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para el curso de centrales electricas
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INGENIERÍA MECÁNICA – IX CICLO
ING. MECÁNICA
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
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INGENIERÍA DE
MANTENIMIENTO
E.A.P. INGENIERÍA MECÁNICA
TEMA: OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE
CENTRALES HIDROÉLECTRICAS
DONCENTE: ING. IVO MARILUZ
ALUMNOS:
CAVERO ORTEGA JOSE
GONZALES QUINTANA POOL
PRETEL DIAZ CHARLTON
SICCHA MACHADO SIMAEL
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
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I. INDICE
1. Índice.
2. Introducción
3. Objetivos generales y específicos. 4. Descripción de la infraestructura 5. Descripción de los procesos de operación.
6. Características técnicas de funcionamiento 7. Aplicaciones del tema propuesto en la actividad industrial o de servicios
8. Proceso de mantenimiento correctivo y preventivo y predictivo
9. Cuadro de fallas posibles y de las acciones correctivas a aplicarse
10. Observaciones y sugerencias para optimizar los procesos y el mantenimiento.
11. Cálculo de los principales parámetros de los procesos de operación y de
mantenimiento.
12. Fuentes de información y bibliografía especificadas.
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
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II. INTRODUCCIÓN
Centrales eléctricas
Definición de central eléctrica
Una central eléctrica es una instalación capaz de convertir la energía mecánica en energía eléctrica.
Las principales fuentes de energía son el agua, el gas, el uranio, el viento y la energía solar. Estas fuentes de energía primaria para mover los álabes de una turbina, que a su vez está conectada en un generador eléctrico.
Hay que tener en cuenta que hay instalaciones de generación donde no se realiza la transformación de energía mecánica en electricidad como, por ejemplo:
Los parques fotovoltaicos, donde la electricidad se obtiene de la transformación directa de la radiación solar.
Las pilas de combustible o baterías, donde la electricidad se obtiene directamente a partir de la energía química.
Central Térmica de Ciclo Combinado San Adrian
Tipos de centrales eléctricas
Una buena forma de clasificar las centrales eléctricas es haciéndolo en función de la fuente de energía primaria que utilizan para producir la energía mecánica necesaria para generar electricidad:
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Centrales hidroeléctricas: el agua de una corriente natural o artificial, por el efecto de un desnivel, actúa sobre las palas de una turbina hidráulica.
Centrales térmicas convencionales: el combustible fósil (carbón, fueloil o gas) es quemado en una caldera para generar energía calorífica que se aprovecha para generar vapor de agua. Este vapor (a alta presión) acciona las palas de una turbina de vapor, transformando la energía calorífica en energía mecánica.
Centrales térmicas de ciclo combinado: combina dos ciclos termodinámicos. En el primero se produce la combustión de gas natural en una turbina de gas, y en el segundo, se aprovecha el calor residual de los gases para generar vapor y expandirlo en una turbina de vapor.
Centrales nucleares: la fisión de los átomos de uranio libera una gran cantidad de energía que se utiliza para obtener vapor de agua que, a su vez, se utiliza en un grupo turbina-alternador para producir electricidad.
Centrales eólicas: la energía cinética del viento se transforma directamente en energía mecánica rotatoria mediante un aerogenerador.
Centrales termoeléctricas solares: la energía del Sol calienta un fluido que transforma en vapor otro segundo fluido, que acciona la turbina-alternador que consigue el movimiento rotatorio y así, generar electricidad.
Centrales de biomasa o de residuos sólidos urbanos (RSU): utilizan el mismo esquema de generación eléctrica que una central térmica convencional. La única diferencia es el combustible utilizado en la caldera, que proviene de nuestros residuos.
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del agua almacenada y convertirla, primero en energía mecánica y luego en eléctrica.
El esquema general de una central hidroeléctrica puede ser: Esquema Central Hidroeléctrica.
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Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina una cierta energía potencial acumulada. El paso del agua por la turbina desarrolla en la misma un movimiento giratorio que acciona el alternador y produce la corriente eléctrica.
Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son evidentes:
a. No requieren combustible, sino que usan una forma renovable de energía, constantemente repuesta por la naturaleza de manera gratuita.
b. Es limpia, pues no contamina ni el aire ni el agua. c. A menudo puede combinarse con otros beneficios, como riego, protección
contra las inundaciones, suministro de agua, caminos, navegación y aún ornamentación del terreno y turismo.
d. Los costos de mantenimiento y explotación son bajos. e. Las obras de ingeniería necesarias para aprovechar la energía hidráulica
tienen una duración considerable. f. La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura, que puede
ponerse en marcha y detenerse con rapidez y requiere poca vigilancia siendo sus costes de mantenimiento, por lo general, reducidos.
Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas:
a. Los costos de capital por kilovatio instalado son con frecuencia muy altos. b. El emplazamiento, determinado por características naturales, puede estar
lejos del centro o centros de consumo y exigir la construcción de un sistema de transmisión de electricidad, lo que significa un aumento de la inversión y en los costos de mantenimiento y pérdida de energía.
c. La construcción lleva, por lo común, largo tiempo en comparación con la de las centrales termoeléctricas.
d. La disponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estación y de año en año.
Tipo de Centrales Hidroeléctricas
Central Hidroeléctrica de Pasada
Una central de pasada es aquella en que no existe una acumulación apreciable de agua "corriente arriba" de las turbinas. En una central de este tipo las turbinas deben aceptar el caudal disponible del río "como viene", con sus variaciones de estación en estación, o si ello es imposible el agua sobrante se pierde por rebosamiento. En ocasiones un embalse relativamente pequeño bastará para impedir esa pérdida por rebosamiento.
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El esquema de una central de este tipo puede ser el siguiente:
En la misma se aprovecha un estrechamiento del río, y la obra del
edificio de la central (casa de máquinas) puede formar parte de la
misma presa.
El desnivel entre "aguas arriba" y "aguas abajo", es reducido, y si bien
se forma un remanso de agua a causa del azud, no es demasiado
grande.
Este tipo de central, requiere un caudal suficientemente constante para
asegurar a lo largo del año una potencia determinada.
Central Hidroeléctrica con Embalse de Reserva
En este tipo de proyecto se embalsa un volumen considerable de líquido "aguas arriba" de las turbinas mediante la construcción de una o más presas que forman lagos artificiales.
El embalse permite graduar la cantidad de agua que pasa por las turbinas. Del volumen embalsado depende la cantidad que puede hacerse pasar por las turbinas.
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Con embalse de reserva puede producirse energía eléctrica durante todo el año aunque el río se seque por completo durante algunos meses , cosa que sería imposible en un proyecto de pasada.
Las centrales con almacenamiento de reserva exigen por lo general una inversión de capital mayor que las de pasada, pero en la mayoría de los casos permiten usar toda la energía posible y producir kilovatios-hora más baratos.
Pueden existir dos variantes de estas centrales hidroeléctricas:
a. La de casa de máquina al pie de la presa: En las figuras siguientes observamos en PLANTA y CORTE el esquema de una central de este tipo:
La casa de máquinas suele estar al pie de la presa, como ilustra el dibujo, en estos tipos de central, el desnivel obtenido es de carácter mediano.
b. Aprovechamiento por derivación del agua:
En las figuras siguientes tenemos un esquema en PLANTA y CORTE de una central de este tipo:
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Centrales Hidroeléctricas de Bombeo
Las centrales de bombeo son un tipo especial de centrales hidroeléctricas
que posibilitan un empleo más racional de los recursos hidráulicos de un
país.
Disponen de dos embalses situados a diferente nivel. Cuando la demanda de energía eléctrica alcanza su máximo nivel a lo largo del día, las centrales de bombeo funcionan como una central convencional generando energía. Al caer el agua, almacenada en el embalse superior, hace girar el rodete de la turbina asociada a un alternador.
Después el agua queda almacenada en el embalse inferior. Durante las horas del día en la que la demanda de energía es menor el agua es bombeada al embalse superior para que pueda hace el ciclo productivo nuevamente.
Para ello la central dispone de grupos de motores-bomba o, alternativamente, sus turbinas son reversibles de manera que puedan funcionar como bombas y los alternadores como motores.
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III. OBJETIVOS
i. GENERAL
Determinar las operaciones y el mantenimiento de una central hidroeléctrica.
ii. ESPECIFICOS
1. Describir la infraestructura y los procesos de operación de una central
hidroeléctrica.
2. Aplicar los conceptos de mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo en una
central hidroeléctrica.
3. Determinar las posibles fallas y las acciones correctivas a aplicarse en una central
hidroeléctrica.
4. Proponer formas de optimizar los procesos y el mantenimiento en una central
hidroeléctrica.
IV. DESCRIPCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA
DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
La presa, que se encarga de contener el agua de un río y almacenarla en
un embalse.
Rebosaderos, elementos que permiten liberar parte del agua que es
retenida sin que pase por la sala de máquinas.
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Destructores de energía, que se utilizan para evitar que la energía que
posee el agua que cae desde los salientes de una presa de gran altura
produzcan, al chocar contra el suelo, grandes erosiones en el terreno.
Básicamente encontramos dos tipos de destructores de energía:
Los dientes o prismas de cemento, que provocan un aumento de
la turbulencia y de los remolinos.
Los deflectores de salto de esquí, que disipan la energía haciendo
aumentar la fricción del agua con el aire y a través del choque con el
colchón de agua que encuentra a su caída.
Sala de máquinas. Construcción donde se sitúan las máquinas (turbinas,
alternadores…) y elementos de regulación y control de la central.
Turbina. Elementos que transforman en energía mecánica la energía
cinética de una corriente de agua. Éstas son máquinas de fluido, a través
de las cuales pasa un fluido en forma continua y éste le entrega su energía
a través de un rodete con paletas o álabes. La turbina es un motor rotativo
que convierte en energía mecánica la energía de una corriente de agua,
vapor de agua o gas. El elemento básico de la turbina es la rueda o rotor,
que cuenta con palas, hélices, cuchillas o cubos colocados alrededor de su
circunferencia, de tal forma que el fluido en movimiento produce una fuerza
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tangencial que impulsa la rueda y la hace girar. Esta energía mecánica se
transfiere a través de un eje para proporcionar el movimiento de una
máquina, un compresor, un generador eléctrico o una hélice.
Alternador. Tipo de generador eléctrico destinado a transformar la energía
mecánica en eléctrica.
Conducciones. La alimentación del agua a las turbinas se hace a través de
un sistema complejo de canalizaciones.
En el caso de los canales, se pueden realizar excavando el terreno o de forma
artificial mediante estructuras de hormigón. Su construcción está siempre
condicionada a las condiciones geográficas. Por eso, la mejor solución es construir
un túnel de carga, aunque el coste de inversión sea más elevado.
La parte final del recorrido del agua desde la cámara de carga hasta las turbinas
se realiza a través de una tubería forzada. Para la construcción de estas tuberías
se utiliza acero para saltos de agua de hasta 2000m y hormigón para saltos de
agua de 500m.
Válvulas, dispositivos que permiten controlar y regular la circulación
del agua por las tuberías. Una válvula hidráulica es un mecanismo que
sirve para regular el flujo de fluidos. Las válvulas que se utilizan en obras
hidráulicas son un caso particular de válvulas industriales ya que
presentan algunas características únicas y por tanto merecen ser
tratadas de forma separada. Las válvulas usadas para centrales
hidroeléctricas son las siguientes:
- Válvulas para descarga de fondo en presas
- Válvulas disipadoras de energía.
- Válvulas para regular el caudal en una toma.
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- Válvulas para regular la entrada de agua a la turbina
- Válvulas tipo aguja.
Chimeneas de equilibrio: son unos pozos de presión de las turbinas
que se utilizan para evitar el llamado “golpe de ariete”, que se produce
cuando hay un cambio repentino de presión debido a la apertura o cierre
rápido de las válvulas en una instalación hidráulica.
Una tubería forzada es la tubería que lleva el agua a presión desde el
canal o el embalse hasta la entrada de la turbina.
La Presa
La presa es el primer elemento que encontramos en una central hidroeléctrica. Se
encarga de contener el agua de un río y almacenarla en un embalse.
Con la construcción de una presa se consigue un determinado desnivel de agua,
que es aprovechado para conseguir energía. La presa es un elemento esencial y
su forma depende principalmente de la orografía del terreno y del curso del agua
donde se tiene que situar.
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Las presas se pueden clasificar, según el material utilizado en su construcción, en
presas de tierra y presas de hormigón.
Las presas de hormigón son las más resistentes y las más utilizadas. Hay tres
tipos de presas de hormigón en función de su estructura:
Presas de gravedad. Son presas de hormigón triangulares con una base
ancha que se va haciendo más estrecha en la parte superior. Son
construcciones de larga duración y que no necesitan mantenimiento. La
altura de este tipo de presas está limitada por la resistencia del terreno.
Presa de vuelta. En este tipo de presas la pared es curva. La presión
provocada por el agua se transmite íntegramente hacia las paredes del
valle por el efecto del arco. Cuando las condiciones son favorables, la
estructura necesita menos hormigón que una presa de gravedad, pero es
difícil encontrar lugares donde se puedan construir.
Presas de contrafuertes. Tienen una pared que soporta el agua y una
serie de contrafuertes o pilares de forma triangular, que sujetan la pared y
transmiten la carga del agua a la base.
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La Turbina Hidráulica
Las turbinas hidráulicas son el elemento fundamental para el aprovechamiento de
la energía en las centrales hidráulicas. Transforman en energía mecánica la
energía cinética (fruto del movimiento) de una corriente de agua.
Su componente más importante es el rotor, que tiene una serie de palas que son
impulsadas por la fuerza producida por el agua en movimiento, haciéndolo girar.
Las turbinas hidráulicas las podemos clasificar en dos grupos:
Turbinas de Acción. Son aquellas en las que la energía de presión del
agua se transforma completamente en energía cinética. Tienen como
característica principal que el agua tiene la máxima presión en la entrada y
la salida del rodillo.
Un ejemplo de este tipo son las turbinas Pelton.
Turbinas de Reacción. Son las turbinas en que solamente una parte de la
energía de presión del agua se transforma en energía cinética. En este tipo
de turbinas, el agua tiene una presión más pequeña en la salida que en
la entrada.
Un ejemplo de este tipo son las turbinas Kaplan.
Las turbinas que se utilizan actualmente con mejores resultados son las turbinas
Pelton, Francis y Kaplan. A continuación se enumeran sus características
técnicas y sus aplicaciones más destacadas:
Turbina Pelton. También se conoce con el nombre de turbina de presión.
Son adecuadas para los saltos de gran altura y para los caudales
relativamente pequeños. La forma de instalación más habitual es la
disposición horizontal del eje.
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Turbina Francis. Es conocida como turbina de sobrepresión, porque la
presión es variable en las zonas del rodillo. Las turbinas Francis se pueden
usar en saltos de diferentes alturas dentro de un amplio margen de
caudal, pero son de rendimiento óptimo cuando trabajan en un caudal entre
el 60 y el 100% del caudal máximo.
Pueden ser instaladas con el eje en posición horizontal o en posición vertical pero,
en general, la disposición más habitual es la de eje vertical.
Turbina Kaplan. Son turbinas de admisión total y de reacción. Se usan en
saltos de pequeña altura con caudales medianos y grandes.
Normalmente se instalan con el eje en posición vertical, pero también se
pueden instalar de forma horizontal o inclinada.
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V. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE
OPERACION
1. Controlar en la planta de una central hidroeléctrica el estado de las instalaciones y los parámetros del proceso en general para asegurar las condiciones óptimas de funcionamiento con criterios de fiabilidad, eficiencia energética y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones. 1.1 Determinar la situación y comportamiento operativo de válvulas, turbinas, generadores, cojinetes, distribuidores, servomotores, bombas, compresores, desagües, sistemas eléctricos, sistemas de control, instrumentación y demás equipos a partir de la información obtenida en planta. 1.2 Determinar los caudales, presiones, niveles, temperaturas, ruidos, vibraciones, posición de válvulas, compuertas, ataguías y finales de carrera y demás parámetros del proceso a partir de las medidas que proporcionan los diversos instrumentos de campo y las observaciones realizadas en la planta. 1.3 Identificar los valores de ajuste y los valores límites correspondientes a cada parámetro fundamental del proceso detectando, en su caso, los desvíos o anomalías. 1.4 Detectar las pérdidas de lubricantes, caudal ecológico y demás factores relacionados con el control medioambiental aplicando acciones correctoras inmediatas, a fin de evitar las afecciones perjudiciales al medio ambiente. 1.5 Efectuar el seguimiento y diagnosis del funcionamiento de la central utilizando las bases de datos históricos y protocolos establecidos. 1.6 Proponer los cambios en los parámetros o procedimientos de operación que supongan mejoras en el funcionamiento de la instalación y puedan lograr avances en materia de eficiencia energética, fiabilidad, eficacia o seguridad de los procesos para su consideración. 1.7 Realizar los programas de supervisión de centrales para asegurar el correcto funcionamiento de la planta.
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1.8 Elaborar los informes sobre el estado e incidencias relacionadas con la toma de agua, avenidas, aforadores, estanqueidad, galerías y otros componentes de la central según el procedimiento establecido.
2. Controlar la operación de equipos tanto en funcionamiento ordinario como en paradas y arranques con criterios de fiabilidad, eficiencia energética y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones. 2.1 Supervisar las maniobras en compuertas, ataguías, válvulas, reguladores, interruptores eléctricos, bombas y otros elementos de maniobra comprobando que se ejecutan según la secuencia establecida en los procedimientos, con las medidas de seguridad requeridas y en coordinación con los responsables de operación en la sala de control. 2.2 Supervisar los rodajes de turbina, maniobras de sincronización, acoplamiento, desacoplamiento y variaciones de carga comprobando que se realizan según procedimientos establecidos. 2.3 Observar rigurosamente los protocolos, limitaciones y condiciones de arranque, variaciones de carga, funcionamiento y parada de turbinas y otros equipos fundamentales, prestando especial atención a los parámetros significativos de que el proceso se ejecuta en condición segura. 2.4 Efectuar la vigilancia de niveles, caudales, presiones, temperaturas y demás parámetros eléctricos e hidráulicos del proceso, de modo continuo y comprobando que están en consonancia con los valores de referencia. 2.5 Detectar las situaciones anómalas o de riesgo potencial para las personas, medio ambiente, instalaciones, o para la estabilidad del proceso, adoptando las medidas adecuadas para recuperar la condición segura, transmitiendo la información a los responsables del centro de control.
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3. Verificar que las pruebas periódicas en equipos y sistemas de la central hidroeléctrica se realizan de acuerdo a los procedimientos establecidos. 3.1 Efectuar las pruebas de actuación de las protecciones tales como alarmas y disparos según procedimientos establecidos. 3.2 Garantizar la coordinación con el centro de control de la central hidroeléctrica, utilizando los procedimientos de comunicación correspondientes. 3.3 Adoptar las medidas de seguridad en la realización de pruebas de equipos. 3.4 Proponer las modificaciones en los procedimientos de prueba, instrucciones de operación, procedimientos de descargo o instrucciones de seguridad, que de acuerdo con la experiencia adquirida se consideren apropiadas, utilizando los procedimientos de comunicación correspondientes. 3.5 Organizar las maniobras y procedimientos para la rotación de equipos duplicados con la menor interferencia posible en el proceso de producción.
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4. Controlar la inhabilitación temporal o descargos de equipos y sistemas, tanto eléctricos como hidráulicos con criterios de fiabilidad, eficiencia energética y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones 4.1 Planificar las operaciones a realizar en la inhabilitación temporal o descargo de equipos y sistemas. 4.2 Comprobar el adecuado aislamiento eléctrico, puesta a tierra, ventilación, posicionamiento y enclavamiento de compuertas y ataguías, válvulas de aislamiento y drenaje para asegurar las condiciones óptimas de intervención aplicando las cinco reglas de oro y los procedimientos y normas establecidos. 4.3 Efectuar la certificación de que el equipo o sistema queda dispuesto, debidamente señalizado y en condición totalmente segura para que pueda ser intervenido, en coordinación con el responsable del centro de control, aplicando las cinco reglas de oro y los procedimientos y normas establecidos. 4.4 Asegurar la recuperación de las condiciones iniciales y la disposición correcta del equipo o sistema para su puesta en servicio una vez solicitado el levantamiento del descargo y cumplidas todas las condiciones y protocolos establecidos.
5. Organizar y supervisar los procesos de mantenimiento en las instalaciones de centrales hidroeléctricas con criterios de fiabilidad, eficiencia energética y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones, a partir de documentación técnica y administrativa. 5.1 Establecer los criterios para la comprobación del estado general de los equipos en lo que afecte a su eficiente funcionamiento nominal con el objetivo de conseguir que la mayor parte del mantenimiento sea de tipo preventivo. 5.2 Elaborar las especificaciones de los distintos materiales y equipos empleados en el mantenimiento de instalaciones de centrales hidroeléctricas para la gestión de su adquisición. 5.3 Gestionar el stock de materiales del almacén y los sistemas para su distribución, si es de su responsabilidad, bajo premisas de eficiencia y calidad. 5.4 Organizar las operaciones de limpieza y engrase de los equipos e instalaciones con criterios de eficiencia, calidad y optimización de recursos.
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5.5 Supervisar las operaciones de limpieza y engrase de los equipos e instalaciones con criterios de eficiencia, calidad y optimización de recursos. 5.6 Supervisar la reposición de fungibles con criterios de eficiencia, calidad y optimización de recursos para conseguir la menor interferencia en el proceso de producción de energía. 5.7 Cumplimentar las fichas de control e informes concernientes a las tareas realizadas con los datos obtenidos fruto de las revisiones o del mantenimiento.
6. Supervisar la aplicación de las medidas de protección y prevención de riesgos laborales requeridas en los procesos de operación y mantenimiento de centrales hidroeléctricas. 6.1 Conocer las normas y documentación sobre evaluación de riesgos y planificación preventiva de los procesos en la central hidroeléctrica y su contenido se aplica con rigor. 6.2 Detectar los riesgos profesionales de carácter general y los relacionados con cada uno de los subsistemas de la central con arreglo a los procedimientos establecidos, comunicándolo según los procedimientos establecidos. 6.3 Supervisar, las medidas de protección y de prevención de riesgos en las operaciones en los sistemas de toma de agua y sus sistemas auxiliares relacionados con maniobras y reparaciones en cámara espiral, turbinas, bombas, válvulas, galerías, canales, rejillas compuertas y ataguías con arreglo a los procedimientos establecidos. 6.4 Supervisar las medidas de prevención de riesgos en las operaciones y reparaciones relacionadas con excitatrices, alternadores, interruptores, seccionadores y el aparellaje eléctrico de baja y alta tensión con arreglo a los procedimientos establecidos. 6.5 Supervisar las medidas de prevención de riesgos relacionados con animales salvajes, presencia de personal ajeno a las instalaciones y otros factores debidos a las habituales ubicaciones remotas de las instalaciones con arreglo a los procedimientos establecidos. 6.6 Supervisar las operaciones de apertura de compuertas, ataguías, aliviaderos, y otras de especial riesgo con arreglo a los procedimientos de maniobra y seguridad de la planta.
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6.7 Comprobar la operatividad de las señales acústicas y luminosas que sea necesario activar con arreglo a los procedimientos de maniobra y seguridad de la planta. 6.8 Responsabilizarse del equipo de primera intervención con garantía, en caso necesario. 6.9 Poner en práctica los procedimientos de actuación ante accidentes causados por fenómenos de origen eléctrico, térmico, mecánico o derivados de incendios, derrames o fugas de productos inflamables, tóxicos o corrosivos, o de cualquier otro tipo con el rigor necesario.
VI. CARACTERISTICAS TECNICAS DE
FUNCIONAMIENTO
Las dos características principales de una central hidroeléctrica, desde el punto de
vista de su capacidad de generación de electricidad, son: La potencia, que es
función del desnivel existente entre el nivel medio del embalse y el nivel medio
aguas abajo de la usina, y del caudal máximo turbinable, además de las
características de la turbina y del generador; y, la energía garantizada en un lapso
de tiempo determinado, generalmente un año, que es función del volumen útil del
embalse y de la potencia instalada. La potencia de una central hidráulica puede
variar desde unos pocos MW hasta valores cada vez mayores. Por ejemplo la
Central hidroeléctrica mayor del mundo, hasta la fecha (2005), Itaipú, tiene una
potencia instalada de 14 000 MW
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Capacidad:
En una central hidroeléctrica se utiliza energía hidráulica para la generación de
energía eléctrica. Son el resultado actual de la evolución de los antiguos molinos
que aprovechaban la corriente de los ríos para mover una rueda.
La potencia de una Central Hidroeléctrica es proporcional a la altura del salto y al
caudal turbinado, por lo que es muy importante determinar correctamente estas
variables para el diseño de las instalaciones, y el tipo y tamaño de los equipos.
Las dos características principales de una central hidroeléctrica, desde el punto de
vista de su capacidad de generación de electricidad son:
La potencia, que está en función del desnivel existente entre el nivel medio del
embalse y el nivel medio de las aguas debajo de la central, y del caudal máximo
turbinable, además de las características de las turbinas y de los generadores
usados en la transformación.
La energía garantizada en un lapso de tiempo determinado, generalmente un año,
que está en función del volumen útil del embalse, y de la potencia instalada.
Capacidad de una Central Hidroeléctrica:
La potencia de una central puede variar desde unos pocos MW (megavatios),
como en el caso de las mini centrales hidroeléctricas, hasta 14.000 MW como en
Paraguay y Brasil donde se encuentra la segunda mayor central hidroeléctrica del
mundo (la mayor es la Presa de las Tres Gargantas, en China, con una potencia
de 22.500 MW), la Itaipú que tiene 20 turbinas de 700 MW cada una.
Potencia generada:
La energía producida se obtiene del producto de la potencia generada por el
número de horas en las que el generador trabaja a esa potencia. Una central
hidroeléctrica se puede caracterizar por el número de horas equivalentes he. Este
número se obtiene del cociente entre la energía anual producida por la central y su
potencia nominal.
Atendiendo al número de horas equivalentes, las centrales hidroeléctricas se
pueden clasificar en: centrales base, con un número de horas equivalentes en
torno a 5000 horas; centrales semipunta, con un número de horas equivalentes en
torno a 3000 horas; y centrales punta, con un número de horas equivalentes en
torno a 2000 horas o menos. Otro concepto similar es el factor de carga f, que
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determina el porcentaje entre el número de horas equivalentes frente a las 8760 h
que tiene un año de 365 días.
Otra posible definición para el factor de carga se deduce de la particularidad de las
centrales hidroeléctricas estacionales. Estas instalaciones trabajan a
prácticamente plena potencia durantes unos meses al año, quedando paradas
durante el resto del tiempo. En este caso el factor de carga se puede calcular en
relación con las horas de funcionamiento hfun, menores de 8760 h.
Las horas equivalentes pueden servir de guía para saber si una central está bien
dimensionada. Es necesario determinar lo más ajustadamente posible la energía
anual generada, ya que esto permitirá conocer con mayor precisión la rentabilidad
de la inversión. Para conocer con exactitud la energía anual que se espera
generar es necesario obtener, en primer lugar, la potencia de generación para
cada caudal a turbinar. Aquí hay que tener en cuenta que el rendimiento del
generador también varía con la potencia transmitida por la turbina. Multiplicando la
potencia por el número de horas que corresponde a cada caudal se obtiene la
energía generada por este caudal. Sumando las energías calculadas se obtiene la
energía total generada a lo largo del año.
Se puede obtener con gran fiabilidad la energía que se va a producir si se conocen
las potencias instantáneas correspondientes a los diferentes caudales. Además
hay que saber el número de horas en las que la central trabaja con la potencia
dada. Ejemplo En un determinado emplazamiento, se dispone de un generador de
650 kW. Este generador ha estado trabajando a lo largo de un día en las
siguientes condiciones: - a potencia nominal durante 6 horas. - a media potencia
durante 3 horas. Calcular la energía diaria y mensual producida:
Variables eléctricas:
Altura del salto de agua H: La potencia y la energía producida, son directamente
proporcionales a la altura del salto de agua del aprovechamiento. Llamamos altura
del salto de agua a la distancia vertical recorrida por una masa de agua desde un
determinado nivel superior a otro inferior. Se distinguen cuatro tipos de saltos:
Salto bruto (Hh)
Salto útil (Hu)
Pérdidas de carga (Hp)
Salto neto (Hn)
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La canalización del agua hasta la turbina se hace por acequias o canales y
tuberías. En ambas se producen pérdidas debidas al rozamiento, que se traducen
en un salto real menor. Por esto, tanto canales como tuberías se deben
dimensionar para que las pérdidas sean mínimas, siempre que no se encarezca
mucho el precio de la instalación. Habitualmente, los canales o acequias se
construyen de hormigón; en ellos la velocidad de circulación es del orden de 1,5
m/s y la pendiente del 0,5 al 1 por 1000. En el caso de utilizar tuberías, cuanto
más lisa es la superficie interior del tubo, menores serán las pérdidas por
rozamiento. Los tubos de canalización deben estar dimensionados para que las
pérdidas de rozamiento sean inferiores al 4% del salto total disponible.
Cálculo de la energía anual en función de Q:
El proceso es el siguiente:
1. En primer lugar debe hacerse el análisis de caudales con el cual se obtiene
la curva de caudales medios clasificados.
2. A continuación se obtiene el salto neto.
3. A partir de estos datos se calcula la potencia instalada.
4. Con estos datos se puede elegir la o las turbinas adecuadas.
5. Cálculo de la energía
La potencia de la central y, por lo tanto, la energía anual generada dependerá del
caudal
De equipamiento seleccionado. La selección de este caudal se realiza atendiendo
a razones
De Rentabilidad económica.
1. Para obtener la curva de caudales medios clasificados, se organizan los
datos de Caudales medios diarios de mayor a menor. Además de las
curvas anteriores y para completar el informe de viabilidad, conviene
Identificar el año de menor caudal y el año de mayor caudal, y representarlo
junto con el año Medio.
2. Dado que tanto la potencia como la energía del aprovechamiento dependen
Directamente del salto neto Hn, es necesario realizar una estimación lo más
precisa posible del Mismo. La pérdida de altura depende de los elementos
utilizados en el transporte del agua, Desde la obra de toma hasta la entrada
a la turbina, y en los casos en que la turbina es de Reacción deben tenerse
en cuenta las pérdidas en el tubo de aspiración de la misma. La pérdida De
altura dependerá, por tanto, del dimensionamiento de estos elementos y del
caudal que en Cada momento circule por ellos.
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
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Se plantean dos opciones:
Considerar una pérdida de salto constante e independiente del caudal de
Equipamiento seleccionado.
Calcular las pérdidas para cada caudal analizado.
Caudal
El caudal se define como el volumen de agua por unidad de tiempo que atraviesa
una superficie. Sus unidades en el sistema internacional son [m3/s] En general, el
caudal de un aprovechamiento sufre grandes variaciones tanto estacionales como
anuales. Por este motivo es conveniente disponer del número de datos suficiente
como para asegurar que se abarcan todos ellos. Debería disponerse de, al menos,
un dato del caudal diario durante un periodo de 15 a 20 años, aunque esto
dependerá de la cuenca concreta que se analice.
VII. APLICACIONES DEL TEMA PROPUESTO
EN LA ACTIVIDAD INDUSTRIAL O DE
SERVICIOS
“Una central hidroeléctrica es aquella en la que la energía potencial del agua
almacenada en un embalse se transforma en la energía cinética necesaria para
mover el rotor de un generador, y posteriormente transformarse en energía
eléctrica”.
Las centrales hidroeléctricas se construyen en los cauces de los ríos, creando un
embalse para retener el agua. Para ello se construye un muro grueso de piedra,
hormigón u otros materiales, apoyado generalmente en alguna montaña. La masa
de agua embalsada se conduce a través de una tubería hacia los álabes de una
turbina que suele estar a pie de presa, la cual está conectada al generador. Así, el
agua transforma su energía potencial en energía cinética, que hace mover los
álabes de la turbina.
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
INGENIERÍA DE MANTENIMIENTO Página 27
Una central eléctrica no almacena energía, sino que su producción sigue a la
demanda solicitada por los usuarios. Como esta demanda es variable a lo largo
del día, y con la época del año, las centrales eléctricas pueden funcionar con una
producción variable. Sin embargo, la eficacia aumenta si la producción es
constante; para ello existe un camino para almacenar la energía producida en
horas de bajo consumo, y usarla en momentos de fuerte demanda, mediante las
centrales hidráulicas de bombeo. Estas centrales tienen dos embalses situados a
cotas diferentes. El agua almacenada en el embalse superior produce electricidad
al caer sobre la turbina, como antes se indicó, cubriendo las horas de fuerte
demanda. El agua llega posteriormente al embalse inferior, momento en que se
aprovecha para bombear el agua desde el embalse inferior al superior, usando la
turbina como motor, si fuera reversible, o el alternador.
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Aprovechamiento de la Energía Hidroeléctrica:
La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingeniero civil británico John
Smeaton, que construyó por primera vez grandes ruedas hidráulicas de hierro
colado. La hidroelectricidad tuvo mucha importancia durante la Revolución
Industrial. Impulsó a las industrias textiles y del cuero y los talleres de
construcción de máquinas a principios del siglo XIX. Aunque las máquinas de
vapor ya estaban perfeccionadas, el carbón era escaso y la madera poco
satisfactoria como combustible.
La energía hidráulica ayudó al crecimiento de las nuevas ciudades industriales que
se crearon en Europa y América hasta la construcción de canales a mediados del
siglo XIX, que proporcionaron carbón a bajo precio. Las presas y los canales eran
necesarios para la instalación de ruedas hidráulicas sucesivas cuando el desnivel
era mayor de cinco metros. La construcción de grandes presas de contención
todavía no era posible; el bajo caudal de agua durante el verano y el otoño, unido
a las heladas en invierno, obligaron a sustituir las ruedas hidráulicas por máquinas
de vapor en cuanto se pudo disponer de carbón.
Indudablemente la electricidad es uno de los principales elementos del desarrollo
humano en la era moderna, pero para que ésta se encuentre presente en nuestra
vida diaria ha sido necesario que el hombre la fuera conociendo poco a poco y
fuera descubriendo sus diversas formas de generación y sus diferentes
aplicaciones.
Hoy se sabe que la electricidad se genera de distintas fuentes como la hidráulica,
geotérmica, eólica, atómica, solar y térmica, donde se utiliza el carbón, el petróleo
y el gas natural, que son recursos no renovables.
En nuestro país se utiliza el gran potencial hídrico de los ríos, lagos y lagunas para
generar la electricidad que utilizamos. Esta generación hidroeléctrica representa el
60% del total de nuestra electricidad. El otro 40% lo generan las centrales
térmicas, que trabajan con la fuerza del vapor y cuyo combustible principal es
todavía el petróleo.
La potencia de una central puede variar desde unos pocos MW (megavatios),
como en el caso de las mini centrales hidroeléctricas, hasta decenas de miles,
como en los casos de la Itaipú, entre Brasil y Paraguay, que tiene una potencia
de 14 000 MW, o la Presa de las Tres Gargantas, en China, con una potencia de
22 500 MW.
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Las centrales hidroeléctricas permiten, además, disminuir los gastos de los
países en combustibles fósiles. Por ejemplo, el Proyecto Hidroeléctrico
Palomino, 1 ubicado en la República Dominicana, le ahorrará al país alrededor de
400 mil barriles de petróleo al año que; a la tasa actual, esa cifra representa 60
millones de dólares de ahorro al año.
Ventajas y Desventajas de una Central Hidroeléctrica
Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son:
No necesitan combustibles y son limpias.
Muchas veces los embalses de las centrales tienen otras utilidades
importantes: el regadío, como protección contra las inundaciones o para
suministrar agua a las poblaciones próximas.
Tienen costes de explotación y mantenimientos bajos.
Las turbinas hidráulicas son de fácil control y tienen unos costes de
mantenimiento reducido.
En contra de estas ventajas podemos enumerar los inconvenientes siguientes:
El tiempo de construcción es, en general, más largo que el de otros tipos de
centrales eléctricas.
La generación de energía eléctrica está influenciada por las condiciones
meteorológicas y puede variar de estación a estación.
Los costes de inversión por kilovatio instalado son elevados.
En general, están situadas en lugares lejanos del punto de consumo y, por
lo tanto, los costes de inversión en infraestructuras de transporte pueden
ser elevados.
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Impacto ambiental de las centrales hidroeléctricas
Siempre se ha considerado que la electricidad de origen hidráulico es una
alternativa energética limpia. Aun así, existen determinados efectos ambientales
debido a la construcción de centrales hidroeléctricas y su infraestructura.
La construcción de presas y, por extensión, la formación de embalses, provocan
un impacto ambiental que se extiende desde los límites superiores del embalse
hasta la costa. Este impacto tiene las siguientes consecuencias, muchas de ellas
irreversibles:
Sumerge tierras, alterando el territorio.
Modifica el ciclo de vida de la fauna.
Dificulta la navegación fluvial y el transporte de materiales aguas abajo
(nutrientes y sedimentos, como limos y arcillas).
Disminuye el caudal de los ríos, modificando el nivel de las capas freáticas,
la composición del agua embalsada y el microclima.
Los costes ambientales y sociales pueden ser evitados o reducidos a un nivel
aceptable si se evalúan cuidadosamente y se implantan medidas correctivas. Por
todo esto, es importante que en el momento de construir una nueva presa se
analicen muy bien los posibles impactos ambientales en frente de la necesidad de
crear un nuevo embalse.
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VIII. PROCESO DE MANTENIMIENTO
CORRECTIVO Y PREVENTIVO Y
PREDICTIVO
Hay distintos tipos de mantenimiento, hay un mantenimiento programado
preventivo es decir durante los doce meses del año cada mes se determina hacer
un tipo de trabajo tanto mecánico, hidráulico, eléctrico que tiene que ir de acuerdo
a las necesidades de la planta hay trabajos de gran envergadura como también
hay otros menos importantes como también otros rutinarios estos mantenimientos
rutinarios se hacen todos los días, los cargados de mantenimiento hacen una
ocultación estos son: ver como esta con la presión, la temperatura, las fugas de
agua y aceite. Luego también se hacen mantenimientos preventivos para esto, se
hace un cronograma anual de mantenimiento por mes para que así cuando se
llegue al último mes del año ya se hayan hecho todos los trabajos preventivos
para el año siguiente para que cuando entre en operación los meses de
noviembre, diciembre, enero, marzo, abril que son las épocas de lluvia cuando el
lago está en su plenitud la planta tiene que trabajar al 100% y para que pueda
trabajar a ese porcentaje ya se tiene que haber previsto todos esos
mantenimientos estos se hacen en época de estiaje.
Para este caso se realizará el estudio de solo los componentes más importantes
de la central hidráulica como son: Turbina, Generador y Transformador
Las características de la central hidráulica son:
- Central de capacidad de 220 Mw.
- 2 turbinas Pelton (2 U: 107-123 MW/grupo)
- Cota de turbina 1840 m.s.n.m.
Más adelante se detallan estos puntos.
1. MANTENIMIENTO DE LA TURBINA PELTON
Desde el punto de vista mecánico, este tipo de turbina ofrece en general mayor
seguridad en su funcionamiento. No obstante, después de un corto período de
servicio, presenta un desgaste en el punzón (aguja), en la boca de la tobera, en lo
ángulos diedros de las palas y en el deflector, debido todo ello a la acción abrasiva
de la arena. Es indispensable devolver estas partes a su primitivo estado y
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recomendable efectuar (al menos una vez cada año) la revisión para proceder en
su caso a la reparación mecánica.
La experiencia ha demostrado que un ligero desgaste del inyector y de la aguja,
basta, para dispersar el chorro de forma que se reduzca el rendimiento y, por lo
tanto, la potencia de la turbina, además de producirse un deterioro en los álabes y
del rodete debido al choque producido por las gotas aisladas. Pueden dejarse en
perfecto estado los álabes recurriendo a la soldadura y esmerilando después la
superficie tratada. Los deflectores se reparan de igual forma.
También es causa de avería el agua que escapa de los álabes y choca
destruyendo su fuerza viva contra la pared trasera del armazón, que puede
averiarse; para evitarlo se dispone en esta parte un blindaje formado por una
chapa de acero moldeado que se repara en su caso por medio de soldadura.
Las irregularidades en el funcionamiento son debidas en su mayor parte a cuerpos
extraños, que se empotran ante la cruceta de guía de la aguja. Para poder
retirarlos, se dota a los tubos de conducción de agua de agujeros de inspección.
Las turbinas Pelton cuyos punzones se cierran por la fuerza de un muelle van
provistas de una catarata de aceite que permite regular la lentitud del cierre.
Depende, pues, la seguridad de la turbina del buen funcionamiento de esta
catarata, que debe de estar siempre llena de aceite. En las turbinas Pelton la
correspondencia exacta entre las posiciones relativas de la aguja y el deflector se
realiza por medio de un árbol de levas; su mantenimiento tiene excepcional
importancia para el funcionamiento de la turbina, de modo que hay que evitar en
absoluto el desplazamiento del varillaje.
Es necesario, al terminar el montaje de la turbina, cerciorarse de que el deflector
se halla, en todas y cada una de las posiciones del punzón, casi tangente al
chorro, pero sin llegar a tocarlo nunca, lo cual se comprobará midiendo las
potencias para diversas posiciones del deflector; antes de poner en marcha la
turbina, deberá purgarse el aire que podrá encontrarse en el cilindro del
servomotor. Hay que tener presente que el cierre brusco de este puede producir
un peligroso golpe de ariete, con sus perjudiciales resultados para la tubería.
Todos los órganos de movimiento y las respectivas articulaciones deberán
lubricarse y engrasarse cuidadosamente.
A continuación se detallan cada uno de los casos para desarrollar un buen
mantenimiento de la TURBINA.
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CONTROL EJE:
CAMBIO DE RODETES
Sustitución de los rodetes y de los equipos auxiliares de las centrales hidráulicas
en general con más de 20 años de funcionamiento para llegar al límite de potencia
de los alternadores existentes. Un nuevo diseño de rodetes incrementa el caudal
turbinado y mejora el rendimiento hidráulico. También se incluyen mejoras en los
equipos actuales de algunas instalaciones. Se obtienen mejoras de rendimiento
del 4-6%.
LUBRICACION DE INYECTORES
El análisis del aceite lubricante o del aceite de regulación complementa el
diagnóstico mecánico del estado de la unidad, los análisis que se realizan sobre la
muestra del aceite incluyen las determinaciones de viscosidad cinemática,
oxidación, acidez, contenido en agua, aditivos y contenido en metales de desgaste
y de contaminación.
El análisis de los resultados obtenidos de los ensayos realizados sobre una
muestra del aceite, tomada según un procedimiento adecuado, sobre la base de la
experiencia y la existencia de un banco de datos amplio y representativo, conduce
al diagnóstico del estado del mismo, detectando la existencia o no de un defecto,
identificando el mismo y evaluando su importancia.
2. MANTENIMIENTO DEL GENERADOR
PARADA DESMONTAJE
Al desmontar el generador, lo primero que se debe inspeccionar son los
terminales, ventilador, anillos rozantes, conmutador, escobillas.
ESTATOR
MEDIDA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
El diagnóstico de un alternador supone la obtención de datos sobre el estado de
envejecimiento del aislamiento del estator, de su contaminación y de la estabilidad
del aislamiento. Su control periódico permite valorar la evolución de su estado con
el número de horas de servicio, permitiendo prever una avería intempestiva que
siempre genera indisponibilidad e importantes daños añadidos.
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Los criterios de diagnóstico se han obtenido sobre diferentes tipos de aislamientos
y configuraciones de devanados, estando contrastados internacionalmente por su
uso sistemático.
Los valores de la resistencia de aislamiento, del índice de polarización, de la
intensidad de absorción y de la intensidad de conducción, proporcionan criterios
objetivos de diagnóstico.
La interpretación de estos datos comparados con los de máquinas similares y el
seguimiento de su evolución permiten detectar con tiempo la degeneración del
aislamiento, su contaminación o el exceso de humedad que son los factores de
riesgo en la operación de estos equipos.
REVISION BARNIZ Y CUÑAS
En la mayoría de los casos se observa la presencia de grietas y cierta cantidad de
polvo amarillento sobre las cuñas en las ranuras , lo que indica un desgaste de
estas.
Defecto:
Propagación de fracturas en las cuñas del rotor
Proceso de deterioro:
Desprendimiento de cuñas centrales, daño del núcleo, generación de puntos
calientes
Consecuencias:
Falla del aislamiento del devanado por temperatura excesiva de operación
MEDICIÓN DEL NIVEL DE DESCARGAS
Evaluación del deterioro del aislamiento, de laminación, descargas en cabezales,
descargas en zona activa, etc.
La degradación de un aislante sólido por las descargas es el resultado de un
conjunto complejo de fenómenos.
i) Elevación de la temperatura del gas encerrado proveniente de los choques
elásticos entre electrones y moléculas gaseosas.
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ii) Bombardeo iónico y electrónico de las paredes de la cavidad provocando su
erosión.
iii) Acción de rayos ultravioleta producidas por átomos excitados y por la
recombinación de portadores.
iv) Descarga química progresiva del material con producción de gases,
particularmente hidrogeno.
RANURAS
Proceso de deterioro por descargas en las ranuras:
Ø Las bobinas rozan en las esquinas con la ranura
Ø Se producen descargas que afectan la pintura conductora
ROTOR
INSPECCIÓN VISUAL
Detección de daños mayores en el rotor, cambios de coloración del barniz de
protección, formación de fracturas
MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO
Influencia de la contaminación en el aislamiento a tierra de los devanados polares
PRUEBA DE CAÍDA DE TENSIÓN POR POLO Y POR BOBINA
Distribución de voltaje entre polos o entre bobinas. Localización de vueltas en
corto
PRUEBA DE ULTRASONIDO O DE LÍQUIDOS PENETRANTES
Localización de micro fracturas en las campanas o en las cuñas del rotor
REFRIGERACIÓN
Fallas en los generadores con enfriamiento directo de H2
Defecto
Desconexión o falla de las resistencias equipotenciales
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Proceso de deterioro
Descargas externas en zonas críticas, ionización del hidrógeno
Consecuencia ultima
Rompimiento dieléctrico del gas y falla entre ductos de enfriamiento de diferente
fase
VIBRACIONES Y PULSACIONES
Durante el funcionamiento de una central eléctrica el grupo turbina - generador
está sometido a la acción de diferentes fuerzas perturbadoras; el identificar y
evaluar las vibraciones y pulsaciones presentes en la unidad, separando aquellas
que son propias del funcionamiento de la misma, de aquellas otras que tienen su
origen en el funcionamiento anómalo de alguno de sus elementos se realiza
mediante el estudio y el análisis de dichas vibraciones y pulsaciones. El proceso
de seguimiento y diagnóstico se realiza en las fases siguientes:
Documentación: Se incluye el espectro base como punto de partida para
determinar la aparición de problemas en el grupo, así como los planos y una hoja
con los datos más significativos de la unidad.
Conocimiento de la máquina: Las características constructivas y de
funcionamiento determinan el tipo de posibles defectos y la vibración resultante de
los mismos, lo cual hace necesario el conocimiento profundo de la máquina, de
sus condiciones de funcionamiento y de los fenómenos asociados al mismo.
Criterios de valoración: Una vez que un defecto ha sido localizado e identificado,
se determina su grado de importancia; para la valoración se considera tanto el
nivel como las características del mismo. El criterio para la evaluación se basa en
la existencia de un banco de datos representativo así como en las medidas
históricas de la unidad.
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COJINETES
ANÁLISIS VIBRACIONAL
La seguridad en el funcionamiento de los grupos de las centrales hidroeléctricas
depende, principalmente, de la vigilancia y mantenimiento de los cojinetes de que
van provistos dichos grupos que pueden dividirse en dos categorías:
Soportes para turbinas de eje vertical; soportes para turbinas de eje horizontal.
Por lo que respecta al medio lubricante, se utiliza la grasa consistente hasta una
velocidad periférica de 6m/seg. Si la velocidad es mayor se emplea lubricación
automática con aceite, pues de este modo se asegura la estanqueidad del
prensaestopas que rodea el eje, y también se consigue una buena evacuación del
agua de fugas. En los soportes lubricados con aceite, si el agua penetra en su
interior, será necesario parar inmediatamente la turbina. Cuando la lubricación se
realiza con grasa podrá continuar el servicio, si es que el agua no contiene
demasiada proporción de arena.
En soportes lubricados con grasa ha de procurarse que el engrase sea suficiente,
actuando bien a mano o por medio de una prensa de engrase. Cuando la
temperatura ambiente sea muy baja, deberá mezclarse con la grasa un poco de
aceite para dar a ésta mayor fluidez a fin de que pueda llegar mejor por las
tuberías al cojinete.
En los soportes lubricados con aceite, la circulación de éste se efectúa en las
centrales modernas por medio de bombas, movidas por engranajes o con motor
eléctrico. Los soportes van provistos de elementos térmicos que hacen funcionar
una señal en el caso de que la temperatura exceda de un valor preestablecido.
La temperatura del metal de los cojinetes no deberá exceder de 50º C si están
lubricados con grasa y de 65º C si van lubricados con aceite. El juego de los
cojinetes no deberá exceder de 1,5% de su diámetro.
Las turbinas de eje horizontal están generalmente provistas de soportes con
lubricación por anillos. Solamente las turbinas Kaplan montadas en cámara abierta
van equipadas con un soporte lubricado con grasa, que debe mantenerse del
mismo modo que el de los soportes de eje vertical. Sin embargo, estos soportes
horizontales deben revisarse con mayor frecuencia, porque su desgaste lleva
aparejado el desgaste de la parte inferior de la envolvente del rodete, cuyo
frotamiento desgasta a su vez los bordes de las palas.
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El engrase de los soportes de anillos se efectúa automáticamente, pero exige una
revisión periódica de la temperatura y el nivel del aceite (el cual debe mantenerse
mediante relleno, si existen pérdidas). La temperatura que puede resistir un
soporte moderno, que trabaja según el principio de una película artificial, alcanza
alrededor de 60 a 65º C pero, para ello, deben ser lubricados con aceite de gran
viscosidad. En los soportes de engrase forzado por medio de bombas, la
temperatura no debe exceder a 70º C. La viscosidad del aceite empelado en todos
estos soportes debe estar comprendida entre 6,5º y 7,5º Engler.
Los soportes sometidos a grandes esfuerzos requieren cierta refrigeración del
aceite, la cual puede preverse en la parte inferior del soporte o en un refrigerador
especial que se instala separadamente. La circulación del aceite se obtiene por
medio de una bomba de engranajes, movida por motor eléctrico, o por correa
desde el eje de la turbina. Habrá de comprobarse el funcionamiento del
refrigerador por medio de la temperatura que alcanza el soporte.
Transcurridos 2 o 3 años de servicio, deberá cambiarse el aceite del soporte
limpiando este último previamente. Si no se dispusiera de agua limpia para
refrigerar el aceite se colocará un serpentín refrigerante (fig 4.04) dentro del agua,
aguas arriba o aguas debajo de la turbina, en cuyo caso habrán de limpiarse
periódicamente estos serpentines, pintando con minio las partes atacadas por la
costra si fuesen de hierro. Los serpentines de cobre son mucho mejores pero
tienen el inconveniente de que están expuestos a los peligros de la electrólisis.
Las tuberías de lubricación van provistas de indicadores de la circulación del
aceite, cuya válvula se abre al comenzar a fluir éste. Llevan así mismo un contacto
eléctrico que hace funcionar una señal cuando se interrumpe la circulación del
aceite.
Cojinete de suspensión
Este cojinete llamado también chumacera o quisionera tiene una importancia
considerable para el buen funcionamiento del grupo.
Consiste en una serie de segmentos móviles cuya inclinación se regula
automáticamente conforme a la velocidad de rotación, de la carga soportada, y de
la viscosidad del aceite, de modo que la formación de la capa de aceite queda
asegurada sean cuales fueren las condiciones de servicio.
La conservación del cojinete lleva aparejada la comprobación del nivel de aceite,
la medición de las temperaturas de éste, y el perfecto funcionamiento de los
indicadores de la circulación del aceite.
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Los cojinetes pueden generalmente conservar la nueva carga de aceite durante
varios años. Cuando trabajan por encima de 50ºC hay que proceder al cambio del
aceite con más precaución, y a la revisión periódica para limpiar y retirar los
depósitos que pudiesen formarse.
La condición principal para la seguridad de marcha de un cojinete de suspensión
es la refrigeración del aceite y, por ello, los serpentines de refrigeración que van
colocados en el cojinete no deben ser empleados más que si se dispone de agua
completamente limpia. Si así no fuere, habrán de utilizarse refrigerantes de tubos
verticales que son de fácil limpieza.
El agua de refrigeración puede purificarse por medio de filtros que deben lavarse y
limpiarse periódicamente; esto se realiza mediante cepillo y si no es posible, con
un chorro de agua a gran velocidad de salida que producirá el desprendimiento de
la incrustación.
El aceite empleado para estos cojinetes de suspensión con segmentos inclinables,
suele tener una viscosidad de 6 a 12 grados Engler a 50º C; en tanto que los
cojinetes con anillos fijos precisan un aceite de viscosidad de 10 a 12 Engler a 50º
C.
Con objeto de disminuir el riesgo de corrosión, al poner en marcha el grupo, el
aceite frío se inyecta directamente en los espacios intermedios que separan los
segmentos basculantes, por lo cual es aconsejable hacer funcionar la bomba de
circulación del aceite antes de poner en marcha el grupo, y esto puede hacerse si
dicha bomba se mueve con motor eléctrico independiente.
3. MANTENIMIENTO DEL TRANSFORMADOR
Como consecuencia de los cambios de carga la temperatura del transformador, y
la del aceite, cambian. Por ello varía el nivel del aceite en el depósito de
expansión, saliendo y entrando aire. A pesar del silicagel entra humedad y pasa al
aceite.
Solo unos veinte miligramos de agua por kilogramo de aceite, 20 ppm, pueden
provocar la caída del cincuenta por ciento de la rigidez dieléctrica. Esto supone un
evidente peligro para la seguridad de las personas y la instalación ya que es el
aceite aislante el que soporta, casi él solo, el aislamiento a tierra. Por otra parte, el
aceite alcanza una temperatura lo suficientemente elevada como para reaccionar
con el oxígeno que tiene disuelto. Los productos de descomposición son polares,
a diferencia del aceite aislante que está formulado a base de compuestos
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
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apolares, y además se forman compuestos de polimerización que se depositan en
el transformador (depósitos).
Los depósitos dificultan la refrigeración del transformador elevando su temperatura
de funcionamiento. Esto produce una descomposición más rápida del aceite al
elevarse la temperatura. Algunos de los productos de descomposición del aceite
son ácidos.
Los compuestos polares contribuyen a aumentar las pérdidas dieléctricas del
transformador, que como en el caso de los sedimentos, elevan la temperatura del
aceite.
INSPECCION VISUAL
Se realizará una inspección más minuciosa para comprobar si el equipo recibido
no tiene defectos de fábrica en acabados, ajuste de piezas, pintura e indicativos
de las características de los transformadores, corroborar que el número de serie
del protocolo coincide con el del transformador así como de sus demás datos. Si
no se tiene ninguna observación que hacer al respecto se prosigue con el
presente procedimiento
CUBICULO DE TRANSFORMADOR
• Zona Exterior:
Deberá asegurarse el mayor grado de resistencia a la corrosión. Para ello se
ejecutarán, en un mismo taller, los siguientes pasos:
a) Preparar la superficie a pintar, eliminando la capa de laminación, el óxido o
suciedad, mediante el sistema de sopleteado con arena seca de río; granalla de
acero o similar.
b) Inmediatamente de terminado esto, se aplicará una mano; (imprimidor
fosfatizante).
c) Luego, inmediatamente después, deberá aplicarse una capa de pintura
anticorrosiva.
d) Además, se recomienda tener especial cuidado en proteger las esquinas, las
soldaduras y otros puntos vulnerables a los golpes, haciendo una aplicación a
brocha en estos puntos, para luego aplicar la pintura en todas las superficies,
incluyendo los puntos mencionados.
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
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• Zona Interior:
Cuando se haga el cambio total de aceite se deberá pintar necesariamente las
partes no cubiertas por el aceite, con pintura anticorrosiva.
La pintura adecuada, debe ser compatible con el aceite del transformador en
cualquier condición, no debiendo deteriorarse aún a temperaturas altas
(Transformador sobrecargado).
PRUEBAS
PRUEBA DE TRANSFORMACION Y GRUPO DE CONEXIÓN
Se debe efectuar para cada posición del tap y cada fase .Se alimenta al
trafo por el lado de AT con una tensión de 200v.
Se debe tener especial cuidado en la alimentación del trafo por el lado de
AT ya que si se comete un error (alimentar por el lado de BT), se generaría
AT con lo cual el operador estaría en peligro de muerte.
Previo a la realización de la prueba se debe calcular la relación de
transformación teórica en valores nominales máximos para cada posición
del tap.
Con el equipo se medirá y la aguja deberá de permanecer en cero. Esto se
logra movimiento las perillas. Para determinar rápidamente la relación de
transformación, las perillas se pueden preajustar al valor mínimo teórico.
Este procedimiento debe de ser efectuado para cada posición del tap y
cada fase.
Los ensayos de aislación en transformadores, y en general en cualquier equipo
eléctrico, se realizan para verificar que el aislamiento posea características
óptimas ya sea en el proceso de fabricación, o bien durante los períodos de
mantención del equipo una vez que este ha entrado en servicio.
Los principales ensayos dieléctricos aplicables a transformadores son los
siguientes:
Ensayos de impulso
Ensayos de alto potencial
Medición de la resistencia del aislamiento
Medición del factor de disipación y potencia en aislamiento general y en
bushings.
Pruebas para verificar la calidad del aceite
Detección de gases disueltos en el aceite.
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Detección de descargas parciales en el aislamiento del transformador.
a) Ensayos de impulso.
Estas pruebas se realizan en laboratorio y constituyen ensayos ejecutados por los
fabricantes durante el proceso de aceptación del equipo. Los ensayos de impulso
permiten determinar si el aislamiento del transformador es capaz de soportar
esfuerzos eléctricos asociados a descargas atmosféricas y sobretensiones de
maniobra. Lo anterior se consigue aplicando a la aislación del transformador
ondas de tensión de impulso normalizadas de alta tensión (cuya duración es del
orden de los microsegundos) que tratan de simular los sobrevoltajes asociados a
rayos o a interrupciones en el sistema eléctrico. Si la aislación del transformador
no sufre ruptura luego de la ejecución de estos ensayos se dice que el equipo ha
superado la prueba de impulso.
b) Ensayos de alto potencial.
Los ensayos de alto potencial consisten en la aplicación de tensiones, a frecuencia
industrial, de magnitud superior a los valores nominales del transformador . Estas
pruebas permiten verificar la condición del aislamiento en lo que respecta a su
capacidad para soportar sobrevoltajes a frecuencia de operación, o a mayor
frecuencia en el caso de la prueba de potencial inducido. Entre los ensayos de alto
potencial se distinguen:
Ensayo de potencial aplicado
Ensayo de potencial inducido
El ensayo de potencial aplicado consiste en someter a la aislación del
transformador a una sobretensión a frecuencia industrial (de valor normalizado)
durante 1 minuto, y chequea el aislamiento entre los bobinados entre sí y con
respecto a tierra. El ensayo de potencial inducido se lleva a cabo para verificar las
condiciones del aislamiento entre vueltas en cada una de las bobinas y se realiza
a frecuencias del orden de los 120 Hz para no saturar el núcleo del transformador.
c) Medición de la resistencia del aislamiento
La medición de la resistencia del aislamiento se lleva a cabo con un megger, que
aplica tensión continua entre los bobinados, bobinados con respecto a tierra y con
respecto al núcleo. A través de las mediciones anteriores se obtiene los valores de
la resistencia del aislamiento. Los valores típicos de resistencia del aislamiento
entre bobinados y tierra, en un transformador de poder, es del orden de 400
Meghoms, y entre bobinados y núcleo, de 1000 Meghoms. La medición de
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resistencia de aislamiento con respecto al núcleo solo se realizará si este es
accesible.
d) Medición del factor de disipación y potencia (factores de pérdida).
El factor de disipación del aislamiento de un transformador se obtiene por lectura
directa a través de un puente capacitivo (puente de schering), por su parte el
factor de potencia se calcula a partir de los valores de factor de disipación
obtenidos. Para el aislamiento general del transformador, el factor de disipación o
tangente delta por lo general se mide utilizando el método de DOBLE que entrega
directamente los valores de tangente delta y la capacidad (en Faradios) del
aislamiento. Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben asumir
valores bajos, pues representan pérdidas indeseables en la aislación que pueden
diagnosticar presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas
parciales.
Para el caso de los bushings o bujes del transformador, la medición de los factores
de pérdida se realiza empleando distintos métodos, cuya aplicación dependerá del
tipo de bushing presente. Para bushings capacitivos se realiza la medición con
puentes capacitivos entre el terminal del buje y el tap de voltaje. Para bushings no
capacitivos, la medición de los factores de pérdida se lleva a cabo empleando el
método del collar caliente.
e) Pruebas para la verificación de la calidad del aceite.
Estos ensayos estan normalizados por los estándares de la ASTM, y se realizan
tomando muestras del fluído para verificar las siguientes características del aceite:
Rigidez dieléctrica en corriente alterna
Rigidez ante impulso
Color y apariencia
Densidad
Viscosidad
Punto de fluidez
Punto de inflamación
Tensión interfacial
Número de neutralización (acidez)
Contenido de agua
Estabilidad ante oxidación
Contenido de inhibidores (aditivos)
Tendencia a absorción de gases
Factor de potencia y disipación
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Resistividad
El ensayo más requerido dentro de los ya nombrados es la medición de rigidez
dieléctrica en el aceite. Esta prueba se lleva a cabo por medio de dos métodos:
ASTM D 1816 (electrodos semiesféricos) y ASTM D 877 (electrodos de disco).
Existen otras características en los aceites dieléctricos que se han reconocido de
manera más reciente como:
Contenido de contaminantes
Análisis de composición química
Tendencia a generar carga electroestática
Detección de descargas parciales en el fluido
f) Detección de gases disueltos en el aceite
Para la detección de gases disueltos en el aceite, que pueden resultar ser indicios
de falla en el aislamiento del transformador, se emplean los siguientes métodos:
Medición del total de gases combustibles en el aceite
Análisis de la capa de gas
Análisis de gases disueltos en el aceite (cromatografía gaseosa)
La técnica que entrega más información es la cromatografía gaseosa la cual
permite, a través de sus resultados, determinar el posible tipo de falla presente en
el transformador. El método hace posible detectar fallas incipientes derivadas de
sobretemperaturas, arcos y descomposición de la celulosa que forma parte del
aislamiento sólido del transformador. Recientemente se han desarrollado métodos
cromatográficos que permiten llevar a cabo los diagnósticos en terreno.
g) Detección de descargas parciales en el aislamiento del transformador
Las descargas parciales en la aislación de transformadores pueden detectarse por
medio de los siguientes métodos:
Métodos eléctricos
Métodos químicos
Métodos acústicos
Los métodos eléctricos se llevan a cabo midiendo las descargas parciales por
medio de detectores convencionales. Esta técnica tiene el inconveniente de perder
sensibilidad en mediciones en terreno debido a la alta interferencia
electromagnética derivada del sistema eléctrico.
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Los métodos químicos aprovechan la información entregada por los gases que
aparecen en el aceite del transformador, no obstante, estas técnicas no permiten
detectar la presencia de descargas incipientes en el aislamiento del transformador
debido a que se produce un gran retardo entre el inicio de la fuente de descargas
parciales y la evolución de gas suficiente que delate la presencia de estas.
Las técnicas acústicas detectan la actividad de descargas parciales por medio de
sensores que se instalan en el tanque del transformador. Estos métodos además
de medir la magnitud de las descargas pueden entregar la ubicación física de las
fuentes de descargas parciales.
RELE BUTCHOLTZ
La actuación del relé Buchholz debe ser considerada un incidente importante y en
consecuencia actuar con celeridad antes de que se produzcan daños irreparables.
El análisis de la composición de los gases nos indicará el origen y orientará las
actuaciones posteriores.
¿CÓMO DEBE TOMARSE LA MUESTRA? Para que la toma sea representativa
conviene que el transformador se halle en servicio, adoptando las necesarias
medidas de seguridad y cuidando las distancias a partes activas. Para facilitar la
toma y asegurar su representatividad se utilizan dispositivos adecuados para toma
de muestras que se envían libres de gastos. El procedimiento, que se proporciona,
está recogido en la CEI 60567.
PRUEBA DE ACEITE- CROMATOGRAFÍA
ACEITES AISLANTES.
El Aceite Aislante cumple múltiples funciones en los transformadores eléctricos:
mejora del aislamiento entre componentes del Transformador, homogenización de
la temperatura interna y refrigeración, etc.
DEGENERACION DEL ACEITE AISLANTE
El Aceite Aislante va degenerándose dentro del Transformador Eléctrico durante el
funcionamiento normal del mismo. La degeneración dependerá de muchos
factores, como el tipo de transformador, ubicación, carga y temperatura de trabajo,
etc.
La Contaminación de los Aceites Aislantes está básicamente relacionada con:
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• Presencia de humedad en el Aceite ( agua ): medida en PPM ( partes por millón).
El valor max, según la norma IEC 296 para transformadores, no debe superar 30
PPM, aunque algunos fabricantes pueden recomendar máximos de 10 PPM de
agua, para transformadores eléctricos de Alta Tensión >170 KV
• Partículas: la fabricación de los transformadores implica la utilización de papales
y celulosa, que pueden desprender pequeñas partes por vibración, etc. Además,
los transformadores necesitan un respirador para poder compensar las
dilataciones del aceite, siendo foco de entrada de polvo, etc al interior del
transformador, y por lo tanto al aceite.
• Oxidación: Esfuerzos de trabajo, puntos calientes, degeneración de las partículas
y suciedad y descompensaciones provocan la generación de gases disueltos y
oxidación del Aceite Aislante del transformador.
ANALISIS ACEITES AISLANTES
El Mantenimiento Preventivo de los Aceites Aislantes debe incluir el Análisis del
Aceite, mediante diferentes pruebas que permitan conocer el estado funcional del
mismo, que evite Fallas inesperadas de los Transformadores, con las
consiguientes consecuencias económicas y de calidad en el servicio de suministro
eléctrico. La necesidad de Mantenimiento de un Transformador Eléctrico es, por lo
tanto, directamente proporcional al valor del mismo, y a la importancia del
suministro de energía que ofrece.
COMPROBACION ACEITES AISLANTES
La toma de muestras para el análisis del Aceite Aislante desde ser realizada de
forma segura y cuidadosa, para conseguir resultados reales. Las pruebas básicas
que pueden hacerse a los Aceites Aislantes para transformador son:
Test de Rigidez Dieléctrica: Consiste en la comprobación de la capacidad
aislante del aceite del trasformador, mediante la extracción de una muestra
y el uso de un aparato Comprobador de Rigidez Dieléctrica (conocido
vulgarmente como CHISPOMETRO ).
Agua disuelta en el Aceite: Medida en PPM, partes por Millón, y de efecto
directo en la pérdida de la Rigidez Dieléctrica de la muestra.
Neutralización/Acidez: Control de los niveles de ACIDO en el Aceite, como
referencia del nivel de Oxidación del mismo.
Turbiedad/Color: Tanto la presencia de Agua como de otras partículas
disueltas produce turbiedad en el Aceite Aislante.
Partículas Disueltas: contaminación por todo tipo de suciedad.
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Gases Disueltos: El envejecimiento, junto con la degradación de las
partículas por la temperatura y posibles descargas internas, generan
diferentes gases dentro del transformador y en el aceite del tipo y cantidad
de ellos pueden dar importante información.
Tensión Superficial: Valor Físico del Aceite, con relación con la viscosidad.
4. MANTENIMIENTO DEL ACEITE AISLANTE
Aunque en algunas ocasiones donde la degradación y contaminación del Aceite
haga más cara su regeneración que su sustitución, vamos a dar una serie de
consejos que eviten llegar a esa situación:
Equilibrar adecuadamente los Transformadores logrará que el aceite cubra
la totalidad de las partes del interior de los mismos.
Colocar filtros adecuados en los respiradores de los Transformadores, de
forma que evite la entrada de la mayor cantidad posible de humedad, polvo
y otros partículas.
Comprobar el cierra de tapas, pasacables, mirilla, etc, para evitar tanto el
acceso de suciedad como la perdida de aceite.
Realizar pruebas, test y/o análisis periódicos para poder tomar acciones de
mantenimiento antes de que, la excesiva degradación del aceite lo haga
irrecuperable e incluso dañe de forma grave el interior del Transformador.
El uso de Equipos de Purificación y Regeneración de Aceite Aislante permite
devolver las características funcionales mínimas para continuar usándolo. Este
tratamiento debe realizarse antes de que la contaminación del Aceite provoque
depósitos en el fondo del Transformador
Por todo lo anterior, las características que la Comisión Electrotécnica
Internacional (CEI) recomienda controlar periódicamente en su publicación 60422
son las siguientes:
Aspecto; Tensión de Ruptura; Contenido en Agua; Índice de Neutralización;
Pérdidas Dieléctricas (Tg ) De los ensayos se deduce: El estado del aceite es
satisfactorio. Si hay un problema de contaminación y conviene filtrar bajo vacío y
eliminar agua, o se aprecia un deterioro químico y se evalúa con ensayos
complementarios si se puede regenerar el aceite filtrando a través de tierras
adsorbentes, o hay que sustituir el aceite.
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Debe evitarse la práctica de filtrar el aceite si no es necesario, ya que esto puede
contribuir a un envejecimiento prematuro, encareciendo además el mantenimiento.
Desde hace más de 30 años se dispone de un método fiable y económico que, sin
interferir en el normal funcionamiento del transformador, proporciona datos que
informan de la existencia de defectos incluso aun latentes, lo que permite disponer
de tiempo para programar una acción que evite la perdida de producción. La
técnica tiene la misma filosofía que la empleada en medicina. El aceite aislante del
transformador, como la sangre en el cuerpo, pasa por todos los sitios. Si en algún
punto se está produciendo un calentamiento anómalo (temperaturas superiores a
140ºC ) o una heterogeneidad del aislamiento que origina descargas eléctricas, el
aceite aislante se descompone originando productos que permanecen disueltos en
el aceite (hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, óxidos de carbono).
Si se toma una muestra del aceite y se analiza mediante cromatografía de gases
se puede determinar las cantidades de estos compuestos.
La norma de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI) 599 establece la Guía
de Interpretación de los resultados de los análisis que permite la identificación del
tipo de defecto en transformadores aislados con aceite mineral. Las experiencias
recogidas por el Institute of Electrical and Electronics Engineers. Inc. permite la
identificación del tipo de defecto en el caso de transformadores aislados con
siliconas.
La actuación del propietario ante un diagnóstico es la clave para evitar un
incidente importante y en consecuencia actuar con celeridad antes de que la
información disponible no sea útil porque ya se han producido daños irreparables y
pérdida de producción.
CROMATOGRAFÍA
Cromatografía: La cromatografía está definida como un proceso físico químico de
separación. Consiste en inyectar la muestra de gas en un flujo de gas inerte, el
cual sirve como transportador a través de una columna de acero inoxidable que
contiene un producto químico granulado finamente. Esta columna deja pasar
ciertos gases en distintos tiempos y a otros los absorbe.
El propósito de este análisis es conocer exactamente las diferentes sustancias que
componen los gases disueltos extraídos desde el aceite del transformador.
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TERMOGRAFIA
La inspección Termográfica se utilizó para identificar de forma más rápida y
segura los puntos calientes asociados a anomalías típicas tales como:
Contactos con apriete insuficiente, suciedad o corrosión.
Elementos defectuosos o mal dimensionados.
Pérdidas de calor o frío por defecto del aislamiento térmico o refractario.
Las aplicaciones de la inspección por infrarrojos en el Mantenimiento Eléctrico:
Cuadros eléctricos de baja tensión (contactores, magnetotérmicos,
fusibles).
Motores eléctricos.
Centros de transformación de Media Tensión (transformadores, pasamuros,
interruptores automáticos, fusibles).
Línea de distribución (aisladores, seccionadores en tendidos aéreos).
Subestaciones transformadoras de Alta Tensión.
Reducción de pérdidas de energía y detección de humedades.
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IX. POSIBLES FALLAS Y ACCIONES
CORRECTIVAS DE UNA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
Se pueden presentar diversas fallas eléctricas debido a los cambios climáticos y/o
falta de mantenimiento en la represa. Ante la presencia de estas fallas se pueden
optar por las siguientes soluciones:
Solucionar las fallas de la central hidroeléctrica aportando más
mantenimiento y creando un plan para la elaboración de estos de manera
efectiva.
Disminuir el número de personas a las que la represa debe aportarles
electricidad aportando otro tipo de energía creando una nueva central del
tipo eólico, lo cual consiste en obtener energía a partir de corrientes de aire
mediante generadores.
Disminuir el número de personas a las que la represa debe aportarles
electricidad aportando otro tipo de energía creando una nueva central del
tipo solar, lo cual consiste en obtener energía a partir de la radiación
electromagnética generada por el sol mediante el uso de células
fotovoltaicas, heliostatos o colectores térmicos, que son captadores
capaces de transformar la energía solar a energía eléctrica o térmica.
La solución que se recomienda para este tipo de fallas es la de una central
eólica, la cual consiste en transformar la energía cinética ocasionada por el viento
cuando mueve las aspas de los determinados generadores a energía eléctrica.
Estos generadores consisten en unos molinos, los cuales son cuidadosamente
ubicados (normalmente coincide con la ruta de las aves migratorias) de gran altura
y usualmente son muy efectivos.
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Este tipo de solución presenta las siguientes ventajas:
Su contaminación es mínima ya que no producen emisiones atmosféricas ni
residuos contaminantes.
No requiere de ninguna combustión para su funcionamiento
Su instalación es rápida (menos de un año).
ELEMENTOS DE REGULACIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN
En todo aprovechamiento hidroeléctrico, es necesaria la instalación de diversos
mecanismos que regulen y controlen el buen funcionamiento de la central, así
como dispositivos de protección, tanto de la central como de la línea, ante los
posibles fallos que puedan producirse.
Reguladores automáticos de las turbinas
Cuando se produce una variación de carga en la turbina, es decir, cuando se
modifica el par resistente que actúa sobre la misma, según se trate de aumento o
disminución de dicho par, la turbina reducirá o aumentará el número de
revoluciones con que estuviese en funcionamiento antes de producirse la variación
de carga. Es necesario por consiguiente, adaptar el par motor al resistente, y esto
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se lleva a cabo regulando conveniente-mente la entrada de agua, para que
aumentando o disminuyendo el caudal (puesto que la altura del salto no se habrá
modificado), se disponga en cada momento de la potencia requerida y con ello se
obtendrá, salvo ligera variación, el número de revoluciones de funcionamiento
normal de la turbina. En una palabra, la misión del regulador automático consiste
en conseguir el equilibrio, en todo momento, de los trabajos motor y resisten-te
para mantener sensiblemente igual y con todas las cargas el número de
revoluciones de la turbina que con-viene a su funcionamiento.
En las centrales pequeñas y en servicios poco importantes, es posible efectuar
esta regulación manualmente; pero cuando se trata de instalaciones expuestas a
variaciones de carga de consideración, se precisa recurrir a la regulación
automática.
Se ha dicho y con plena razón, que el regulador es el alma de la turbina, y
ciertamente el papel que aquel desempeña es de excepcional importancia.
Los principales bucles de control y sistemas de supervisión y mando en una
central hidroeléctrica de pequeña potencia son:
Para control de la turbina
- Regulador de velocidad, para centrales con grupos síncronos.
- Reguladores de nivel para centrales con grupos asíncronos conectados a la red.
- Regulador de potencia generada, para centrales en red instalada.
- Regulador de caudal turbinado.
Para control del generador
- Regulador de tensión para grupos síncronos.
- Equipo de sincronización, en caso de grupos síncronos funcionando conectados
a la red.
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- Batería de condensadores y relé taquimétrico, en caso de grupos asíncronos
funcionando conectados a la red.
Para control de la turbina y del generador
La instrumentalización necesaria para realizar este cometido, depende del tipo de
generador utilizado, y del funcionamiento previsto. Se pueden considerar los
siguientes casos:
1. Central con generador síncrono funcionando conectado a la red
El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la
frecuencia está mantenida por la red, sin embargo es muy conveniente su
instalación. El mando del distribuidor se realiza por medio de un servo-oleo
hidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del regulador de nivel.
El control del generador es una regulación del factor de potencia, ya que al estar
conectado a la red, está fija la tensión, y la variación de la excitación modifica la
potencia reactiva suministrada por el grupo.
El equipo automático de sincronización estará provisto de ajuste de velocidad y
tensión del grupo, por medio de un relé de sincronismo.
2. Central con generador síncrono funcionando aislado
El control de la turbina debe asegurar el mantenimiento de la frecuencia de la red
en cualquier condición de carga, necesitando por tanto un sistema de regulación
de velocidad y de potencia.
El control del generador, necesita un regulador de tensión que actúe sobre la
excitación del alternador, a fin de mantener la tensión dentro de los límites
admisibles.
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3. Central con generador asíncrono funcionando conectada a la red
El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la
frecuencia está mantenida por la red. El mando del distribuidor se realiza por
medio de un servo-oleo hidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del
regulador de nivel.
El control del generador se consigue mediante una batería de condensadores
estáticos controlados de forma continua por medio de tiristores.
Para la conexión del grupo a la red, deberá llevar un detector de velocidad que
proporcione una señal cuando el grupo llegue a la velocidad de sincronismo, para
ello se utiliza un relé taquimétrico que puede ser mecánico o eléctrico.
Las protecciones para los diferentes sistemas actúan cuando se produce un hecho
anormal en el funcionamiento y pueden producir una alarma, la parada del algún
grupo o la parada total de la central, dependiendo de cuál sea el hecho acaecido.
Los principales hechos que pueden hacer actuar las protecciones, son los
siguientes:
Protecciones Mecánicas
- Embalamiento de turbina y generador.
- Temperatura de eje y cojinetes.
- Nivel y circulación del fluido de refrigeración.
- Nivel mínimo hidráulico.
- Temperatura de aceite del multiplicador de velocidad.
- Desconexión de la bomba del aceite de regulación.
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Protecciones Eléctricas del Generador y Transformador
- Intensidad máxima,
- Retorno de potencia (máxima admitida 5% de la nominal).
- Calentamiento del generador y/o del transformador.
- Derivación en el estator.
- Producción de gases en el transformador (Buchholz).
- Nivel de tensión (entre el 85 y el 100% de la tensión nominal).
- Nivel de frecuencia (entre 47.5 y 51 Hz.)
Protecciones de la línea de Media Tensión
- Derivación de una fase a tierra.
- Cortocircuito o inversión de fases.
- Sobre intensidad.
EQUIPOS AUXILIARES
En una central hidroeléctrica, aparte de los equipos principales anteriormente
descritos, deben existir una serie de equipos auxiliares necesarios para el correcto
funcionamiento de las instalaciones.
El consumo eléctrico de estos equipos auxiliares oscila alrededor del 2% de la
producción de la central.
Los equipos más comunes, que se pueden considerar como auxiliares dentro de la
central, son:
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Ventilación.
Alumbrado normal y de emergencia.
Equipo de corriente continua empleado para alimentar las bobinas de
desconexión del disyuntor y otras bobinas de relés y conectores.
Bombas para el drenaje de posibles fugas o achique en caso de
inundación.
Batería de condensadores, en caso de que exista grupo asíncrono, para
mejorar el factor de potencia.
Puente grúa, aunque en algunos casos puede ser suficiente una grúa
portátil durante el montaje y operaciones de mantenimiento.
Red de tierra, para limitar la tensión con respecto al terreno.
Limpia rejas.
Protección contra incendios.
Agua de refrigeración
MANTENIMIENTO DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Hay distintos tipos de mantenimiento, hay un mantenimiento programado
preventivo es decir durante los doce meses del año cada mes se determina hacer
un tipo de trabajo tanto mecánico, hidráulico, eléctrico que tiene que ir de acuerdo
a las necesidades de la planta hay trabajos de gran envergadura como también
hay otros menos importantes como también otros rutinarios estos mantenimientos
rutinarios se hacen todos los días, los cargados de mantenimiento hacen una
ocultación estos son: ver como esta con la presión, la temperatura, las fugas de
agua y aceite. Luego también se hacen mantenimientos preventivos para esto, se
hace un cronograma anual de mantenimiento por mes para que así cuando se
llegue al último mes del año ya se hayan hecho todos los trabajos preventivos
para el año siguiente para que cuando entre en operación los meses de
noviembre, diciembre, enero, marzo, abril que son las épocas de lluvia cuando el
lago está en su plenitud la planta tiene que trabajar al 100% y para que pueda
trabajar a ese porcentaje ya se tiene que haber previsto todos esos
mantenimientos estos se hacen en época de estiaje.
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
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X. OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS PARA
OPTIMIZAR LOS PROCESOS Y EL
MANTENIMIENTO
El seguimiento y diagnosis del funcionamiento de la central se realizaran
utilizando las bases de datos históricos y protocolos establecidos.
Los cambios en los parámetros o procedimientos de operación que
supongan mejoras en el funcionamiento de la instalación y puedan lograr
avances en materia de eficiencia energética, fiabilidad, eficacia o seguridad
de los procesos se analizan y se proponen para su consideración
Los informes sobre el estado e incidencias relacionadas con las tomas de
agua, avenidas, aforadores, estanqueidad, galerías y otros componentes de
la central se elaboran según el procedimiento establecido
Las maniobras en compuertas, ataguías, válvulas, reguladores,
interruptores eléctricos, bombas y otros elementos de maniobra se
supervisan, comprobando que se ejecuten según la secuencia establecida
en los procedimientos, con las medidas de seguridad requeridas y en
coordinación con los responsables de operación en la sala de control.
La coordinación con el centro de control de la central hidroeléctrica, así
como la adopción de todas las medidas de seguridad previas a la prueba de
equipos se garantizan en todos los casos utilizando los procedimientos de
comunicación correspondientes.
El adecuado aislamiento eléctrico, puesta a tierra, ventilación,
posicionamiento y enclavamiento de compuertas y ataguías, válvulas de
aislamiento y drenaje se comprueban para asegurar las condiciones
óptimas de intervención, aplicando las cinco reglas de oro y los
procedimientos y normas establecidos
La certificación de que el equipo o sistema queda dispuesto, debidamente
señalizado y en condición totalmente segura para que pueda ser intervenido
se realiza en coordinación con el responsable del centro de control,
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aplicando las cinco reglas de oro y los procedimientos y normas
establecidos.
El stock de materiales del almacén y los sistemas para su distribución se
gestiona, si es de su responsabilidad, bajo premisas de eficiencia y calidad.
Los datos obtenidos, fruto de las revisiones o del mantenimiento, se
recopilan y utilizan para la realización de las fichas de control e informes
concernientes a las tareas realizadas.
Los procedimientos de actuación ante accidentes causados por fenómenos
de origen eléctrico, térmico, mecánico o derivados de incendios, derrames o
fugas de productos inflamables, tóxicos o corrosivos, o de cualquier otro
tipo, se ponen en práctica con el rigor necesario.
Las zonas de trabajo de su responsabilidad se mantienen en condiciones
de orden y limpieza con el fin de evitar accidentes.
El engrase y cambio de aceite se efectúan según los procedimientos
establecidos y en las condiciones de seguridad exigidas.
Los equipos e instalaciones relacionados con el control medioambiental se
mantienen cumpliendo con los requisitos reglamentados, en las condiciones
de calidad y de seguridad establecidas.
La reparación o sustitución de consumibles y de otros elementos básicos
deteriorados se efectúa siguiendo la secuencia del proceso de desmontaje
y montaje establecido, dentro del tiempo previsto y con la calidad exigida,
comprobando su funcionamiento.
Los planos y especificaciones técnicas de los equipos e instalaciones a
mantener se identifican e interpretan para conocer con claridad y precisión
la actuación que se debe realizar y establecer la secuencia de intervención
del mantenimiento, optimizando el proceso en cuanto a seguridad, método y
tiempo.
Los equipos e instrumentos relacionados con los sistemas eléctricos de AT
-subestación-, BT, corriente continua y tensión segura se operan según
procedimientos establecidos
OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015
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XI. CALCULO DE LOS PRINCIPALES
PARAMETROS DE LOS PROCESOS DE
OPERACIÓN Y DE MANTENIMIENTO
Requerimientos necesarios para la instalación de una central hidroeléctrica:
Básicamente los requerimientos de una central no son diferentes a los de una
central de generación a gran escala los requerimientos son:
1.- Caudal de agua
Se necesita un caudal de agua constante para garantizar la continuidad de
funcionamiento de la mini central, este caudal va a ser él nos va a proveer de la
energía primaria para el movimiento de la turbina de la planta de generación
hidroeléctrica.
2.- Salto geodésico
El salto geodésico es el desnivel en el cauce del caudal de agua, en el salto
geodésico se produce la energía cinética del agua, energía que es aprovechada
por las turbinas para generar el movimiento en el generador.
Criterios teóricos para el diseño de una central:
1.- Alturas de salto neto
Es la distancia vertical medida entre la lámina de agua de la toma de agua y la del
canal de descarga, de acuerdo con esto y a las características de cada turbina se
ha obtenido la siguiente tabla:
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Con los datos de caudal y salto geodésico tomados de los estudios de pre
factibilidad procedemos a dimensionar la mini central en todos sus componentes
con la finalidad de garantizar el funcionamiento y la durabilidad del sistema entre
los componentes a dimensionar.
Obra civil
Equipamiento electromecánica
Equipos auxiliares.
2.- Calculo de la altura aprovechable
Determinar la altura vertical entre la cámara de carga y la casa de máquinas es
indispensable para empezar con los cálculos de los componentes de la mini
central debido a que esto nos proporciona la potencia a obtener para nuestro
estudio.
3.- Caída Neta
La caída neta o altura neta es la altura del salto aprovechable por la turbina, es
igual al salto útil menos las pérdidas de carga que tiene lugar a lo largo de la
conducción forzada, reducciones, válvulas, etc.
La caída neta del aprovechamiento puede determinarse con métodos sencillos
como:
Método del nivel con manguera
En este método se requiere una manguera y unas escalas; la altura Hx se
determina como la diferencia entre las 2 indicaciones de las escalas, en los puntos
del nivel de agua en la manguera; la altura total del aprovechamiento es la suma
de estas diferencias desde la casa de máquinas hasta el tanque de presión.
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Método del nivel de carpintero
Este método es parecido al método de la manguera, para este método se requiere
de un nivel de carpintero, unas escalas, una regla o un hilo. Para determinar la Hx
se coloca las escalas en forma perpendicular y la regla de forma horizontal, luego
el nivel se ubica sobre la regla, la altura total del aprovechamiento se determinan
en la misma forma del procedimiento anterior.
Método del Clinómetro
Este método resulta el más sencillo de realizar pero requiere de algunos cálculos
matemáticos para determinar la altura entre los puntos 1 y 2 (fig.2.3) se requiere
conocer ciertos parámetros como son los valores de las escalas de apoyo, en este
caso H1 y H2, los ángulos θ1 y θ2 y la distancia Lx, que es la longitud entre los
puntos 1 y 2, conocido estos datos se calcula la altura de la siguiente manera:
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Se halla el promedio entre los ángulos.
A partir de la expresión trigonométrica del seno y el valor de
Lx se encuentra la altura Hx.
La altura entre los puntos 1 y 2 es la diferencia entre (Hx +
H2) y H1.
La altura total del aprovechamiento será las sumas de las
alturas H12.
Método del Barómetro
En este método la presión atmosférica varia inversamente proporcional a la altura
sobre el nivel del mar, así en función de la presión en un determinado lugar se
puede determinar su altura; por tanto, si se conoce la diferencia de presión entres
2 puntos, se pueden determinar la diferencia de niveles existentes. Cuando se
dispone de un solo altímetro se realiza de la siguiente manera:
Se aparta de un punto de altura conocida, se lee la altura en el altímetro y se
anota la hora en que se hizo la observación y la temperatura que indica el
termómetro. Luego se lleva el instrumento a los otros puntos cuya cota se desea
conocer y en cada uno de ellos se anota la altura, la hora y la temperatura; se
regresa inmediatamente al punto de partida y de nuevo se hace la lectura del
tiempo y la temperatura.
Los cambios en las condiciones atmosféricas hacen que la altura leída
inicialmente no concuerde con la lectura del altímetro luego de tomar los otros
puntos. Se supone que las condiciones atmosféricas varían gradualmente durante
el lapso de tiempo comprendida entre la altura inicial y la final.
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Método del Profundímetro
Es un método sencillo que mide la presión de una columna de agua y toma su
equivalente en metros. Requiere de un tubo plástico en el cual se encuentra una
columna de agua y al final del tubo se coloca un profundímetro, que indica la
presión ejercida por el agua en su equivalente en metros, de acuerdo con la
siguiente expresión:
Dónde:
P= Es la lectura de la presión en Kpa.
H= Es la caída en metros.
Método del GPS
En la actualidad el método del GPS sería el más adecuado para realizar las
mediciones necesarias, ya que este método indica la posición de una persona o
lugar mediante la triangulación de los satélites.
Claro está que se necesitaran realizar varias mediciones para de ahí sacar un
valor medio y así reducir el margen de error.
3.- Calculo del caudal
La dinámica de fluidos define al caudal como la cantidad de fluido que avanza en
una unidad de tiempo. También es conocido como caudal volumétrico o índice de
flujo fluido.
El cálculo de caudal de agua viene expresado por la ecuación de continuidad:
Donde es:
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Q es el caudal (m3/s)
V es la velocidad (m/s)
S es la sección de la tubería (m2)
Para que el fluido se traslade entre dos puntos dentro de una línea de flujo, debe
existir una diferencia de energía entre los dos puntos, la diferencia de energía
representan las perdidas por rozamiento en la línea de flujo, el rozamiento no es
una constante este depende de la estructura del material del que está compuesto
la línea de flujo.
La rugosidad del conducto
La viscosidad del fluido
El régimen de funcionamiento (régimen laminar o régimen turbulento)
El caudal circulante, es decir de la velocidad
El cálculo de caudal se basa en la ecuación de Bernoulli
Dónde:
g es la aceleración de la gravedad
p es la densidad del fluido
P es la presión
Considerando el rozamiento, la ecuación entre dos puntos 1 y 2 se expresa como
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Simplificando:
Donde perdidas (1,2) es la perdida de energía que sufre el fluido por causa del
rozamiento al circular entre el punto 1 y 2. Si tomamos una distancia L del ducto
de conducción o canal o rio tenemos que (perdidas (1,2)/L este valor representa la
perdidas de altura por unidad de longitud de conducción este valor es la pendiente
de la línea de energía y se lo denomina J.
Formulas experimentales La fórmula de manning que sirve para relacionar la
pendiente de energía con la velocidad de circulación del fluido cuando este es
agua.
Dónde:
n es el cociente de rugosidad está relacionado
Directamente con el material de la tubería
Rh Es el radio hidráulico de la sección
La altura geométrica es un dato. De esta manera con los datos conocidos en un
punto como el del depósito o embalse donde la velocidad es cero la presión
atmosférica es la presión entonces todas las pérdidas dependerán directamente
de la velocidad entonces tenemos que:
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Donde los coeficientes K se los puede conseguir en tablas especializadas o debe
ser proporcionadas por el fabricante, las perdidas localizadas por lo general son
insignificantes en la parte práctica por eso se utiliza el concepto de longitud
equivalente para el cálculo de perdidas localizadas. En este caso, se calcula a
partir del diámetro de la tubería y de los valores tabulados para cada tipo de
elemento que pueda producir una perdida localizada.
a.- Pérdidas de carga
Las pérdidas de carga se dan debido a la fricción de partículas entre sí y con las
paredes del ducto ya sea este una tubería o un canal las condiciones de fricción
dependen del material del ducto y de la trayectoria del ducto ya que varían las
condiciones con las variaciones de sentido, con los elementos de control y demás
componentes que forman la trayectoria del ducto.
b.- Pérdidas de carga en ductos rectilíneos
Considerando el flujo uniforme, o sea con sección del ducto constante Tenemos
que el principio de Bernoulli queda como:
Dónde:
g constante gravitatoria
y1 altura geométrica en la dirección de la gravedad en la sección i=1 o 2
P presión a lo largo de la línea de corriente
p densidad del fluido
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Siendo:
L la distancia entre las secciones 1 y 2
J la variación de la presión manométrica por unidad de longitud o pendiente
piezometrica, valor que se determina empíricamente para los diversos tipos
de material y es en función del radio hidráulico y de la rugosidad de las
paredes y de la velocidad media del agua.
c.- Expresiones prácticas para el cálculo
Considerando ductos llenos donde:
La fórmula de Bazin se transforma en:
Los valores de y son:
0,16 tubos de acero sin soldadura
0,20 para tubos de cemento
0,23 para tubos de hierro fundido
d.- Pérdidas de carga localizadas
Las pérdidas localizadas forman parte de la llamada “altura de velocidad” de la
forma:
Hv Perdidas de carga localizada
V Velocidad media del agua, antes del punto a analizar conforme el caso
K Coeficiente determinado en forma empírica para cada tipo de punto
singular
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4.- Calculo hidráulico
a.- Potencial Hidroeléctrico Teórico Bruto (P.H.T.B.).
El potencial hidroeléctrico bruto o potencia teórica es la potencia estimada que
podemos obtener de las condiciones físicas de nuestro emplazamiento para la
central este potencial se lo obtiene a partir de la formula.
Presión:
Donde
d es la densidad del agua (1000Kg/m3)
g es la aceleración de la gravedad en 9.8 m/s2
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H es la caída en metros
Potencia:
Donde:
F es la fuerza
v es la velocidad
Fuerza:
Como el caudal es:
Entonces tenemos:
Reemplazando los valores:
Simplificando:
Multiplicando los valores por un factor de rendimiento
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Donde
P es la potencia en KW de la mini central
9,8 es el peso específico del agua.
Q es el caudal de agua que tenemos m3/seg.
H es la altura del salto geodésico en m
n es el rendimiento estimado de los equipos (turbina-generador)
Esta fórmula es la misma utilizada para el cálculo del PHB de las grandes
centrales de generación hidroeléctrica.
b.- Calculo de la energía
El cálculo de energía se lo hace de acuerdo a la siguiente ecuación
La potencia media
Tomando en cuenta que A es la energía total que viene dada en KWh
suministrados en el periodo de tiempo T0.
c.- Factor de utilización y demanda
El factor de utilización (m) representa el factor que relaciona el tiempo en el que se
utiliza la energía entregada por la mini central, el factor de demanda relaciona la
demanda con la potencia instalada en la mini central, para obtener valores
aceptables tenemos que tratar que estos factores tiendan a
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Factor de carga
Factor de utilización
5.- Dimensionamiento de componentes
Para el cálculo de componentes de la central es necesario tener los datos iníciales
tales como caudal de diseño y la altura del salto, con esos datos podemos calcular
la potencia que se puede generar con las condiciones de caudal y de salto
geodésico.
6.- Turbinas
a.- Criterios para la elección del tipo de turbina
Las turbinas hidráulicas deben ser seleccionadas en base a los siguientes
parámetros:
La caída de agua (salto geodésico).
El caudal.
Velocidad de rotación
Problemas de cavitación
Velocidad de embalamiento.
Costo
b.- Parámetros importantes a tener a consideración:
Para seleccionar el modelo de turbina no existe un modelo bien definido a usar
esto debe ser analizado en particular dadas las especificaciones según el
fabricante.
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La turbina tipo Banki o también llamada de flujo cruzadoesta especificada
en la misma gama de operación de la turbina Francis.
Tiene un rendimiento del 70% menor que la Francis y se puede usar en un
sector de caídas y con caudal bastante amplio.
El uso de las bombas funcionando como turbinas, es en realidad la
adaptación de una bomba de agua normal que es adaptada como turbina.
Se puede considerar la media del rendimiento entre una bomba y un
generador con un valor de un 65%.
Las turbinas tipo Pelton son usadas para aprovechar grandes caídas de
agua y pequeños caudales, pues en comparación con las Francis estas
últimas presentan un pasada muy estrecha.
c.- Resumen y caudales a los que trabajan las turbinas
En la siguiente tabla se resumirá los caudales y saltos a los que trabajan cada una
de las turbinas
Calculo de los diferentes tipos de turbina
a.- Calculo para los componentes de turbinas Pelton:
Para el cálculo de los componentes de una turbina tipo pelton procedemos en
primer lugar hacer referencia al diagrama que muestra la relación entre la potencia
y la altura de la mini central:
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CURVA CARACTERISTICA DE LA TURBINA PELTON
De estos gráficos sacamos la siguiente tabla que describe el cálculo que se debe
seguir para calcular los componentes de una Central.
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b.- Calculo para turbinas tipo Francis, Kaplan, hélice turgo.
Para proceder con el cálculo de una turbina tipo Francis es necesario primero
tener en claro los siguientes elementos:
Detalle rodete Kaplan
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En la siguiente tabla se ubican las fórmulas para determinar las dimensiones de
los componentes de un rodete de una turbina axial recordando que el cálculo es el
mismo para los rodetes de las turbinas Francis,Kaplan,Turgo y axial, que solo
varía el funcionamiento de la turbina.
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Criterios para la elección del generador
Nivel de voltaje
Potencia a generar
Numero de revoluciones
Tipo de acoplamiento entre turbina y el generador
Altas potencias se recomienda el uso de generadores síncronos
En pequeñas centrales se recomienda el uso de generadores asíncronos
Factor de carga: En la mayoría de los casos la carga no es constante durante el
año o durante un periodo de tiempo especificado considerado como
representativo, ya que por ejemplo en las industrias estos valores varían de
acuerdo a la producción de temporada de dicha industria.
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Factor de Demanda: Se puede definir como el cociente de la demanda máxima
de un sistema y la carga instalada en el mismo.
Factor de Simultaneidad: Es un valor menor o igual a la unidad y este valor
indica con qué frecuencia coinciden las cargas conectadas al mismo circuito en
ese mismo instante de tiempo.
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XII. FUENTES DE INFORMACION Y
BIBLIOGRAFÍA ESPECIFICADA
http://www.mecd.gob.es/educa/incual/pdf/BDC/ENA473_3.pdf
http://www.caib.es/sacmicrofront/archivopub.do?ctrl=MCRST350ZI112976&i
d=112976
http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-
interactivos/produccion-de-electricidad/vii.-las-centrales-electricas
https://es.wikipedia.org/wiki/Generaci%C3%B3n_de_energ%C3%ADa_el%
C3%A9ctrica
http://thales.cica.es/rd/Recursos/rd99/ed99-0226-01/capitulo3.html
http://www.unesa.es/sector-electrico/funcionamiento-de-las-centrales-
electricas
http://html.rincondelvago.com/centrales-electricas_1.html
https://es.wikipedia.org/wiki/Central_hidroel%C3%A9ctrica
http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-
interactivos/produccion-de-electricidad/xi.-las-centrales-hidroelectricaS
http://www.jenijos.com/CENTRALESHIDROELECTRICAS/centrales_hidroel
ectricas.htm