desarrollo de una metodologÍa de...
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UNIVERSIDAD CENTROAMERICANA
“JOSÉ SIMEÓN CAÑAS”
DESARROLLO DE UNA METODOLOGÍA DE
EVALUACIÓN PARA REHABILITACIÓN DE PEQUEÑAS
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS (PCH’S)
TRABAJO DE GRADUACIÓN PREPARADO PARA LA
FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
PARA OPTAR AL GRADO DE
INGENIERO ELECTRICISTA
POR:
WALTER ALFONSO LEIVA RIVAS
JAVIER ENRIQUE PORTILLO TREJO
JAVIER ERNESTO SAADE BANEGAS
OCTUBRE 2007
ANTIGUO CUSCATLÁN, EL SALVADOR, C.A.
RECTOR
JOSE MARÍA TOJEIRA, S.J.
SECRETARIO GENERAL
RENÉ ALBERTO ZELAYA
DECANO DE LA FACULTAD DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
EMILIO JAVIER MORALES QUINTANILLA
COORDINADOR DE LA CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
OSCAR ANTONIO VALENCIA MONTERROSA
DIRETOR DEL TRABAJO
ENRIQUE ANDRÉS MATAMOROS LÓPEZ
LECTOR
ISMAEL ANTONIO SÁNCHEZ FIGUEROA
AGRADECIMIENTOS
Debo agradecerle a Dios por haberme dado sabiduría, fuerzas y perseverancia para finalizar
esta etapa de mi vida que concluye con este trabajo, fruto del esfuerzo y dedicación que
junto a mis compañeros Javier Portillo y Javier Saade hemos completo. También debo
agradecerle por la familia y amigos que me han brindado pues han sido una bendición
durante toda mi vida.
Deseo agradecer a mis padres, por creer en mí desde que comencé mi vida estudiantil, por
su constante apoyo durante todos estos años de estudio, pues siempre han estado conmigo.
Agradezco también a mi hermana Lilliana que cuando necesité ayuda siempre colaboró de
la mejor manera, a Elisa porque siempre estuvo conmigo y me brindó animo desde el inicio
de mi carrera universitaria, ya que gracias a ustedes he logrado todo esto.
Gracias a todos aquellos que han sido parte de mi formación y que me han permitido llegar
hasta acá, al final de una etapa, pero el comienzo de otra aún mejor.
WALTER LEIVA
En primer lugar le agradezco a Dios por haberme dado la sabiduría y fortaleza necesaria
para afrontar el largo camino que ahora concluye. Agradezco además a mis padres y
hermanos por haberme brindado siempre su amor y apoyo en los momentos más difíciles, a
Violeta y su familia porque con sus consejos y cariño me dieron más motivos para
esforzarme y en último lugar a mis compañeros Walter y Javier porque sin su apoyo y
constancia no hubiera sido posible este trabajo.
JAVIER PORTILLO
Le agradezco a Dios todopoderoso por ser mi guía y darme las fuerzas necesarias para
alcanzar mis deseos y mis metas. Por haberme dado un núcleo familiar estable en el cual el
amor y el respeto son los protagonistas.
Les agradezco a mis padres por haber grabado en mi desde temprana edad la importancia
de la ética y la moralidad. Por haber obrado siempre con la voluntad de querer lo mejor
para sus hijos. Papás les estoy eternamente agradecido por enseñarme a compartir con mi
hermano y a ser un ser productivo para la sociedad.
Carlos (hermano) te agradezco por todos tus actos de afecto que me has demostrado. Por
ser a mi criterio, el mejor de los hermanos y por haber sido un modelo ejemplar.
JAVIER SAADE
DEDICATORIA
Dedico esta tesis a Dios pues sin él no hubiera llegado hasta este punto, a mis padres,
Ademir y Lilian, quienes siempre me motivaron a dar más de mí, y que gracias su esfuerzo
les puedo dedicar el presente trabajo.
WALTER LEIVA
Dedico el presente trabajo a Dios y toda mi familia que siempre han estado junto a mí en
buenos y malos momentos, a mi querida Violeta y su familia por sus consejos y amor y a
todas las personas que de una u otra manera hicieron posible la realización de este trabajo.
JAVIER PORTILLO
Le dedico el presente trabajo a mi familia, a mis papás y mi hermano, ustedes son las
personas más importantes de mi vida. Les dedico el logro académico más grande que he
obtenido hasta el momento, por que ustedes me han enseñado a vivir, me han enseñado a
ser persona y han sido artífices directos de esto.
Quisiera dedicar este trabajo a mis compañeros, Walter y Javier, por que juntos hicimos un
equipo, en el cual las individualidades se unieron por una meta común y lo logramos. Por
ser más que mis compañeros, sobretodo por ser mis amigos.
JAVIER SAADE
i
RESUMEN EJECUTIVO
Para obtener un estudio completo que evalúe la factibilidad de aumentar la energía
generada y la eficiencia de una pequeña central hidroeléctrica tanto técnica como
económica, es necesario analizar las partes eléctricas, mecánicas y civiles del proyecto. El
trabajo presentado a continuación detalla las principales partes eléctricas a considerar en un
estudio de rehabilitación de una pequeña central hidroeléctrica, dando como resultado una
metodología de evaluación.
El trabajo se compone de dos partes. En la primera se muestra la teoría general de los
aspectos a tomar en cuenta para el desarrollo del estudio de rehabilitación, analizando cada
uno de los equipos de manera técnica, proporcionando las bases teóricas que sustenten la
metodología y presentando los puntos a considerar en el momento de realizar un análisis
financiero. La segunda parte del trabajo comprende el desarrollo de la metodología general
y su aplicación en el caso de la pequeña central de Milingo, así como la factibilidad
financiera de realizar el proyecto.
Una pequeña central hidroeléctrica es una instalación que utiliza la energía potencial del
agua para convertirla en energía eléctrica a través de máquinas que realicen la
transformación. Este tipo de proyectos se pueden realizar mediante diferentes formas de
aprovechar la hidrología. Todas estas centrales se componen de partes civiles, mecánicas y
eléctricas, las cuales se definen de manera general, además se presenta una forma fácil de
determinar la potencia necesaria a instalar en un aprovechamiento hidrológico, de manera
que podamos conocer el potencial del mismo. Además se desarrolla un pequeña apartado
donde se consideran el aspecto ambiental que favorece a este tipo de proyectos.
Luego se desarrolla un capítulo orientado a la descripción de los tipos de generadores, cuya
función es convertir la energía mecánica proporcionada por una turbina hidráulica, en
energía eléctrica, así como también las diferentes pruebas que se les realizan a dichos
equipos para determinar el estado actual de los mismos. También se presenta un apartado
ii
donde se exponen los aspectos que se deben tomar en cuenta cuando se procede a
rehabilitar los generadores, como son la ventilación y el aislamiento entre las bobinas.
El siguiente capítulo muestra los principales componentes de la subestación elevadora y los
aspectos necesarios para interconectarse a la red. Se desarrollan las definiciones de los
componentes, para luego entrar en materia sobre la evaluación de cada uno de éstos. Se
examina en primer lugar el transformador de potencia, ya que éste es la parte principal de la
subestación elevadora, mencionando las pruebas que se realizan para determinar el estado
actual del equipo, debido a que se necesita esta información para evaluar la factibilidad de
utilizar el mismo equipo o reemplazarlo, dependiendo si éste se encuentra en un estado
operativo óptimo y cumple con los nuevos requerimientos de las unidades generadoras. De
la misma manera, se evalúan los interruptores de potencia, cuchillas seccionadoras, bancos
de baterías, cargadores de baterías y transformadores de servicio propio, determinando los
parámetros mínimos de operación de éstos equipos para evaluar la continuidad de su uso o
el reemplazo.
El capítulo dedicado a las protecciones toca los aspectos mínimos de operación de los
transformadores de instrumento. Se muestra una guía teórica de los parámetros que se
deben de revisar, para ver si estos equipos son compatibles con los nuevos parámetros de
generación y los esquemas de protecciones propuestos, con el fin de evaluar el reemplazo
de estos equipos. Además se desarrollan esquemas de protecciones sugeridos para
generadores y transformadores, con el motivo de comparar los esquemas actuales con los
propuestos determinando si existe una mejor opción para la protección de los equipos
principales.
En el capítulo siguiente se habla un poco del sistema de control de todo sistema de
generación y cómo interactúa con éste. Se dan los principios básicos de operación y de su
rehabilitación. El capítulo está dividido en tres grandes partes: Sistema de Excitación,
Sistema de Sincronismo y Control de Velocidad. El Sistema de Excitación es el encargado
de proporcionar la corriente de campo necesaria en el generador para el control de voltaje
de salida o de los reactivos generados. En la segunda parte se trata el sistema de
iii
sincronismo cuya función es hacer que el generador pueda ser conectado a un sistema de
potencia; se define la parte teórica del sistema de sincronismo y si explica la diferencia para
sistemas con generadores Síncronos y Asíncronos. La parte final del capítulo es sobre el
Sistema de Control de Velocidad, el cual es el encargado de mantener constante la
velocidad en el eje del generador cuando existen variaciones en la carga conectada, ya sea
por mayor demanda o por una pérdida súbita.
Siguiendo con los capítulos, se presenta el Análisis Financiero. El tema económico es uno
de los más importantes a evaluar cuando se presenta la opción de una rehabilitación o
modernización. Los encargados de un proyecto siempre quieren saber que tanto les costarán
las mejoras que realizarán a la planta y que tan rápido se puede recuperar la inversión
hecha. En este capítulo se presenta la forma en cómo debe ser abordada la parte financiera;
se muestra cómo calcular los flujos de efectivo del proyecto y su significado práctico. Al
final del capítulo se muestran cuáles deben de ser los factores a tomar en cuenta para
evaluar si un proyecto es viable o si definitivamente la idea de rehabilitación y
modernización debe de ser desechada.
El próximo capítulo es la conclusión de nuestro trabajo: La metodología de evaluación para
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas. Se muestra un resumen de los puntos principales de los
capítulos anteriores que son necesarios para llevar a cabo la Rehabilitación. Se estudian los
puntos indispensables que deben de ser evaluados en las diferentes partes de la planta para
saber si pueden seguir en funcionamiento, necesitan rehabilitación o si definitivamente
requieren ser cambiados por equipos nuevos. Se muestra cada parte del Sistema de
Generación por separado y se presentan diagramas de flujo que brindan una idea clara de
los pasos a seguir para la evaluación.
El capítulo final es la aplicación de la Metodología de Evaluación en un caso práctico. En
nuestro trabajo se trata la central de Milingo, situada en el Cantón del mismo nombre, del
Municipio de Ciudad Delgado a 5 ½ km de la Ciudad de San Salvador y que aprovecha el
caudal del río Acelhuate. Ésta planta cuenta con tres unidades de las cuales 2 se encuentran
actualmente en funcionamiento, dado que la tercera sufrió daños por ocasionados en el
iv
conflicto armado. Se evalúa el estado actual de la parte eléctrica de la planta y se proponen
las mejoras que deben de ser realizadas para aumenta la eficiencia de la Central. Al final
del capítulo se realiza el análisis financiero en el cual se evalúa la rentabilidad del proyecto
con las mejoras propuestas a los equipos.
ÍNDICE
RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................ i
SIGLAS .............................................................................................................................. xiii
ABREVIATURAS ................................................................................................................ xv
SIMBOLOGÍA ...................................................................................................................xvii
PRÓLOGO ........................................................................................................................... xix
CAPÍTULO 1: CONCEPTOS PRELIMINARES DE UNA PEQUEÑA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA .............................................................................................................. 1
1.1 Tipos de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas ......................................................... 1
1.1.1 Centrales de Aprovechamiento de agua fluyente ........................................... 2
1.1.2 Centrales a pie de presa con regulación propia ............................................... 3
1.1.3 Centrales en canal de riego ó tubería de abastecimiento de agua ................... 4
1.2 Componentes de una Central Hidroeléctrica .......................................................... 6
1.3 Determinación de la potencia a instalar .................................................................. 7
1.4 Impacto Ambiental de una PCH ............................................................................. 8
CAPÍTULO 2: GENERADORES ........................................................................................ 11
2.1 Generadores Síncronos ......................................................................................... 11
2.1.1 Sistema de Excitación ................................................................................... 12
2.1.2 Regulación de Voltaje ................................................................................... 12
2.2 Generador Asíncrono ............................................................................................ 13
2.2.1 Sistema de Excitación ......................................................................................... 13
2.2.2 Regulación de Voltaje .......................................................................................... 14
2.3 Pruebas en Generadores ........................................................................................ 14
2.3.1 Resistencia del aislamiento .................................................................................. 15
2.3.2 Prueba del Índice de Polarización ........................................................................ 16
2.3.3 Prueba de Impedancia en el Rotor ....................................................................... 17
2.3.4 Medición de Resistencia ...................................................................................... 18
2.4 Rehabilitación ....................................................................................................... 19
2.4.1 Aislamiento de las bobinas ........................................................................... 21
2.4.2 Ventilación .................................................................................................... 21
CAPÍTULO 3: SUBESTACIÓN ELEVADORA ................................................................ 23
3.1 Red a la que se conecta la subestación ................................................................. 23
3.2 Componentes de una subestación .............................................................................. 24
3.3 Transformadores de potencia ............................................................................... 28
3.4 Pruebas de campo a transformadores de potencia ................................................ 29
3.4.1 Pruebas al transformador de potencia .......................................................... 29
3.4.2 Pruebas al medio de aislamiento eléctrico .......................................................... 31
3.5 Rehabilitación ...................................................................................................... 33
3.6 Interruptores de potencia, cuchillas seccionadoras y conductores. ............................ 35
3.7 Bancos de baterías y cargadores .......................................................................... 36
3.8 Transformador de servicio propio ........................................................................ 37
CAPÍTULO 4: EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MEDICIÓN ........................................... 39
4.1 Transformadores de Instrumento ......................................................................... 40
4.1.1 Evaluación de transformadores de potencial ................................................ 40
4.1.2 Evaluación de Transformadores de Corriente .............................................. 41
4.2 Protecciones de Transformadores ........................................................................ 42
4.2.1 Protecciones internas de transformadores .................................................... 43
4.2.2 Protección primaria a transformadores de potencia ..................................... 45
4.3 Evaluación de protecciones a transformadores de potencia ................................. 45
4.4 Protecciones a generadores .................................................................................. 47
4.4.1 Esquema de protección para generadores pequeños .................................... 48
4.4.2 Protección para generadores medianos ........................................................ 49
4.5 Rehabilitación de protecciones de los generadores .............................................. 50
CAPÍTULO 5: SISTEMA DE CONTROL .......................................................................... 53
5.1 Sistema de Excitación .......................................................................................... 53
5.1.1 Tipos de Sistemas de Excitación .................................................................. 53
5.1.2 Excitación y Desexcitación .......................................................................... 55
5.1.3 Rehabilitación ............................................................................................... 55
5.2 Sincronismo .......................................................................................................... 57
5.2.1 Sincronismo en Generadores Asíncronos .................................................... 58
5.2.2 Sincronismo en Generadores Síncronos ...................................................... 58
5.3 Control de Velocidad ............................................................................................ 59
5.3.1 Reguladores de Velocidad ............................................................................ 61
CAPÍTULO 6: ANÁLISIS FINANCIERO .......................................................................... 65
6.1 Consideraciones Financieras ................................................................................ 66
6.2 Evaluación Financiera .......................................................................................... 67
CAPÍTULO 7: METODOLOGÍA PARA REHABILITACIÓN DE UNA PEQUEÑA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA ........................................................................................ 73
7.1 Generador ............................................................................................................. 73
7.2 Transformador ...................................................................................................... 75
7.3 Interruptores y cuchillas seccionadoras ................................................................ 77
7.4 Pararrayos ............................................................................................................. 78
7.5 Transformadores de corriente ............................................................................... 81
7.5.1 Cálculo de la corriente nominal .................................................................... 82
7.5.2 Cálculo de la carga conectada al secundario ................................................ 82
7.6 Transformador de potencial .................................................................................. 83
7.6.1 Cálculo de la relación de transformación ..................................................... 84
7.6.2 Cálculo de la carga conectada al secundario ................................................ 85
7.7 Banco de baterías y cargadores ............................................................................. 86
7.8 Transformador de servicio propio ........................................................................ 87
7.9 Sistema de Excitación ........................................................................................... 88
7.10 Sistema de Sincronismo ....................................................................................... 88
CAPÍTULO 8: ANÁLISIS DEL CASO PRÁCTICO CENTRAL MILINGO. ................... 89
8.1 Generador ............................................................................................................. 90
8.2 Subestación Elevadora .......................................................................................... 91
8.3 Selección del transformador ................................................................................. 92
8.4 Selección de pararrayos ........................................................................................ 93
8.5 Selección de Interruptores .................................................................................... 94
8.6 Selección de la Cuchillas ...................................................................................... 99
8.7 Selección de Transformadores de Instrumento ................................................... 100
8.7.1 Selección de Transformadores de Corriente ...................................................... 100
8.7.2 Selección de Transformadores de Potencial ...................................................... 103
8.8 Selección de Transformador de Servicio Propio ...................................................... 105
8.9 Bancos de Baterías y Cargadores ....................................................................... 106
8.10 Análisis financiero ............................................................................................. 107
CONCLUSIONES ............................................................................................................. 115
RECOMENDACIONES .................................................................................................... 117
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................ 119
ANEXO A. CÁLCULO DE CORRIENTE DE FALLA TRIFÁSICA POR EL MÉTODO
DE POR UNIDAD
ANEXO B. FLUJO DE CAJA
ANEXO C. DIAGRAMA UNIFILAR
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Aprovechamiento de agua fluyente ....................................................................... 2
Figura 1.2 Centrales a pie de presa ......................................................................................... 3
Figura 1.3 Central sumergida en canal ................................................................................... 4
Figura 1.4 Aprovechamiento en una red de agua potable ....................................................... 5
Figura 1.5 Aprovechamiento en una red de agua potable ....................................................... 5
Figura 2.1 Curva par-velocidad de un motor de inducción ................................................ 13
Figura 3.1 Transformador Trifásico Tipo Subestación de Distribución ............................... 25
Figura 4.1 Esquema de protecciones para transformadores mayores a 5 MVA ................... 46
Figura 4.2 Protección para generadores de pequeña potencia .............................................. 49
Figura 4.3 Protección para generadores de mediana potencia .............................................. 49
Figura 5.1 Sistema de Excitación ......................................................................................... 57
Figura 5.2 Control de Velocidad con regulador de Carga .................................................... 60
Figura 5.3 Regulador de Velocidad ...................................................................................... 62
Figura 6.1 Diagrama de Flujos de Efectivo .......................................................................... 70
Figura 7.1 Rehabilitación de generador ................................................................................ 73
Figura 7.2 Rehabilitación del transformador ........................................................................ 75
Figura 7.3 Rehabilitación de interruptores y cuchillas seccionadoras .................................. 77
Figura 7.4 Rehabilitación de pararrayos ............................................................................... 78
Figura 7.5 Rehabilitación de transformadores de corriente .................................................. 81
Figura 7.6 Rehabilitación de transformadores de potencial ................................................. 83
Figura 7.7 Rehabilitación de banco de baterías y cargadores ............................................... 86
Figura 7.8 Rehabilitación de transformador de servicio propio ........................................... 87
Figura 7.9 Rehabilitación de sistema de excitación .............................................................. 88
Figura 8.1 Diagrama de impedancias del sistema ................................................................. 96
Figura 8.2 Diagrama de falla en el lado de 23 kV ................................................................ 97
Figura 8.3 Diagrama equivalente de falla en el lado de 23 kV ............................................. 97
Figura 8.4 Diagrama equivalente de falla en el generador Nº 1 ........................................... 97
Figura 8.5 Diagrama equivalente de falla en el generador Nº 1 ........................................... 98
Figura 8.6 Conexión de Transformadores de servicio propio ............................................ 105
x
xi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1 Límite de Concentración de Gas Clave (PPM) ..................................................... 33
Tabla 7.1 Valores Típicos de Voltaje Nominal de Pararrayos ............................................. 80
Tabla 7.2 Burden Característicos para un Secundario de 5 Amperios ................................. 82
Tabla 7.3 Voltajes Característicos de Transformadores de Potencial .................................. 84
Tabla 7.4 Burden Característicos de Transformadores de Potencial ................................... 85
Tabla 8.1 Características técnicas de la central Milingo ...................................................... 89
Tabla 8.2 Características de cada turbina ............................................................................. 89
Tabla 8.3 Características de cada generador ......................................................................... 89
Tabla 8.4 Datos teóricos de nueva turbina ............................................................................ 90
Tabla 8.5 Características de los nuevos generadores ............................................................ 91
Tabla 8.6 Características del nuevo transformador .............................................................. 92
Tabla 8.7 Características de los interruptores para cada generador ...................................... 94
Tabla 8.8 Características del interruptor a la salida de la barra de generación ..................... 95
Tabla 8.9 Valores de la reactancias de generadores en porcentaje ....................................... 95
Tabla 8.10 Características de los nuevos interruptores para cada generador ....................... 99
Tabla 8.11 Características del nuevo interruptor para la línea de 23 kV .............................. 99
Tabla 8.12 Características de transformadores de corriente asociados a las unidades ....... 100
Tabla 8.13 Característica de transformador de corriente asociado a la barra de 2.4 kV .... 100
Tabla 8.14 Carga conectada al secundario de los transformadores de corriente ................ 101
Tabla 8.15 Carga conectada al secundario del transformador de corriente ........................ 103
Tabla 8.16 Características del transformador de potencial ................................................. 104
Tabla 8.17 Carga conectada al secundario del transformador de potencial ........................ 104
Tabla 8.18 Características del cargador de baterías ............................................................ 106
Tabla 8.19 Desarrollo de la inversión inicial ...................................................................... 107
Tabla 8.20 Condiciones bancarias ...................................................................................... 108
Tabla 8.21 Desarrollo de la anualidad ................................................................................ 108
Tabla 8.22 Tabla de depreciación de los equipos ............................................................... 109
Tabla 8.23 Tabla de aumento de Generación ..................................................................... 110
Tabla 8.24 Flujo de Caja año 0 - año 9 ............................................................................... 112
xii
Tabla 8.24 Flujo de Caja año 10 - año 20 .......................................................................... 113
Tabla B.1 Flujo de Caja ...................................................................................................... B-3
xiii
SIGLAS
CECSA: Compañía Eléctrica Cucumacayán S.A.
IEEE: Institute of Electrical and Electronic Engineering (Instituto de Ingenieros en
Electricidad y Electrónica).
CAESS: Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador.
ANSI: American National Standards Institute (Instituto Nacional Estadounidense de
Estándares).
SIGET: Superintendencia General de Electricidad.
xiv
xv
ABREVIATURAS
SF6: Hexafloruro de azufre
AC: Altern Current (Corriente Alterna)
DC: Direct Current (Corriente Alterna)
FNE: Flujo Neto de Efectivo
PCH: Pequeña Central Hidroeléctrica
TMAR: Tasa Mínima Atractiva de Retorno
TIR: Tasa Interna de Retorno
VAN: Valor Actual Neto
VP: Valor Presente o Valor en la Actualidad
VA: Volt-ampere
xvi
xvii
SIMBOLOGÍA
gP : Potencia instantánea en kW
totalP : Potencia entregada a la red en kW
tη : Eficiencia de transformación
:Q Caudal turbina en sm3
:nH Salto neto existente en metros
:tR Rendimiento de la turbina.
:gR Rendimiento del generador.
:sR Rendimiento del transformador de salida.
:Ns Velocidad Síncrona en R.P.M.
:f Frecuencia en Hz.
:p Número de pares de polos del generador.
10R : Resistencia del aislamiento eléctrico a 10 minutos de la prueba.
1R : Resistencia del aislamiento eléctrico a 1 minuto de la prueba.
wR : Es la resistencia del devanado, corregida a una temperatura específica st (ohms).
st : Es la temperatura específica (°C).
pR : Es el valor de resistencia del devanado obtenido en la prueba (ohms).
tt : Es la temperatura del devanado cuando se tomó lectura de la resistencia (°C).
k : Constante característica del material del cual está hecho el devanado. (234.5 para el
cobre)
npV : Voltaje nominal del pararrayo en kV.
eK : Factor de conexión a tierra.
máxV : Voltaje máximo del equipo entre fases en kV.
nI : Corriente Nominal.
nV : Voltaje Nominal.
xviii
nS : Potencia Nominal
S : Potencia en VA
I : Corriente en Amperios
L : Longitud del conductor K
A : Área transversal del conductor
bI Corriente nominal en la barra de 4.16 kV
bS : Potencia nominal en la barra de 4.16 kV
bV : Voltaje nominal en la barra de 4.16 kV
gI : Corriente del generador
kVAbase : Kilovolt-amperes base para el análisis de cortocircuito
Zred : Impedancia equivalente
Isc : Corriente de cortocircuito
kVbase : Kilovoltios base para el análisis de cortocircuito
Xt : Reactancia del transformador
Xg : Reactancia del generador
Xeq : Reactancia equivalente del sistema
Ibase : Corriente base para el análisis de cortocircuito:
Iscpu : Corriente de cortocircuito en por unidad
pu : Por unidad
gIsc : Corriente de cortocircuito del generador
redIsc : Corriente de cortocircuito de la red
0I : Inversión Inicial
C : Capital
t : Número de Años
i : Tasa de interés
xix
PRÓLOGO
Como de todos es sabido, en cualquier proyecto que se evalúe, siempre se trata de tener la
mejor producción posible a partir de la materia prima, lo cual desemboca en la obtención de
los mejores resultados económicos. En el presente trabajo evaluamos un proyecto del tipo
Hidroeléctrico, en el cual, si bien es cierto que la materia prima (el agua) no se paga, los
resultados económicos que pueden obtenerse son muy atractivos, además que por ser una
fuente de energía renovable no contamina el ambiente.
El propósito del presente trabajo es el desarrollo de una Metodología de Evaluación para la
Rehabilitación de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, el cual es una muy buena
herramienta que puede ser seguida por los propietarios de Centrales que buscan obtener
mejores eficiencias en sus plantas.
El Trabajo está dividido en dos grandes bloques. En el primer bloque se habla de la parte
teórica involucrada con los equipos de la Central, tomando en cuenta todas las partes de
ésta: Generadores, Subestación, Protecciones, Medición y Sistema de Control. Además se
muestra la forma en como debe realizarse el Análisis Financiero y cuáles deben de ser los
resultados esperados para saber si la rehabilitación es un proyecto atractivo. La Segunda
parte está compuesta por el desarrollo de la Metodología de Evaluación. Con todo lo
tratado anteriormente, se presentan los puntos que deben de ser evaluados en cada una de
las partes de la Central para saber si se encuentran trabajando en su estado óptimo, si
necesitan rehabilitación o si definitivamente requieren ser reemplazadas por mejores
equipos. Al final se muestra la Metodología de Evaluación aplicada en una central real: La
Central Milingo. Se muestran los pasos que fueron seguidos para evaluar el estado de los
componentes de la Central para luego realizar un análisis financiero que demuestra a los
Propietarios de la Central cuán rentable es el proyecto y los beneficios que se obtendrán
con las mejoras propuestas.
Al final del Trabajo se muestran nuestras recomendaciones y las conclusiones para la
realización del proyecto de Rehabilitación en la Central Milingo.
xx
1
CAPÍTULO 1: CONCEPTOS PRELIMINARES DE UNA PEQUEÑA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA
Una central hidroeléctrica como su nombre lo indica es una instalación que utiliza la
energía potencial del agua para convertirla en energía eléctrica mediante la utilización del
flujo de agua en máquinas que realicen la transformación. Por lo tanto el objetivo de un
aprovechamiento hidroeléctrico como es el caso de una pequeña central es utilizar la
energía de un curso de agua como resultado de la diferencia de nivel entre dos puntos,
transformándola en energía eléctrica en el punto más bajo donde se encuentra la casa de
máquinas.
Por instalación hidroeléctrica se entenderá el complejo de obras civiles, hidráulicas y
eléctricas que permiten transformar en energía eléctrica la energía potencial o cinética que
contiene el agua de los ríos o lagos y que depende también de un cierto desnivel entre la
central y los ríos o lagos.
El término pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH’s) no significa pequeñas unidades de
generación, pues el tamaño de éstas se mide en base a la potencia de salida que puedan
proporcionar y estará definida tanto por el caudal como por la caída de agua, y por tanto se
definirá como pequeña central hidroeléctrica a aquel aprovechamiento hidrológico que en
su conjunto se encuentre en el rango de generación inferior a los 5000 kW y que generen a
un voltaje entre 480V y 13800V. Esta definición no es exacta pues contrasta según la región
donde uno analice el proyecto, ya que por ejemplo, en partes de Europa se considera como
PCH cuando su rango de generación comprende entre los 300 kW y los 10000 kW.
1.1 TIPOS DE PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
Las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH’s) se pueden clasificar, según el
aprovechamiento hidrológico, en:
2
• Centrales de Aprovechamiento de agua fluyente.
• Centrales a pie de presa con regulación propia.
• Centrales en canal de riego ó tubería de abastecimiento de agua.
1.1.1 CENTRALES DE APROVECHAMIENTO DE AGUA FLUYENTE
Este tipo de pequeña central es aquella que carece de un embalse que permita regular la
cantidad de agua disponible para la generación, y por lo tanto depende de la cantidad de
agua que se pueda desviar, ya sea total o parcialmente, para ser turbinada y la cual es
posteriormente devuelta al cause del río. Existe un mini-embalse necesario para la toma de
agua, pero es tan pequeño que no se puede considerar como embalse, como se muestra en la
figura 1.1.
Figura 1.1 Aprovechamiento de agua fluyente [Manual de Pequeña Hidráulica, 1998: p.16]
3
En este tipo de central es importante hacer notar que su generación dependerá del caudal
disponible en el río, el cual es variable según las diferentes épocas del año, así como según
los diferentes años con un fuerte invierno o con una leve sequía.
1.1.2 CENTRALES A PIE DE PRESA CON REGULACIÓN PROPIA
Este tipo de pequeña central propicia la existencia de un embalse regulador, el cual permite
independizar, dentro de ciertos límites, la producción de electricidad del caudal natural del
río que lo alimenta.
Con un embalse se puede programar la generación para hacer frente a la demanda, o para
generar en horas punta en las que la unidad de energía se revaloriza (Figura 1.2).
Figura 1.2 Centrales a pie de presa [Manual de Pequeña Hidráulica, 1998: p.19]
Un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico es raramente compatible con un gran embalse,
dado el elevado coste de la presa y sus instalaciones anexas.
4
1.1.3 CENTRALES EN CANAL DE RIEGO Ó TUBERÍA DE ABASTECIMIENTO
DE AGUA
Este tipo de centrales son las que se desarrollan aprovechando la infraestructura que provee
un canal de riego, el cual ya presenta una diferencia de niveles. Éste tipo de central puede
desarrollarse de dos maneras:
1. Construyendo la infraestructura del canal tomando en cuenta la obra civil necesaria
de la central para transportar el agua hacia el lugar de generación.(ver figura 1.3)
Figura 1.3 Central sumergida en canal [Manual de Pequeña Hidráulica, 1998: p.20]
2. Construyendo una toma lateral que alimente una tubería forzada instalada a lo largo
de todo el canal (ver figura 1.4).
5
Figura 1.4 Aprovechamiento en una canal de riego con toma lateral
[Manual de Pequeña Hidráulica, 1998: p.21]
Por otra parte la llamada tubería de abastecimiento de agua es otro tipo de central la cual
aprovecha la energía que conlleva el transporte del agua hacia el lugar de consumo, ya que
en condiciones normales dicha energía sería disipada a través de un sistema de válvulas
especialmente concebidas para ello (ver figura 1.5). En este tipo de central se sustituye
dichas válvulas por una turbina que convierta esa energía antes disipada en energía
mecánica.
Figura 1.5 Aprovechamiento en una red de agua potable [Manual de Pequeña Hidráulica, 1998: p.23]
Como se ha analizado el tipo de aprovechamiento hidrológico más adecuado para las
condiciones de nuestro país es el desarrollo de una central de aprovechamiento de agua
fluyente, dado que la inversión es menor y no implica un gran impacto en el medio
6
ambiente como es el caso de la construcción de una central a pie de presa con regulación
propia, ya que las otras dos formas de aprovechamiento son más propias en países que
tengan la infraestructura adecuada para su implementación.
1.2 COMPONENTES DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Las centrales hidroeléctricas se componen de los siguientes elementos físicos los cuales son
los encargados de dar un buen uso a la energía potencial para luego transformarla en
energía eléctrica:
• Estructura de Embalse y derivación: Es una estructura cuya función básica es
ser un simple obstáculo que permita contener y desviar el agua hacia el punto
deseado, es decir, dicha estructura no busca almacenar agua, sino simplemente
contenerla para luego ser desviada hacia la casa de máquinas. Dicha estructura
es también conocida como azud.
• Canal de derivación: Es el componente encargado de de conducir el agua
hasta la cámara de carga. Generalmente la conducción del agua se da a través
de una ligera pendiente en el canal, y se puede dar a través de canales abiertos,
canales enterrados ó canales a presión que sería el caso de tuberías.
• Toma de Agua: Es un depósito localizado al final del canal, cuya función es
transportar el agua hacia una tubería forzada que lleva el agua hacia la casa de
máquinas.
• Tubería Forzada: Es la estructura destina a conducir el agua bajo presión hasta
la turbina, mediante el desnivel creado en el terreno por el cual se construye
ésta.
• Edificio de central y equipamiento electro-mecánico: Es un elemento
complejo dentro de la central, pues en éste se encuentran los equipos
encargados de convertir la energía del agua en energía eléctrica. Debe
construirse pensando tanto en la entrada de agua hacia la turbina como su
salida hacia el canal de descarga. Además debe proteger el equipo
electromecánico de las adversidades climatológicas.
7
• Canal de Descarga: Finalmente el último gran elemento de la central, el cual
cumple la función de retornar el agua al río.
Dentro de los componentes electro-mecánicos con los que cuenta un pequeña central
hidroeléctrica se encuentran:
• Turbinas hidráulicas: Es el elemento que aprovecha la energía cinética y
potencial del agua y la transforma en energía mecánica en forma de un
movimiento rotacional, transferido mediante un eje al generador.
• Generadores: Es una máquina, cuya construcción se encuentra basada en la
teoría electromagnética, que se encarga de transformar la energía mecánica
de rotación que le proporciona la turbina en energía eléctrica.
• Sistemas de control: Es el encargado de regular y controlar el buen
funcionamiento de la central, así como de los dispositivos de protección.
• Subestación elevadora: Es el lugar donde se encuentran ubicados el
transformador elevador, la medición de la energía generada, y la conexión de
salida de la central. Los voltajes típicos según las redes de nuestro país
pueden ser desde 13.8 kV hasta 46K kV.
1.3 DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA A INSTALAR
Una forma de conocer fácilmente la potencia necesaria a instalar en un aprovechamiento
hidrológico, de manera que podamos conocer el potencial del mismo, se puede calcular de
la siguiente manera:
Como se sabe la potencia disponible en una central hidroeléctrica varía en función del
caudal turbinado y el salto existente en cada instante.
La expresión que nos proporciona la potencia instantánea en la siguiente:
eHQP n ×××= 81.9 , (Ec. 1.1)
8
Donde (9.81 es una constante que resulta de multiplicar la densidad del agua por la
aceleración debida a la gravedad)
=P Potencia instantánea en kW
=Q Caudal turbina en sm3
=nH Salto neto existente en metros
=e Factor de eficiencia de la central, que es igual al producto de los rendimientos
de los diferentes equipos que intervienen en la producción de energía, es decir:
sgt RRRe ××= , (Ec. 1.2)
Donde
=tR Rendimiento de la turbina.
=gR Rendimiento del generador.
=sR Rendimiento del transformador de salida.
El rendimiento de los diferentes equipos varía en función del tipo y del fabricante, pero a
efectos de una primera aproximación, se puede tomar como factor de eficiencia para una
minicentral hidroeléctrica moderna, el factor de 0.85.
Una vez conocida la potencia instantánea, se puede calcular la producción de la central
hidroeléctrica (en kW-h) como producto de la potencia utilizada en cada momento por las
horas de funcionamiento.
1.4 IMPACTO AMBIENTAL DE UNA PCH
Con el aumento de la preocupación por el estado actual de nuestro medio ambiente y sobre
el calentamiento global debido en parte a la generación de energía eléctrica a través de
combustibles fósiles se ha llevado a retomar la utilización de recursos renovables para la
generación de energía eléctrica.
9
Ahora desde el punto de vista de la generación hidroeléctrica, ésta también conlleva un gran
impacto al medio ambiente pues mientras mayor sea el proyecto, mayor será el impacto de
las mismas en el medio ambiente, debido a la construcción de importantes obras civiles e
inundación de tierras. En el caso de las PCH’s al no necesitar un gran embalse ni grandes
obras civiles que creen un desequilibrio en el entorno, se pueden considerar que a través de
un buen diseño éstas se pueden acoplar de manera sensible al ecosistema existente en el
entorno. Este tipo de centrales generan energía a través de la circulación de un caudal en sus
turbinas, el cual es regresado a su curso natural, reducen en gran magnitud la emisión de
gases, causantes de contaminación ambiental y calentamiento y aprovechan el agua el cual
es un recurso natural no agotable, a diferencia de los combustibles fósiles.
10
11
CAPÍTULO 2: GENERADORES
Como se definió antes, los generadores son equipos cuya función es convertir la energía
mecánica proporcionada por un primotor, que en nuestro caso es una turbina hidráulica, en
energía eléctrica.
Actualmente se utilizan principalmente dos tipos de generadores:
• Generadores Síncronos
• Generadores Asíncronos
En este capítulo examinaremos los conceptos básicos de los generadores, con el fin de
proporcionar los elementos a considerar al momento de tomar la decisión de entrar en un
proceso de rehabilitación de la pequeña central hidroeléctrica.
2.1 GENERADORES SÍNCRONOS
El generador síncrono es un dispositivo que permite transformar la potencia mecánica de un
motor primario en potencia eléctrica de frecuencia y voltaje específico. El término síncrono
se refiere al hecho de que la frecuencia eléctrica de esta máquina está relacionada con su
tasa mecánica de rotación del eje a través de la siguiente expresión:
pfNs ×
=60 (Ec. 2.1)
Donde:
... mprensíncronaVelocidadNs =
HzenFrecuenciaf =
generadordelpolosdeparesdeNúmerop =
Este tipo de generador se utiliza para producir la gran mayoría de potencia eléctrica
utilizada en todo el mundo.
12
2.1.1 SISTEMA DE EXCITACIÓN
Para generar el campo magnético necesario que permita generar la potencia eléctrica se
debe suministrar una corriente DC al circuito de campo del rotor. Puesto que el rotor está
girando, se requiere un arreglo especial para entregar potencia DC a sus devanados de
campo. Existen dos formas comunes de suministrar esta potencia DC:
• Suministrar la potencia desde una fuente DC externa al rotor por medio de anillos
rozantes y escobillas.
• Suministrar la potencia desde una fuente DC especial montada directamente en el
eje del generador síncrono.
Una descripción más detallada de éstos sistemas de excitación se analizará en la sección
5.2.2.
2.1.2 REGULACIÓN DE VOLTAJE
La forma de operación de un generador síncrono en un sistema real de potencia depende de
la forma en que éstos se encuentren relacionados, y por ello se pueden distinguir dos
condiciones:
1. Cuando el generador opera solo, las potencias real y reactiva que deben ser
suministradas están determinadas por la carga impuesta y los puntos de ajuste del
gobernador y la corriente de campo controla la frecuencia y el voltaje en los terminales,
respectivamente.
2. Cuando el generador está conectado a un bus infinito, su frecuencia y voltaje son
constantes, de tal forma que los puntos de ajuste del gobernador y la corriente de campo
controlan el flujo de potencia real y reactiva del generador. En los sistemas reales que
contiene generadores de aproximadamente igual tamaño, los puntos de ajuste del
gobernador afectan tanto a la frecuencia como al flujo de potencia, y la corriente de
campo afecta tanto al voltaje en los terminales como al flujo de potencia reactiva.
13
2.2 GENERADOR ASÍNCRONO
Este generador es un simple motor de inducción, y por lo tanto es también conocido como
generador de inducción, el cual según nos muestra su curva característica de par-velocidad
(ver figura 2.1), que al ser accionado a una velocidad mayor que la velocidad síncrona por
un motor primario externo, la dirección del par inducido se invertirá y operará entonces
como generador.
Figura 2.1 Curva par-velocidad de un motor de inducción
[http://www.ibiblio.org/obp/electricCircuits/AC/AC_13.html]
2.2.1 SISTEMA DE EXCITACIÓN
La ventaja de un generador asíncrono es su simplicidad, y bajo costo, pues éste no necesita
un sistema de excitación y no debe estar accionado continuamente a una velocidad fija.
Mientras la velocidad de la máquina alcance algún valor mayor que la velocidad síncrona,
funcionará como generador en el sistema de potencia al cual se encuentre conectado.
14
Cuanto mayor sea el par aplicado a su eje (hasta un cierto punto, dado por su curva par-
velocidad, (ver figura 2.1), mayor será la potencia de salida resultante.
2.2.2 REGULACIÓN DE VOLTAJE
Como generador, el motor de inducción tiene severas limitaciones. Debido a que carece de
un circuito de campo separado, un generador asíncrono no puede producir potencia
reactiva. Por lo tanto, consume potencia reactiva, y se le debe conectar a una fuente externa
de potencia reactiva todo el tiempo para mantener su campo magnético estatórico. Esta
fuente externa de potencia reactiva también debe controlar el voltaje en los terminales del
generador (sin corriente de campo, un generador de inducción no puede controlar su propio
voltaje de salida). Normalmente, el voltaje del generador es mantenido por el sistema de
potencia externo al cual se encuentra conectado.
Para este generador, la corrección del factor de potencia se puede efectuar por capacitores,
y el voltaje en los terminales del generador se puede controlar por el sistema externo de
potencia.
2.3 PRUEBAS EN GENERADORES
El propósito de realizar pruebas en los generadores es buscar y corregir un potencial daño
en el equipo o detectar una condición anormal en el mismo. Realizar dichas pruebas como
parte de un mantenimiento planificado puede resultar en evitar un daño en el equipo.
Una profunda inspección visual del equipo, no logra por si misma, proveer la información
necesaria para evaluar de manera confiable la condición de la máquina. De la misma
manera, una serie de pruebas por sí solas no dará el mismo resultado que evaluar la
máquina junto a una profunda inspección visual, este tipo de inspecciones y pruebas dan
como resultado hallazgos realmente confiables sobre la confiabilidad de operación de la
15
unidad, y sobre los puntos más importantes a tomar en cuenta para realizar un
mantenimiento en la máquina, para lograr las condiciones deseadas.
La efectividad y la confiabilidad de las pruebas dependen de los siguientes factores:
• Utilizar el equipo y los procedimientos adecuados para cada prueba.
• Un análisis exhaustivo de los objetivos y limitantes de las diferentes pruebas.
• Certeza de los resultados tomando en cuenta los factores que puedan influir en el
resultado (temperatura ambiente, temperatura de los devanados, humedad relativa,
presión barométrica, entre otras).
Las pruebas en los devanados del estator son:
• Resistencia del aislamiento, Aislamiento entre bobinas
• Índice de polarización
• Resistencia de devanado
Las pruebas en los devanados del rotor:
• Resistencia del aislamiento
• Mediciones de impedancia (Caída de voltaje en bobina de campo)
• Resistencia de devanado.
2.3.1 RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO
El objetivo de esta prueba es medir la resistencia del aislamiento que separa dos
componentes, además de establecer la presencia o ausencia de contacto físico o eléctrico
entre componentes. Da una idea de la contaminación en la superficie del aislamiento o la
humedad en el mismo.
Es una prueba muy popular debido a su simplicidad. Las mediciones se realizan aplicando
un voltaje DC constante a través del aislamiento entre las partes que se desea medir. (Puede
ser entre el devanado y tierra, o entre conductores adyacentes, etc.) El dispositivo a utilizar
para esta prueba puede ser un ohmiómetro.
16
La resistencia del aislamiento es medida directamente cuando el equipo es calibrado en
ohms ó megaohms y puede ser fácilmente calculada cuando el equipo está diseñado para
medir a través de la inyección de una pequeña corriente.
iosmicroamperenpruebadeCorrientevoltiosenpruebalaenaplicadoVoltajeMenoaislamientdelaresistenci =Ω (Ec. 2.2)
2.3.2 PRUEBA DEL ÍNDICE DE POLARIZACIÓN
Esta prueba es una versión más avanzada de la prueba de resistencia del aislamiento
descrita en el punto anterior, sin embargo genera información adicional en aquellos
sistemas de aislamiento donde se espera que se dé un pequeño cambio en la resistencia del
aislamiento debido al aumento de tiempo de aplicación del voltaje de prueba y es la prueba
más empleada para medir la resistencia del aislamiento de los devanados del estator y rotor
de máquinas rotativas.
Dicha prueba se ha vuelto una de las más populares porque permite detectar la presencia de
humedad o la influencia de otro contaminante sobre la superficie del aislamiento o en la
misma estricta del aislamiento.
La prueba se realiza mediante la aplicación de un voltaje DC constante entre el cobre de los
devanados y la tierra mientras se mide la resistencia del aislamiento conforme cambia con
el tiempo de aplicación del voltaje. La duración de la prueba es generalmente 10 minutos
con lecturas tomadas en intervalos de 15 segundos durante el primer minuto, e intervalos de
30 segundos del primero al tercero, y finalmente intervalos de un minuto del minuto 3 al 10.
El voltaje aplicado se escoge de tal forma que acople a las características del tipo y voltaje
del aislamiento al que se le realizarán las pruebas. Los devanados del estator clasificados
arriba de 10kV AC suelen tener sus pruebas de índice de polarización realizadas a 2.5kV ó
5kV DC.
17
Los valores arrojados por la prueba son graficados y una curva suave es trazada a través de
los puntos de muestra para reducir las variaciones en la medición debidas a pequeñas
variaciones de voltaje que puedan ocurrir. Finalmente el Índice de polarización es calculado
a partir del valor del minuto 1 y 10 obtenido de la curva, de la siguiente forma:
1
10
RR
ónpolarizacideÍndice = (Ec.2.3)
Donde:
10R = Resistencia del aislamiento eléctrico a 10 minutos de la prueba.
1R = Resistencia del aislamiento eléctrico a 1 minuto de la prueba.
Los resultados se pueden analizar de la siguiente forma:
Un índice de polarización de 2.0 o mayor, es considerado satisfactorio. Un índice cercano a
1.0 ocurre cuando el sistema de aislamiento se encuentra contaminado. Generalmente
cuando el índice de polarización es de 1.5 o menor, el aislamiento se debe someter a un
tratamiento de limpieza y secado, antes de proceder a una prueba con niveles de voltaje
mayores.
2.3.3 PRUEBA DE IMPEDANCIA EN EL ROTOR
La prueba de medición de impedancia está diseñada para detectar la presencia de espiras en
cortocircuito en las bobinas del rotor. Los datos obtenidos de la prueba pueden utilizarse
para localizar la bobina, que se encuentra relacionada al cortocircuito.
Medir y comparar la impedancia de los devanados del rotor y bobinas en particular provee
un camino muy útil para la detección y localización de fallas entre espiras. Esta prueba
comúnmente conocida como la prueba de “Caída de voltaje”, es algunas veces hecha en
fábrica y puede ser parte de las pruebas que se realizan en un mantenimiento periódico. Los
devanados de campo son energizados con 120V AC a la frecuencia convencional, en
nuestro caso 60 Hz. La corriente y el voltaje son medidas a través de varias bobinas. Con
18
las bobinas de campo conectadas en serie, las bobinas similares deben tener una caída de
voltaje similar.
Comparar la caída de voltaje a través de bobinas similares permitirá detectar bobinas con
fallas en las espiras. Una falla entre espiras no solo reduce el número de vueltas de la
bobina sino que una espira cortocircuitada también produce una reducción en la
impedancia.
La prueba puede realizarse en todo el devanado de campo, a través de los anillos colectores,
con el generador trabajando a una velocidad específica.
2.3.4 MEDICIÓN DE RESISTENCIA
Esta prueba sirve para determinar el estado de las espiras que componen los devanados del
generador.
La medición de la resistencia de los devanados del estator debe hacerse en cada
mantenimiento mayor, para determinar si han ocurrido cambios respecto a los valores
originales. Dichos cambios podrían significar el desarrollo de conexiones de gran
resistencia o la presencia de roturas en los devanados ó, en el caso del rotor de fisuras en las
conexiones entre los polos.
Los valores de resistencia que se desvíen del original o de valores previos a la prueba
(corregidos a una temperatura constante) deben ser investigados. Se debe prestar una
particular atención a aquellas áreas donde una inspección visual muestre la presencia de un
sobrecalentamiento.
• Corrección a una temperatura específica
Cuando la resistencia, pR , de un devanado se ha medido a través de una prueba a
una temperatura específica tt , la resistencia puede ser corregida a una temperatura
19
específica, con el objetivo de comparar resultados a una misma temperatura,
mediante la siguiente ecuación:
Ω⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛++
=ktkt
RRt
spw (Ec. 2.4)
Donde:
wR : Es la resistencia del devanado, corregida a una temperatura específica st .
(ohms)
st : Es la temperatura específica (°C).
pR : Es el valor de resistencia del devanado obtenido en la prueba (ohms).
tt : Es la temperatura del devanado cuando se tomó lectura de la resistencia (°C).
k : Es la constante característica del material del cual está hecho el devanado.
(234.5 para el cobre)
2.4 REHABILITACIÓN
La rehabilitación de generadores está relacionada con la eficiencia operativa del equipo así
como de la posibilidad de mejoras en la turbina y por lo tanto es del mismo generador.
La primera etapa de la rehabilitación es preguntarse sobre la capacidad del equipo de llevar
a cabo las mejoras que se realicen a la turbina, como resultado de mejoras a diversos
componentes de la central o con el objetivo de aumentar su eficiencia y una vez
considerado esto será necesario evaluar si puede llevar ese aumento de generación.
Para ello se de debe analizar el estado actual de los equipos eléctricos, se deben considerar
los siguientes puntos cuando se evalúe el estado actual de los equipos:
Comparar los resultados de pruebas y análisis actual con las pruebas antiguas, nos puede
dar una idea de la situación actual de rendimiento y confiabilidad de los equipos, algunas
pruebas son:
20
• Generador: Pruebas de Aislamiento, impedancia en el rotor, resistencia.
• Transformador: Pruebas al aceite, impedancia, relación de transformación,
resistencia.
• Tablero y protecciones: Pruebas de aislamiento.
Frecuentemente la rehabilitación de un generador incluye una repotenciación, o en un caso
más extremo el reemplazo del equipo, debido a que la rehabilitación de una PCH no solo es
sujeto de estudio el generador sino, todas las partes que la conforman. La repotenciación se
puede dar, siempre y cuando cumpla las condiciones para que este procedimiento se lleve a
cabo, y trae como beneficios una menor inversión para obtener un aumento de generación
así como la mejora de la confiabilidad y un aumento en el tiempo de vida del equipo.
Muchas partes del generador como son las escobillas y los anillos colectores, entre otros, se
pueden reemplazar durante el momento del mantenimiento, por lo que dichas partes quedan
fuera del concepto de repotenciar un generador. Por otro lado las bobinas del estator
constituyen el punto que con más frecuencia causan fallas en los generadores, esto debido a
que el aislamiento se daña con el tiempo así como con la temperatura. Gracias a las mejoras
que se han experimentado en la fabricación de diversos materiales, una mejora a las bobinas
del generador resultará en un forma signicativa de rehabilitación.
Dentro de las mejoras a un generador se destacan los siguientes puntos:
• Aislamiento de las bobinas del estator
• Ventilación y sistema de enfriamiento
Algo muy importante que se debe considerar es que el repotenciar un generador puede
resultar en cambios en la inercia, reactancia, o las constantes de tiempo. Por lo tanto en cada
caso, los parámetros de la máquina se deben evaluar, junto a la capacidad del diseño actual,
dadas las nuevas características de la turbina.
21
2.4.1 AISLAMIENTO DE LAS BOBINAS
Los nuevos sistemas de aislamiento para bobinas del estator son más delgados y permiten
una mejor conducción del calor que el antiguo sistema de aislamiento. Una mayor
capacidad de transportar corriente se consigue debido a la mayor cantidad de cobre que
puede ser añadido gracias a la mejor conductividad del calor.
2.4.2 VENTILACIÓN
Pruebas de ventilación en generadores antiguos, muestran que mucho generadores no tienen
el flujo de aire bajo el cual fueron diseñados para trabajar, en algunos casos, solo el margen
con el que se diseñan las máquinas les permite operar de manera satisfactoria. Por lo tanto
realizar pruebas de ventilación al generador pueden revelar mucho sobre si éste será capaz
de llevar la repotenciación y por ende el aumento de capacidad.
El sistema de ventilación puede mejorarse en los siguientes puntos:
• Adicionando o mejorando las aspas del ventilador del rotor
• Adicionando o mejorando las ranuras de ventilación en la carcaza
• Limpiando la superficie de las bobinas del rotor de todo tipo de contaminantes
que reduzcan la capacidad de transferencia de calor.
Un aumento de la capacidad del generador no se puede lograr solo con rebobinar el estator,
sin previamente conocer con detalle las condiciones y el rendimiento del generador, ya que
los resultados obtenidos anteriores a la repotenciación, nos pueden dar una mejor idea de
cuanto ha mejorado luego de aplicar dicho procedimiento.
Además la limpieza del generador es una parte muy importante de la repotenciación, esto
debido a que luego de una limpieza es posible realizar una inspección muy detallada de las
partes mecánicas del generador. Dicha inspección debe incluir una profunda inspección
visual, además de utilizar métodos ultrasónicos entre otros, para obtener resultados exactos.
22
Además deben inspeccionarse también los anillos colectores y los carbones del sistema de
excitación, así como pruebas de aislamiento si el sistema de excitación no se cambiará
luego de la repotenciación
Luego de un procedimiento de repotenciación, se deberán efectuar las pruebas necesarias
para establecer una línea base para analizar su comportamiento durante la operación.
23
CAPÍTULO 3: SUBESTACIÓN ELEVADORA
Una subestación es el conjunto de equipos por los cuales circula energía eléctrica con el
propósito de conectar, desconectar o para modificar sus características. En una central
hidráulica la subestación cumple ambos propósitos, interrumpir o permitir el flujo de
potencia eléctrica y modificar los niveles de tensión.
Las subestaciones se pueden clasificar en varias categorías, si son a la intemperie o
interiores, si son elevadoras o reductoras, si son de transformación o de “switcheo”.
Generalmente las subestaciones en las centrales hidráulicas son del tipo elevadoras, es decir
que aumentan el nivel de tensión a la salida de los generadores a un nivel de tensión mayor
para interconectarse a la red de transmisión. El motivo de esto es el de evitar pérdidas de
energía en las líneas de transmisión, al hacer circular por ellas una corriente menor.
En este capítulo se mencionarán los parámetros y las condiciones de operación que se
deben de tomar en cuenta en los equipos que componen una subestación conectada a una
pequeña central hidráulica a ser rehabilitada, con el propósito de evaluar si estos están en
óptimas condiciones operativas y si cumplen con los nuevos requerimientos de la PCH.
3.1 RED A LA QUE SE CONECTA LA SUBESTACIÓN
Es de suma importancia saber los parámetros de la red a la cual se conecta la subestación
elevadora de una pequeña central hidráulica. El propósito es tener en cuenta los
requerimientos y parámetros que deben de tener los equipos que componen la subestación
para que estos sean compatibles con la red.
Los datos que se deben de conocer de la red son los siguientes:
• Nivel de tensión: Es necesario saber el nivel de tensión de la red a la cual se quiere
conectar, ya que de este parámetro depende el equipo de la subestación. El
24
transformador de potencia debe ser capaz de proporcionar ese nivel de tensión, y los
demás equipos tener un aislamiento adecuado.
• Punto de entrega: Se debe saber donde físicamente es el punto en el cual se le
entrega la energía eléctrica a la empresa transmisora o distribuidora, con varios
fines. Colocar equipo de medición para la facturación, con fines legales para saber
los alcances de las responsabilidades y para determinar si el mantenimiento de cierto
equipo es responsabilidad de la pequeña central hidráulica o de la transmisora o
distribuidora.
• Cortocircuito máximo: Es importante saber las corrientes máximas de cortocircuito
que la empresa transmisora o distribuidora puede aportar, con el motivo de
determinar la capacidad interruptiva de los equipos.
3.2 COMPONENTES DE UNA SUBESTACIÓN
Las subestaciones en general tienen equipos que cumplen distintos propósitos, algunos son
de transformación, otros de conexión y desconexión, de protección y medición. A
continuación se mencionan los componentes principales y más comunes que se encuentran
en cualquier subestación:
• Transformador de potencia: Equipo encargado de ejecutar una transformación de
voltaje, a través de unos arrollamientos y un núcleo magnético, con el fin de mejorar
la eficiencia en la transmisión y/o distribución de la energía eléctrica. Es el equipo
más grande, pesado, complejo y también más costoso de los equipos usados en una
subestación eléctrica (ver figura 3.1).
Los transformadores de potencia pueden ser auto-transformadores o transformadores
convencionales de varios devanados. Una instalación trifásica puede consistir de tres
unidades monofásicas formando un banco trifásico o una sola unidad trifásica. La
decisión del tipo de transformador a usar depende de factores como: el costo inicial,
los costos de operación, la confiabilidad, etc. Las unidades trifásicas tienen por lo
25
general mayor eficiencia, menor tamaño y costos iniciales, por lo tanto son más
económicas.
Figura 3.1 Transformador Trifásico Tipo Subestación de Distribución [Harper, 2002, p.142]
• Interruptor de potencia: Dispositivo mecánico capaz de llevar e interrumpir
corrientes bajo condiciones normales del circuito y también de llevar por un tiempo
definido e interrumpir corrientes bajo condiciones anormales tales como
cortocircuitos.
Existen distintas formas de clasificar a los interruptores de potencia, una de ellas es
por su medio de extinción, pudiendo ser: interruptores en aceite, interruptores en
vacío e interruptores en hexafloruro de azufre (SF6). También, se clasifican los
interruptores por su tipo de construcción de “tanque muerto” o de “tanque vivo”. De
tanque muerto significa que el tanque del interruptor y todos sus accesorios se
mantienen al potencial de tierra y que la fuente externa de conexiones a la carga se
hace por medio de boquillas convencionales. De tanque vivo significa que las partes
metálicas y de porcelana que contienen el mecanismo de interrupción se encuentran
montadas sobre columnas de porcelana aislante y están, por lo tanto, al potencial de
línea.
26
Otra forma de clasificarlos es por el mecanismo de operación, estos pueden ser
neumáticos, hidráulicos ó mecánicos. Los interruptores pueden ser monopolares o
tripolares, es decir que un mismo mecanismo abre los tres polos, ó que existen
mecanismos individuales para la operación de cada polo.
• Cuchillas seccionadoras: Equipo utilizado para cambiar las conexiones en un
circuito, o para aislar un circuito o equipo de la fuente de energía eléctrica. Se
requiere que la cuchilla sea capaz de llevar corriente nominal de la carga
continuamente, así como corrientes de cortocircuito por períodos cortos.
Las cuchillas seccionadoras pueden ser monopolares o tripolares, es decir que se
abren los tres polos de manera individual o simultáneos. Su mecanismo de apertura
o cierre puede ser manual mediante manivelas, con pértiga o mecánico por medio de
un motor.
• Transformadores de instrumento: Son dispositivos de transformación cuyo propósito
es reproducir en su circuito secundario, en una proporción definida, la corriente o
voltaje de su circuito primario, con la relación de fase y onda substancialmente
preservadas.
Los transformadores de corriente por lo general trabajan con una corriente nominal
en el circuito secundario de 1 ó 5 amperios, mientras que los transformadores de
potencial trabajan con un voltaje nominal en su circuito secundario de 120 voltios.
Estos equipos pueden ser utilizados para protección o medición. En la protección de
los elementos de las subestaciones, los transformadores de instrumento se encargan
de mandar las señales a los relevadores de protección, basándose en estas señales el
relevador puede conmutar si las señales sobrepasan valores preestablecidos. En la
medición, los transformadores de instrumento están conectados a sistemas de
medición que utilizan las señales de los transformadores de instrumento para tener
27
una medición oficial que sirva para la facturación de la energía eléctrica, ó para
llevar registros de los parámetros de potencia de la subestación y sus equipos.
• Relevadores de protección: Dispositivos capaces de efectuar conmutaciones, con el
fin de originar cambios en uno o más circuitos asociados de control eléctrico,
cuando la cantidad o cantidades medidas a las cuales responden cambian de manera
preestablecida bajo condiciones especificadas.
Estos dispositivos dependen de las señales que reciben de los transformadores de
instrumento u otros equipos que monitorean el estado de las variables deseadas de
los equipos que componen la subestación. Cuando el parámetro que el relevador está
monitoreando sobrepasa un valor preestablecido, este abre o cierra sus contactos, a
este valor se le denomina valor de “pick up”. Los contactos de los relevadores están
asociados a alarmas que indican condiciones anormales de operación ó al
mecanismo de disparo de interruptores para aislar la falla.
• Pararrayos: Equipo de protección que limita las sobretensiones descargando a tierra
las sobrecorrientes. En su operación normal estos dispositivos son capaces de
permitir el flujo libre de la corriente hacia el equipo que está conectado y restringir
el paso de la corriente hacia tierra. En caso de un sobrevoltaje la corriente es
descargada a tierra para prevenir de esta manera el daño de equipos sensibles a las
alzas en voltaje.
Los pararrayos son normalmente colocados tan cercanos como sea posible al equipo
que se pretende proteger. Estos equipos pueden ser transformadores, generadores y
líneas de transmisión o distribución.
• Buses o barras: Un conductor o grupo de conductores eléctricos que sirven como
conexión común entre circuitos, generalmente se emplean cables aislados, barras
rígidas rectangulares ó redondas, así como cables entorchados desnudos sometidos
bajo tensión.
28
• Banco de capacitores: Arreglo de capacitores, montados en una estructura de
soporte adecuada, formando grupos de conexión de unidades individuales de
capacitores que sirven como inyección de reactivos al sistema.
• Banco de baterías: Equipo formado por un grupo de celdas electrolíticas, montadas
en un soporte adecuado, que son alimentadas por un cargador, y a su vez
suministran voltaje de corriente directa para alimentar la carga representada por
sistemas de control, protección y comunicación.
3.3 TRANSFORMADORES DE POTENCIA
La rehabilitación de una PCH es un momento oportuno para evaluar la condición actual de
los transformadores de potencia con que cuenta la planta. Debido a que la rehabilitación de
la PCH puede tener como objetivo la ampliación de la capacidad de generación, es
necesario saber si los transformadores de potencia cumplen con las nuevas condiciones
operativas ó si estos están dentro de los límites de operación normados por estándares
internacionales.
Para poder evaluar la condición actual del transformador de potencia, se hace necesario el
empleo de pruebas de campo, con las cuales se pretende juzgar si el transformador es apto
para la operación, o si se necesita rehabilitarlo o en el peor de los casos sustituirlo. Las
pruebas se pueden dividir en dos grandes grupos, pruebas al transformador de potencia y
pruebas al medio de aislamiento eléctrico. A continuación se detallan las pruebas básicas
que se deben de emplear en un transformador de potencia para evaluar su condición actual.
29
3.4 PRUEBAS DE CAMPO A TRANSFORMADORES DE POTENCIA
3.4.1 PRUEBAS AL TRANSFORMADOR DE POTENCIA
RESISTENCIA DEL AISLAMIENTO ELÉCTRICO
Tal y como se mencionó para el caso de los generadores esta prueba es determinante para
saber la condición del aislamiento del transformador. Principalmente para detectar caminos
de baja resistencia en el aislamiento, creados por carbonización del aceite dieléctrico,
deterioro, humedad o suciedad.
La resistencia del aislamiento eléctrico está normalmente medida en megaohms (MΩ). Se
debe de enfatizar que las variaciones en la resistencia del aislamiento es afectada por
numerosos factores como: el diseño del transformador, la temperatura, humedad, limpieza
de partes especialmente de los Bushings. Estos valores también varían con el voltaje
aplicado durante la prueba, comparaciones de estos deben de ser hechas al mismo valor de
voltaje. Estas pruebas deben de ser hechas a un voltaje no menor de 500 voltios corriente
directa durante un período de un minuto [IEEE 62, 1995, p.17]. Los equipos de medición
(Megaohmetros) tienen generalmente 0.5 kV, 1.0 kV, 2.5 kV y 5 kV como sus voltajes de
prueba.
También se puede hacer uso de otra prueba conocida como Índice de Polarización, la cual
proporciona una mejor indicación del nivel de aislamiento del transformador, como se
describe en la sección 2.3.2
Para el caso de Transformadores un índice de polarización menor a 1 es catalogado como
un aislamiento eléctrico insatisfactorio, mientras un valor mayor a 2 es catalogado como un
aislamiento eléctrico en buenas condiciones.
30
RESISTENCIA DE LOS DEVANADOS
La prueba de resistencia de devanados generalmente es conocida como la prueba de
resistencia eléctrica de los devanados en corriente directa, medida en Ohms (Ω).
Esta prueba sirve para determinar el estado de las espiras que componen los devanados del
circuito primario y el circuito secundario del transformador. Valores no consistentes entre
devanados del mismo circuito tenderían a indicar que existen problemas con uno de los
devanados. Entre los problemas que se pueden detectar con esta prueba son espiras en
cortocircuito en uno de los devanados, falta de continuidad en uno de los devanados,
conexiones flojas o sucias.
Los valores obtenidos en esta prueba deben de ser comparados con los valores de fábrica
que se obtienen con la recepción del equipo. Los valores obtenidos deben de estar
comprendidos en el rango ± 0.5% de los valores obtenidos en fábrica [IEEE 62, 1995, p.7].
De no ser posible obtener estos valores entonces se puede proceder a comparar los valores
de resistencia obtenidos entre los devanados del mismo circuito para las tres fases. Estos
valores deben de ser iguales o tener una desviación de ± 0.5% entre sí. Se debe de tomar en
cuenta también la conexión de los devanados, si es estrella ó delta, para saber entre cuales
terminales se deben de hacer las mediciones.
La resistencia de los devanados es dependiente de la temperatura a la cual se realiza la
prueba, y su análisis se realiza de la misma forma que la descrita en la sección 2.3.4
RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
La relación de transformación (TTR transformer turns ratio), da una indicación de la razón
que hay entre el voltaje en el primario y el voltaje en el devanado secundario. Como se sabe
de la teoría, la relación de voltajes del primario con respecto al devanado secundario es
igual a la relación que hay en el número de espiras en estos mismos devanados.
31
La prueba de relación de transformación es muy útil, para saber si existen espiras de los
devanados en cortocircuito, falta de continuidad en los devanados ó si simplemente el
transformador está entregando en su circuito secundario el voltaje nominal, dentro de los
límites de aceptación.
La relación de transformación debe de estar dentro del rango de ± 0.5 % del valor de placa
del transformador, para cada derivación o tap [IEEE 62, 1995, p.12]. Estas pruebas se
deben de realizar en todas las derivaciones del transformador, para constatar que los
voltajes obtenidos en el secundario están acorde a la norma establecida.
3.4.2 PRUEBAS AL MEDIO DE AISLAMIENTO ELÉCTRICO
PRUEBAS DE RIGIDEZ DIELÉCTRICA
Esta prueba es aplicable a los transformadores que tienen líquidos como medio de
aislamiento, es decir aceite o resina. Se basa en evaluar la condición del medio de
aislamiento, si esta es la apropiada para los voltajes del transformador y para saber si no ha
habido una degradación en él.
Para realizar esta prueba, se debe de tomar una muestra del medio de aislamiento por medio
de una de las válvulas que presentan los transformadores. Se debe de procurar que la
muestra no se contamine ni que esté expuesta al aire húmedo, ya que estos contaminantes
pueden afectar directamente en los valores de rigidez dieléctrica que se obtienen.
El valor de la rigidez dieléctrica para el medio líquido de aislamiento para transformadores
debe ser mayor a 26 kV [IEEE 62, 1995, p.32]. Una baja rigidez dieléctrica denota que
existe humedad o impurezas en el medio de aislamiento y este debe de ser tratado, para
prolongar la vida del transformador y evitar fallos que puedan dañar la integridad del
equipo.
32
PRUEBAS DE GASES GENERADOS EN EL MEDIO DE AISLAMIENTO
Esta prueba es propia para transformadores cuyo medio de aislamiento líquido es el aceite.
Es sabido que el aceite está compuesto por cadenas largas de hidrocarburos. Cuando el
aceite en un transformador está expuesto a altas temperaturas, debido a cortocircuitos, fallas
internas, sobrecargas, descargas parciales, este se descompone en compuestos de menor
longitud que contienen carbón. Según la intensidad de la temperatura a la cual está expuesta
se generan distinto tipo de compuestos. También los gases pueden ser causa de la
descomposición de la celulosa que sirve como aislamiento para los devanados del
transformador. Es muy importante monitorear la cantidad de gases, ya que si la celulosa se
ha descompuesto esto indicaría que se ha perdido aislamiento en los devanados,
amenazando la vida del transformador.
La cantidad de gases disueltos en el aceite se puede encontrar utilizando un cromatógrafo,
el cual proporciona la concentración de cada uno de los gases en el aceite. De esta manera
se puede evaluar si el transformador ha sido expuesto a una falla, o si existe una falla
latente en él que no ha sido atendida.
Como mantenimiento rutinario, es recomendable hacer las pruebas de gases disueltos a los
transformadores por lo menos anualmente. De esta manera se pueden trazar tasas de
crecimiento de los gases que ayuden a detectar posibles problemas en el transformador.
También es importante saber la cantidad de gases disueltos, ya que cuando el aceite traspasa
límites normados, es necesario que el aceite sea tratado y desgasificado.
La condición de los transformadores se puede evaluar según la cantidad de gases disueltos
en su medio de aislamiento, como se muestra en la tabla 3.1.
33
Tabla 3.1 Límite de Concentración de Gas Clave (PPM)
Condición 1 100 120 35 50 65 350 2500 720Condición 2 101 - 700 121 - 400 36 - 50 51 - 100 66 - 100 351 - 570 2500 - 4000 721 - 1920Condición 3 701 - 1800 401 - 1000 51 - 80 101 - 200 101 - 150 571 - 1400 4001 - 10000 1921 - 4630Condición 4 >1800 >1000 >80 >200 >150 >1400 >10000 >4630
Etano Monóxido de Carbono
Dióxido de Carbono
Total de Gases
Combustibles Hidrógeno Metano Acetileno Etileno
[IEEE Std C57.104, 1991, p.10]
Donde:
Condición 1: El total de gases combustibles disueltos por debajo de este nivel indica
operación satisfactoria. Si existen gases individuales por arriba del límite establecido, se
debería de investigar la causa.
Condición 2: El total de gases combustibles en este rango, indica un valor mayor al normal.
Si existen gases individuales por arriba del límite establecido, se debería de investigar la
causa e iniciar una tendencia de gases para notar patrones definidos.
Condición 3: El total de gases combustibles en este rango indica un alto grado de
descomposición. Si existen gases individuales por arriba del límite establecido, se debería
de investigar de manera inmediata la causa e iniciar una tendencia de gases para notar
patrones definidos
Condición 4: El total de gases combustibles en este rango indica descomposición excesiva.
La operación continua del transformador podría resultar en una falla.
3.5 REHABILITACIÓN
La rehabilitación o mejora de los transformadores de potencia, en conjunción con la de una
PCH, es limitada. La rehabilitación podría aumentar la capacidad o confiabilidad del
equipo.
34
Si la potencia generada por la PCH es aumentada durante la rehabilitación, se debería de
evaluar si el transformador de potencia es capaz de manejar esta carga en las condiciones
actuales. De ser necesario la capacidad del transformador se puede aumentar. El
rebobinado es una opción, aunque no es la más práctica, económica ni la mejor opción
técnica, ya que se necesita que este proceso sea efectuado en fábrica ó en un taller
especializado. Luego de este tipo de repotenciación se deberían de verificar los nuevos
parámetros del equipo, tales como impedancia, resistencia de bobinas, relación de
transformación, ya que estos cambiarían.
Otra manera de aumentar la capacidad de un transformador de potencia, sería agregando
mayores provisiones de enfriamiento. Si el equipo lo permite, se podrían agregar etapas más
eficientes de enfriamiento forzado por bombas de aceite y ventiladores.
Si el transformador no es capaz de llevar la nueva carga con las nuevas provisiones,
entonces se debe de reemplazar el equipo por uno de mayor capacidad. Sin embargo si el
transformador es capaz soporta la nueva carga, entonces se deberá de proceder a efectuar
las pruebas mencionadas en la sección3.3. Sí el equipo supera las pruebas entonces este
podrá entrar en servicio en las condiciones actuales.
Sí el transformador no pasase las pruebas mencionadas en la sección 3.3.1, entonces se
deberá de proceder a reparar el transformador de ser posible, si no se recomendará su
reemplazo. Sí el transformador no pasa las pruebas mencionadas en la sección 3.3.2,
entonces se deberá de proceder a hacer un tratamiento de filtrado y desgasificado al medio
de aislamiento, hasta que las propiedades fisicoquímicas y la cantidad de gases disueltos en
el aceite estén dentro del rango de los límites operativos avalados por los estándares
internacionales. Si las propiedades fisicoquímicas del aceite dieléctrico no pueden ser
regeneradas, se deberá evaluar su reemplazo.
35
3.6 INTERRUPTORES DE POTENCIA, CUCHILLAS SECCIONADORAS Y
CONDUCTORES.
Los conductores, interruptores de potencia y cuchillas seccionadoras, son equipos los cuales
en muchas ocasiones se pasan por alto al momento de hacer un programa de rehabilitación
de subestaciones. Sin embargo deben de ser evaluados cuidadosamente cuando existen
cambios en la potencia manejada.
Al momento de rehabilitar la subestación se debe de saber con certeza la potencia que cada
uno de estos equipos manejará y los esfuerzos máximos debidos a fallas que estos deben de
soportar. Para esto se deben de hacer estudios de flujo de potencia y análisis de
cortocircuito máximo. También es importante realizar una inspección visual de éstos, para
verificar si hay posibles partes que han sido flameadas o si existe degradación del
aislamiento. De igual manera es importante obtener un historial del mantenimiento y de las
fallas que estos equipos han tenido, así como todos sus datos de placa.
Basándose en los datos mencionados anteriormente, se puede proceder a evaluar el
reemplazo del equipo por las siguientes razones:
a) Daño físico en el equipo: Si los aisladores de los interruptores o cuchillas
seccionadoras se encuentran quebradas, flameadas ó existen daños físicos
irreparables.
b) Historial de falla frecuente: Si según datos estadísticos se determina que él equipo es
propenso a fallar.
c) Datos del equipo inadecuados para la nueva potencia: Si los datos de placa de estos
equipos no cumplen con las exigencias de la corriente nominal a manejar, corriente
de cortocircuito máxima y niveles de tensión.
d) Edad: Sí se tiene un equipo de más de 25 años.
36
3.7 BANCOS DE BATERÍAS Y CARGADORES
Los sistemas de alimentación DC son de suma importancia dentro de las subestaciones, ya
que estos alimentan principalmente sistemas de emergencia y las protecciones de los
equipos. Los bancos de baterías y los cargadores se encargan de entregar un servicio de
corriente continua sin interrupción, ya que las baterías sirven como respaldo ante la
ausencia de alimentación de corriente alterna, por parte del transformador de servicio
propio.
Durante el proceso de rehabilitación de la PCH, se deberá de examinar el sistema de
alimentación DC, para verificar si este es el adecuado para la operación continua de la
planta bajo las nuevas condiciones. Es posible que la carga total de DC haya aumentado
debido a la rehabilitación o la adición de nuevo equipo con el tiempo como los siguientes:
• Alumbrado de emergencia
• Relevadores de protección y equipo de monitoreo de fallas
• Interruptores de potencia
• Sistemas de control automático
• Sistemas de seguridad y de detección de incendios
Teniendo en cuenta el posible aumento en carga de corriente continua, se deberá de
proceder a dimensionar el banco de baterías adecuado con su respectivo cargador, para
determinar si las condiciones actuales son capaces de suplir la energía DC necesaria para
las nuevas exigencias de la planta. Si el equipo actual no es capaz de hacer esto, se deberá
de proceder a remplazar el sistema de alimentación DC por uno de mayor capacidad. Otro
criterio para el reemplazo del equipo será la edad del banco de baterías y su condición
actual, ya que si se encuentran celdas rotas deterioradas por el tiempo es recomendable
sustituir el banco de baterías.
37
3.8 TRANSFORMADOR DE SERVICIO PROPIO
El equipo encargado de proveer el servicio de energía a los equipos de la PCH es el
transformador de servicio propio, este puede ser un banco monofásico, un transformador
monofásico ó un transformador trifásico, dependiendo de las necesidades de alimentación
de la central.
Cuando se hace una rehabilitación de una PCH, es posible que la carga total que estos
equipos alimentan hayan aumentado, debido a cambios en los cargadores de baterías,
adición de equipos de alumbrado y protección , así como de otras cargas en general. Se
debe de evaluar si la potencia del equipo de servicio propio es la suficiente para llevar la
carga nueva, de no ser así se deberá de proceder a aumentar la potencia que este equipo
maneja añadiendo mejoras en el sistema de enfriamiento de estos. En última instancia si el
transformadores o transformadores de servicio propio no cumplen con las condiciones de
carga, estos deberán de ser reemplazados por otros de mayor capacidad, según los cálculos
hechos para la nueva carga instalada.
38
39
CAPÍTULO 4: EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MEDICIÓN
Los dispositivos de protección controlan permanentemente el estado eléctrico de los
elementos que componen un circuito, y provocan la excitación de un dispositivo de
apertura, cuando detectan una falla.
Los factores clave para un buen funcionamiento del sistema, es decir, conseguir aislar el
defecto, son la fiabilidad de la medida de los transformadores de instrumento, así como la
regulación óptima de los relevadores de protección.
Los objetivos principales de todo sistema de protección son:
• Contribuir a la protección de las personas contra los efectos de los defectos
eléctricos.
• Evitar el deterioro de los materiales del circuito eléctrico debido a estos defectos.
• Limitar los esfuerzos térmicos, dieléctricos y mecánicos en los equipos.
• Preservar la estabilidad y la continuidad de servicio de la red.
• Proteger las instalaciones adyacentes.
Los dispositivos de medición son los encargados de obtener señales adecuadas de los
parámetros de energía, para la facturación oficial, para la operación y para tener datos y
tendencias estadísticas de estos.
Para lograr esto, los dispositivos de medición y de protección necesitan señales de corriente
y voltaje adecuadas a estos equipos. Esto se logra a través de transformadores de
instrumento. Dentro de esta clasificación están los transformadores de potencial y los
transformadores de corriente.
40
4.1 TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO
Los transformadores de instrumento son utilizados en la media y alta tensión para disminuir
las intensidades de voltaje y corriente a señales más seguras para las personas y manejables
para los equipos de protección y medición.
Estos equipos están definidos por su voltaje primario nominal ó corriente primaria nominal,
relación de transformación y carga (Burden). La carga de los transformadores de
instrumento en general está definida por la suma de las cargas conectadas al circuito
secundario. Para los transformadores de potencial, esta carga está dada en voltamperes y
para que el equipo funcione de manera exacta, la carga total del secundario no debe de
sobrepasar el valor de carga de placa del transformador de potencial. Si este valor se
sobrepasa, las mediciones pueden ser inexactas y se puede comprometer la vida útil del
transformador de potencial.
4.1.1 EVALUACIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
Cuando existe una rehabilitación de un PCH es necesario evaluar la sustitución de los
transformadores de instrumento, debido a que los parámetros y las condiciones de trabajo
de estos equipos pudiesen haber sido modificadas.
Para evaluar un transformador de potencial es necesario lo siguiente:
• Cambios en el voltaje primario
• Cambios en los esquemas de protección
• Sustitución de relés de protección ó equipos de medición
Si existe un cambio en los niveles de tensión de la subestación debido a la sustitución del
transformador de potencia o un generador, será necesario sustituir los transformadores de
potencial asociados a estos equipos por otros que se adapten a estos nuevos niveles de
tensión. Ya que los transformadores de potencial sólo son exactos entre el rango de 0 % a
41
110% de su nivel de tensión nominal, y en adición a esto su aislamiento no es apto de
soportar tensiones mucho mayores a la nominal.
Muchas veces la rehabilitación de una PCH evalúa el cambio de los esquemas de protección
por otros más modernos, ó en otras ocasiones hay cambios en los aparatos de medición y
presentación de datos. Cuando esto sucede se debe de evaluar la nueva carga conectada al
secundario de los transformadores de potencial, ya que se puede haber incluido nuevos relés
o medidores que aumenten la carga total conectada. Se debe de evaluar la carga máxima
que se le puede conectar al equipo, ya que si se sobrepasa el valor de placa se pierde la
exactitud del transformador y será necesario su sustitución.
4.1.2 EVALUACIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
La rehabilitación de una PCH implica cambios en la subestación y en los sistemas eléctricos
en general a la cual está conectada. Cuando esto sucede, los parámetros de trabajo de los
equipos tales como los transformadores de corriente se ven afectados, y es posible que el
equipo pierda su funcionalidad dentro de estos nuevos parámetros. Al hacer la evaluación
de los transformadores de corriente durante la rehabilitación de una PCH, se debe de tomar
en cuenta los siguientes parámetros:
• Corriente nominal primaria
• Nivel de cortocircuito máximo a medir
• Nivel de aislamiento
• Sustitución de relés o equipos de medición
• Cambios en los esquemas de protección
Si existe un aumento en la corriente del sistema a medir se deberá de evaluar si la corriente
nominal de placa es mayor a la corriente primaria [IEEE 242, 2001, p.50]. Si el
transformador de corriente no tiene un dato de placa mayor a la corriente nominal a medir,
entonces el transformador de corriente deberá de ser sustituido por uno con relación de
transformación mayor.
42
Un transformador de corriente mide la corriente tanto en régimen normal como en una falla.
Por este motivo es necesario tener el dato de la corriente máxima de cortocircuito a medir,
luego de un estudio previo de cortocircuito. Es necesario saber si a una falla el
transformador de corriente sigue permaneciendo dentro de sus límites de exactitud. Debido
a que el transformador de corriente está compuesto por elementos magnéticos no lineales,
existe una curva de saturación, que es dependiente de la corriente en el primario del
transformador de corriente. Es necesario evaluar si el transformador de corriente es capaz
de medir de forma eficaz los niveles de cortocircuito del sistema en ese punto sin perder su
exactitud, esto se hace evaluando los niveles máximos de cortocircuito junto con la curva de
excitación del transformador de corriente. Si el transformador de corriente no es capaza de
medir de forma exacta los niveles de cortocircuito, se deberá de sustituir el equipo por uno
con una relación de transformación mayor.
Los dispositivos conectados al secundario de un transformador de corriente pueden ser
reemplazados ó adicionados debido a la inclusión de nuevos esquemas de protecciones, ó a
la sustitución por equipos más nuevos. Cuando esto sucede, se debe de calcular la carga
total conectada al secundario y con este nuevo dato, calcular la exactitud del transformador
de corriente, ya que esta depende de la carga conectada en su secundario. Si se llegase a
determinar que el transformador de corriente con su nueva carga en el secundario no brinda
una exactitud deseada, debido a que este entra en saturación, deberá de ser sustituido por un
transformador de corriente con mayor capacidad de carga ó relación de transformación.
4.2 PROTECCIONES DE TRANSFORMADORES
Fallas en los transformadores pueden resultar, en el caso de una PCH, en la pérdida del
despacho de energía eléctrica. Sin embargo, aislar la falla de forma pronta adicionalmente
de minimizar los daños y los costos de reparación, usualmente minimizan los disturbios en
la red, la magnitud de la falla y el tiempo fuera de línea. La actuación pronta de las
protecciones previene daños catastróficos, por lo tanto resulta imperante tener las
protecciones y esquemas adecuados para proteger a los transformadores de potencia.
43
A medida que se han dado avances en la tecnología y especialmente en el área de las
protecciones eléctricas, se han ido desarrollando y estudiando nuevos esquemas y
dispositivos de protección a equipos mayores. Con el tiempo se han ido proponiendo tipos
de dispositivos y esquemas adecuados para transformadores de potencia según estándares
internacionales. Estos esquemas han sido probados y adoptados como patrones que se
deben de seguir para asegurar una protección óptima de los transformadores de potencia.
Cuando se evalúa la posibilidad de rehabilitar una PCH, se deben juzgar los dispositivos y
esquemas de protección vigentes en la planta, con el propósito de sugerir y emplear mejoras
que resguarden mejor a uno de los equipos más caros e importantes de la central.
4.2.1 PROTECCIONES INTERNAS DE TRANSFORMADORES
Los transformadores de potencia, normalmente incluyen dispositivos de protección para
fallas internas que se puedan suscitar dentro de este equipo. Estos dispositivos incluyen los
siguientes:
Dispositivos de protección a sistemas líquidos de aislamiento, estos incluyen medidores de
nivel de aceite dieléctrico, medidores de presión positiva de nitrógeno y medidores de nivel
de vacío. Es necesario distinguir que dependiendo del tipo de transformador así serán los
medidores que se utilizarán. El nivel de aceite es necesario medirlo independientemente del
tipo transformador, ya que se necesita que toda parte energizada del transformador esté bajo
aceite que le impida humedecerse y que cumplan también sus funciones de aislamiento y
enfriamiento. Los medidores de presión de vacío y de nitrógeno, son aplicables a
transformadores sin tanque conservador y estos son utilizados, para medir la estanqueidad
de la cuba del transformador.
Dispositivos de alivio de presión, normalmente esta es una válvula de sobrepresión, que al
encontrarse una presión alta dentro de la cuba del transformador, esta abre liberando gases y
el aceite dieléctrico del transformador para evitar una ruptura del tanque principal. Este
44
dispositivo está dotado de contactos auxiliares que pueden indicar una alarma o asociarse al
disparo de los interruptores del transformador.
Dispositivos detectores de fallas internas de aislamiento, pueden incluir relevadores
Buchholz, relés de presión súbita y relés de detección de gases. Normalmente al ocurrir una
falla en el aislamiento de un transformador, existe una liberación de gases que se deben a la
descomposición del aceite dieléctrico. Estos dispositivos sensan cambios abruptos de
presión o acumulación de estos gases, determinando así que el transformador ha fallado.
Estos dispositivos tienen contactos auxiliares necesarios para poder disparar los
interruptores asociados al transformador y lograr aislar la falla.
Dispositivos detectores de anormalidades térmicas, estos se encargan de monitorear la
temperatura de los devanados de alta y baja tensión, así como la del aceite dieléctrico,
iniciando etapas de enfriamiento forzado, mostrando alarmas o disparando el transformador
por niveles altos de temperatura. Esta protección es necesaria, debido a que los
componentes del transformador, devanados, aislamientos y el aceite, empiezan a degradarse
a altas temperaturas, por lo tanto es necesario mantener la temperatura a valores operativos
del transformador.
La rehabilitación de una PCH deberá de tomar en cuenta el estado actual de los dispositivos
internos de protección de los transformadores, ya que es de suma importancia podes aislar
una falla para prevenir daños mayores en el equipo. Si estos dispositivos no operan de
manera adecuada, se deberá de evaluar su reparación o sustitución.
Es importante mencionar que los dispositivos internos de protección de un transformador,
sólo pueden cumplir la función de aislar la falla si estos están asociados al disparo del
interruptor de alto voltaje y bajo voltaje del transformador. En caso de que el transformador
tenga como medio de aislamiento solamente fusibles, entonces estos dispositivos de
protección pueden ser relegados a proporcionar señales de alarma.
45
4.2.2 PROTECCIÓN PRIMARIA A TRANSFORMADORES DE POTENCIA
Con protección primaria nos referimos al tipo de protección que aísla al transformador de
potencia ante una falla, que pueda ser interna o externa (circuitos secundarios). Los medios
de desconexión pueden ser a través de fusibles o interruptores de potencia asociados a
relevadores que monitorean los parámetros de operación del transformador.
4.3 EVALUACIÓN DE PROTECCIONES A TRANSFORMADORES DE
POTENCIA
La elección del esquema de protecciones utilizado para cada transformador, depende
principalmente de la capacidad nominal de este. Para transformadores de hasta 5 MVA se
pueden utilizar fusibles como medio de desconexión primaria [IEEE C37.91, 2000 p.7].
Para transformadores mayores de 5MVA se puede emplear el esquema de protecciones de
la figura 4.1
Cuando se realiza la rehabilitación de una PCH, se debe de tomar en cuenta la capacidad
nominal del transformador, para decidir en primer lugar si el esquema de protección o el
equipo interruptivo utilizado (fusibles o interruptor de potencia), es el adecuado a la
capacidad del transformador.
46
Figura 4.1 Esquema de protecciones para transformadores mayores a 5 MVA [IEEE C37.91, 2000, p.8]
Durante la rehabilitación, también se deben de tomar en cuenta los ajustes tanto de fusibles
como de relevadores de sobrecorriente y cortocircuito. Ya que es posible que el nivel
máximo de cortocircuito haya aumentado debido al aumento de la potencia generada por la
PCH. Es crítico que estos equipos tengan la sensibilidad necesaria para detectar estas
anormalidades. En el caso de los fusibles es necesario que posean la capacidad interruptiva
necesaria para soportar el cortocircuito máximo. De no cumplir con esta característica, se
deberán de sustituir por fusibles con capacidades interruptivas adecuadas, y que posean una
curva de operación adecuada que garantice la protección del transformador y la
coordinación con otras protecciones.
En el caso de un transformador con una potencia nominal cercana o arriba de 5 MVA
protegido por fusibles, se debe evaluar la sustitución de los fusibles por interruptores de
potencia y relevadores. Ya que este conjunto de equipos proporciona mayor protección para
el transformador, por que se pueden implementar esquemas de protección más complejos
que si se utilizan solamente fusibles. Aunque se debe de tener en cuenta que esta evaluación
47
se deberá de hacer de carácter económico, ya que técnicamente siempre resulta más
provechoso.
4.4 PROTECCIONES A GENERADORES
Los generadores son equipos de extremada importancia, gran costo económico y difícil
reemplazo, por estos motivos es que se requiere que hayan equipos y dispositivos de
protección suficientes y adecuados para garantizar la integridad de estos.
Existen esquemas de protecciones para generadores desde muy simples hasta los más
complejos y sofisticados. Existe una categorización de esquemas según la potencia nominal
de los generadores, aunque no se debe de escoger un esquema de protecciones basándose
totalmente en la potencia de la máquina [IEEE 242, 2001, p.509]; otros factores se deben de
tomar en cuenta como la importancia de la máquina al sistema y la confiabilidad deseada de
la máquina son muy importantes al momento de seleccionar un esquema de protecciones.
Los generadores se clasifican por su tamaño en las siguientes categorías:
• Generadores pequeños: Potencia máxima de 1000 kVA hasta 600 V; ó potencia
máxima de 500 kVA arriba de 600V.
• Generadores medianos: Potencia máxima hasta 12 500 kVA a cualquier nivel de
tensión.
• Generadores Grandes: Potencia arriba de 12 500 kVA a cualquier nivel de tensión.
A continuación se tocarán los esquemas de protecciones sugeridos para cada tipo de
generador, omitiendo el de generadores grandes, ya que el alcance del estudio es para
pequeñas centrales hidroeléctricas y como se ha tocado anteriormente la potencia máxima
es menor a 12 500 kVA.
48
4.4.1 ESQUEMA DE PROTECCIÓN PARA GENERADORES PEQUEÑOS
Los dispositivos de protección sugeridos se pueden ver en la figura 4.2. A continuación se
detallan estos dispositivos [IEEE C37, 1996, p.2]:
• 51V: Sobrecorriente restringida por control de voltaje. Este tipo de relevador es
utilizado en generadores para liberar fallas externas. Ya que cuando ocurre una falla
el voltaje se reduce drásticamente, comparado con una sobrecarga. De esta manera
el relevador puede distinguir entre una falla externa y una sobrecarga, modificando
la curva de disparo acorde al nivel de voltaje registrado, con el fin de liberar las
fallas externas con rapidez.
• 51G: Sobrecorriente con demora del cable de puesta a tierra. Este relevador sensa la
corriente a tierra del generador. Sirve para sensar fallas a tierra.
• 87: Protección diferencial. El fundamento de este tipo de relevadores es que la
corriente que entra tiene que ser igual a la corriente saliente. En caso de existir una
falla, existe una desviación de corriente por otra vía. El relevador diferencial detecta
estas diferencias de corriente y logra aislar fallas que se pudiesen suscitar en el
estator del generador.
• 32: Flujo inverso de potencia. Este relevador monitorea el sentido del flujo de
potencia. Cuando existe un flujo entrante al generador este lo aisla, para evitar su
motorización, que puede resultar en sobreesfuerzos en la turbina y el eje.
• 40: Pérdida de excitación (Aplicable sólo para generadores síncronos): Este relevador
sensa cuando existe una pérdida de excitación. Cuando esta condición sucede el
generador síncrono actúa como un generador asíncrono y la potencia reactiva fluye
de la red hacia el generador. Este tipo de falla es importante aislarla, ya que las
corrientes en el estator del generador pueden llegar a ser dos veces la corriente
nominal.
49
Figura 4.2 Protección para generadores de pequeña potencia [IEEE 242, 2001, p.510]
4.4.2 PROTECCIÓN PARA GENERADORES MEDIANOS
El diagrama con la numeración ANSI de un esquema sugerido para generadores de tamaño
mediano se muestra en la figura 4.3:
Figura 4.3 Protección para generadores de mediana potencia [IEEE 242, 2001, p.511]
50
El esquema de protecciones sugerido para un generador de tamaño mediano es similar al
del generador pequeño. Con la única diferencia que este esquema incluye la protección de
secuencia negativa.
La numeración ANSI excepto 46 se pueden ver en el esquema de protecciones sugerido
para un generador pequeño. A continuación se explica el funcionamiento del dispositivo 46
según la norma ANSI.
• 46: Sobrecorriente de secuencia negativa: Este dispositivo detecta desbalance de
corrientes en el generador que pueden llevar a desbalance de voltajes. Es importante
aislar este tipo de condición, ya que puede resultar en sobrecalentamiento del
generador y comprometer su vida útil.
4.5 REHABILITACIÓN DE PROTECCIONES DE LOS GENERADORES
Cuando se piensa rehabilitar una PCH es importante pensar en las protecciones asociadas a
los generadores, ya que estos son parte esencial de la planta y son equipos muy costosos y
su tiempo fuera de línea resulta en pérdidas económicas. Según los esquemas propuestos
anteriormente para los distintos tamaños de generadores, se debe de evaluar si el generador
actualmente cuenta con las protecciones y esquemas adecuados.
Los generadores deberán de tener protecciones contra sobrecorrientes, contra fallas a tierra,
fallas entre fases, contra flujo inverso de potencia, pérdida de excitación y desbalance de
corrientes o voltajes. De no tener este tipo de protecciones, se procederá a evaluar
económicamente si resulta viable la inclusión de este tipo de protecciones según los
esquemas propuestos anteriormente y evaluar los beneficios que se obtendrán.
Durante la rehabilitación se puede evaluar el estado de dispositivos y relevadores, ya que
con el tiempo es posible que no estén en condición operativa ó sea conveniente su
sustitución por equipo de nueva generación. También es adecuado recalcular los valores de
operación de las protecciones, ya que es posible que con la repotenciación de la planta sea
51
necesario cambiar estos valores para permitir una actuación ideal de los equipos de
protección.
52
53
CAPÍTULO 5: SISTEMA DE CONTROL
5.1 SISTEMA DE EXCITACIÓN
La función principal del Sistema de Excitación es proporcionar la corriente de campo
necesaria en el generador para el control de voltaje de salida o de los reactivos generados.
Para dar excitación a un generador síncrono se hace circular una corriente continua por el
circuito de los polos inductores, lo que representa entre el 0,5% al 1% de la potencia útil del
generador.
Los sistemas de excitación antiguos (antes de 1960) consistían de un excitador de rotación
que alimentaba el campo principal del generador, un excitador piloto de rotación
alimentando el campo de excitación y un regulador controlando la salida del excitador
piloto. A veces, un motor-generador funcionando como regulador mecánico es utilizado en
lugar de un excitador piloto. Desde los años sesenta hay una tendencia a utilizar los
sistemas de excitación estáticos, los cuales utilizan rectificadores de puentes de tiristores y
son más eficientes que los anteriores. Otro sistema de excitación muy común para máquinas
pequeñas y de gran velocidad es un excitador sin escobillas (excitador estático) con un
generador de ac y rectificadores giratorios. Ambos, los viejos sistemas de excitación
rotatorios y los nuevos sistemas de excitación estáticos pueden ser rehabilitados fácilmente.
5.1.1 TIPOS DE SISTEMAS DE EXCITACIÓN
• Excitatrices Rotativas de Corriente Continua:
Los inducidos de la excitatriz principal y auxiliar van montados sobre el eje del generador
principal Utilizando dos excitatrices en cascada se amplifica la potencia y se regula la
tensión, actuando sobre un circuito de poca potencia.
• Excitatrices de Corriente Alterna sin Escobillas:
Se utiliza un pequeño generador de corriente alterna cuyo inducido va montado en el rotor
del generador principal. La corriente se transforma mediante un rectificador, eliminándose
54
el problema de mantenimiento de las escobillas. La tensión se regula mediante un equipo
electrónico que actúa sobre la excitación de la excitatriz.
• Excitatrices Estáticas:
La corriente de excitación se extrae de los terminales del generador principal, mediante un
transformador. Esta corriente se rectifica mediante un equipo electrónico y se inyecta en el
bobinado de excitación rotórica del generador, gracias a un sistema de escobillas y anillos
rozantes. El sistema de anillos colectores es utilizado cuando es exigido de la máquina un
alto desempeño dinámico en el tiempo de la respuesta. La función de los anillos colectores
es la de enviar energía directamente al campo de la máquina principal, a través del contacto
de escobillas. Cuando el generador arranca no hay tensión en bornes y por lo tanto no se
dispone de corriente de excitación. Los magnetismos remanentes, ayudados si es necesario
por una batería, permiten iniciar el funcionamiento, que se normaliza inmediatamente en
cuanto la tensión en bornes alcanza un valor modesto. Estos equipos exigen menos
mantenimientos, tienen buen rendimiento y la velocidad de respuesta del generador, ante las
oscilaciones de tensión, es muy buena. Ver Figura 5.1.
Este sistema exige un mantenimiento periódico y sistemático, por lo tanto el usuario debe
estar atento a estos ítems, pues del contrario puede llevar la máquina a serios daños, como
dañar el bobinado del rotor, dañar el propio sistema de anillos/escobillas y la excitatriz
estática. Cuidados como la limpieza del exceso de polvo de las escobillas, la verificación de
la formación de platina y si la corriente impuesta por el uso de carga está adecuada al punto
de operación de la escobilla son indispensables. Jamás se debe abrir el circuito de campo
cuando éste estuviere en carga, sino se estará sujeto a dañar el aislamiento del rotor, o a
poner en riesgo los operadores.
Nunca deberán ser mezclados sobre el mismo anillo, escobillas de tipos distintos. Las
escobillas deberán ser semanalmente observadas durante el servicio.
55
5.1.2 EXCITACIÓN Y DESEXCITACIÓN
La auto-excitación se inicia por la tensión residual de la máquina o por una preexcitación
que es proveída por el banco de baterías. En los servicios de mantenimiento, las máquinas
necesitan estar paradas, pues solamente la desexcitación no es suficiente. La desexcitación
es hecha por la parada del generador o desacople del regulador.
• Desexcitación para Máquinas sin Escobillas: Puede ser incluso un circuito de rueda
libre en el estator de la excitatriz, en paralelo con el regulador. Cuando se saca energía
del regulador la corriente de excitación fluye a través de una resistencia de descarga que
lleva a una desexcitación más rápida de la máquina principal.
• Desexcitación para Máquinas de Anillos: El proceso de desexcitación es idéntico al
descrito arriba, pero en este caso la desexcitación es calculada para disipar la energía del
campo.
5.1.3 REHABILITACIÓN
La razón principal para considerar la rehabilitación de un sistema de excitación es una de
las más comunes para todos los equipos: mejorar la eficiencia, confiabilidad, desempeño y
disminución del mantenimiento. La mayoría de mejoras en la eficiencia vienen dadas por la
eliminación de pérdidas mecánicas y magnéticas del excitador giratorio y la eliminación del
reóstato del campo de excitación. Los sistemas de excitación giratorios tienen una eficiencia
generalmente del 88% comparada con la eficiencia de hasta un 95% de sistemas de
excitación estáticos. La confiabilidad también debe ser mejorada debido a que los equipos
viejos fallan comúnmente cuando las cargas que deben de manejar se acercan a la de sus
límites de diseño. Los sistemas estáticos modernos tienen alta confiabilidad. Los sistemas
de excitación del tipo rotatorio pueden tener respuestas demasiado lentas en función de los
requerimientos de los sistemas actuales de control automático y pueden no funcionar como
se necesitaría durante los transientes. Cuando se considera la rehabilitación de máquinas
56
con escobillas y anillos deslizantes, la mejor opción a tomar en cuenta son los sistemas de
excitación estáticos y sin escobillas. Con esto se disminuye en gran medida la necesidad de
mantenimiento, debido a la eliminación de componentes mecánicos que necesitan ajustes
frecuentes y que a veces necesitan partes de reemplazo que no son encontradas tan
fácilmente.
• Accesorios
La forma más simple para la modernización de los sistemas de excitación es la adición de
accesorios para los equipos existentes. Esto es hecho más comúnmente en sistemas de
excitación muy viejos que en sistemas rotatorios. Los posibles dispositivos accesorios
incluyen limitadores máximos y mínimos de excitación, compensadores de reactivos y
potencia, estabilizadores de sistemas de potencia, indicadores de temperatura de campo y
controladores de reactivos y factor de potencia. A pesar de que estos dispositivos auxiliares
proveen mejoras sustanciales, éstos no alcanzan los beneficios que podrían lograrse con el
reemplazo total o parte del sistema de excitación.
• Reemplazo Parcial
Un reemplazo parcial generalmente consiste en el cambio del regulador de voltaje y del
excitador piloto por un moderno regulador de voltaje de estado sólido que alimenta
directamente al campo principal. El reóstato del excitador de campo es comúnmente
eliminado en un reemplazo parcial. Este tipo de rehabilitación tiene la ventaja de un relativo
bajo costo (comparado con el reemplazo total) y el aumento de desempeño y confiabilidad,
pero no aumenta la eficiencia ni modifica la respuesta lenta cuando es comparado con un
sistema completamente estático.
• Reemplazo Total
El reemplazo con sistema de excitación totalmente estático es la mejor opción técnicamente
hablando, pero también tiene asociados los costos más grandes y el más alto tiempo en que
el equipo pasa sin funcionar. Una de las limitantes comunes de esta opción es el espacio
57
físico disponible. Si se reemplaza el sistema de excitación giratorio, se obtienen grandes
incrementos en la eficiencia del generador.
Figura 5.1 Sistema de Excitación [http://telergia.blogs.com/telergia/2007/07/index.html]
5.2 SINCRONISMO
La función principal del sistema de sincronismo es hacer que el generador pueda ser
conectado a un sistema de potencia. Para ello es necesario que se cumplan ciertas
condiciones, entre las cuales se encuentra el Voltaje entre terminales, la frecuencia de
operación, los desfases y el sentido de rotación.
Por su forma de funcionamiento, se hace una diferencia entre sincronismo de Generadores
Asíncronos y Generadores Síncronos, la cual es mostrada a continuación:
58
5.2.1 SINCRONISMO EN GENERADORES ASÍNCRONOS
Su funcionamiento es mucho más sencillo que en generadores síncronos, debido a que no
poseen excitatriz. Un generador asíncrono necesita, para ser magnetizado, tomar potencia
reactiva de la red a la que se conecta, auque esto puede ser evitado conectándolo a una
batería de capacitores, que le suministre los reactivos necesarios. Como es asíncrono, la red
es la que determina la frecuencia de operación y el generador modifica su deslizamiento a
medida que aumenta o disminuye la potencia suministrada por la turbina. Como fue
mencionado antes, el hecho de no poseer Excitatriz, hace al generador asíncrono más
simple y facilita en gran medida las maniobras que deben de realizarse a la hora del
arranque. Los que se hace, es actuar sobre la admisión de agua en la turbina, haciendo que
acelere hasta que el generador alcance del 90 al 95 % de su velocidad de sincronismo,
momento en el cual, un relé de velocidad da el comando de cierre del interruptor de la línea.
Es aquí, cuando el generador pasa a una velocidad mayor que la de sincronismo (conocida
como hipersincronismo), que la velocidad es la suficiente para que se igualen los pares
motor y resistente, comenzando un funcionamiento estable del generador.
5.2.2 SINCRONISMO EN GENERADORES SÍNCRONOS
Los generadores Síncronos son arrancados en vacío. Se aceleran (al igual que en los
generadores Asíncronos) modificando la admisión de agua en la turbina. Para hacer el
sincronismo entre la máquina y la red se deben de igualar las tensiones eficaces, las
frecuencias, los desplazamientos de fases y el sentido de rotación. Cuando la admisión en la
turbina permite que la velocidad en el generador sea próxima a la de sincronismo, se
arranca el sistema de excitación (descrito anteriormente) y comienza a regularse para que la
tensión de salida del generador sea igual a la tensión existente entre las barras donde se
realiza la interconexión.
Cuando los Generadores Síncronos se conectan a una red aislada, el regulador debe de tener
un preset de tensión que sea independiente de la carga (que no varíe por ésta). Cuando se
59
está conectado a una red grande, la tensión no será un valor importante a tomar en cuenta,
debido a que tendrá que ser la misma que la de la red. En este caso el regulador debe de
mantener un preset de la potencia reactiva.
5.3 CONTROL DE VELOCIDAD
Las plantas hidroeléctricas por ser de carácter electromecánico, poseen características que
suelen variar con el tiempo, por lo que se necesita de regulación de velocidades del sistema.
La velocidad de las turbinas hidráulicas varía en el tiempo, en función de la carga del
sistema; algunos cambios son graduales, otros abruptos. Por esta razón, la potencia de
salida de las turbinas debe actuar en función a la carga a la que se encuentran sometidas.
Una de las formas que se utiliza para regular la velocidad de las turbinas, ante fluctuaciones
de la carga es regulando la cantidad de agua que fluye por las mismas. Esto significa,
permitir el flujo de un caudal mayor de agua ante cargas excesivas, o limitar el flujo ante
cargas bajas. Al sistema encargado de esta función se le denomina gobernador.
En un principio, cuando se diseñan las turbinas, se supone una altura de salto y un caudal de
agua constante. Aunque la altura del salto permanezca inalterable, el caudal puede llegar a
ser muy variable dependiendo de la zona donde se encuentre la planta y de la época del año
que se tome en cuenta. Para compensar la variación de estas variables, deben de abrirse o
cerrarse los dispositivos de control de agua, ya sea alabes directrices, válvulas o
compuertas, intentando de mantener lo más constante posible la potencia de salida a la red,
el nivel de agua en la toma o el caudal que pasa por la turbina.
Cuando se tiene un Generador conectado a una red aislada, el parámetro más importante a
controlar es la velocidad del rodete, el cual modifica de manera directa la frecuencia. Todo
cambio de carga afecta inicialmente a la energía cinética, provocando que la velocidad de
las máquinas y con ello la frecuencia en la red disminuya en el caso que la carga crezca y
viceversa. Existen dos métodos para controlar la velocidad de rotación: variar el caudal de
agua que entra a la turbina (para aumentar o disminuir la velocidad), para el caso de las
60
turbinas de reacción tales como la Francis y Kaplan, el flujo se controla por medio de los
álabes giratorios y por la válvula de aguja o el deflector de chorro en las turbinas de
impulso como la Pelton: o disipar el exceso de potencia generada por medio de bancos de
resistencia (con lo cual se gasta energía), como se muestra en la figura 5.2. Por razones
obvias, la mejor manera de regular la velocidad es el primero, aumentando el caudal de
agua que entra a la turbina.
Figura 5.2 Control de Velocidad con regulador de Carga
[http://telergia.blogs.com/telergia/2007/07/index.html]
Generalmente lo que se hace, es instalar sensores de velocidad (mecánicos o electrónicos)
en el eje del generador. Cuando aumenta la demanda (carga) el generador tiende a frenar.
Cuando se detecta el cambio de velocidad, los sensores se conectan a los dispositivos que
controlan el caudal de entrada a la turbina, haciendo que la turbina gire más rápido y
compensando así el aumento de carga. Igualmente en el caso que disminuye la demanda (el
eje del generador aumenta de velocidad) el sensor manda a modificar el caudal de entrada,
cerrando los álabes de entrada de agua.
Cuando lo que se tiene es un generador asíncrono conectado a la red de potencia (de la que
toma potencia reactiva para magnetizarse), ésta se encarga de regular la frecuencia, por lo
61
que puede prescindirse de los reguladores de velocidad. El problema que podría surgir con
ésta configuración, es cuando se dispara el interruptor que conecta al generador con la red.
Lo que debería de hacerse es cerrar inmediatamente el dispositivo de control de agua de
entrada al generador para que éste no llegue a motorizarse. Cuando se tiene un generador
asíncrono, la turbina genera una potencia casi constante. Si en cierto momento, la demanda
baja, el generador comienza a subir la frecuencia, debido a que intenta motorizarse.
Igualmente que en el caso de un generador síncrono, se pueden evitar problemas si se
coloca un sensor de velocidad y un controlador de carga puede disipar la energía de exceso
en un banco de resistencias, manteniendo la demanda constante.
5.3.1 REGULADORES DE VELOCIDAD
Los reguladores de Velocidad, son en esencia sensores de velocidad que detectan cualquier
variación con respecto a un valor preseteado y un dispositivo amplificador que modifica la
señal del sensor, el cual ordena a los dispositivos que controlan el caudal entrante a la
turbina a cerrar o abrir según disminuya o aumente la carga respectivamente, con lo que se
logra mantener constante la velocidad y la frecuencia.
Los reguladores pueden ser de varios tipos dependiendo del grado de exactitud y
sofisticación que se desee: Mecánicos, Mecánico – Hidráulicos o Electro – Hidráulicos.
• Reguladores Mecánicos:
Se utilizan únicamente en turbinas pequeñas y de pocos kilovatios. Se utiliza un centrífugo
de bolas de acero pesadas las cuales actúan directamente solo el dispositivo que controla el
agua de entrada (ver figura 5.3).
• Reguladores Mecánico – Hidráulicos:
Se utiliza de sensor un centrífugo de bolas convencional. A medida que aumenta la carga
demandada (y disminuye la velocidad de la turbina) las bolas giran más despacio y tienden
62
a caer. Al caer desplazan la posición del pistón en la válvula controladora, lo cual envía el
aceite con más presión a la cámara superior del cilindro (cerrando la válvula piloto).
• Reguladores Electro – Hidráulicos:
En este tipo de reguladores, un sensor está midiendo permanentemente la frecuencia y
transmite la señal para ser comparada con un valor predefinido. Cuando la señal de campo
difiere de la señal preseteada, se emite una señal de error (positiva o negativa), la cual se
amplifica y es enviada al dispositivo que controla el la cantidad de agua que entra a la
turbina.
Todos estos sistemas actúan por acción y reacción, corrigiendo en una posición u otra al
dispositivo en cargado del control de caudal. Estos cambios pueden causar inestabilidades
en el sistema, las cuales deben de ser eliminadas. En el Sistema Mecánico – Hidráulico,
esto se corrige intercalando un amortiguador hidráulico que retarda la apertura de la válvula
piloto. Los sistemas Electro – Hidráulico eliminan este problema por medio de una
compensación proporcional, integral o derivativa (PID).
Figura 5.3 Regulador de Velocidad [Manual de Pequeña Hidráulica, 1998: p.201]
63
Como ya se vio anteriormente, los sistemas de regulación pueden llegar a ser más precisos
(y más caros) que otros. Por lo tanto, se debe de escoger el sistema de acuerdo al
presupuesto que se tenga y a la confiabilidad requerida.
En los controladores más modernos, a la salida del generador se utilizan sensores de
frecuencia y de voltajes estos valores son introducidos al controlador el cual tiene un valor
deseado de frecuencia o de voltaje, por lo que el controlador compara los valores y actúa en
caso que sea necesario sobre algún dispositivo de acción o actuador. En el caso de que la
frecuencia disminuya, se emite una señal al mecanismo de control de válvula para aumentar
el flujo de agua y en consecuencia restablecer la velocidad de la turbina. Los reguladores de
velocidad deben reunir ciertas cualidades técnicas como minimizar las variaciones de la
frecuencia y minimizar el tiempo que demora en reestablecer la frecuencia nominal.
64
65
CAPÍTULO 6: ANÁLISIS FINANCIERO
Como por todos es conocido, muchas veces lo que guía a una compañía a realizar una
inversión es el beneficio a corto plazo que pueda obtener con ésta. La mayoría de las veces,
los propietarios de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH) no invierten en sus plantas
debido a que los equipos son demasiado caros. En el presente capítulo, lo que se tiene por
objetivo es mostrar que, a pesar que la inversión que se tenga que hacer en equipos más
nuevos y modernos puede ser elevada y a veces inaccesible, vale la pena.
Dentro de los beneficios que pueden obtener directamente con una buena inversión en
equipo y maquinaria están los siguientes:
• Aumento de la potencia que puede obtenerse con la misma infraestructura debido al
aumento de eficiencia en los equipos.
• Disminución en los costos de mantenimiento necesarios de los equipos (debido a
que son equipos nuevos).
• Disminución de los tiempos muertos (tiempos en los que no se produce debido a
mantenimientos programados o no programados).
• Mayor confiabilidad en el sistema.
Un proyecto de inversión en un aprovechamiento hidroeléctrico exige ciertos pagos,
extendidos a lo largo de su ciclo de vida, y proporciona unos gastos también distribuidos en
el mismo período de tiempo. Entre los pagos se encuentran el costo inicial de la inversión,
los gastos de operación y el mantenimiento. Los ingresos corresponden a las ventas de
electricidad generada. Aunque las inversiones pueden ser muy altas, pueden ser recuperadas
rápidamente debido al aumento de generación que se puede llegar a tener y al buen precio
al que ésta puede ser pagada.
El análisis financiero tiene como objetivo comparar ingresos y gastos para cada una de las
posibles alternativas que se pueden presentar, a fin de elegir cuál de ellas es la más atractiva
o, por otro lado, si la inversión debe de ser definitivamente desechada.
66
A pesar de que una Central Hidroeléctrica tiene una inversión elevada al principio (obra
civil y equipos) comparada con otro tipo de centrales generadoras como las térmicas, los
costos de operación son mucho más bajos debido a que el “combustible” que mueve las
turbinas (el agua) es gratis.
Generalmente, un proyecto Hidroeléctrico lleva mucho tiempo de planeación y desarrollo,
por lo cual los beneficios económicos pueden no ser vistos a corto tiempo. En nuestro caso,
analizaremos Pequeñas Centrales Hidroeléctricas que actualmente están en funcionamiento,
por lo que el tiempo de obtención de beneficios se acorta en gran medida.
6.1 CONSIDERACIONES FINANCIERAS
El primer paso para evaluar económicamente la viabilidad de un proyecto Hidroeléctrico es
estimar con la mayor precisión posible la inversión total que debe de realizarse. En un
primer momento y para tener un estimado, se pueden utilizar datos correspondiente a
instalaciones similares, con el objetivo de tener una idea de lo que se va a realizar.
Teniendo en mente un aproximado de lo que se quiere y el precio que va a costar se
efectuará un análisis económico para evaluar qué tan factible es la realización del proyecto
o si definitivamente nos quedamos con la infraestructura que tenemos actualmente. Más
adelante se detalla el proceso a realizar.
Finalmente es muy importante, a la hora de realizar un análisis financiero, tener en cuenta el
valor del dinero en el tiempo, es decir que a medida pasa el tiempo la misma cantidad de
dinero va perdiendo su capacidad económica de compra. Por ello es de suma importancia
tomar en cuenta una tasa de interés “i” que determinar el valor de uso del dinero, para tener
resultados confiables y no incurrir en un error a la hora de tomar decisiones.
67
6.2 EVALUACIÓN FINANCIERA
Por ser un proyecto en el cual se adquiere un préstamo bancario, el método más simple y
efectivo de evaluar los diferentes proyectos es por medio de la Tasa Interna de Retorno
(TIR), la cual nos dice la tasa de interés para la cual el Valor Actual Neto (VAN) es igual a
cero.
En primer lugar se debe de determinar la inversión inicial necesaria para empezar el
proyecto, para luego estimar los flujos de caja o efectivo, es decir que se analiza la cantidad
de dinero que sale de la empresa contra la cantidad de dinero que entra, tomando en
consideración solamente el dinero en efectivo con el que trabaja la empresa.
Dentro de las Entradas de Efectivo que tenemos para nuestro proyecto se encuentran las
siguientes:
• Ingresos por venta de energía.
• Valor de los bienes al final del período de análisis.
• Desembolsos por préstamos con bancos.
• Ingresos por otros conceptos (plantaciones en el terreno, cultivo de peces, venta
de basura, etc.).
Dentro de las Salidas de Efectivo tenemos las siguientes:
• Pagos por las inversiones del año.
• Costos de operación.
• Costos de mantenimiento.
• Costos generales.
• Costos financieros.
• Impuestos
• Cuotas de amortización del préstamo e intereses.
Gráficamente, las entradas de efectivo serán flechas que apuntan hacia arriba (sentido
positivo del eje “y”), y las salidas de efectivo serán representadas por flechas que apuntan
hacia abajo (sentido negativo del mismo eje). Sobre el eje “x” se tendrán los periodos de
68
tiempo, los cuales pueden ser mensuales, trimestrales, semestrales o anuales, según sean los
flujos de efectivo calculados para el proyecto.
Para estimar los Flujos Neto de Efectivo (FNE), se realiza un balance entre los ingresos y
los egresos que la empresa ha percibido en cada período de la vida útil del proyecto:
FNE = Ingresos – Gastos (Ec. 6.1)
El Flujo Neto de Efectivo puede ser positivo, si los ingresos han sido mayores que los
gastos en ese período; pero también puede ser negativo, durante dichos períodos se necesita
una aportación de efectivo por parte de los inversionistas. Generalmente al inicio del
proyecto en el que se ha pedido un préstamo bancario, los flujos tienden a ser levemente
negativos, y la empresa debe estar preparada para afrontarlos, para así lograr superarlos y
llegar al punto en que la empresa ya empieza a percibir los beneficios.
A la hora de definir los flujos netos de efectivo, es necesario tener en cuenta la anualidad a
pagar por el préstamo bancario, la cual incluye los intereses y la amortización de dicho
préstamo. Para ello se trabaja con una Anualidad Simple-Cierta-Ordinaria. Es Simple ya
que los flujos de efectivo coinciden con el número de capitalizaciones a la cual está sujeto
el préstamo, es Cierta ya que tiene una fecha de pago inicial y final definida, y finalmente
es Ordinaria ya que el pago del préstamo se realiza al final de cada período. Para establecer
la cantidad de dinero que se debe de pagar en concepto de interés por el préstamo y de
amortización de el saldo deudor, la Cuota se calcula utilizando la siguiente fórmula:
( )( ) ⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡
−++×
×=11
1t
t
iiiCAnualidad (Ec. 6.2)
Donde, C es el valor del préstamo bancario recibido, i la tasa de interés a la que el banco
otorgó el préstamo, y t es el número de años que dura el préstamo.
69
Ahora que ya se tiene definida la inversión inicial y los Flujos Netos de Efectivo, es
necesario establecer la Tasa Mínima Atractiva de Retorno (TMAR), es decir que se evalúa
el grado de riesgo de los flujos de efectivo esperados, a fin de establecer la cantidad mínima
de efectivo que la empresa se ha propuesto generar con un proyecto. Para ello, se establece
el número de años que se necesitan para poder recuperar el costo total de la inversión. Los
costos de inversión incluyen, costos de ingeniería para realizar el proyecto, permisos y
autorizaciones administrativas, obra civil y equipo electromecánico. Lo que paga esa
inversión son los beneficios, entre los cuales se incluyen las ventas anuales de electricidad
quitándole los gastos por mantenimientos en los equipos e instalaciones y los gastos de
operación. En general y por experiencias de otras personas, se estima que para que una
inversión sea interesante, el período de recuperación no debe de ser mayor a los 7 años
desde la puesta en marcha del proyecto. Aunque recuperaciones de la inversión que sean de
más tiempo no son recomendables, debe de estudiarse cada proyecto por separado y
minuciosamente para saber si es factible.
Para calcular dicha tasa, se deben de traer al valor presente los flujos de efectivo que se han
realizado durante “n” años, que es el período máximo que se otorga al proyecto para la
recuperación de la inversión, y dicho valor debe ser igual al valor de la Inversión Inicial.
Generalmente la TMAR que se utiliza, es la tasa de interés que el banco aplica al préstamo,
y su período de recuperación es cuando se termina de pagar dicho préstamo.
De manera general, el cálculo del valor presente de los flujos de efectivo viene dado por la
fórmula siguiente:
∑= +
=T
tt
t
TMARFNEVP
1 )1( (Ec. 6.3)
Para tener una idea bastante clara y fácil de entender es realizar un diagrama que muestre a
lo largo del tiempo cómo son los flujos de efectivo, lo cual nos dice cuáles son los períodos
de inversiones y cuáles son los períodos en los que comenzamos a obtener beneficios. Se
representan sobre una línea horizontal varias divisiones correspondientes a los períodos de
70
evaluación del proyecto desde que se realiza la inversión inicial. Se representan sobre esas
divisiones, líneas verticales apuntando hacia abajo si se representan las inversiones o gastos
realizados. Se representan como líneas verticales apuntando hacia arriba los beneficios
obtenidos en el proyecto.
Figura 6.1 Diagrama de Flujos de Efectivo
En éste caso se observan Flujos Netos de Caja para períodos anuales, sin embargo pueden
ser también períodos mensuales, trimestrales, semanales, etc. Sin importar el tipo de
período con que se trabaje, la manera más clara de analizar los flujos de caja es trasladando
sus valores al presente, aunque también se puede hacer en un mismo período en un futuro,
en ambos casos se utiliza una tasa de crecimiento del dinero (i), la cual es mensual,
trimestral o anual según sean los flujos de caja.
Para encontrar la tasa de crecimiento cuando ésta no es anual, simplemente se divide dicha
tasa de interés entre el número de períodos que se tienen durante el año. Por ejemplo, se
tiene que la tasa de interés de crecimiento anual es del 12%, y el flujo de caja es trimestral,
entonces la tasa de crecimiento trimestral será: 12% / 4 trimestres que tiene el año, es decir:
3% ó 0.03 trimestral.
Ya establecida la inversión inicial, los flujos de caja y la TMAR, se realiza el análisis de la
Tasa Interna de Retorno (TIR), es decir la tasa a la cual el Valor Actual Neto (VAN) o la
suma de los valores presentes tanto de la inversión como de los flujos netos de caja nos da
71
cero. Éste proceso se realiza de manera global, durante el período de vida del proyecto. La
fórmula a utilizar es:
∑=
=−+
=T
tot
t ITIR
FNEVAN1
0)1( (Ec. 6.4)
Donde, I0 es el préstamo.
Para encontrar la TIR se puede utilizar varios métodos, por ejemplo la interpolación, la
iteración, utilizando calculadora científica, en Excel o por medio de algún programa
financiero que automáticamente lo encuentra. La TIR que se obtiene puede ser anual,
mensual, trimestral, etc. dependiendo del tipo de períodos con que se trabajó, sin embargo a
la hora de comparar alternativas se debe trabajar con el mismo tipo de tasa de interés, es
decir que en ambas alternativas la TIR debe ser anual, mensual o trimestral.
Entre las alternativas de préstamos se escogerá la que tenga la TIR más elevada, teniendo
siempre en cuenta que la TIR nunca debe ser menor que la TMAR establecida
anteriormente, puesto que esto significaría que el proyecto no rinde lo mínimo necesario
establecido por la empresa. Entre mayor sea la TIR es mejor, puesto que significa que el
beneficio que percibirá la empresa en un futuro es mayor.
72
73
CAPÍTULO 7: METODOLOGÍA PARA REHABILITACIÓN DE UNA PEQUEÑA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA
7.1 GENERADOR
Figura 7.1 Rehabilitación de generador
Para el análisis del generador es necesario tener información del estudio de las partes
mecánicas dando como resultado la nueva potencia mecánica en el eje de la turbina, y la
velocidad de ésta. Con ello se evaluará la condición actual del generador para determinar si
74
éste es capaz de suministrar la nueva potencia, bajo las condiciones antes mencionadas (ver
figura 7.1).
Si el generador permite el aumento de potencia, a la velocidad requerida, simplemente es
necesario un proceso de revisión del estado general del equipo a través de las pruebas
mencionadas en la sección 2.3, bajo las cuales se determinará la confiabilidad operativa del
mismo. En el caso que a través de las pruebas se demuestre que existe algún inconveniente
para una operación confiable deberá analizarse si es factible la reparación, de no ser así
deberá procederse al reemplazo de la unidad.
En el caso que el generador no permita el aumento de generación, o no desarrolle la
velocidad requerida, deberá procederse al reemplazo de la unidad, para lo cual podrá
analizarse si cambiará algún parámetro como es el caso del voltaje de generación o el
esquema de generación pasando de un sistema síncrono a un sistema de generación
asíncrono.
Es muy importante definir con el nuevo generador el nuevo perfil de generación, y la nueva
potencia instalada pues ésta afectará el resto de componentes de la pequeña central.
Para la selección del generador, con la potencia mecánica definida por cada turbina, se
buscará un generador comercial que se adapte a dicha potencia, ya que debido a la escala
del proyecto no es factible hacer un pedido de un generador hecho a la medida. Este es el
mismo caso de la turbina, la cual se adapta a la disponibilidad en el mercado.
75
7.2 TRANSFORMADOR
Figura 7.2 Rehabilitación del transformador
Una vez conocida la potencia instalada en el conjunto de generadores, se procederá a
evaluar si el transformador o banco de transformadores actuales son capaces de manejar
esta nueva potencia y trabajar con el voltaje de generación, ya que cuando existe cambio de
equipo existe la posibilidad de que dicho voltaje sea modificado (ver figura 7.2).
76
Si el equipo de transformación es capaz de manejar la nueva potencia, se procederá a
evaluar el estado general del equipo por medio de las pruebas mencionadas en la sección
3.4. Si el transformador no cumple con las pruebas eléctricas mencionadas en la sección
3.4.1, deberá analizarse la factibilidad de la reparación ó la sustitución del equipo. Si el
transformador no cumple con las pruebas al medio de aislamiento eléctrico mencionada en
la sección 3.4.2, deberá realizarse un proceso de filtrado y desgasificado al aceite
dieléctrico hasta llevarlo a una condición aceptable, de no ser posible se deberá
reemplazarse.
En el caso de que el transformador no pueda manejar la nueva potencia incluso con adición
de equipo de enfriamiento, se procederá al reemplazo de éste.
Para la selección de una nueva unidad de transformación se debe de considerar la nueva
potencia instalada y escoger un valor comercial arriba de ésta, tomando en cuenta posibles
futuras ampliaciones a la capacidad de generación. Otro aspecto a considerar es el voltaje
de generación y la característica de la red a la cual se conectará, lo que definirá los voltajes
del primario y secundario así como la conexión.
77
7.3 INTERRUPTORES Y CUCHILLAS SECCIONADORAS
Figura 7.3 Rehabilitación de interruptores y cuchillas seccionadoras
Para el caso de éstos equipos se debe de tomar en cuenta los parámetros de nivel de
aislamiento, corriente nominal y capacidad interruptiva (ver figura 7.3), basada en cálculos
de corriente de falla detallados en el anexo A.
En el caso de que los equipos no cumplan con alguno de estos parámetros, deberá optarse
por el reemplazo de éstos. Si dichos equipos cumplen con todo lo anterior se deberá de
78
verificar el estado general basado en lo expuesto en la sección 3.6.1 y tomar una decisión
sobre la continuidad o reemplazo de estos equipos.
7.4 PARARRAYOS
Figura 7.4 Rehabilitación de pararrayos
79
La evaluación de los pararrayos, debe basarse en el voltaje nominal y el tipo de conexión de
la red en la que se encuentran, además de la aplicación de los mismos pues pueden ser del
tipo distribución o del tipo subestación (ver figura 7.4). Con ello se debe evaluar si bajo el
nuevo esquema de generación los equipos cumplen con dichas condiciones y si su
confiabilidad es alta, de no ser así, deberá escogerse un nuevo equipo basado en el siguiente
procedimiento:
Para dimensionarlos correctamente, es necesario calcular el voltaje nominal del pararrayo,
el cual se calcula mediante la siguiente fórmula:
máxenp VKV = (Ec. 7.1)
Donde:
npV : Voltaje nominal del pararrayo en kV
eK : Factor de conexión a tierra
máxV : Voltaje máximo del equipo entre fases en kV
El factor Ke depende de la forma que está conectado el sistema a tierra considerando la
falla de línea a tierra que produce la sobretensión en las fases no falladas.
De manera práctica se pueden utilizar los siguientes valores de Ke según la forma de
conexión del sistema a tierra:
• Sistemas con neutro sólidamente conectado a tierra, 8.0=eK
• Sistemas con neutro flotante o conectado a tierra a través de una alta impedancia,
0.1=eK [Enríquez Harper, p.432]
Con el valor calculado se procede a seleccionar los pararrayos basados en el estándar IEEE
C62.11, a través de la tabla 7.1:
80
Tabla 7.1 Valores Típicos de Voltaje Nominal de Pararrayos
Voltaje Nominal del pararrayo (kV rms)
MCOV (kV
rms)
Voltaje Nominal del pararrayo (kV rms)
MCOV (kV
rms)
3 2.55 144 115
6 5.1 168 131
9 7.65 172 140
10 8.4 180 144
12 10.2 192 152
15 12.7 228 180
18 15.3 240 190
21 17 258 209
24 19.5 264 212
27 22 276 220
30 24.4 288 230
36 29 294 235
39 31.5 312 245
45 36.5 196 318
48 39 420 335
54 42 444 353
60 48 468 372
72 57 492 392
90 70 540 428
96 76 564 448
108 84 576 462
120 98 588 470
132 106 612 485
[IEEE Std C62.11-1999, p.10]
81
7.5 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
Figura 7.5 Rehabilitación de transformadores de corriente
Para evaluar los transformadores de corriente se debe de conocer el nivel de aislamiento, la
corriente nominal, la corriente del secundario, la carga conectada al secundario, la precisión
y la corriente de falla máxima, según lo expuesto en la sección 4.1.2
Si lo transformadores de corriente cumplen con el nuevo escenario de generación, tomando
en cuenta los puntos mencionados anteriormente, se procederá a evaluar si el equipo se
82
encuentra aún condiciones aceptables de funcionamiento, de no ser así se deberá reemplazar
(ver figura 7.5).
En el caso de que el equipo no sea apto para funcionar bajo las nuevas condiciones de
generación, se procederá a seleccionar un nuevo equipo bajo el siguiente procedimiento:
7.5.1 CÁLCULO DE LA CORRIENTE NOMINAL
n
nn V
SI
3= (Ec. 7.2)
7.5.2 CÁLCULO DE LA CARGA CONECTADA AL SECUNDARIO
Se deberá de calcular todas las cargas conectadas al secundario tales como medidores,
relevadores, incluyendo las pérdidas en los conductores. Una vez conocida la carga del
secundario, se procede a seleccionar un transformador de corriente a partir de la tabla 7.2,
tomando en cuenta que el requisito mínimo es 0.3% [SIGET, 2000, p. 63]:
Tabla 7.2 Burden Característicos para un Secundario de 5 Amperios
Burden Resistencia
(Ω)
Inductancia
(mH)
Impedancia
(Ω)
Volt-Amperes
(a 5A)
Factor de
potencia
Burdens de Medición
B-0.1 0.09 0.116 0.1 2.5 0.9
B-0.2 0.18 0.232 0.2 5.0 0.9
B-0.5 0.45 0.58 0.5 12.5 0.9
B-0.9 0.81 1.04 0.9 22.5 0.9
B-1.8 1.62 2.08 1.8 45.0 0.9
Burdens de Protección
B-1 0.5 2.3 1.0 25 0.5
B-2 1.0 4.6 2.0 50 0.5
B-4 2.0 9.2 4.0 100 0.5
B-8 4.0 18.4 8.0 200 0.5
[IEEE Std C57.13-1993, p.18]
83
7.6 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL
Figura 7.6 Rehabilitación de transformadores de potencial
Para evaluar los transformadores de potencial se debe de conocer el nivel de aislamiento, el
voltaje del secundario, la carga conectada al secundario y la precisión.
Si lo transformadores de potencial cumplen con el nuevo escenario de generación, se
procederá a evaluar si el equipo se encuentra aún condiciones aceptables de
funcionamiento, de no ser así se deberá reemplazar (ver figura 7.6).
En el caso de que el equipo no sea apto para funcionar bajo las nuevas condiciones de
generación, se procederá a seleccionar un nuevo equipo bajo el siguiente procedimiento:
84
7.6.1 CÁLCULO DE LA RELACIÓN DE TRANSFORMACIÓN
undariovoltajeprimariovoltajecióntransformadelación
secRe = (Ec. 7.3)
Donde el voltaje primario se deberá escoger de la tabla 7.3, escogiéndose el valor más
cercano al voltaje nominal y un voltaje típico de 120V.
Tabla 7.3 Voltajes Característicos de Transformadores de Potencial
Voltaje
Primario Línea
a Línea (V)
Relación de
Transformación BIL (kV cresta)
120 1:1 10
240 2:1 10
300 2.5:1 10
120 1:1 30
240 2:1 30
300 2.5:1 30
480 4:1 30
600 5:1 30
2400 20:1 60
4200 35:1 75
4800 40:1 75
7200 60:1 110 ó 95
8400 70:1 110 ó 95
[IEEE Std C57.13-1993, p.26]
85
7.6.2 CÁLCULO DE LA CARGA CONECTADA AL SECUNDARIO
Se deberá de calcular todas las cargas conectadas al secundario tales como medidores,
relevadores, incluyendo las pérdidas en los conductores. Una vez conocida la carga del
secundario, se procede a seleccionar un transformador de potencial a partir de la tabla 7.4,
tomando en cuenta que el requisito mínimo es 0.3% [SIGET, 2000, p. 63]:
Tabla 7.4 Burden Característicos de Transformadores de Potencial
Características sobre Burdens Estándar Características sobre una base de 120 V
Designación Volt-
Amperes
Factor de
Potencia
Resistencia
(Ω)
Inductancia
(mH)
Impedancia
(Ω)
W 12.5 0.10 115.2 3.04 1152
X 25 0.70 403.2 1.09 576
Y 75 0.85 163.2 0.268 192
Z 200 0.85 61.2 0.101 72
ZZ 400 0.85 30.6 0.0503 36
M 35 0.20 82.3 1.07 411
[IEEE Std C57.13-1993, p.30]
86
7.7 BANCO DE BATERÍAS Y CARGADORES
Figura 7.7 Rehabilitación de banco de baterías y cargadores
Para la evaluación de este equipo es necesario considerar el voltaje de operación y los
diferentes equipos que se conectarán a él, por las posibles variaciones de carga según lo
expuesto en la sección 3.7 (ver figura 7.7).
En el caso de que los equipos no cumplan con alguno de estos parámetros, deberá optarse
por el reemplazo de éstos. Si dichos equipos cumplen con todo lo anterior se deberá de
verificar el estado general, y tomar una decisión sobre la continuidad o reemplazo de estos
equipos.
87
7.8 TRANSFORMADOR DE SERVICIO PROPIO
Figura 7.8 Rehabilitación de transformador de servicio propio
Para la evaluación de este equipo es necesario considerar el voltaje de operación y los
diferentes equipos que se conectarán a él, por las posibles variaciones de carga según lo
expuesto en la sección 3.8 (ver figura 7.8).
En el caso de que los equipos no cumplan con alguno de estos parámetros, o se modifique
el tipo de cargas como puede ser la inclusión de cargas trifásicas, deberá optarse por el
reemplazo de esto ó la adicción de nuevo equipo. Si dichos equipos cumplen con todo lo
anterior se deberá de verificar el estado general, y tomar una decisión sobre la continuidad o
reemplazo de estos equipos.
88
7.9 SISTEMA DE EXCITACIÓN
Generalmente es parte del generador, y existen diversos tipos según en la sección 5.1.1, por
lo tanto cuando se adquiere un nuevo generador es recomendable analizar cuidadosamente
este equipo, para determinar su aplicabilidad en el esquema de generación, aplicando los
principios mencionados en la sección 5.1.3
Figura 7.9 Rehabilitación de sistema de excitación
7.10 SISTEMA DE SINCRONISMO
Para la evaluación de este equipo se sugiere simplemente determinar si funcionará bajo las
nuevas condiciones de generación y si no es así reemplazarlo, debido a que es equipo
electrónico.
89
CAPÍTULO 8: ANÁLISIS DEL CASO PRÁCTICO CENTRAL MILINGO
En este capítulo se desarrolla la rehabilitación de la pequeña central hidroeléctrica Milingo. La Central aprovecha el caudal del río Acelhuate y se encuentra localizada en el Cantón
Milingo, del Municipio de Ciudad Delgado, a 5 ½ km de la ciudad capital, San Salvador,
con las características que se muestran en la tabla 8.1.
Tabla 8.1 Características técnicas de la central Milingo
Caudal de diseño 2.4 m3/sCaída bruta 39.04 mPotencia instalada 800 kVAGeneración anual promedio 2600 MWH
La casa de máquinas está diseñada para contener 3 grupos Turbina – Generador, de los
cuales solo 2 se encuentran físicamente en el lugar ya que el tercero fue objeto de daños
durante el conflicto armado.
Las turbinas cuentan con las características mostradas por la tabla 8.2:
Tabla 8.2 Características de cada turbina
Q 1.7 m3/sHneta 33.54 mPotencia 600 HPN 514 Rpm
Los generadores cuentan con las características mostradas por la tabla 8.3:
Tabla 8.3 Características de cada generador
MarcaTipoPotencia 400 kVAFactor de potenciaVoltaje 2300 VFrecuencia 60 HzRevoluciones 514 Rpm
0.8
Síncrono, Eje horizontalGeneral Electric
90
La subestación esta formada por tres transformadores monofásicos formando un banco
trifásico con una potencia de 250 kVA cada uno, de relación de voltaje de 23kV/2.3kV.
En todo proceso de rehabilitación, cuando se habla de la parte eléctrica, el generador es la
base de dicho proyecto, por lo tanto, es necesario examinar cuidadosamente la factibilidad
ya sea de repotenciarlo o adquirir una nueva unidad, basados en el aumento de la eficiencia
o el aumento de la potencia en el eje de la turbina, todo como resultado de un estudio previo
de las partes tanto civil como mecánica. Se hace la aclaración que la parte civil no se ha
considerado para este trabajo, y el aumento de generación solo refleja mejoras en la parte
mecánica.
8.1 GENERADOR
Partiendo del estudio realizado en el trabajo de graduación “Desarrollo y aplicación de una
metodología para la evaluación de pequeñas centrales hidroeléctricas” de los estudiantes de
ingeniería mecánica, se llegó a la conclusión que se utilizarán dos unidades, cada una con
las características mostradas por la tabla 8.4:
Tabla 8.4 Datos teóricos de nueva turbina
Q = 1.7 m3/sη = 0.88Hneta = 38.21 mPotencia = 560.76 Kw
751.69 HpNrecomendado 900 Rpm
De los datos de la tabla 8.4, se observa que la potencia en el eje de esta nueva turbina, es
mucho mayor que la que se puede generar con los equipos actuales, por lo tanto es
necesario escoger un nuevo equipo de generación.
Calculando el aumento de potencia generada por unidad, basado en la máxima potencia que
puede entregar el generador actual trabajando a factor de potencia unitario y eficiencia
98%, se obtiene:
91
37.1400
98.076.560=
×KW
KW
Se observa que el aumento de generación es del 37%, por lo cual se hace inviable la
repotenciación, ya que ésta se realiza para pequeños aumentos de generación, además se
considera que para equipos que fueron construidos antes de 1960 se puede obtener
solamente un aumento de aproximadamente un 15%. [IEEE 1147, 1991: p.15]
Con el dato anterior se buscó entre algunos fabricantes aquel generador que tuviera las
características adecuadas a los datos teóricos de la turbina, por lo que se tomó la decisión de
utilizar dos generadores con las características mostradas por la tabla 8.5:
Tabla 8.5 Características de los nuevos generadores
Potencia 504 KwF.P.N° de PolosVoltaje 4160 VFrecuencia 60 HzVelocidad 900 RPM
80.8
El voltaje de generación se escogió pensando en que el nuevo voltaje es más estándar,
además que se facilitaría la adquisición de mucho del equipo eléctrico. Igualmente, al
generar a mayor voltaje, se tiene una disminución en las pérdidas de energía durante su
paso por la red antes de ser entregada a la distribuidora.
8.2 SUBESTACIÓN ELEVADORA
La Pequeña Central Hidroeléctrica de Milingo, se encuentra conectada a la red de CAESS a
un circuito de 23kV, siendo actualmente su punto de entrega a 400 m de la sala de
máquinas.
92
Actualmente se cuenta con un banco de transformadores monofásicos constituidos por 3
unidades de 250 kVA, lo que hace un total de 750 kVA, en una conexión estrella en el lado
primario – delta en el secundario.
8.3 SELECCIÓN DEL TRANSFORMADOR
Para seleccionar el transformador es necesario calcular la potencia requerida, de la siguiente
manera:
kVAS g 6308.0
504==
kVAtotalS g 12606302 =×=
Partiendo del valor de 1260 kVA, se observa que es necesario un transformador trifásico de
1500 kVA, con relación de voltaje 4.16kV/23kV, dejando a un lado la subestación actual, la
cual es del tipo aérea y está montada sobre dos postes. La nueva subestación será reubicada
junto a la casa de máquinas, para facilitar el mantenimiento. En ese punto se encuentra
ubicada la antigua subestación la cual se dejó de utilizar debido al conflicto armado.
El transformador a adquirir deberá contar con las características mostradas en la tabla 8.6:
Tabla 8.6 Características del nuevo transformador
N° de FasesFrecuencia 60 HzPotencia 1500 kVAVoltaje Primario 22900 VConexión Primaria EstrellaVoltaje Secundario 4160 VConexión Secundaria DeltaImpedancia 6.5 %
3
Una vez conocidas las características de los generadores, y considerando una eficiencia de
98% para la transformación, la potencia máxima entregada a la red será:
93
kWPP tgTotal 84.98798.01008 =×=×= η
Calculando la corriente nominal de cada generador:
AkV
kVA 44.8716.43
630=
×
Haciendo un total a la salida de la barra de 174.88 A.
8.4 SELECCIÓN DE PARARRAYOS
Actualmente se cuenta con protección para sobrevoltaje en tres puntos:
• Generador:
o Voltaje Nominal del pararrayo: 3kV
o Tipo Distribución
• Subestación:
o Voltaje Nominal del pararrayo: 18kV
o Tipo Distribución
Debido a la modificación del voltaje de generación será necesario el reemplazo de los
pararrayos en los generadores, mientras que debido al reemplazo del transformador se
sugiere cambiar los pararrayos tipo distribución por pararrayos tipo subestación.
Para dimensionarlos correctamente, fue necesario calcular el voltaje nominal del pararrayo,
mediante el procedimiento descrito en la sección 7.4
En el caso de la subestación, debido a que el primario se encuentra con una conexión en
estrella sólidamente aterrizada, obtenemos lo siguiente:
VVnp 18400230008.0 =×=
94
En el caso del generador, este equipo tiene una conexión a tierra a través de una alta
impedancia, y por lo tanto, obtenemos lo siguiente:
VVnp 416041600.1 =×=
De igual forma para el caso de la protección contra sobrevoltaje en el lado de baja tensión
del transformador, ya que se encuentra en una conexión con neutro flotante, y por tanto se
obtiene lo siguiente:
VVnp 416041600.1 =×=
Con dichos valores se procede a seleccionar los pararrayos basados en la tabla 7.1, de la
cual se observa que para el caso de los pararrayos a colocarse en la subestación, serán de un
voltaje nominal de 21 kV, mientras que para los generadores serán de un voltaje de 6 kV,
todos del tipo subestación.
8.5 SELECCIÓN DE INTERRUPTORES
La central según se aprecia en el diagrama unificar cuenta con 3 interruptores, dos de ellos
situados a la salida de cada generador, con las características mostradas en la tabla 8.7.:
Tabla 8.7 Características de los interruptores para cada generador
IdentificadorVoltaje Nominal 12 kVN° de PolosCorriente Nominal 630 A
3
52-1 y 52-2
El tercero se encuentra a la salida de la barra de 2400 V y sus características se muestran en
la tabla 8.8:
95
Tabla 8.8 Características del interruptor a la salida de la barra de generación
IdentificadorVoltaje Nominal 12 KVN° de PolosCorriente Nominal 1200 A
3
52-0
El nuevo voltaje de generación es 4160V, y como puede apreciarse en las características de
los interruptores 52-1 y 52-2 el nivel de aislamiento permite trabajar a este nuevo voltaje.
Para conocer la capacidad de los nuevos interruptores será necesario calcular la corriente de
cortocircuito de la falla trifásica en cada generador.
CÁLCULO DE CORRIENTE DE FALLA
Los datos obtenidos de la empresa distribuidora de la zona de la central Milingo CAESS,
son los siguientes:
• Trifásica: 3,053 A
• Monofásica: 1784 A
• Bifásica: 2,654 A
Como se puede observar la falla trifásica es la que presenta el mayor valor de falla, por lo
que ésta será la base del estudio que a continuación se presenta.
Para determinar la impedancia del generador se tomó como referencia la tabla 8.9.:
Tabla 8.9 Valores de la reactancias de generadores en porcentaje
Reactancia subtransitoria Reactancia transitoria Reactancia permanenteTurboalternadores 44105 15-25 150-230Alternadores de polos salientes 15-25 25-35 70-120
[Cuaderno Técnico Schneider N° 158, 2000, p.21]
96
• Caracterización del sistema (ver figura 8.1):
G1
Zred Zt
Xg1 Xg2
G2 Figura 8.1 Diagrama de impedancias del sistema
Cálculo de las impedancias por unidad:
1500=kVAbase
..01233.03053233
15003
upjIsckVbase
kVAbaseZred =××
=××
=
Pasando a base del sistema la impedancia del nuevo transformador:
..065.015001500%5.6
%5.6
upj
Xt
=⎟⎠⎞
⎜⎝⎛×
=
Pasando a base del sistema la impedancia del nuevo generador:
..357.0630
1500%15
%15
upj
Xg
=⎟⎠⎞
⎜⎝⎛×
=
• Aplicando una falla en el lado de 23 kV (ver figura 8.2 y 8.3)
Figura 8.2 Diagrama de falla en el lado de 23 kV
97
Figura 8.3 Diagrama equivalente de falla en el lado de 23 kV
Encontrando la impedancia equivalente de los dos generadores:
jXeq 0117.0=
Calculando la corriente de cortocircuito:
..21.850117.0
0.1 upXeqVIsc ===
AIbase 65.37233
1500=
×=
AIbaseIscpuIsc 16.320865.3721.85 =×=×=
• Aplicando la falla en la barra del generador Nº 1 (ver figura 8.4 y 8.5)
G1
0.01233 j 0.065 j
0.357 j 0.357 j
G2 Figura 8.4 Diagrama equivalente de falla en el generador Nº 1
98
G1
0.07783 j
0.357 j 0.357 j
G2
Figura 8.5 Diagrama equivalente de falla en el generador Nº 1
Calculando al corriente de cortocircuito:
..45.18054198.0
0.1 upXeqVIsc ===
AXeqVIsc 384118.20845.18
054198.00.1
=×===
Aportación de cada generador
..801.2357.00.1 up
XgVIscg ===
AIbaseIscIsc redred 14.583=×=
Como se puede observar una falla en el generador 2, tendrá las mismas características que
las presentadas en el cálculo anterior, debido a que los dos generadores son iguales.
Dados los resultados anteriores se puede observar que los interruptores actuales para cada
generador cumplen con los nuevos requisitos dado que la corriente nominal de los nuevos
generadores es de 87.4 A, y la corriente nominal de los interruptores es 630 A. De la misma
forma la capacidad interruptiva es muy superior a los 3,841 A que circularán durante el
cortocircuito en la barra.
Actualmente CECSA para la planta de Milingo, ha adquirido dos nuevos interruptores, uno
para cada generador, con las características mostradas en la tabla 8.10.:
99
Tabla 8.10 Características de los nuevos interruptores para cada generador
MarcaIdentificadorVoltaje Nominal 5 kVN° de PolosCorriente Nominal 1200 ACapacidad Interruptiva 50 kA
3
52-1 y 52-2ABB
Analizando los interruptores anteriores, se observa que igualmente cumplen las
características necesarias para proteger los equipos de generación.
El tercer interruptor a petición de CECSA deberá ser colocado en la línea de 23KV, y por lo
tanto deberá cumplir con las condiciones descritas en el cálculo de corriente de falla en lado
de 23KV, y deberá tener las características mostradas en la tabla 8.11:
Tabla 8.11 Características del nuevo interruptor para la línea de 23 kV
MarcaIdentificadorVoltaje Nominal 27 kVN° de PolosCorriente Nominal 1200 ACapacidad Interruptiva 16 kA
3
52-0ABB
8.6 SELECCIÓN DE LAS CUCHILLAS
Actualmente según se muestra en el diagrama unifilar de la pequeña central se cuenta con
3 juegos de cuchillas, dos de ellas para los generadores y la tercera a la salida de la barra de
2.4 kV, todas ellas con las siguientes características:
• Voltaje nominal:
o 12 kV
• Corriente Nominal:
o 630 A
• Tripolares
100
Analizando las nuevas condiciones de generación dichos elementos cumplen con las
características técnicas, sin embargo antes de someterlas a dichos cambios deben ser
sometidas a un trabajo de mantenimiento para garantizar una segura operación.
8.7 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE INSTRUMENTO
8.7.1 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE CORRIENTE
La pequeña central hidroeléctrica Milingo cuenta con un transformador de corriente para
cada unidad y otro a la entrada del banco de transformadores. Estos equipos poseen las
características mostradas en la tabla 8.12 y 8.13:
Tabla 8.12 Características de transformadores de corriente asociados a las unidades
N° de FasesFrecuencia 60 HzCorriente primaria 150 AConexión PrimariaCorriente Secundario 5 AConexión SecundariaNivel de Aislamiento 5 kV
Delta Abierta
Delta Abierta
1
Tabla 8.13 Característica de transformador de corriente asociado a la barra de 2.4 kV
N° de FasesFrecuencia 60 HzCorriente primaria 300 ACorriente Secundario 5 ANivel de Aislamiento 5 kV
1
101
CÁLCULO DE LAS CARACTERÍSTICAS NECESARIAS DE LOS
TRANSFORMADORES DE CORRIENTE ASOCIADOS A LAS UNIDADES
o La corriente nominal de cada generador es la siguiente:
( )16.43630
=gI
AI g 4.87=
Los transformadores de corriente con los que se cuenta actualmente tienen una relación de
150:5 A. Esta relación cumple con el dato de corriente nominal del generador.
o Nivel de aislamiento
El voltaje aplicado entre las terminales del primario de los transformadores de
corriente es de 4.16 kV, por lo tanto se debe de tener un nivel de aislamiento de 5
kV o mayor.
o Precisión
La tabla 8.4 muestra la carga conectada al secundario de los transformadores de
corriente:
Tabla 8.14 Carga conectada al secundario de los transformadores de corriente
Relevador multifunción(SIPROTEC)Relevador de flujo inverso(SEG xp2r)Medidor de señalización 0.5 VAConductor 0.35 VATotal 1.25 VA
VA
0.1 VA
0.3
o Cálculo de la carga del conductor utilizado en el secundario:
La carga se calculará a través de la siguiente ecuación:
102
KALIS 2= (Ec. 8.1)
Considerando el calibre del conductor AWG #14 (6.258 mm2) cobre
Donde 257mmmk
Ω=
( )( )258.657
55 2
=S
VAS 35.0=
Con el burden total conectado al secundario según la tabla 7.2, se escoge un
transformador de corriente con un burden de 2.5 VA como mínimo, y una precisión
de 0.3% [SIGET, 2000, p.63]
CÁLCULO DE LAS CARACTERÍSTICAS NECESARIAS DEL
TRANSFORMADOR DE CORRIENTE ASOCIADOS A LA BARRA DE 4.16
KV
o La corriente nominal a la salida de la barra de 4.16 kV:
b
bb V
SI
3=
( )16.431260
=bI AI b 8.174=
El transformador de corriente con que se cuenta actualmente tiene una relación de
300:5 A. Esta relación cumple con el dato de corriente nominal de la barra.
o Nivel de aislamiento
El voltaje aplicado entre las terminales del primario del transformador de corriente
es 4.16 kV, por lo tanto se debe de tener un nivel de aislamiento de 5 kV o mayor.
103
o Precisión:
La tabla 8.15 muestra la carga conectada al secundario del transformador de
corriente:
Tabla 8.15 Carga conectada al secundario del transformador de corriente
Medidor de señalización 0.5 VAConductor 0.35 VATotal 0.85 VA
o Cálculo de la carga del conductor utilizado en el secundario:
La carga se calculará a través de la ecuación 8.1:
Considerando el calibre del conductor AWG #14 (6.258 mm2) cobre
Donde 257mmmk
Ω=
( )( )258.657
55 2
=S VAS 35.0=
Con el burden total conectado al secundario según la tabla 8.15, se escoge un
transformador de corriente con un burden de 2.5 VA como mínimo, y una precisión
de 0.3% [SIGET, 2000, p.63].
8.7.2 SELECCIÓN DE TRANSFORMADORES DE POTENCIAL
La pequeña central hidroeléctrica Milingo cuenta con un transformador de potencial en la
barra de 2.4 kV con las características mostradas en la tabla 8.16:
104
Tabla 8.16 Características del transformador de potencial
N° de FasesFrecuencia 60 HzVoltaje primario 2400 VConexión PrimariaVoltaje Secundario 120 VConexión SecundariaNivel de Aislamiento 5 kV
Delta Abierta
Delta Abierta
1
CÁLCULO DE LAS CARACTERÍSTICAS NECESARIAS DEL
TRANSFORMADOR DE POTENCIAL ASOCIADO A LA BARRA DE 4.16
KV
o Voltaje nominal a la salida de la barra de 4.16 kV:
El transformador de potencial con que se cuenta actualmente tiene una relación de
2400:120 V. Esta relación no cumple con la relación de voltaje requerida. La nueva
relación de voltaje deberá ser 4200:120 V es decir 35:1 (ver tabla 7.3)
o Nivel de aislamiento:
El voltaje aplicado entre las terminales del primario del transformador de voltaje es
4.16 kV, por lo tanto se debe de tener un nivel de aislamiento de 5 kV o mayor.
o Precisión:
En la tabla 8.17 se detalla la carga conectada al secundario del transformador de
potencial.
Tabla 8.17 Carga conectada al secundario del transformador de potencial
Relevador multifunción(SIPROTEC)Relevador de flujo inverso(SEG xp2r)Medidor 20 VAEquipo de sincronismo 10 VATotal 31.3 VA
VA1
VA0.3
105
Con la carga total conectada al secundario del transformador, según la tabla 7.4, se
escoge un transformador de voltaje con un burden de 75 VA como mínimo, y una
precisión de 0.3% [SIGET, 2000, p.63], y una relación de transformación de 35:1.
8.8 SELECCIÓN DE TRANSFORMADOR DE SERVICIO PROPIO
En el caso de la Central Milingo, el servicio propio está formado por 2 transformadores
monofásicos, uno de 37.5 kVA y otro de 15 kVA formando un banco trifásico con conexión
Delta Abierta en el primario y Delta Abierta en el secundario, como se muestra en la figura
8.6:
Figura 8.6 Conexión de Transformadores de servicio propio
106
El lado primario del Banco de transformadores está conectado directamente a la barra de
2400 V para luego obtener un voltaje secundario de 240/120 V, el cual alimenta las casas de
los operadores y el alumbrado de la central.
Debido a que cambiará el voltaje de generación, es necesario cambiar ambos
transformadores por equipos con una relación 4160 V / 240V. Se ha elegido mantener la
potencia de ambos transformadores dado que están trabajando en óptimas condiciones y,
además, anteriormente tenían conectados motores que manejaban las compuertas.
8.9 BANCOS DE BATERÍAS Y CARGADORES
Las características del cargador de baterías se presentan en la tabla 8.18:
Tabla 8.18 Características del cargador de baterías
Entrada 120 VacCorriente de Trabajo 5 ANúmero de FasesSalida 24 VdcCorriente de Salida 10 ANúmero de BateríasVoltaje de Baterías 12 Vdc
2
1
El banco de baterías es utilizado para la alimentación de los siguientes equipos:
• SIPROTEC.
• Relevador.
• Interruptores.
Tomando en cuenta que la carga no aumentará y que las baterías se encuentran en buen
estado se podrá seguir utilizando dicho equipo, aunque se recomienda evaluar el estado del
Cargador por parte del personal de CECSA.
107
8.10 ANÁLISIS FINANCIERO
Tomando en cuenta los detalles técnicos presentados en las secciones anteriores se
desprende la inversión inicial mostrada en la tabla 8.19, la cual comprende la sustitución de
equipo, y montaje de los mismos. Dicha inversión considera tanto los aspectos eléctricos
como mecánicos, sin tomar en cuenta modificaciones a la obra civil, ya que no se encuentra
dentro del alcance del trabajo.
Tabla 8.19 Desarrollo de la inversión inicial
Precio Unitario No. Unidades TotalVálvulas con contrapeso 7,500.00$ 2 15,000.00$ Turbina 63,240.00$ 2 126,480.00$ Generador 41,937.50$ 2 83,875.00$ Interruptor 20,000.00$ 1 20,000.00$ Transformador 35,000.00$ 1 35,000.00$ Pararrayos alta tensión 624.00$ 3 1,872.00$ Pararrayos baja tensión 354.00$ 9 3,186.00$ TC 809.78$ 9 7,288.02$ TP 1,597.62$ 3 4,792.86$ Transformador de servicio propio 15KVA 900.00$ 1 900.00$ Transformador de servicio propio 37.5KVA 2,500.00$ 1 2,500.00$ Montaje Civil 10,000.00$ 2 20,000.00$ Montaje Electromecánico 10,000.00$ 2 20,000.00$
340,893.88$
Inversion Inicial
Para realizar dicha inversión es necesario analizar el caso a través de un préstamo bancario
con un requerimiento del 30% de capital propio y el resto de fondos a través del mismo. Las
condiciones del préstamo son las que se muestran en la tabla 8.20:
108
Tabla 8.20 Condiciones bancarias
Tasa de interés del Banco 8.5%
Inversión 340,893.88$
Préstamo 238,625.72$
Capital Propio 102,268.16$
Anualidad 28,735.42$
Números de años del préstamo 15
A continuación se detalla el cálculo de la anualidad durante el período del préstamo, dicha
anualidad fue calculada mediante la ecuación 8.2 y los cálculos son presentados en la tabla
8.21:
( )( ) ⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡
−++×
×=11
1t
t
iiiCAnualidad (Ec. 8.2)
( )( )
42.735,28$1085.01
085.01085.072.625,238 15
15
=⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
−++×
×=Cuota
Tabla 8.21 Desarrollo de la anualidad
Año Anualidad Intereses Pago a Capital Saldo0 0 0 0 238,625.72$ 1 28,735.42$ 20,283.19$ 8,452.23$ 230,173.48$ 2 28,735.42$ 19,564.75$ 9,170.67$ 221,002.81$ 3 28,735.42$ 18,785.24$ 9,950.18$ 211,052.63$ 4 28,735.42$ 17,939.47$ 10,795.95$ 200,256.69$ 5 28,735.42$ 17,021.82$ 11,713.60$ 188,543.08$ 6 28,735.42$ 16,026.16$ 12,709.26$ 175,833.83$ 7 28,735.42$ 14,945.88$ 13,789.54$ 162,044.28$ 8 28,735.42$ 13,773.76$ 14,961.65$ 147,082.63$ 9 28,735.42$ 12,502.02$ 16,233.40$ 130,849.23$
10 28,735.42$ 11,122.18$ 17,613.23$ 113,236.00$ 11 28,735.42$ 9,625.06$ 19,110.36$ 94,125.64$ 12 28,735.42$ 8,000.68$ 20,734.74$ 73,390.90$ 13 28,735.42$ 6,238.23$ 22,497.19$ 50,893.71$ 14 28,735.42$ 4,325.97$ 24,409.45$ 26,484.26$ 15 28,735.42$ 2,251.16$ 26,484.26$ (0.00)$
109
Como parte del análisis se consideró un período de depreciación de 15 años utilizando el
modelo lineal, dando como resultado lo mostrado en la tabla 8.22:
Tabla 8.22 Tabla de depreciación de los equipos
Precio Unitario No. Unidades Total N° de Años Depreciación AnualVálvulas con contrapeso 7,500.00$ 2 15,000.00$ 15 1,000.00$ Turbina 63,240.00$ 2 126,480.00$ 15 8,432.00$ Generador 41,937.50$ 2 83,875.00$ 15 5,591.67$ Interruptor 20,000.00$ 1 20,000.00$ 15 1,333.33$ Transformador 35,000.00$ 1 35,000.00$ 15 2,333.33$ Pararrayos altos 624.00$ 3 1,872.00$ 15 124.80$ Pararrayos baja 354.00$ 9 3,186.00$ 15 212.40$ TC 809.78$ 9 7,288.02$ 15 485.87$ TP 1,597.62$ 3 4,792.86$ 15 319.52$ Transformador de servicio propio 15KVA 900.00$ 1 900.00$ 15 60.00$ Transformador de servicio propio 37.5KVA 2,500.00$ 1 2,500.00$ 15 166.67$
20,059.59$ TOTAL DE DEPRECIACIÓN
Para el detalle los ingresos por la generación se consideran únicamente el aumento de
generación que se obtiene como producto de la rehabilitación, de la manera presentada en la
tabla 8.23:
110
ENE
FEB
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ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC
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3.4
333.
336
6.9
400.
845
8.0
399.
544
5.0
417.
134
2.1
324.
3To
tal.
C/F
S [M
W-H
r] (9
5%)
276.
124
1.7
293.
231
1.0
343.
237
4.1
428.
537
3.7
415.
339
0.2
319.
330
3.4
Tota
l. C
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(98%
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249.
330
2.5
320.
935
4.1
385.
944
2.0
385.
542
8.5
402.
532
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313.
0E
jerc
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6 [M
W-H
r]21
4.2
186.
323
1.3
236.
624
9.1
269.
929
0.8
255.
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7.0
282.
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.3%
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%36
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nier
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ica
111
Con toda la información anterior se procede a generar el flujo de caja con el que se
analizará la inversión mediante de la Tasa Interna de Retorno. El análisis se ha hecho para
un período de 20 años y considerando un valor de rescate de $150,446.94 por los equipos
adquiridos, según se muestra en las tablas 8.24 y 8.25.
112
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)$
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)$
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)$
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9.13
)$
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)$
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)$
(1
8,78
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)$
(1
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2.80
)$
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0.49
)$
(2
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0.49
)$
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)$
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0.49
)$
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$
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77.9
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18.1
1$
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,352
.31
$
57,9
08.4
1$
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,641
.48
$
74,6
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8$
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,641
.48
$
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41.4
8$
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$
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a 8.
25 F
lujo
de
caja
año
10
– añ
o 20
114
115
CONCLUSIONES
• La rehabilitación de una pequeña central hidroeléctrica pretende mejorar su
eficiencia y esto se puede alcanzar a través de mejoras en componentes civiles,
mecánicas y eléctricas.
• El desarrollo de una metodología es útil a la hora de evaluar proyectos de esta
índole, ya que permite tomar en cuenta todos los aspectos importantes y es una base
para la toma de decisiones sobre la realización del proyecto.
• Es necesario realizar una serie de pruebas para determinar el estado actual de los
equipos y definir si se adaptan al nuevo perfil de generación. Los resultados sirven
como base para la toma de decisiones sobre continuar con el equipo actual
realizándole mejoras o reemplazándolos.
• Es necesario realizar un estudio de factibilidad técnico y un estudio de factibilidad
económico para poder determinar la viabilidad de realizar un proyecto de este tipo,
ya que realizar solamente uno de ellos puede llevar a un error en la toma de
decisión, pues es necesario que ambos den resultados positivos.
• Este tipo de proyecto se encuentra sujeto a las leyes y a la disposición de las
distribuidoras para la compra de la energía generada, lo que resulta en riesgo
inherente que no es posible medir ni técnica ni económicamente.
• En el caso de la pequeña central Milingo queda demostrado que es técnicamente
viable un aumento de generación mediante el reemplazo de equipos claves, lo que
conlleva a un aumento de generación anual, dando como resultado, una TIR del
47% y un tiempo de recuperación inferior a 3 años mostrando que resulta factible
desde el punto de vista económico la realización del proyecto.
116
117
RECOMENDACIONES
• Es recomendable hacer un estudio de la obra civil debido a que la rentabilidad del
proyecto lo permite.
• Se recomienda seguir el ejemplo de otras pequeñas centrales que utilizan los
desechos sólidos captados en las rejillas de filtración para el procesamiento y
fabricación de postes delimitadores manteniendo un mejor aseo y aumentando así
el ingreso neto de la central.
• Es recomendable luego de realizar las mejoras a la central llevar a cabo un proceso
de automatización mediante la implementación la medidores de nivel de agua en el
mini-embalse con el objetivo de hacer un mejor uso del recurso hídrico así como
también la sincronización y la operación del resto de equipos presentes en la central.
• Se recomienda siempre que se realicen mejores en las partes mecánicas considerar
mejoras en la parte eléctrica realizando un único estudio.
• Se recomienda que se fomente a través de leyes la inversión en este tipo de
proyectos debido al bajo impacto ambiental que producen comparado con fuentes
de recursos no renovables.
118
119
BIBLIOGRAFÍA
ABB, [2003], Testing of power transformers, Zürich.
Department of the Army TM 5686, [1998], Power Transformer Maintenance and
Acceptance Testing, Washington D.C.
Dirección general de energía, [1998] Introducción, Manual de la pequeña hidráulica, 16-24.
Enríquez Harper, [2000], Elementos de Diseño de Subestaciones Eléctricas, México.
IEEE 421.1-1986 IEEE Standard Definitions for Excitation Systems for Synchronous
Machines
IEEE Std 1010-1987 Guide for Control of Hydroelectric Power Plants
IEEE Std 1020-1988 IEEE Guide for Control of Small Hydroelectric Power Plants
IEEE Std 1147-1991 IEEE Guide for the Rehabilitation of Hydroelectric Power Plants
IEEE Std C57.104-1991 IEEE Guide for the Interpretation of Gases Generated in Oil-
Immersed Transformers
IEEE Std C57.13-1993 IEEE Standard Requirements for Instrument Transformers
IEEE Std C37.102-1995 IEEE Guide for AC Generator Protection
IEEE Std 115-1995 IEEE Guide: Test Procedures for Synchronous Machines
IEEE Std 112-1996 IEEE Standard Test Procedure for Polyphase Induction Motors and
Generators
120
IEEE Std C57.12.00-2000, IEEE Standard General Requirements for Liquid-Immersed
Distribution, Power, and Regulating Transformers
IEEE Std 242-2001, IEEE Recommended Practice for Protection and Coordination of
Industrial and Commercial Power Systems
IEEE Std C57.106-2002, IEEE Guide for Acceptance and Maintenance of Insulating Oil in
Equipment
Schneider Electric, [2000], Cálculo de corrientes de cortocircuito, Barcelona.
Schneider Electric, [2003], Protecciones eléctricas en media tensión, Barcelona.
Schneider Electric, [2005], Cahier technique no. 18 Analysis of three-phase networks in
disturbed operating conditions using symmetrical components, Francia.
SIGET, [2000], Normas técnicas de diseño, seguridad y operación de las instalaciones de
distribución eléctrica.
ANEXO A
A-1
ANEXO A: CÁLCULO DE CORRIENTE DE FALLA TRIFÁSICA POR EL
MÉTODO POR UNIDAD
El diseño, la planificación y operación de los sistemas eléctricos, requieren de estudios que
evalúen el comportamiento, confiabilidad y seguridad. El cálculo de la corriente de falla o
cortocircuito es uno de éstos. Existen varios métodos de realizar el cálculo, pero a
continuación se explicará el método por unidad.
Cada elemento que compone el sistema eléctrico de potencia a analizar, tiene su modelo
que describe su comportamiento ante una corriente de falla, es esencial saber los
parámetros de cada uno de ellos para tener resultados satisfactorios. A continuación se
describe el modelo cada uno de los elementos:
• Generador: Se modela como una fuente de voltaje con valor 1.0 p.u en serie con una
reactancia. El valor de la reactancia depende del tiempo que se quiera analizar el
cortocircuito.
Reactancia subtransitoria (Xd”): Limita la amplitud de la corriente de falla en el primer
ciclo después de ocurrido el cortocircuito. Esta se define como el valor de reactancia de
estator en el intervalo de tiempo transcurrido entre el instante en que se produce la falla y
0.1 segundos. Reactancia transitoria
(Xd’): Limita la corriente de falla después de varios ciclos de producido el cortocircuito. Se
define como la reactancia que presenta el generador en el intervalo de tiempo transcurrido
entre 0.5 a 2 segundos.
Reactancia sincrónica (Xd): Limita la amplitud de la corriente de falla una vez que se ha
alcanzado estado estacionario.
• Transformador: Se modela como la impedancia de cortocircuito de este equipo. Este
valor viene dado en la placa característica del transformador.
A-2
• Red eléctrica: El modelo de la red eléctrica es una impedancia constante referida al
punto de conexión con el sistema. Es decir la impedancia equivalente de Thevenin
en ese punto.
• Motor síncrono: Debido a que su inercia lo mantiene girando, este tiene un aporte a
la corriente de falla de la misma manera que un generador síncrono. Su
representación y modelo es el mismo al anteriormente descrito.
• Motor asíncrono: La corriente de cortocircuito aportada por un motor de inducción,
está limitada solamente por su reactancia subtransitoria, X”d. Este valor es similar a
la reactancia de rotor bloqueado del motor. En el caso de motores de inducción de
alta potencia que trabajen con resistencia externa conectada al rotor, su contribución
al cortocircuito se puede despreciar.
Una vez se tiene definido el modelo de los elementos de la red con sus valores, se puede
proceder a dibujar el diagrama unifilar. Una vez se tiene el diagrama, es necesario escoger
una potencia base y un voltaje base para convertir los valores de los modelos propios de
cada elemento, a valores en por unidad del sistema según la siguiente ecuación:
2
.. ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
nuevo
dada
dada
nuevadadaupnuevaup kVA
kVAMVAMVAZZ (Ec. A-1.1)
Una vez se tiene el diagrama unifilar con las impedancias de los elementos en una base
común, se puede proceder a combinar estas impedancias en serie y paralelo, hasta obtener
un equivalente en el cual se muestre una impedancia en seria con una fuente de voltaje.
Procediendo luego a calcular la corriente de falla en por unidas, de la siguiente manera:
up
upup Z
VI
.
.. = (Ec. A-1.2)
A-3
Luego el valor en por unidad se convierte a amperios según la formula:
baseupsc III ×= . (Ec. A-1.3)
donde:
nueva
nuevabase kV
MVAI3
= (Ec. A-1.4)
ANEXO B
B-1
ANEXO B: REALIZACIÓN DE UN FLUJO DE CAJA
Se entiende por Flujo de Caja o Flujo de Fondos los movimientos de entradas y salidas de
caja o efectivo en un período dado. El control del flujo de caja es un método sencillo que
sirve para proyectar las necesidades futuras de efectivo. Es un estado de resultados que
abarca períodos de tiempo futuros y que ha sido modificado para mostrar solamente el
efectivo: los ingresos y los egresos de efectivo, y el saldo al final de períodos de tiempo
determinados. Es una excelente herramienta, porque sirve para predecir las necesidades
futuras de efectivo antes de que surjan.
El estudio de los flujos de caja dentro de una empresa, puede ser utilizado para determinar:
• Problemas de liquidez. Se pueden afrontar problemas de liquidez al no tener
disponible dinero en efectivo o activos financieros fácilmente convertibles en
dinero. La Liquidez es una de las características que definen una inversión junto con
la seguridad y la rentabilidad. Una compañía puede tener problemas de efectivo, aun
siendo rentable y segura. Por lo tanto permite anticipar los saldos en dinero.
• La viabilidad de proyectos de inversión, los flujos de fondos son la base de cálculo
del Valor Actual Neto y de la Tasa Interna de Retorno.
• La rentabilidad o crecimiento de un negocio cuando se entiende que las normas
contables no representan adecuadamente la realidad económica.
En el caso práctico, se realizará el flujo de caja para establecer si el proyecto de
rehabilitación de una Pequeña Central Hidroeléctrica es viabilidad, es decir para determinar
la viabilidad del proyecto.
ELABORACIÓN DE UN FLUJO DE CAJA:
Usualmente se trata de una matriz con columnas y filas. En las columnas se disponen los
períodos (mensual, semestral, anual, etc.) y en las filas los ingresos y las salidas de dinero.
B-2
• Ingresos: Es todo el dinero que ingresa a la empresa producto de su actividad
productiva o de servicios, o producto de la venta de activos.
• Salidas: Es todo el dinero que sale de la empresa y que son necesarios para llevar a
cabo su actividad productiva. Incluye los costes variables y fijos.
Al recurrir a un préstamo bancario para financiar el proyecto, la empresa debe asumir el
costo financiero que está asociado a todo proceso de otorgamiento de créditos, el cual, tiene
un efecto negativo sobre las utilidades y, por lo tanto, positivo sobre el impuesto. Es decir,
genera un ahorro tributario al reducir las utilidades contables sobre las cuales se calcula el
impuesto.
Por otra parte, incorporar el préstamo como un ingreso en el flujo de caja del inversionista
en el momento cero, hace que la inversión se reduzca de manera tal, que el valor resultante
corresponde al monto de la inversión que debe ser financiada con recursos propios.
La rentabilidad del inversionista se calculará comparando la inversión que deberá financiar
con el remanente del flujo de caja que queda después de servir el crédito, es decir, después
de pagar los intereses y de amortizar la deuda.
Con todo esto en mente se procede a elaborar el flujo de caja para un número determinado
de años. Lo primero es poner, como se dijo anteriormente, los años de evaluación del
proyecto en las columnas, y en las filas los ingresos y egresos del proyecto a analizar.
Todos los ingresos se muestran con signo positivo y los egresos con signo negativo. Dentro
de los ingresos tenemos: venta del bien que se produce y valor de rescate de la maquinaria
utilizada (luego del análisis en el tiempo). Dentro de los egresos tenemos: Pago de intereses
y a Capital (en caso de haber solicitado un préstamo para la realización del proyecto), y
finalmente los Impuestos.
La tabla siguiente muestra de manera resumida, los aspectos necesarios a tomar en cuenta y
su influencia en el flujo de caja.
B-3
Tabla B.1 Flujo de Caja
AÑOS X INGRESOS Venta de bien Producido + Valor de Rescate + TOTAL DE INGRESOS = Σ EGRESOS Interéses - Depreciación - TOTAL DE EGRESOS = Σ
Utilidad Bruta = Σ
(Ingresos + Egresos)
Impuestos - Utilidad Neta = Σ Pago a Capital - Depreciación + Inversión + Préstamo + FLUJO NETO = Σ
La suma de todos los ingresos y egresos da como resultado el flujo de caja del proyecto por
año. Éste valor nos da una idea de las necesidades de efectivo que tendremos en el futuro.
ANEXO C
C-1
ANEXO C: DIAGRAMA UNIFILAR