporte a la energía de la ciudad y ciudades vecinas.
La Hidroeléctrica de Sogamoso, o más exactamente conocida como Hidroeléctrica del Río Sogamoso, Hidrosogamoso, es una central hidroeléctrica de Colombia, ubicada en el departamento de Santander, de propiedad de la empresa generadora de energía ISAGEN. Ubicada en el Río Sogamoso, donde este forma un cañón que conecta a la cadena montañosa conocida como Serranía de la Paz, 62 km aguas abajo de la confluencia de los ríos Suárez y Chicamocha y 75 km aguas arriba de la desembocadura del Río Magdalena. La represa tiene 190 m de alto y 345 m de ancho en la parte más alta, con un vertedero de 72 m de ancho y el embalse cubre unas 7.000 ha, convirtiéndose en el más grande del país.
Su jurisdicción está dividida entre los municipios de Girón, Betulia (donde se encuentran las instalaciones principales), Zapatoca, Los Santos y San Vicente de Chucurí. Tiene una capacidad de almacenamiento de 4.800 millones de m³ de agua y tres unidades de generación ubicados en una central subterránea. Será una de las 5 centrales de generación más grandes del país con una capacidad instalada de 820 MW que generará 5.056 MWh al año, suficiente para abastecer el 50% del consumo de una ciudad como Bogotá y equivalente al 10% de la energía que Colombia consume en un año.
Al ser el embalse de esta hidroeléctrica el más grande del país en cuanto a almacenamiento de agua, se busca que el sitio se convierta en un destino turístico de la región para la práctica de deportes como la pesca, los deportes acuáticos y para paseos recreativos en lanchas, motos acuáticas y yates. Se busca también que el embalse se convierta en el medio de subsistir para los habitantes que residen en los alrededores de la hidroeléctrica, bien sea ofreciendo servicios a los turistas o como pesca de subsistencia.
Historia del Embalse[editar]
- 1970: se hicieron los primeros estudios de prefactibilidad.
- 1994: a través de la Ley de Regalías se consiguieron 35 mil millones de pesos para los estudios de diseño
- 1997: se constituyó la Sociedad Promotora de Hidrosogamoso.
- 2005: La Electrificadora de Santander (ESSA) le vende el proyecto a ISAGEN
- 2009: se inicia la construcción de la presa
- 2011: se realiza el desvió del río y la construcción de las vías que sustituirán las que quedaran inundadas por el embalse
- 2014: empieza la generación de energía de la hidroeléctrica y su empalme al Sistema Eléctrico Nacional
- 2015: el 15 de enero, el presidente Juan Manuel Santos, realiza su inauguración oficial.
Hidroituango es el nombre del proyecto hidroeléctrico más grande en la historia de Colombia, está ubicado sobre el río Cauca entre el municipio de Ituango y el corregimiento de Puerto Valdivia. Su construcción inició en 2010 y se desconoce la fecha de inicio de operación, debido a graves inconvenientes técnicos, ambientales y políticos.
Ubicación y características[editar]
El proyecto de Hidroituango está ubicado al occidente de Colombia, en el departamento de Antioquia, a unos 171 kilómetros de Medellín, capital de este departamento, en tierras de los municipios de Briceño, Ituango y Toledo. Su construcción es con núcleo del suelo, y se espera que tenga una altura de 220 metros y un embalse de 70 kilómetros de largo, que contendría hasta 2.720 millones de metros cúbicos de agua. La casa de máquinas tendría instaladas ocho (8) turbinas capaces de generar 2.400 MW, lo que la convertiría en el proyecto hidroeléctrico más grande de Colombia.
Historia[editar]
El proyecto Hidroituango fue concebido inicialmente durante las décadas de 1960 y 1970 y ya en 1979 se hicieron los primeros estudios que mostraban la viabilidad de su construcción. Sin embargo fue en 1997, con la expedición por parte de la Asamblea de Antioquia de la Ordenanza 35 del 29 cuando se creó la “Sociedad Promotora de la Hidroeléctrica. Mas sin embargo la empresa Pescadero S.A.”, que se ha venido desarrollando lo concerniente a la capitalización del proyecto. Actualmente los principales socios del Proyecto Hidroituango en su orden son el Departamento de Antioquia y Empresas Públicas de Medellín. Hidroituango inundará 2 pequeños pueblos; Orobajo en Sabanalarga y el corregimiento Barbacoas en Peque.
Impacto ecológico y social[editar]
La construcción de la represa tiene graves consecuencias ecológicas, y hay familias desplazadas, ecologistas, grupos de jóvenes y locales preocupados que se oponen al proyecto. Este los puede perjudicar en muy corto tiempo. 4
Incidentes[editar]
Desde el mes de abril de 2018, se presentaron obstrucciones generalizadas en los túneles de desviación del río Cauca, por causas aún desconocidas en su totalidad;5 razón por la cual se presentó un llenado no programado e incontrolado del embalse, obstruyendo completamente la vía de comunicación al municipio de Ituango y causando el hundimiento parcial anticipado de los corregimientos de Orobajo (Sabanalarga) y Barbacoas en Peque, generando desplazamiento de la población que aún permanecía en el territorio.6
La situación se vio agravada días después por un posible riesgo de que el nivel del agua sobrepasara la presa, aún en construcción y esto generara una rotura que pudiera destruir el corregimiento de Puerto Valdivia y los municipios de Tarazá y Caucasia, junto con las cabeceras urbanas de Cáceres, Nechí y varios de sus corregimientos; razón por la cual se tomó la decisión de inundar la casa de máquinas (aún en construcción) con el fin de hacer que el río volviera a su cauce natural y evitar una tragedia; esta decisión, trajo sin embargo pérdidas incalculables al proyecto.7
A pesar de todas las medidas tomadas, el 12 de mayo de 2018 hubo un destaponamiento natural de uno de los túneles originales de desviación, lo que generó una creciente súbita del río que obligó la evacuación de una gran cantidad de población8; al bajar la creciente súbita, ésta generó graves daños al poblado de Puerto Valdivia, dejando centenares de damnificados y pérdidas materiales millonarias, entre ellas la destrucción de un histórico puente sobre el río Cauca que se convertía en su símbolo más reconocible y que permitió por primera vez el paso por tierra entre los departamentos de la costa atlántica y el interior del país a través del centro de Antioquia.
El 16 de mayo de 2018 se ordenó la evacuación preventiva de los pueblos de Puerto Valdivia, Puerto Raudal y El Quince en Valdivia, El Doce en Tarazá, la cabecera urbana de Cáceres y sus corregimientos Puerto Bélgica, Piamonte y Guarumo, sumados a la cabecera urbana de Caucasia y sus corregimientos Palanca, Palomar y Margento; además de parte de la zona urbana de Nechí y su corregimiento Colorado; debido a la alerta de una nueva creciente súbita, que se originó porque que la estructura de la casa de máquinas no pudo con el peso y la fuerza del agua del río Cauca, lo que terminó destruyendo el túnel y la caverna donde se alojaban los equipos.9 Más tarde la orden de evacuación se extendió hacia los municipios de Caimito y Guaranda en Sucre, junto con zonas rurales de San Benito Abad escalando la emergencia a un nivel nacional.10
Las aguas del río Cauca que se encontraban represadas y las que estaban en movimiento por uno de los túneles, causaron una fuerte avalancha que entró por estos canales e hicieron colapsar la casa se máquinas, considerado el cerebro de la que sería la planta de generación eléctrica Hidroituango. El presidente de la Asamblea de Antioquia, Santiago Manuel Martínez Mendoza, confirmó el hecho a través de sus redes sociales.11
En la mañana del 17 de mayo de 2018, la gerencia de EPM admitió que existe la posibilidad de que la presa se rompa debido a que el agua que está golpeando la base podría erosionar y desestabilizar la infraestructura12 por lo cual se elevó a 12 la cifra de municipios que deben iniciar proceso de evacuación en 4 departamentos del país, con una gran cantidad de corregimientos y poblados que se suman a los ya evacuados el 16 de mayo13.
El alcalde de Medellín señaló que de romperse la presa, se generaría una ola tipo tsunami14. Que dadas la magnitud del embalse sería de una cota máxima de 150 metros de altura la pared de agua. Por lo cual se suman a los pueblos y ciudades evacuadas con anterioridad, El Aro en Ituango, Raudal en Valdivia, la cabecera urbana de Tarazá y sus corregimientos Puerto Antioquia y Piedras; el corregimiento El Jardín-Tamaná en Cáceres, el corregimiento La Ilusión en Caucasia, el corregimiento Las Flores en Nechí y las cabeceras urbanas de los municipios de San Jacinto del Cauca y Achí en el departamento de Bolívar; así como Ayapel y su corregimiento El Cedro en el departamento de Córdoba, junto con zonas rurales de Briceño (Antioquia) y Majagual (Sucre).15
En total las zonas evacuadas y en alerta se encuentran en 4 departamentos, dentro de 12 municipios, incluidos 25 núcleos urbanos entre municipales y corregimentales, (entre los que se encuentran las ciudades de Caucasiay Tarazá, unas de las más importantes de Antioquia) además todas las veredas y comunidades rurales adyacentes al río Cauca aguas abajo del proyecto. El peligro latente se aumentó debido a la temporada de lluvias torrenciales que está viviendo el país ya que el río Cauca es receptor de miles de arroyos y quebradas, cientos de las cuales aportan un gran caudal; añadiendo de que existen casi 100 ríos de proporciones considerables que desembocan al Cauca aguas arriba de Hidroituango (ver lista abajo) y que gracias a la temporada de lluvias, estuvieron haciendo aportes significativamente altos de sedimentos y agua al Cauca, dificultando las medidas de mitigación y subiendo de manera incontrolada el nivel del embalse en la presa que aún no se termina.16 Advirtiendo esto, se ha hablado que podría convertirse en un desastre sin precedentes en la historia de Colombia17, donde algunos expertos proyectan que tiene el potencial para ser la segunda catástrofe más grande de la ingeniería mundial en todos los tiempos.18 Existe un peligro latente para más de 120.000 personas.19
El 18 de mayo de 2018, el nivel de caudal del río comenzó a descender cerca de un 20% lo que mejoró significativamente el nivel de evacuación de la presa y ha acelerado los trabajos de contingencia.20 Sin embargo el nivel de alerta sigue al máximo, al punto de que el ministerio de transporte ordenó ese mismo día el cierre total de la Ruta Nacional 25 (Troncal de Occidente) entre los tramos Yarumal-Caucasia.21
El 21 de mayo de 2018, luego de trabajar en la construcción de la presa, con condiciones del río especialmente favorables; se presenta un nuevo incidente en uno de los túneles taponados; de manera que se inician los protocolos en atención a una nueva emergencia.22
Afluentes más importantes del río Cauca aguas arriba de Hidroituango[editar]
Esta lista recoge a los principales ríos que aportan de manera significativa caudal y sedimentos al río Cauca, antes del proyecto Hidrotiuango.
Datos Técnicos[editar]
- CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES OBRAS DE RETENCIÓN
- PRESA
- Tipo: Enrocado con núcleo de tierra
- Altura: 225 metros
- Volumen: 19 millones de m3
- Volumen total: 2.720 millones de m3
- Área inundada: 3800 hectáreas
- Longitud: 79 kilómetros
- Caudal medio del río: 1010 metros3/segundo
- Tipo: Canal abierto controlado con compuertas radiales
- Caudal de diseño: 22.600 metros3/por segundo
- DESVIACIÓN
- Desviación: 2 túneles de1.035 y 1.270 m
- CARACTERÍSTICAS DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS
- TURBINAS
- Potencia nominal: 8 turbinas de 307 MW
- Salto neto nominal: 197 m
- Caudal de diseño: 169 m3/seg
- Velocidad de rotación: 180 revoluciones / minuto
- Capacidad nominal: 8 de 337 MVA
- Voltaje de generación: 18 KV
- Factor de potencia: 0,9
- Tipo: Encapsulada
- Voltaje: 500 KV
- DATOS DE GENERACIÓN
- Capacidad instalada: 2400 MW.
- Energía media: 14.040 GWh/año
- Energía firme: 9.200 GWh/año
- Tipo: Monofásico
- Cantidad: 25
- 112 MVA
La Central Hidroeléctrica San Carlos es la central eléctrica con mayor capacidad instalada en Colombia, con 1240 MW.1 Está ubicada en el municipio de San Carlos, en el departamento de Antioquia, 150 km al este de Medellín, siendo propiedad de ISAGEN S.A E.S.P..
Está localizada en jurisdicción del municipio de San Carlos, cerca al corregimiento El Jordán. Con más de 30 años de operación comercial, continúa siendo la de mayor capacidad instalada del país, con 1.240 MW, distribuidos en ocho unidades de 155 MW cada una y con la infraestructura necesaria para la instalación de dos unidades adicionales. Su primera etapa entró en funcionamiento en 1984 y la segunda en 1987.
Obras civiles[editar]
La central San Carlos tiene el embalse Punchiná que se encuentra localizado sobre los ríos San Carlos y Guatapé, la presa es del tipo gravedad en tierra con 70 m de altura y 800 m de longitud, formando un embalse con una capacidad de 61,67 Mm3, de los cuales 53,21 Mm3 son de embalse útil.
El embalse cuenta con una descarga de fondo controlada por compuertas deslizantes que aprovecha el túnel que se usó para la desviación del río durante la construcción de la presa. El vertedero de la presa es del tipo libre con un canal superficial de concreto, diseñado para evacuar la creciente máxima probable estimada de 7.200 m3/s
Generadores[editar]
La central tiene 8 turbinas tipo PELTON con las siguientes características cada una:
La central San Carlos cuenta con ocho turbinas tipo Pelton de eje vertical, seis chorros, caudal nominal de 32,7 m3/s, caída media de 554 m, para una potencia nominal de 170 MW girando a 300 rpm. Estas turbinas están acopladas a generadores sincrónicos de 170 MVA de potencia nominal con factor de potencia de 0,95 y tensión de salida de 16,5 kV.
Cada turbina posee una válvula esférica de 1,90 m de diámetro y 68 toneladas de peso con un tiempo de cierre de 120 segundos y diseñada para operar con flujo. La energía producida por los ocho generadores es entregada a cuatro bancos de tres transformadores monofásicos de 109/122 MVA que elevan la tensión al nivel de transmisión de 230 kV. Para la conexión de los generadores a los transformadores se utilizan interruptores de potencia con una capacidad de interrupción trifásica de 4.000 MVA a tensión nominal de 16,5 kV. De cada uno de los bancos de transformadores de potencia sale un circuito trifásico de 230 kV en cables monopolares aislados en papel impregnado de aceite. Los circuitos tienen una longitud promedio de 450 m instalados en 2 pozos inclinados que realizan un recorrido desde la caverna de transformadores hasta una estructura exterior en donde los cables empalman con dos líneas aéreas a doble circuito a 230 kV que van hasta la subestación distante 2,5 km. La planta cuenta con un nuevo sistema de supervisión y control cuya modernización finalizó en 2011, facilitando la operación, supervisión y seguimiento de las condiciones operativas de las unidades.
El Sistema de Supervisión y Control General de la Central Hidroeléctrica San Carlos cubre los diferentes niveles de control de campo y las interfaces con los niveles superiores de control, que han permitido aumentar la disponibilidad y la confiabilidad de la operación de la Central y la posibilidad de operar desde los tableros de control de cada una de las unidades en donde se cuenta con interfaces hombre-máquina IHM, y controladores de proceso redundantes que permiten la completa funcionalidad de las unidades y la supervisión del proceso.
Conexión al sistema de transmisión nacional[editar]
La generación de la central San Carlos es entregada al Sistema de Transmisión Nacional, STN, para ser llevada a los centros de consumo del Sistema de Transmisión Nacional, utilizando dos subestaciones de 500 kV y una de 230 kV que tiene configuración de interruptor y medio.
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