operacion y mantenimiento de centrales hidroelectricas

INGENIERÍA MECÁNICA – IX CICLO

ING. MECÁNICA

OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 2015

INGENIERÍA DE MANTENIMIENTO Página 2

INGENIERÍA DE

MANTENIMIENTO

E.A.P. INGENIERÍA MECÁNICA

TEMA: OPERACIONES Y MANTENIMIENTO DE

CENTRALES HIDROÉLECTRICAS

DONCENTE: ING. IVO MARILUZ

ALUMNOS:

CAVERO ORTEGA JOSE

GONZALES QUINTANA POOL

PRETEL DIAZ CHARLTON

SICCHA MACHADO SIMAEL



I. INDICE

1. Índice.

2. Introducción

3. Objetivos generales y específicos. 4. Descripción de la infraestructura 5. Descripción de los procesos de operación.

6. Características técnicas de funcionamiento 7. Aplicaciones del tema propuesto en la actividad industrial o de servicios

8. Proceso de mantenimiento correctivo y preventivo y predictivo

9. Cuadro de fallas posibles y de las acciones correctivas a aplicarse

10. Observaciones y sugerencias para optimizar los procesos y el mantenimiento.

11. Cálculo de los principales parámetros de los procesos de operación y de

mantenimiento.

12. Fuentes de información y bibliografía especificadas.



II. INTRODUCCIÓN

Centrales eléctricas

Definición de central eléctrica

Una central eléctrica es una instalación capaz de convertir la energía mecánica en energía eléctrica.

Las principales fuentes de energía son el agua, el gas, el uranio, el viento y la energía solar. Estas fuentes de energía primaria para mover los álabes de una turbina, que a su vez está conectada en un generador eléctrico.

Hay que tener en cuenta que hay instalaciones de generación donde no se realiza la transformación de energía mecánica en electricidad como, por ejemplo:

Los parques fotovoltaicos, donde la electricidad se obtiene de la transformación directa de la radiación solar.

Las pilas de combustible o baterías, donde la electricidad se obtiene directamente a partir de la energía química.

Central Térmica de Ciclo Combinado San Adrian

Tipos de centrales eléctricas

Una buena forma de clasificar las centrales eléctricas es haciéndolo en función de la fuente de energía primaria que utilizan para producir la energía mecánica necesaria para generar electricidad:

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/i.-la-energia-y-los-recursos-energeticos


http://172.29.83.155:8180/opencms/opencms/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/i.-la-energia-y-los-recursos-energeticos



http://172.29.83.155:8180/opencms/opencms/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/v.-funcionamento-basico-de-generadores

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/xii.-las-centrales-solares




http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/ii.-la-naturaleza-electrica-de-la-materia



Centrales hidroeléctricas: el agua de una corriente natural o artificial, por el efecto de un desnivel, actúa sobre las palas de una turbina hidráulica.

Centrales térmicas convencionales: el combustible fósil (carbón, fueloil o gas) es quemado en una caldera para generar energía calorífica que se aprovecha para generar vapor de agua. Este vapor (a alta presión) acciona las palas de una turbina de vapor, transformando la energía calorífica en energía mecánica.

Centrales térmicas de ciclo combinado: combina dos ciclos termodinámicos. En el primero se produce la combustión de gas natural en una turbina de gas, y en el segundo, se aprovecha el calor residual de los gases para generar vapor y expandirlo en una turbina de vapor.

Centrales nucleares: la fisión de los átomos de uranio libera una gran cantidad de energía que se utiliza para obtener vapor de agua que, a su vez, se utiliza en un grupo turbina-alternador para producir electricidad.

Centrales eólicas: la energía cinética del viento se transforma directamente en energía mecánica rotatoria mediante un aerogenerador.

Centrales termoeléctricas solares: la energía del Sol calienta un fluido que transforma en vapor otro segundo fluido, que acciona la turbina-alternador que consigue el movimiento rotatorio y así, generar electricidad.

Centrales de biomasa o de residuos sólidos urbanos (RSU): utilizan el mismo esquema de generación eléctrica que una central térmica convencional. La única diferencia es el combustible utilizado en la caldera, que proviene de nuestros residuos.

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del agua almacenada y convertirla, primero en energía mecánica y luego en eléctrica.

El esquema general de una central hidroeléctrica puede ser: Esquema Central Hidroeléctrica.

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/xi.-las-centrales-hidroelectricas

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/viii.-las-centrales-termicas-convencionales


http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/ix.-las-centrales-termicas-de-ciclo-combinado

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/x.-las-centrales-nucleares

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/x.-las-centrales-nucleares

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/xiii.-las-centrales-eolicas


http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/xiii.-las-centrales-eolicas

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/xi.-las-centrales-hidroelectricas

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/xiv.-las-centrales-de-biomasa

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/produccion-de-electricidad/xiv.-las-centrales-de-biomasa

http://thales.cica.es/rd/Recursos/rd99/ed99-0226-01/hidroelectrica.html

http://thales.cica.es/rd/Recursos/rd99/ed99-0226-01/hidroelectrica.html



Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina una cierta energía potencial acumulada. El paso del agua por la turbina desarrolla en la misma un movimiento giratorio que acciona el alternador y produce la corriente eléctrica.

Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son evidentes:

a. No requieren combustible, sino que usan una forma renovable de energía, constantemente repuesta por la naturaleza de manera gratuita.

b. Es limpia, pues no contamina ni el aire ni el agua. c. A menudo puede combinarse con otros beneficios, como riego, protección

contra las inundaciones, suministro de agua, caminos, navegación y aún ornamentación del terreno y turismo.

d. Los costos de mantenimiento y explotación son bajos. e. Las obras de ingeniería necesarias para aprovechar la energía hidráulica

tienen una duración considerable. f. La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura, que puede

ponerse en marcha y detenerse con rapidez y requiere poca vigilancia siendo sus costes de mantenimiento, por lo general, reducidos.

Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas:

a. Los costos de capital por kilovatio instalado son con frecuencia muy altos. b. El emplazamiento, determinado por características naturales, puede estar

lejos del centro o centros de consumo y exigir la construcción de un sistema de transmisión de electricidad, lo que significa un aumento de la inversión y en los costos de mantenimiento y pérdida de energía.

c. La construcción lleva, por lo común, largo tiempo en comparación con la de las centrales termoeléctricas.

d. La disponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estación y de año en año.

Tipo de Centrales Hidroeléctricas

Central Hidroeléctrica de Pasada

Una central de pasada es aquella en que no existe una acumulación apreciable de agua "corriente arriba" de las turbinas. En una central de este tipo las turbinas deben aceptar el caudal disponible del río "como viene", con sus variaciones de estación en estación, o si ello es imposible el agua sobrante se pierde por rebosamiento. En ocasiones un embalse relativamente pequeño bastará para impedir esa pérdida por rebosamiento.



El esquema de una central de este tipo puede ser el siguiente:

En la misma se aprovecha un estrechamiento del río, y la obra del

edificio de la central (casa de máquinas) puede formar parte de la

misma presa.

El desnivel entre "aguas arriba" y "aguas abajo", es reducido, y si bien

se forma un remanso de agua a causa del azud, no es demasiado

grande.

Este tipo de central, requiere un caudal suficientemente constante para

asegurar a lo largo del año una potencia determinada.

Central Hidroeléctrica con Embalse de Reserva

En este tipo de proyecto se embalsa un volumen considerable de líquido "aguas arriba" de las turbinas mediante la construcción de una o más presas que forman lagos artificiales.

El embalse permite graduar la cantidad de agua que pasa por las turbinas. Del volumen embalsado depende la cantidad que puede hacerse pasar por las turbinas.



Con embalse de reserva puede producirse energía eléctrica durante todo el año aunque el río se seque por completo durante algunos meses , cosa que sería imposible en un proyecto de pasada.

Las centrales con almacenamiento de reserva exigen por lo general una inversión de capital mayor que las de pasada, pero en la mayoría de los casos permiten usar toda la energía posible y producir kilovatios-hora más baratos.

Pueden existir dos variantes de estas centrales hidroeléctricas:

a. La de casa de máquina al pie de la presa: En las figuras siguientes observamos en PLANTA y CORTE el esquema de una central de este tipo:

La casa de máquinas suele estar al pie de la presa, como ilustra el dibujo, en estos tipos de central, el desnivel obtenido es de carácter mediano.

b. Aprovechamiento por derivación del agua:

En las figuras siguientes tenemos un esquema en PLANTA y CORTE de una central de este tipo:



Centrales Hidroeléctricas de Bombeo

Las centrales de bombeo son un tipo especial de centrales hidroeléctricas

que posibilitan un empleo más racional de los recursos hidráulicos de un

país.

Disponen de dos embalses situados a diferente nivel. Cuando la demanda de energía eléctrica alcanza su máximo nivel a lo largo del día, las centrales de bombeo funcionan como una central convencional generando energía. Al caer el agua, almacenada en el embalse superior, hace girar el rodete de la turbina asociada a un alternador.

Después el agua queda almacenada en el embalse inferior. Durante las horas del día en la que la demanda de energía es menor el agua es bombeada al embalse superior para que pueda hace el ciclo productivo nuevamente.

Para ello la central dispone de grupos de motores-bomba o, alternativamente, sus turbinas son reversibles de manera que puedan funcionar como bombas y los alternadores como motores.



III. OBJETIVOS

i. GENERAL

Determinar las operaciones y el mantenimiento de una central hidroeléctrica.

ii. ESPECIFICOS

1. Describir la infraestructura y los procesos de operación de una central

hidroeléctrica.

2. Aplicar los conceptos de mantenimiento correctivo, preventivo y predictivo en una

central hidroeléctrica.

3. Determinar las posibles fallas y las acciones correctivas a aplicarse en una central

hidroeléctrica.

4. Proponer formas de optimizar los procesos y el mantenimiento en una central

hidroeléctrica.

IV. DESCRIPCIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA

DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

La presa, que se encarga de contener el agua de un río y almacenarla en

un embalse.

Rebosaderos, elementos que permiten liberar parte del agua que es

retenida sin que pase por la sala de máquinas.



Destructores de energía, que se utilizan para evitar que la energía que

posee el agua que cae desde los salientes de una presa de gran altura

produzcan, al chocar contra el suelo, grandes erosiones en el terreno.

Básicamente encontramos dos tipos de destructores de energía:

Los dientes o prismas de cemento, que provocan un aumento de

la turbulencia y de los remolinos.

Los deflectores de salto de esquí, que disipan la energía haciendo

aumentar la fricción del agua con el aire y a través del choque con el

colchón de agua que encuentra a su caída.

Sala de máquinas. Construcción donde se sitúan las máquinas (turbinas,

alternadores…) y elementos de regulación y control de la central.

Turbina. Elementos que transforman en energía mecánica la energía

cinética de una corriente de agua. Éstas son máquinas de fluido, a través

de las cuales pasa un fluido en forma continua y éste le entrega su energía

a través de un rodete con paletas o álabes. La turbina es un motor rotativo

que convierte en energía mecánica la energía de una corriente de agua,

vapor de agua o gas. El elemento básico de la turbina es la rueda o rotor,

que cuenta con palas, hélices, cuchillas o cubos colocados alrededor de su

circunferencia, de tal forma que el fluido en movimiento produce una fuerza





tangencial que impulsa la rueda y la hace girar. Esta energía mecánica se

transfiere a través de un eje para proporcionar el movimiento de una

máquina, un compresor, un generador eléctrico o una hélice.

Alternador. Tipo de generador eléctrico destinado a transformar la energía

mecánica en eléctrica.

Conducciones. La alimentación del agua a las turbinas se hace a través de

un sistema complejo de canalizaciones.

En el caso de los canales, se pueden realizar excavando el terreno o de forma

artificial mediante estructuras de hormigón. Su construcción está siempre

condicionada a las condiciones geográficas. Por eso, la mejor solución es construir

un túnel de carga, aunque el coste de inversión sea más elevado.

La parte final del recorrido del agua desde la cámara de carga hasta las turbinas

se realiza a través de una tubería forzada. Para la construcción de estas tuberías

se utiliza acero para saltos de agua de hasta 2000m y hormigón para saltos de

agua de 500m.

Válvulas, dispositivos que permiten controlar y regular la circulación

del agua por las tuberías. Una válvula hidráulica es un mecanismo que

sirve para regular el flujo de fluidos. Las válvulas que se utilizan en obras

hidráulicas son un caso particular de válvulas industriales ya que

presentan algunas características únicas y por tanto merecen ser

tratadas de forma separada. Las válvulas usadas para centrales

hidroeléctricas son las siguientes:

- Válvulas para descarga de fondo en presas

- Válvulas disipadoras de energía.

- Válvulas para regular el caudal en una toma.

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/conceptos-basicos/v.-funcionamento-basico-de-generadores



- Válvulas para regular la entrada de agua a la turbina

- Válvulas tipo aguja.

Chimeneas de equilibrio: son unos pozos de presión de las turbinas

que se utilizan para evitar el llamado “golpe de ariete”, que se produce

cuando hay un cambio repentino de presión debido a la apertura o cierre

rápido de las válvulas en una instalación hidráulica.

Una tubería forzada es la tubería que lleva el agua a presión desde el

canal o el embalse hasta la entrada de la turbina.

La Presa

La presa es el primer elemento que encontramos en una central hidroeléctrica. Se

encarga de contener el agua de un río y almacenarla en un embalse.

Con la construcción de una presa se consigue un determinado desnivel de agua,

que es aprovechado para conseguir energía. La presa es un elemento esencial y

su forma depende principalmente de la orografía del terreno y del curso del agua

donde se tiene que situar.



Las presas se pueden clasificar, según el material utilizado en su construcción, en

presas de tierra y presas de hormigón.

Las presas de hormigón son las más resistentes y las más utilizadas. Hay tres

tipos de presas de hormigón en función de su estructura:

Presas de gravedad. Son presas de hormigón triangulares con una base

ancha que se va haciendo más estrecha en la parte superior. Son

construcciones de larga duración y que no necesitan mantenimiento. La

altura de este tipo de presas está limitada por la resistencia del terreno.

Presa de vuelta. En este tipo de presas la pared es curva. La presión

provocada por el agua se transmite íntegramente hacia las paredes del

valle por el efecto del arco. Cuando las condiciones son favorables, la

estructura necesita menos hormigón que una presa de gravedad, pero es

difícil encontrar lugares donde se puedan construir.

Presas de contrafuertes. Tienen una pared que soporta el agua y una

serie de contrafuertes o pilares de forma triangular, que sujetan la pared y

transmiten la carga del agua a la base.



La Turbina Hidráulica

Las turbinas hidráulicas son el elemento fundamental para el aprovechamiento de

la energía en las centrales hidráulicas. Transforman en energía mecánica la

energía cinética (fruto del movimiento) de una corriente de agua.

Su componente más importante es el rotor, que tiene una serie de palas que son

impulsadas por la fuerza producida por el agua en movimiento, haciéndolo girar.

Las turbinas hidráulicas las podemos clasificar en dos grupos:

Turbinas de Acción. Son aquellas en las que la energía de presión del

agua se transforma completamente en energía cinética. Tienen como

característica principal que el agua tiene la máxima presión en la entrada y

la salida del rodillo.

Un ejemplo de este tipo son las turbinas Pelton.

Turbinas de Reacción. Son las turbinas en que solamente una parte de la

energía de presión del agua se transforma en energía cinética. En este tipo

de turbinas, el agua tiene una presión más pequeña en la salida que en

la entrada.

Un ejemplo de este tipo son las turbinas Kaplan.

Las turbinas que se utilizan actualmente con mejores resultados son las turbinas

Pelton, Francis y Kaplan. A continuación se enumeran sus características

técnicas y sus aplicaciones más destacadas:

Turbina Pelton. También se conoce con el nombre de turbina de presión.

Son adecuadas para los saltos de gran altura y para los caudales

relativamente pequeños. La forma de instalación más habitual es la

disposición horizontal del eje.

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_Pelton

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_Kaplan



Turbina Francis. Es conocida como turbina de sobrepresión, porque la

presión es variable en las zonas del rodillo. Las turbinas Francis se pueden

usar en saltos de diferentes alturas dentro de un amplio margen de

caudal, pero son de rendimiento óptimo cuando trabajan en un caudal entre

el 60 y el 100% del caudal máximo.

Pueden ser instaladas con el eje en posición horizontal o en posición vertical pero,

en general, la disposición más habitual es la de eje vertical.

Turbina Kaplan. Son turbinas de admisión total y de reacción. Se usan en

saltos de pequeña altura con caudales medianos y grandes.

Normalmente se instalan con el eje en posición vertical, pero también se

pueden instalar de forma horizontal o inclinada.



V. DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS DE

OPERACION

1. Controlar en la planta de una central hidroeléctrica el estado de las instalaciones y los parámetros del proceso en general para asegurar las condiciones óptimas de funcionamiento con criterios de fiabilidad, eficiencia energética y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones. 1.1 Determinar la situación y comportamiento operativo de válvulas, turbinas, generadores, cojinetes, distribuidores, servomotores, bombas, compresores, desagües, sistemas eléctricos, sistemas de control, instrumentación y demás equipos a partir de la información obtenida en planta. 1.2 Determinar los caudales, presiones, niveles, temperaturas, ruidos, vibraciones, posición de válvulas, compuertas, ataguías y finales de carrera y demás parámetros del proceso a partir de las medidas que proporcionan los diversos instrumentos de campo y las observaciones realizadas en la planta. 1.3 Identificar los valores de ajuste y los valores límites correspondientes a cada parámetro fundamental del proceso detectando, en su caso, los desvíos o anomalías. 1.4 Detectar las pérdidas de lubricantes, caudal ecológico y demás factores relacionados con el control medioambiental aplicando acciones correctoras inmediatas, a fin de evitar las afecciones perjudiciales al medio ambiente. 1.5 Efectuar el seguimiento y diagnosis del funcionamiento de la central utilizando las bases de datos históricos y protocolos establecidos. 1.6 Proponer los cambios en los parámetros o procedimientos de operación que supongan mejoras en el funcionamiento de la instalación y puedan lograr avances en materia de eficiencia energética, fiabilidad, eficacia o seguridad de los procesos para su consideración. 1.7 Realizar los programas de supervisión de centrales para asegurar el correcto funcionamiento de la planta.



1.8 Elaborar los informes sobre el estado e incidencias relacionadas con la toma de agua, avenidas, aforadores, estanqueidad, galerías y otros componentes de la central según el procedimiento establecido.

2. Controlar la operación de equipos tanto en funcionamiento ordinario como en paradas y arranques con criterios de fiabilidad, eficiencia energética y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones. 2.1 Supervisar las maniobras en compuertas, ataguías, válvulas, reguladores, interruptores eléctricos, bombas y otros elementos de maniobra comprobando que se ejecutan según la secuencia establecida en los procedimientos, con las medidas de seguridad requeridas y en coordinación con los responsables de operación en la sala de control. 2.2 Supervisar los rodajes de turbina, maniobras de sincronización, acoplamiento, desacoplamiento y variaciones de carga comprobando que se realizan según procedimientos establecidos. 2.3 Observar rigurosamente los protocolos, limitaciones y condiciones de arranque, variaciones de carga, funcionamiento y parada de turbinas y otros equipos fundamentales, prestando especial atención a los parámetros significativos de que el proceso se ejecuta en condición segura. 2.4 Efectuar la vigilancia de niveles, caudales, presiones, temperaturas y demás parámetros eléctricos e hidráulicos del proceso, de modo continuo y comprobando que están en consonancia con los valores de referencia. 2.5 Detectar las situaciones anómalas o de riesgo potencial para las personas, medio ambiente, instalaciones, o para la estabilidad del proceso, adoptando las medidas adecuadas para recuperar la condición segura, transmitiendo la información a los responsables del centro de control.



3. Verificar que las pruebas periódicas en equipos y sistemas de la central hidroeléctrica se realizan de acuerdo a los procedimientos establecidos. 3.1 Efectuar las pruebas de actuación de las protecciones tales como alarmas y disparos según procedimientos establecidos. 3.2 Garantizar la coordinación con el centro de control de la central hidroeléctrica, utilizando los procedimientos de comunicación correspondientes. 3.3 Adoptar las medidas de seguridad en la realización de pruebas de equipos. 3.4 Proponer las modificaciones en los procedimientos de prueba, instrucciones de operación, procedimientos de descargo o instrucciones de seguridad, que de acuerdo con la experiencia adquirida se consideren apropiadas, utilizando los procedimientos de comunicación correspondientes. 3.5 Organizar las maniobras y procedimientos para la rotación de equipos duplicados con la menor interferencia posible en el proceso de producción.



4. Controlar la inhabilitación temporal o descargos de equipos y sistemas, tanto eléctricos como hidráulicos con criterios de fiabilidad, eficiencia energética y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones 4.1 Planificar las operaciones a realizar en la inhabilitación temporal o descargo de equipos y sistemas. 4.2 Comprobar el adecuado aislamiento eléctrico, puesta a tierra, ventilación, posicionamiento y enclavamiento de compuertas y ataguías, válvulas de aislamiento y drenaje para asegurar las condiciones óptimas de intervención aplicando las cinco reglas de oro y los procedimientos y normas establecidos. 4.3 Efectuar la certificación de que el equipo o sistema queda dispuesto, debidamente señalizado y en condición totalmente segura para que pueda ser intervenido, en coordinación con el responsable del centro de control, aplicando las cinco reglas de oro y los procedimientos y normas establecidos. 4.4 Asegurar la recuperación de las condiciones iniciales y la disposición correcta del equipo o sistema para su puesta en servicio una vez solicitado el levantamiento del descargo y cumplidas todas las condiciones y protocolos establecidos.

5. Organizar y supervisar los procesos de mantenimiento en las instalaciones de centrales hidroeléctricas con criterios de fiabilidad, eficiencia energética y seguridad para las personas, medio ambiente e instalaciones, a partir de documentación técnica y administrativa. 5.1 Establecer los criterios para la comprobación del estado general de los equipos en lo que afecte a su eficiente funcionamiento nominal con el objetivo de conseguir que la mayor parte del mantenimiento sea de tipo preventivo. 5.2 Elaborar las especificaciones de los distintos materiales y equipos empleados en el mantenimiento de instalaciones de centrales hidroeléctricas para la gestión de su adquisición. 5.3 Gestionar el stock de materiales del almacén y los sistemas para su distribución, si es de su responsabilidad, bajo premisas de eficiencia y calidad. 5.4 Organizar las operaciones de limpieza y engrase de los equipos e instalaciones con criterios de eficiencia, calidad y optimización de recursos.



5.5 Supervisar las operaciones de limpieza y engrase de los equipos e instalaciones con criterios de eficiencia, calidad y optimización de recursos. 5.6 Supervisar la reposición de fungibles con criterios de eficiencia, calidad y optimización de recursos para conseguir la menor interferencia en el proceso de producción de energía. 5.7 Cumplimentar las fichas de control e informes concernientes a las tareas realizadas con los datos obtenidos fruto de las revisiones o del mantenimiento.

6. Supervisar la aplicación de las medidas de protección y prevención de riesgos laborales requeridas en los procesos de operación y mantenimiento de centrales hidroeléctricas. 6.1 Conocer las normas y documentación sobre evaluación de riesgos y planificación preventiva de los procesos en la central hidroeléctrica y su contenido se aplica con rigor. 6.2 Detectar los riesgos profesionales de carácter general y los relacionados con cada uno de los subsistemas de la central con arreglo a los procedimientos establecidos, comunicándolo según los procedimientos establecidos. 6.3 Supervisar, las medidas de protección y de prevención de riesgos en las operaciones en los sistemas de toma de agua y sus sistemas auxiliares relacionados con maniobras y reparaciones en cámara espiral, turbinas, bombas, válvulas, galerías, canales, rejillas compuertas y ataguías con arreglo a los procedimientos establecidos. 6.4 Supervisar las medidas de prevención de riesgos en las operaciones y reparaciones relacionadas con excitatrices, alternadores, interruptores, seccionadores y el aparellaje eléctrico de baja y alta tensión con arreglo a los procedimientos establecidos. 6.5 Supervisar las medidas de prevención de riesgos relacionados con animales salvajes, presencia de personal ajeno a las instalaciones y otros factores debidos a las habituales ubicaciones remotas de las instalaciones con arreglo a los procedimientos establecidos. 6.6 Supervisar las operaciones de apertura de compuertas, ataguías, aliviaderos, y otras de especial riesgo con arreglo a los procedimientos de maniobra y seguridad de la planta.



6.7 Comprobar la operatividad de las señales acústicas y luminosas que sea necesario activar con arreglo a los procedimientos de maniobra y seguridad de la planta. 6.8 Responsabilizarse del equipo de primera intervención con garantía, en caso necesario. 6.9 Poner en práctica los procedimientos de actuación ante accidentes causados por fenómenos de origen eléctrico, térmico, mecánico o derivados de incendios, derrames o fugas de productos inflamables, tóxicos o corrosivos, o de cualquier otro tipo con el rigor necesario.

VI. CARACTERISTICAS TECNICAS DE

FUNCIONAMIENTO

Las dos características principales de una central hidroeléctrica, desde el punto de

vista de su capacidad de generación de electricidad, son: La potencia, que es

función del desnivel existente entre el nivel medio del embalse y el nivel medio

aguas abajo de la usina, y del caudal máximo turbinable, además de las

características de la turbina y del generador; y, la energía garantizada en un lapso

de tiempo determinado, generalmente un año, que es función del volumen útil del

embalse y de la potencia instalada. La potencia de una central hidráulica puede

variar desde unos pocos MW hasta valores cada vez mayores. Por ejemplo la

Central hidroeléctrica mayor del mundo, hasta la fecha (2005), Itaipú, tiene una

potencia instalada de 14 000 MW



Capacidad:

En una central hidroeléctrica se utiliza energía hidráulica para la generación de

energía eléctrica. Son el resultado actual de la evolución de los antiguos molinos

que aprovechaban la corriente de los ríos para mover una rueda.

La potencia de una Central Hidroeléctrica es proporcional a la altura del salto y al

caudal turbinado, por lo que es muy importante determinar correctamente estas

variables para el diseño de las instalaciones, y el tipo y tamaño de los equipos.

Las dos características principales de una central hidroeléctrica, desde el punto de

vista de su capacidad de generación de electricidad son:

La potencia, que está en función del desnivel existente entre el nivel medio del

embalse y el nivel medio de las aguas debajo de la central, y del caudal máximo

turbinable, además de las características de las turbinas y de los generadores

usados en la transformación.

La energía garantizada en un lapso de tiempo determinado, generalmente un año,

que está en función del volumen útil del embalse, y de la potencia instalada.

Capacidad de una Central Hidroeléctrica:

La potencia de una central puede variar desde unos pocos MW (megavatios),

como en el caso de las mini centrales hidroeléctricas, hasta 14.000 MW como en

Paraguay y Brasil donde se encuentra la segunda mayor central hidroeléctrica del

mundo (la mayor es la Presa de las Tres Gargantas, en China, con una potencia

de 22.500 MW), la Itaipú que tiene 20 turbinas de 700 MW cada una.

Potencia generada:

La energía producida se obtiene del producto de la potencia generada por el

número de horas en las que el generador trabaja a esa potencia. Una central

hidroeléctrica se puede caracterizar por el número de horas equivalentes he. Este

número se obtiene del cociente entre la energía anual producida por la central y su

potencia nominal.

Atendiendo al número de horas equivalentes, las centrales hidroeléctricas se

pueden clasificar en: centrales base, con un número de horas equivalentes en

torno a 5000 horas; centrales semipunta, con un número de horas equivalentes en

torno a 3000 horas; y centrales punta, con un número de horas equivalentes en

torno a 2000 horas o menos. Otro concepto similar es el factor de carga f, que



determina el porcentaje entre el número de horas equivalentes frente a las 8760 h

que tiene un año de 365 días.

Otra posible definición para el factor de carga se deduce de la particularidad de las

centrales hidroeléctricas estacionales. Estas instalaciones trabajan a

prácticamente plena potencia durantes unos meses al año, quedando paradas

durante el resto del tiempo. En este caso el factor de carga se puede calcular en

relación con las horas de funcionamiento hfun, menores de 8760 h.

Las horas equivalentes pueden servir de guía para saber si una central está bien

dimensionada. Es necesario determinar lo más ajustadamente posible la energía

anual generada, ya que esto permitirá conocer con mayor precisión la rentabilidad

de la inversión. Para conocer con exactitud la energía anual que se espera

generar es necesario obtener, en primer lugar, la potencia de generación para

cada caudal a turbinar. Aquí hay que tener en cuenta que el rendimiento del

generador también varía con la potencia transmitida por la turbina. Multiplicando la

potencia por el número de horas que corresponde a cada caudal se obtiene la

energía generada por este caudal. Sumando las energías calculadas se obtiene la

energía total generada a lo largo del año.

Se puede obtener con gran fiabilidad la energía que se va a producir si se conocen

las potencias instantáneas correspondientes a los diferentes caudales. Además

hay que saber el número de horas en las que la central trabaja con la potencia

dada. Ejemplo En un determinado emplazamiento, se dispone de un generador de

650 kW. Este generador ha estado trabajando a lo largo de un día en las

siguientes condiciones: - a potencia nominal durante 6 horas. - a media potencia

durante 3 horas. Calcular la energía diaria y mensual producida:

Variables eléctricas:

Altura del salto de agua H: La potencia y la energía producida, son directamente

proporcionales a la altura del salto de agua del aprovechamiento. Llamamos altura

del salto de agua a la distancia vertical recorrida por una masa de agua desde un

determinado nivel superior a otro inferior. Se distinguen cuatro tipos de saltos:

Salto bruto (Hh)

Salto útil (Hu)

Pérdidas de carga (Hp)

Salto neto (Hn)



La canalización del agua hasta la turbina se hace por acequias o canales y

tuberías. En ambas se producen pérdidas debidas al rozamiento, que se traducen

en un salto real menor. Por esto, tanto canales como tuberías se deben

dimensionar para que las pérdidas sean mínimas, siempre que no se encarezca

mucho el precio de la instalación. Habitualmente, los canales o acequias se

construyen de hormigón; en ellos la velocidad de circulación es del orden de 1,5

m/s y la pendiente del 0,5 al 1 por 1000. En el caso de utilizar tuberías, cuanto

más lisa es la superficie interior del tubo, menores serán las pérdidas por

rozamiento. Los tubos de canalización deben estar dimensionados para que las

pérdidas de rozamiento sean inferiores al 4% del salto total disponible.

Cálculo de la energía anual en función de Q:

El proceso es el siguiente:

1. En primer lugar debe hacerse el análisis de caudales con el cual se obtiene

la curva de caudales medios clasificados.

2. A continuación se obtiene el salto neto.

3. A partir de estos datos se calcula la potencia instalada.

4. Con estos datos se puede elegir la o las turbinas adecuadas.

5. Cálculo de la energía

La potencia de la central y, por lo tanto, la energía anual generada dependerá del

caudal

De equipamiento seleccionado. La selección de este caudal se realiza atendiendo

a razones

De Rentabilidad económica.

1. Para obtener la curva de caudales medios clasificados, se organizan los

datos de Caudales medios diarios de mayor a menor. Además de las

curvas anteriores y para completar el informe de viabilidad, conviene

Identificar el año de menor caudal y el año de mayor caudal, y representarlo

junto con el año Medio.

2. Dado que tanto la potencia como la energía del aprovechamiento dependen

Directamente del salto neto Hn, es necesario realizar una estimación lo más

precisa posible del Mismo. La pérdida de altura depende de los elementos

utilizados en el transporte del agua, Desde la obra de toma hasta la entrada

a la turbina, y en los casos en que la turbina es de Reacción deben tenerse

en cuenta las pérdidas en el tubo de aspiración de la misma. La pérdida De

altura dependerá, por tanto, del dimensionamiento de estos elementos y del

caudal que en Cada momento circule por ellos.



Se plantean dos opciones:

Considerar una pérdida de salto constante e independiente del caudal de

Equipamiento seleccionado.

Calcular las pérdidas para cada caudal analizado.

Caudal

El caudal se define como el volumen de agua por unidad de tiempo que atraviesa

una superficie. Sus unidades en el sistema internacional son [m3/s] En general, el

caudal de un aprovechamiento sufre grandes variaciones tanto estacionales como

anuales. Por este motivo es conveniente disponer del número de datos suficiente

como para asegurar que se abarcan todos ellos. Debería disponerse de, al menos,

un dato del caudal diario durante un periodo de 15 a 20 años, aunque esto

dependerá de la cuenca concreta que se analice.

VII. APLICACIONES DEL TEMA PROPUESTO

EN LA ACTIVIDAD INDUSTRIAL O DE

SERVICIOS

“Una central hidroeléctrica es aquella en la que la energía potencial del agua

almacenada en un embalse se transforma en la energía cinética necesaria para

mover el rotor de un generador, y posteriormente transformarse en energía

eléctrica”.

Las centrales hidroeléctricas se construyen en los cauces de los ríos, creando un

embalse para retener el agua. Para ello se construye un muro grueso de piedra,

hormigón u otros materiales, apoyado generalmente en alguna montaña. La masa

de agua embalsada se conduce a través de una tubería hacia los álabes de una

turbina que suele estar a pie de presa, la cual está conectada al generador. Así, el

agua transforma su energía potencial en energía cinética, que hace mover los

álabes de la turbina.



Una central eléctrica no almacena energía, sino que su producción sigue a la

demanda solicitada por los usuarios. Como esta demanda es variable a lo largo

del día, y con la época del año, las centrales eléctricas pueden funcionar con una

producción variable. Sin embargo, la eficacia aumenta si la producción es

constante; para ello existe un camino para almacenar la energía producida en

horas de bajo consumo, y usarla en momentos de fuerte demanda, mediante las

centrales hidráulicas de bombeo. Estas centrales tienen dos embalses situados a

cotas diferentes. El agua almacenada en el embalse superior produce electricidad

al caer sobre la turbina, como antes se indicó, cubriendo las horas de fuerte

demanda. El agua llega posteriormente al embalse inferior, momento en que se

aprovecha para bombear el agua desde el embalse inferior al superior, usando la

turbina como motor, si fuera reversible, o el alternador.



Aprovechamiento de la Energía Hidroeléctrica:

La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingeniero civil británico John

Smeaton, que construyó por primera vez grandes ruedas hidráulicas de hierro

colado. La hidroelectricidad tuvo mucha importancia durante la Revolución

Industrial. Impulsó a las industrias textiles y del cuero y los talleres de

construcción de máquinas a principios del siglo XIX. Aunque las máquinas de

vapor ya estaban perfeccionadas, el carbón era escaso y la madera poco

satisfactoria como combustible.

La energía hidráulica ayudó al crecimiento de las nuevas ciudades industriales que

se crearon en Europa y América hasta la construcción de canales a mediados del

siglo XIX, que proporcionaron carbón a bajo precio. Las presas y los canales eran

necesarios para la instalación de ruedas hidráulicas sucesivas cuando el desnivel

era mayor de cinco metros. La construcción de grandes presas de contención

todavía no era posible; el bajo caudal de agua durante el verano y el otoño, unido

a las heladas en invierno, obligaron a sustituir las ruedas hidráulicas por máquinas

de vapor en cuanto se pudo disponer de carbón.

Indudablemente la electricidad es uno de los principales elementos del desarrollo

humano en la era moderna, pero para que ésta se encuentre presente en nuestra

vida diaria ha sido necesario que el hombre la fuera conociendo poco a poco y

fuera descubriendo sus diversas formas de generación y sus diferentes

aplicaciones.

Hoy se sabe que la electricidad se genera de distintas fuentes como la hidráulica,

geotérmica, eólica, atómica, solar y térmica, donde se utiliza el carbón, el petróleo

y el gas natural, que son recursos no renovables.

En nuestro país se utiliza el gran potencial hídrico de los ríos, lagos y lagunas para

generar la electricidad que utilizamos. Esta generación hidroeléctrica representa el

60% del total de nuestra electricidad. El otro 40% lo generan las centrales

térmicas, que trabajan con la fuerza del vapor y cuyo combustible principal es

todavía el petróleo.

La potencia de una central puede variar desde unos pocos MW (megavatios),

como en el caso de las mini centrales hidroeléctricas, hasta decenas de miles,

como en los casos de la Itaipú, entre Brasil y Paraguay, que tiene una potencia

de 14 000 MW, o la Presa de las Tres Gargantas, en China, con una potencia de

22 500 MW.



Las centrales hidroeléctricas permiten, además, disminuir los gastos de los

países en combustibles fósiles. Por ejemplo, el Proyecto Hidroeléctrico

Palomino, 1 ubicado en la República Dominicana, le ahorrará al país alrededor de

400 mil barriles de petróleo al año que; a la tasa actual, esa cifra representa 60

millones de dólares de ahorro al año.

Ventajas y Desventajas de una Central Hidroeléctrica

Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son:

No necesitan combustibles y son limpias.

Muchas veces los embalses de las centrales tienen otras utilidades

importantes: el regadío, como protección contra las inundaciones o para

suministrar agua a las poblaciones próximas.

Tienen costes de explotación y mantenimientos bajos.

Las turbinas hidráulicas son de fácil control y tienen unos costes de

mantenimiento reducido.

En contra de estas ventajas podemos enumerar los inconvenientes siguientes:

El tiempo de construcción es, en general, más largo que el de otros tipos de

centrales eléctricas.

La generación de energía eléctrica está influenciada por las condiciones

meteorológicas y puede variar de estación a estación.

Los costes de inversión por kilovatio instalado son elevados.

En general, están situadas en lugares lejanos del punto de consumo y, por

lo tanto, los costes de inversión en infraestructuras de transporte pueden

ser elevados.



Impacto ambiental de las centrales hidroeléctricas

Siempre se ha considerado que la electricidad de origen hidráulico es una

alternativa energética limpia. Aun así, existen determinados efectos ambientales

debido a la construcción de centrales hidroeléctricas y su infraestructura.

La construcción de presas y, por extensión, la formación de embalses, provocan

un impacto ambiental que se extiende desde los límites superiores del embalse

hasta la costa. Este impacto tiene las siguientes consecuencias, muchas de ellas

irreversibles:

Sumerge tierras, alterando el territorio.

Modifica el ciclo de vida de la fauna.

Dificulta la navegación fluvial y el transporte de materiales aguas abajo

(nutrientes y sedimentos, como limos y arcillas).

Disminuye el caudal de los ríos, modificando el nivel de las capas freáticas,

la composición del agua embalsada y el microclima.

Los costes ambientales y sociales pueden ser evitados o reducidos a un nivel

aceptable si se evalúan cuidadosamente y se implantan medidas correctivas. Por

todo esto, es importante que en el momento de construir una nueva presa se

analicen muy bien los posibles impactos ambientales en frente de la necesidad de

crear un nuevo embalse.



VIII. PROCESO DE MANTENIMIENTO

CORRECTIVO Y PREVENTIVO Y

PREDICTIVO

Hay distintos tipos de mantenimiento, hay un mantenimiento programado

preventivo es decir durante los doce meses del año cada mes se determina hacer

un tipo de trabajo tanto mecánico, hidráulico, eléctrico que tiene que ir de acuerdo

a las necesidades de la planta hay trabajos de gran envergadura como también

hay otros menos importantes como también otros rutinarios estos mantenimientos

rutinarios se hacen todos los días, los cargados de mantenimiento hacen una

ocultación estos son: ver como esta con la presión, la temperatura, las fugas de

agua y aceite. Luego también se hacen mantenimientos preventivos para esto, se

hace un cronograma anual de mantenimiento por mes para que así cuando se

llegue al último mes del año ya se hayan hecho todos los trabajos preventivos

para el año siguiente para que cuando entre en operación los meses de

noviembre, diciembre, enero, marzo, abril que son las épocas de lluvia cuando el

lago está en su plenitud la planta tiene que trabajar al 100% y para que pueda

trabajar a ese porcentaje ya se tiene que haber previsto todos esos

mantenimientos estos se hacen en época de estiaje.

Para este caso se realizará el estudio de solo los componentes más importantes

de la central hidráulica como son: Turbina, Generador y Transformador

Las características de la central hidráulica son:

- Central de capacidad de 220 Mw.

- 2 turbinas Pelton (2 U: 107-123 MW/grupo)

- Cota de turbina 1840 m.s.n.m.

Más adelante se detallan estos puntos.

1. MANTENIMIENTO DE LA TURBINA PELTON

Desde el punto de vista mecánico, este tipo de turbina ofrece en general mayor

seguridad en su funcionamiento. No obstante, después de un corto período de

servicio, presenta un desgaste en el punzón (aguja), en la boca de la tobera, en lo

ángulos diedros de las palas y en el deflector, debido todo ello a la acción abrasiva

de la arena. Es indispensable devolver estas partes a su primitivo estado y



recomendable efectuar (al menos una vez cada año) la revisión para proceder en

su caso a la reparación mecánica.

La experiencia ha demostrado que un ligero desgaste del inyector y de la aguja,

basta, para dispersar el chorro de forma que se reduzca el rendimiento y, por lo

tanto, la potencia de la turbina, además de producirse un deterioro en los álabes y

del rodete debido al choque producido por las gotas aisladas. Pueden dejarse en

perfecto estado los álabes recurriendo a la soldadura y esmerilando después la

superficie tratada. Los deflectores se reparan de igual forma.

También es causa de avería el agua que escapa de los álabes y choca

destruyendo su fuerza viva contra la pared trasera del armazón, que puede

averiarse; para evitarlo se dispone en esta parte un blindaje formado por una

chapa de acero moldeado que se repara en su caso por medio de soldadura.

Las irregularidades en el funcionamiento son debidas en su mayor parte a cuerpos

extraños, que se empotran ante la cruceta de guía de la aguja. Para poder

retirarlos, se dota a los tubos de conducción de agua de agujeros de inspección.

Las turbinas Pelton cuyos punzones se cierran por la fuerza de un muelle van

provistas de una catarata de aceite que permite regular la lentitud del cierre.

Depende, pues, la seguridad de la turbina del buen funcionamiento de esta

catarata, que debe de estar siempre llena de aceite. En las turbinas Pelton la

correspondencia exacta entre las posiciones relativas de la aguja y el deflector se

realiza por medio de un árbol de levas; su mantenimiento tiene excepcional

importancia para el funcionamiento de la turbina, de modo que hay que evitar en

absoluto el desplazamiento del varillaje.

Es necesario, al terminar el montaje de la turbina, cerciorarse de que el deflector

se halla, en todas y cada una de las posiciones del punzón, casi tangente al

chorro, pero sin llegar a tocarlo nunca, lo cual se comprobará midiendo las

potencias para diversas posiciones del deflector; antes de poner en marcha la

turbina, deberá purgarse el aire que podrá encontrarse en el cilindro del

servomotor. Hay que tener presente que el cierre brusco de este puede producir

un peligroso golpe de ariete, con sus perjudiciales resultados para la tubería.

Todos los órganos de movimiento y las respectivas articulaciones deberán

lubricarse y engrasarse cuidadosamente.

A continuación se detallan cada uno de los casos para desarrollar un buen

mantenimiento de la TURBINA.



CONTROL EJE:

CAMBIO DE RODETES

Sustitución de los rodetes y de los equipos auxiliares de las centrales hidráulicas

en general con más de 20 años de funcionamiento para llegar al límite de potencia

de los alternadores existentes. Un nuevo diseño de rodetes incrementa el caudal

turbinado y mejora el rendimiento hidráulico. También se incluyen mejoras en los

equipos actuales de algunas instalaciones. Se obtienen mejoras de rendimiento

del 4-6%.

LUBRICACION DE INYECTORES

El análisis del aceite lubricante o del aceite de regulación complementa el

diagnóstico mecánico del estado de la unidad, los análisis que se realizan sobre la

muestra del aceite incluyen las determinaciones de viscosidad cinemática,

oxidación, acidez, contenido en agua, aditivos y contenido en metales de desgaste

y de contaminación.

El análisis de los resultados obtenidos de los ensayos realizados sobre una

muestra del aceite, tomada según un procedimiento adecuado, sobre la base de la

experiencia y la existencia de un banco de datos amplio y representativo, conduce

al diagnóstico del estado del mismo, detectando la existencia o no de un defecto,

identificando el mismo y evaluando su importancia.

2. MANTENIMIENTO DEL GENERADOR

PARADA DESMONTAJE

Al desmontar el generador, lo primero que se debe inspeccionar son los

terminales, ventilador, anillos rozantes, conmutador, escobillas.

ESTATOR

MEDIDA RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

El diagnóstico de un alternador supone la obtención de datos sobre el estado de

envejecimiento del aislamiento del estator, de su contaminación y de la estabilidad

del aislamiento. Su control periódico permite valorar la evolución de su estado con

el número de horas de servicio, permitiendo prever una avería intempestiva que

siempre genera indisponibilidad e importantes daños añadidos.



Los criterios de diagnóstico se han obtenido sobre diferentes tipos de aislamientos

y configuraciones de devanados, estando contrastados internacionalmente por su

uso sistemático.

Los valores de la resistencia de aislamiento, del índice de polarización, de la

intensidad de absorción y de la intensidad de conducción, proporcionan criterios

objetivos de diagnóstico.

La interpretación de estos datos comparados con los de máquinas similares y el

seguimiento de su evolución permiten detectar con tiempo la degeneración del

aislamiento, su contaminación o el exceso de humedad que son los factores de

riesgo en la operación de estos equipos.

REVISION BARNIZ Y CUÑAS

En la mayoría de los casos se observa la presencia de grietas y cierta cantidad de

polvo amarillento sobre las cuñas en las ranuras , lo que indica un desgaste de

estas.

Defecto:

Propagación de fracturas en las cuñas del rotor

Proceso de deterioro:

Desprendimiento de cuñas centrales, daño del núcleo, generación de puntos

calientes

Consecuencias:

Falla del aislamiento del devanado por temperatura excesiva de operación

MEDICIÓN DEL NIVEL DE DESCARGAS

Evaluación del deterioro del aislamiento, de laminación, descargas en cabezales,

descargas en zona activa, etc.

La degradación de un aislante sólido por las descargas es el resultado de un

conjunto complejo de fenómenos.

i) Elevación de la temperatura del gas encerrado proveniente de los choques

elásticos entre electrones y moléculas gaseosas.



ii) Bombardeo iónico y electrónico de las paredes de la cavidad provocando su

erosión.

iii) Acción de rayos ultravioleta producidas por átomos excitados y por la

recombinación de portadores.

iv) Descarga química progresiva del material con producción de gases,

particularmente hidrogeno.

RANURAS

Proceso de deterioro por descargas en las ranuras:

Ø Las bobinas rozan en las esquinas con la ranura

Ø Se producen descargas que afectan la pintura conductora

ROTOR

INSPECCIÓN VISUAL

Detección de daños mayores en el rotor, cambios de coloración del barniz de

protección, formación de fracturas

MEDICIÓN DE RESISTENCIA DE AISLAMIENTO

Influencia de la contaminación en el aislamiento a tierra de los devanados polares

PRUEBA DE CAÍDA DE TENSIÓN POR POLO Y POR BOBINA

Distribución de voltaje entre polos o entre bobinas. Localización de vueltas en

corto

PRUEBA DE ULTRASONIDO O DE LÍQUIDOS PENETRANTES

Localización de micro fracturas en las campanas o en las cuñas del rotor

REFRIGERACIÓN

Fallas en los generadores con enfriamiento directo de H2

Defecto

Desconexión o falla de las resistencias equipotenciales



Proceso de deterioro

Descargas externas en zonas críticas, ionización del hidrógeno

Consecuencia ultima

Rompimiento dieléctrico del gas y falla entre ductos de enfriamiento de diferente

fase

VIBRACIONES Y PULSACIONES

Durante el funcionamiento de una central eléctrica el grupo turbina - generador

está sometido a la acción de diferentes fuerzas perturbadoras; el identificar y

evaluar las vibraciones y pulsaciones presentes en la unidad, separando aquellas

que son propias del funcionamiento de la misma, de aquellas otras que tienen su

origen en el funcionamiento anómalo de alguno de sus elementos se realiza

mediante el estudio y el análisis de dichas vibraciones y pulsaciones. El proceso

de seguimiento y diagnóstico se realiza en las fases siguientes:

Documentación: Se incluye el espectro base como punto de partida para

determinar la aparición de problemas en el grupo, así como los planos y una hoja

con los datos más significativos de la unidad.

Conocimiento de la máquina: Las características constructivas y de

funcionamiento determinan el tipo de posibles defectos y la vibración resultante de

los mismos, lo cual hace necesario el conocimiento profundo de la máquina, de

sus condiciones de funcionamiento y de los fenómenos asociados al mismo.

Criterios de valoración: Una vez que un defecto ha sido localizado e identificado,

se determina su grado de importancia; para la valoración se considera tanto el

nivel como las características del mismo. El criterio para la evaluación se basa en

la existencia de un banco de datos representativo así como en las medidas

históricas de la unidad.



COJINETES

ANÁLISIS VIBRACIONAL

La seguridad en el funcionamiento de los grupos de las centrales hidroeléctricas

depende, principalmente, de la vigilancia y mantenimiento de los cojinetes de que

van provistos dichos grupos que pueden dividirse en dos categorías:

Soportes para turbinas de eje vertical; soportes para turbinas de eje horizontal.

Por lo que respecta al medio lubricante, se utiliza la grasa consistente hasta una

velocidad periférica de 6m/seg. Si la velocidad es mayor se emplea lubricación

automática con aceite, pues de este modo se asegura la estanqueidad del

prensaestopas que rodea el eje, y también se consigue una buena evacuación del

agua de fugas. En los soportes lubricados con aceite, si el agua penetra en su

interior, será necesario parar inmediatamente la turbina. Cuando la lubricación se

realiza con grasa podrá continuar el servicio, si es que el agua no contiene

demasiada proporción de arena.

En soportes lubricados con grasa ha de procurarse que el engrase sea suficiente,

actuando bien a mano o por medio de una prensa de engrase. Cuando la

temperatura ambiente sea muy baja, deberá mezclarse con la grasa un poco de

aceite para dar a ésta mayor fluidez a fin de que pueda llegar mejor por las

tuberías al cojinete.

En los soportes lubricados con aceite, la circulación de éste se efectúa en las

centrales modernas por medio de bombas, movidas por engranajes o con motor

eléctrico. Los soportes van provistos de elementos térmicos que hacen funcionar

una señal en el caso de que la temperatura exceda de un valor preestablecido.

La temperatura del metal de los cojinetes no deberá exceder de 50º C si están

lubricados con grasa y de 65º C si van lubricados con aceite. El juego de los

cojinetes no deberá exceder de 1,5% de su diámetro.

Las turbinas de eje horizontal están generalmente provistas de soportes con

lubricación por anillos. Solamente las turbinas Kaplan montadas en cámara abierta

van equipadas con un soporte lubricado con grasa, que debe mantenerse del

mismo modo que el de los soportes de eje vertical. Sin embargo, estos soportes

horizontales deben revisarse con mayor frecuencia, porque su desgaste lleva

aparejado el desgaste de la parte inferior de la envolvente del rodete, cuyo

frotamiento desgasta a su vez los bordes de las palas.



El engrase de los soportes de anillos se efectúa automáticamente, pero exige una

revisión periódica de la temperatura y el nivel del aceite (el cual debe mantenerse

mediante relleno, si existen pérdidas). La temperatura que puede resistir un

soporte moderno, que trabaja según el principio de una película artificial, alcanza

alrededor de 60 a 65º C pero, para ello, deben ser lubricados con aceite de gran

viscosidad. En los soportes de engrase forzado por medio de bombas, la

temperatura no debe exceder a 70º C. La viscosidad del aceite empelado en todos

estos soportes debe estar comprendida entre 6,5º y 7,5º Engler.

Los soportes sometidos a grandes esfuerzos requieren cierta refrigeración del

aceite, la cual puede preverse en la parte inferior del soporte o en un refrigerador

especial que se instala separadamente. La circulación del aceite se obtiene por

medio de una bomba de engranajes, movida por motor eléctrico, o por correa

desde el eje de la turbina. Habrá de comprobarse el funcionamiento del

refrigerador por medio de la temperatura que alcanza el soporte.

Transcurridos 2 o 3 años de servicio, deberá cambiarse el aceite del soporte

limpiando este último previamente. Si no se dispusiera de agua limpia para

refrigerar el aceite se colocará un serpentín refrigerante (fig 4.04) dentro del agua,

aguas arriba o aguas debajo de la turbina, en cuyo caso habrán de limpiarse

periódicamente estos serpentines, pintando con minio las partes atacadas por la

costra si fuesen de hierro. Los serpentines de cobre son mucho mejores pero

tienen el inconveniente de que están expuestos a los peligros de la electrólisis.

Las tuberías de lubricación van provistas de indicadores de la circulación del

aceite, cuya válvula se abre al comenzar a fluir éste. Llevan así mismo un contacto

eléctrico que hace funcionar una señal cuando se interrumpe la circulación del

aceite.

Cojinete de suspensión

Este cojinete llamado también chumacera o quisionera tiene una importancia

considerable para el buen funcionamiento del grupo.

Consiste en una serie de segmentos móviles cuya inclinación se regula

automáticamente conforme a la velocidad de rotación, de la carga soportada, y de

la viscosidad del aceite, de modo que la formación de la capa de aceite queda

asegurada sean cuales fueren las condiciones de servicio.

La conservación del cojinete lleva aparejada la comprobación del nivel de aceite,

la medición de las temperaturas de éste, y el perfecto funcionamiento de los

indicadores de la circulación del aceite.



Los cojinetes pueden generalmente conservar la nueva carga de aceite durante

varios años. Cuando trabajan por encima de 50ºC hay que proceder al cambio del

aceite con más precaución, y a la revisión periódica para limpiar y retirar los

depósitos que pudiesen formarse.

La condición principal para la seguridad de marcha de un cojinete de suspensión

es la refrigeración del aceite y, por ello, los serpentines de refrigeración que van

colocados en el cojinete no deben ser empleados más que si se dispone de agua

completamente limpia. Si así no fuere, habrán de utilizarse refrigerantes de tubos

verticales que son de fácil limpieza.

El agua de refrigeración puede purificarse por medio de filtros que deben lavarse y

limpiarse periódicamente; esto se realiza mediante cepillo y si no es posible, con

un chorro de agua a gran velocidad de salida que producirá el desprendimiento de

la incrustación.

El aceite empleado para estos cojinetes de suspensión con segmentos inclinables,

suele tener una viscosidad de 6 a 12 grados Engler a 50º C; en tanto que los

cojinetes con anillos fijos precisan un aceite de viscosidad de 10 a 12 Engler a 50º

C.

Con objeto de disminuir el riesgo de corrosión, al poner en marcha el grupo, el

aceite frío se inyecta directamente en los espacios intermedios que separan los

segmentos basculantes, por lo cual es aconsejable hacer funcionar la bomba de

circulación del aceite antes de poner en marcha el grupo, y esto puede hacerse si

dicha bomba se mueve con motor eléctrico independiente.

3. MANTENIMIENTO DEL TRANSFORMADOR

Como consecuencia de los cambios de carga la temperatura del transformador, y

la del aceite, cambian. Por ello varía el nivel del aceite en el depósito de

expansión, saliendo y entrando aire. A pesar del silicagel entra humedad y pasa al

aceite.

Solo unos veinte miligramos de agua por kilogramo de aceite, 20 ppm, pueden

provocar la caída del cincuenta por ciento de la rigidez dieléctrica. Esto supone un

evidente peligro para la seguridad de las personas y la instalación ya que es el

aceite aislante el que soporta, casi él solo, el aislamiento a tierra. Por otra parte, el

aceite alcanza una temperatura lo suficientemente elevada como para reaccionar

con el oxígeno que tiene disuelto. Los productos de descomposición son polares,

a diferencia del aceite aislante que está formulado a base de compuestos



apolares, y además se forman compuestos de polimerización que se depositan en

el transformador (depósitos).

Los depósitos dificultan la refrigeración del transformador elevando su temperatura

de funcionamiento. Esto produce una descomposición más rápida del aceite al

elevarse la temperatura. Algunos de los productos de descomposición del aceite

son ácidos.

Los compuestos polares contribuyen a aumentar las pérdidas dieléctricas del

transformador, que como en el caso de los sedimentos, elevan la temperatura del

aceite.

INSPECCION VISUAL

Se realizará una inspección más minuciosa para comprobar si el equipo recibido

no tiene defectos de fábrica en acabados, ajuste de piezas, pintura e indicativos

de las características de los transformadores, corroborar que el número de serie

del protocolo coincide con el del transformador así como de sus demás datos. Si

no se tiene ninguna observación que hacer al respecto se prosigue con el

presente procedimiento

CUBICULO DE TRANSFORMADOR

• Zona Exterior:

Deberá asegurarse el mayor grado de resistencia a la corrosión. Para ello se

ejecutarán, en un mismo taller, los siguientes pasos:

a) Preparar la superficie a pintar, eliminando la capa de laminación, el óxido o

suciedad, mediante el sistema de sopleteado con arena seca de río; granalla de

acero o similar.

b) Inmediatamente de terminado esto, se aplicará una mano; (imprimidor

fosfatizante).

c) Luego, inmediatamente después, deberá aplicarse una capa de pintura

anticorrosiva.

d) Además, se recomienda tener especial cuidado en proteger las esquinas, las

soldaduras y otros puntos vulnerables a los golpes, haciendo una aplicación a

brocha en estos puntos, para luego aplicar la pintura en todas las superficies,

incluyendo los puntos mencionados.



• Zona Interior:

Cuando se haga el cambio total de aceite se deberá pintar necesariamente las

partes no cubiertas por el aceite, con pintura anticorrosiva.

La pintura adecuada, debe ser compatible con el aceite del transformador en

cualquier condición, no debiendo deteriorarse aún a temperaturas altas

(Transformador sobrecargado).

PRUEBAS

PRUEBA DE TRANSFORMACION Y GRUPO DE CONEXIÓN

Se debe efectuar para cada posición del tap y cada fase .Se alimenta al

trafo por el lado de AT con una tensión de 200v.

Se debe tener especial cuidado en la alimentación del trafo por el lado de

AT ya que si se comete un error (alimentar por el lado de BT), se generaría

AT con lo cual el operador estaría en peligro de muerte.

Previo a la realización de la prueba se debe calcular la relación de

transformación teórica en valores nominales máximos para cada posición

del tap.

Con el equipo se medirá y la aguja deberá de permanecer en cero. Esto se

logra movimiento las perillas. Para determinar rápidamente la relación de

transformación, las perillas se pueden preajustar al valor mínimo teórico.

Este procedimiento debe de ser efectuado para cada posición del tap y

cada fase.

Los ensayos de aislación en transformadores, y en general en cualquier equipo

eléctrico, se realizan para verificar que el aislamiento posea características

óptimas ya sea en el proceso de fabricación, o bien durante los períodos de

mantención del equipo una vez que este ha entrado en servicio.

Los principales ensayos dieléctricos aplicables a transformadores son los

siguientes:

Ensayos de impulso

Ensayos de alto potencial

Medición de la resistencia del aislamiento

Medición del factor de disipación y potencia en aislamiento general y en

bushings.

Pruebas para verificar la calidad del aceite

Detección de gases disueltos en el aceite.



Detección de descargas parciales en el aislamiento del transformador.

a) Ensayos de impulso.

Estas pruebas se realizan en laboratorio y constituyen ensayos ejecutados por los

fabricantes durante el proceso de aceptación del equipo. Los ensayos de impulso

permiten determinar si el aislamiento del transformador es capaz de soportar

esfuerzos eléctricos asociados a descargas atmosféricas y sobretensiones de

maniobra. Lo anterior se consigue aplicando a la aislación del transformador

ondas de tensión de impulso normalizadas de alta tensión (cuya duración es del

orden de los microsegundos) que tratan de simular los sobrevoltajes asociados a

rayos o a interrupciones en el sistema eléctrico. Si la aislación del transformador

no sufre ruptura luego de la ejecución de estos ensayos se dice que el equipo ha

superado la prueba de impulso.

b) Ensayos de alto potencial.

Los ensayos de alto potencial consisten en la aplicación de tensiones, a frecuencia

industrial, de magnitud superior a los valores nominales del transformador . Estas

pruebas permiten verificar la condición del aislamiento en lo que respecta a su

capacidad para soportar sobrevoltajes a frecuencia de operación, o a mayor

frecuencia en el caso de la prueba de potencial inducido. Entre los ensayos de alto

potencial se distinguen:

Ensayo de potencial aplicado

Ensayo de potencial inducido

El ensayo de potencial aplicado consiste en someter a la aislación del

transformador a una sobretensión a frecuencia industrial (de valor normalizado)

durante 1 minuto, y chequea el aislamiento entre los bobinados entre sí y con

respecto a tierra. El ensayo de potencial inducido se lleva a cabo para verificar las

condiciones del aislamiento entre vueltas en cada una de las bobinas y se realiza

a frecuencias del orden de los 120 Hz para no saturar el núcleo del transformador.

c) Medición de la resistencia del aislamiento

La medición de la resistencia del aislamiento se lleva a cabo con un megger, que

aplica tensión continua entre los bobinados, bobinados con respecto a tierra y con

respecto al núcleo. A través de las mediciones anteriores se obtiene los valores de

la resistencia del aislamiento. Los valores típicos de resistencia del aislamiento

entre bobinados y tierra, en un transformador de poder, es del orden de 400

Meghoms, y entre bobinados y núcleo, de 1000 Meghoms. La medición de



resistencia de aislamiento con respecto al núcleo solo se realizará si este es

accesible.

d) Medición del factor de disipación y potencia (factores de pérdida).

El factor de disipación del aislamiento de un transformador se obtiene por lectura

directa a través de un puente capacitivo (puente de schering), por su parte el

factor de potencia se calcula a partir de los valores de factor de disipación

obtenidos. Para el aislamiento general del transformador, el factor de disipación o

tangente delta por lo general se mide utilizando el método de DOBLE que entrega

directamente los valores de tangente delta y la capacidad (en Faradios) del

aislamiento. Tanto el factor de disipación, como el de potencia deben asumir

valores bajos, pues representan pérdidas indeseables en la aislación que pueden

diagnosticar presencia de cavidades en esta y por ende aparición de descargas

parciales.

Para el caso de los bushings o bujes del transformador, la medición de los factores

de pérdida se realiza empleando distintos métodos, cuya aplicación dependerá del

tipo de bushing presente. Para bushings capacitivos se realiza la medición con

puentes capacitivos entre el terminal del buje y el tap de voltaje. Para bushings no

capacitivos, la medición de los factores de pérdida se lleva a cabo empleando el

método del collar caliente.

e) Pruebas para la verificación de la calidad del aceite.

Estos ensayos estan normalizados por los estándares de la ASTM, y se realizan

tomando muestras del fluído para verificar las siguientes características del aceite:

Rigidez dieléctrica en corriente alterna

Rigidez ante impulso

Color y apariencia

Densidad

Viscosidad

Punto de fluidez

Punto de inflamación

Tensión interfacial

Número de neutralización (acidez)

Contenido de agua

Estabilidad ante oxidación

Contenido de inhibidores (aditivos)

Tendencia a absorción de gases

Factor de potencia y disipación



Resistividad

El ensayo más requerido dentro de los ya nombrados es la medición de rigidez

dieléctrica en el aceite. Esta prueba se lleva a cabo por medio de dos métodos:

ASTM D 1816 (electrodos semiesféricos) y ASTM D 877 (electrodos de disco).

Existen otras características en los aceites dieléctricos que se han reconocido de

manera más reciente como:

Contenido de contaminantes

Análisis de composición química

Tendencia a generar carga electroestática

Detección de descargas parciales en el fluido

f) Detección de gases disueltos en el aceite

Para la detección de gases disueltos en el aceite, que pueden resultar ser indicios

de falla en el aislamiento del transformador, se emplean los siguientes métodos:

Medición del total de gases combustibles en el aceite

Análisis de la capa de gas

Análisis de gases disueltos en el aceite (cromatografía gaseosa)

La técnica que entrega más información es la cromatografía gaseosa la cual

permite, a través de sus resultados, determinar el posible tipo de falla presente en

el transformador. El método hace posible detectar fallas incipientes derivadas de

sobretemperaturas, arcos y descomposición de la celulosa que forma parte del

aislamiento sólido del transformador. Recientemente se han desarrollado métodos

cromatográficos que permiten llevar a cabo los diagnósticos en terreno.

g) Detección de descargas parciales en el aislamiento del transformador

Las descargas parciales en la aislación de transformadores pueden detectarse por

medio de los siguientes métodos:

Métodos eléctricos

Métodos químicos

Métodos acústicos

Los métodos eléctricos se llevan a cabo midiendo las descargas parciales por

medio de detectores convencionales. Esta técnica tiene el inconveniente de perder

sensibilidad en mediciones en terreno debido a la alta interferencia

electromagnética derivada del sistema eléctrico.



Los métodos químicos aprovechan la información entregada por los gases que

aparecen en el aceite del transformador, no obstante, estas técnicas no permiten

detectar la presencia de descargas incipientes en el aislamiento del transformador

debido a que se produce un gran retardo entre el inicio de la fuente de descargas

parciales y la evolución de gas suficiente que delate la presencia de estas.

Las técnicas acústicas detectan la actividad de descargas parciales por medio de

sensores que se instalan en el tanque del transformador. Estos métodos además

de medir la magnitud de las descargas pueden entregar la ubicación física de las

fuentes de descargas parciales.

RELE BUTCHOLTZ

La actuación del relé Buchholz debe ser considerada un incidente importante y en

consecuencia actuar con celeridad antes de que se produzcan daños irreparables.

El análisis de la composición de los gases nos indicará el origen y orientará las

actuaciones posteriores.

¿CÓMO DEBE TOMARSE LA MUESTRA? Para que la toma sea representativa

conviene que el transformador se halle en servicio, adoptando las necesarias

medidas de seguridad y cuidando las distancias a partes activas. Para facilitar la

toma y asegurar su representatividad se utilizan dispositivos adecuados para toma

de muestras que se envían libres de gastos. El procedimiento, que se proporciona,

está recogido en la CEI 60567.

PRUEBA DE ACEITE- CROMATOGRAFÍA

ACEITES AISLANTES.

El Aceite Aislante cumple múltiples funciones en los transformadores eléctricos:

mejora del aislamiento entre componentes del Transformador, homogenización de

la temperatura interna y refrigeración, etc.

DEGENERACION DEL ACEITE AISLANTE

El Aceite Aislante va degenerándose dentro del Transformador Eléctrico durante el

funcionamiento normal del mismo. La degeneración dependerá de muchos

factores, como el tipo de transformador, ubicación, carga y temperatura de trabajo,

etc.

La Contaminación de los Aceites Aislantes está básicamente relacionada con:



• Presencia de humedad en el Aceite ( agua ): medida en PPM ( partes por millón).

El valor max, según la norma IEC 296 para transformadores, no debe superar 30

PPM, aunque algunos fabricantes pueden recomendar máximos de 10 PPM de

agua, para transformadores eléctricos de Alta Tensión >170 KV

• Partículas: la fabricación de los transformadores implica la utilización de papales

y celulosa, que pueden desprender pequeñas partes por vibración, etc. Además,

los transformadores necesitan un respirador para poder compensar las

dilataciones del aceite, siendo foco de entrada de polvo, etc al interior del

transformador, y por lo tanto al aceite.

• Oxidación: Esfuerzos de trabajo, puntos calientes, degeneración de las partículas

y suciedad y descompensaciones provocan la generación de gases disueltos y

oxidación del Aceite Aislante del transformador.

ANALISIS ACEITES AISLANTES

El Mantenimiento Preventivo de los Aceites Aislantes debe incluir el Análisis del

Aceite, mediante diferentes pruebas que permitan conocer el estado funcional del

mismo, que evite Fallas inesperadas de los Transformadores, con las

consiguientes consecuencias económicas y de calidad en el servicio de suministro

eléctrico. La necesidad de Mantenimiento de un Transformador Eléctrico es, por lo

tanto, directamente proporcional al valor del mismo, y a la importancia del

suministro de energía que ofrece.

COMPROBACION ACEITES AISLANTES

La toma de muestras para el análisis del Aceite Aislante desde ser realizada de

forma segura y cuidadosa, para conseguir resultados reales. Las pruebas básicas

que pueden hacerse a los Aceites Aislantes para transformador son:

Test de Rigidez Dieléctrica: Consiste en la comprobación de la capacidad

aislante del aceite del trasformador, mediante la extracción de una muestra

y el uso de un aparato Comprobador de Rigidez Dieléctrica (conocido

vulgarmente como CHISPOMETRO ).

Agua disuelta en el Aceite: Medida en PPM, partes por Millón, y de efecto

directo en la pérdida de la Rigidez Dieléctrica de la muestra.

Neutralización/Acidez: Control de los niveles de ACIDO en el Aceite, como

referencia del nivel de Oxidación del mismo.

Turbiedad/Color: Tanto la presencia de Agua como de otras partículas

disueltas produce turbiedad en el Aceite Aislante.

Partículas Disueltas: contaminación por todo tipo de suciedad.



Gases Disueltos: El envejecimiento, junto con la degradación de las

partículas por la temperatura y posibles descargas internas, generan

diferentes gases dentro del transformador y en el aceite del tipo y cantidad

de ellos pueden dar importante información.

Tensión Superficial: Valor Físico del Aceite, con relación con la viscosidad.

4. MANTENIMIENTO DEL ACEITE AISLANTE

Aunque en algunas ocasiones donde la degradación y contaminación del Aceite

haga más cara su regeneración que su sustitución, vamos a dar una serie de

consejos que eviten llegar a esa situación:

Equilibrar adecuadamente los Transformadores logrará que el aceite cubra

la totalidad de las partes del interior de los mismos.

Colocar filtros adecuados en los respiradores de los Transformadores, de

forma que evite la entrada de la mayor cantidad posible de humedad, polvo

y otros partículas.

Comprobar el cierra de tapas, pasacables, mirilla, etc, para evitar tanto el

acceso de suciedad como la perdida de aceite.

Realizar pruebas, test y/o análisis periódicos para poder tomar acciones de

mantenimiento antes de que, la excesiva degradación del aceite lo haga

irrecuperable e incluso dañe de forma grave el interior del Transformador.

El uso de Equipos de Purificación y Regeneración de Aceite Aislante permite

devolver las características funcionales mínimas para continuar usándolo. Este

tratamiento debe realizarse antes de que la contaminación del Aceite provoque

depósitos en el fondo del Transformador

Por todo lo anterior, las características que la Comisión Electrotécnica

Internacional (CEI) recomienda controlar periódicamente en su publicación 60422

son las siguientes:

Aspecto; Tensión de Ruptura; Contenido en Agua; Índice de Neutralización;

Pérdidas Dieléctricas (Tg ) De los ensayos se deduce: El estado del aceite es

satisfactorio. Si hay un problema de contaminación y conviene filtrar bajo vacío y

eliminar agua, o se aprecia un deterioro químico y se evalúa con ensayos

complementarios si se puede regenerar el aceite filtrando a través de tierras

adsorbentes, o hay que sustituir el aceite.



Debe evitarse la práctica de filtrar el aceite si no es necesario, ya que esto puede

contribuir a un envejecimiento prematuro, encareciendo además el mantenimiento.

Desde hace más de 30 años se dispone de un método fiable y económico que, sin

interferir en el normal funcionamiento del transformador, proporciona datos que

informan de la existencia de defectos incluso aun latentes, lo que permite disponer

de tiempo para programar una acción que evite la perdida de producción. La

técnica tiene la misma filosofía que la empleada en medicina. El aceite aislante del

transformador, como la sangre en el cuerpo, pasa por todos los sitios. Si en algún

punto se está produciendo un calentamiento anómalo (temperaturas superiores a

140ºC ) o una heterogeneidad del aislamiento que origina descargas eléctricas, el

aceite aislante se descompone originando productos que permanecen disueltos en

el aceite (hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, óxidos de carbono).

Si se toma una muestra del aceite y se analiza mediante cromatografía de gases

se puede determinar las cantidades de estos compuestos.

La norma de la Comisión Electrotécnica Internacional (CEI) 599 establece la Guía

de Interpretación de los resultados de los análisis que permite la identificación del

tipo de defecto en transformadores aislados con aceite mineral. Las experiencias

recogidas por el Institute of Electrical and Electronics Engineers. Inc. permite la

identificación del tipo de defecto en el caso de transformadores aislados con

siliconas.

La actuación del propietario ante un diagnóstico es la clave para evitar un

incidente importante y en consecuencia actuar con celeridad antes de que la

información disponible no sea útil porque ya se han producido daños irreparables y

pérdida de producción.

CROMATOGRAFÍA

Cromatografía: La cromatografía está definida como un proceso físico químico de

separación. Consiste en inyectar la muestra de gas en un flujo de gas inerte, el

cual sirve como transportador a través de una columna de acero inoxidable que

contiene un producto químico granulado finamente. Esta columna deja pasar

ciertos gases en distintos tiempos y a otros los absorbe.

El propósito de este análisis es conocer exactamente las diferentes sustancias que

componen los gases disueltos extraídos desde el aceite del transformador.



TERMOGRAFIA

La inspección Termográfica se utilizó para identificar de forma más rápida y

segura los puntos calientes asociados a anomalías típicas tales como:

Contactos con apriete insuficiente, suciedad o corrosión.

Elementos defectuosos o mal dimensionados.

Pérdidas de calor o frío por defecto del aislamiento térmico o refractario.

Las aplicaciones de la inspección por infrarrojos en el Mantenimiento Eléctrico:

Cuadros eléctricos de baja tensión (contactores, magnetotérmicos,

fusibles).

Motores eléctricos.

Centros de transformación de Media Tensión (transformadores, pasamuros,

interruptores automáticos, fusibles).

Línea de distribución (aisladores, seccionadores en tendidos aéreos).

Subestaciones transformadoras de Alta Tensión.

Reducción de pérdidas de energía y detección de humedades.



IX. POSIBLES FALLAS Y ACCIONES

CORRECTIVAS DE UNA CENTRAL

HIDROELÉCTRICA

Se pueden presentar diversas fallas eléctricas debido a los cambios climáticos y/o

falta de mantenimiento en la represa. Ante la presencia de estas fallas se pueden

optar por las siguientes soluciones:

Solucionar las fallas de la central hidroeléctrica aportando más

mantenimiento y creando un plan para la elaboración de estos de manera

efectiva.

Disminuir el número de personas a las que la represa debe aportarles

electricidad aportando otro tipo de energía creando una nueva central del

tipo eólico, lo cual consiste en obtener energía a partir de corrientes de aire

mediante generadores.

Disminuir el número de personas a las que la represa debe aportarles

electricidad aportando otro tipo de energía creando una nueva central del

tipo solar, lo cual consiste en obtener energía a partir de la radiación

electromagnética generada por el sol mediante el uso de células

fotovoltaicas, heliostatos o colectores térmicos, que son captadores

capaces de transformar la energía solar a energía eléctrica o térmica.

La solución que se recomienda para este tipo de fallas es la de una central

eólica, la cual consiste en transformar la energía cinética ocasionada por el viento

cuando mueve las aspas de los determinados generadores a energía eléctrica.

Estos generadores consisten en unos molinos, los cuales son cuidadosamente

ubicados (normalmente coincide con la ruta de las aves migratorias) de gran altura

y usualmente son muy efectivos.



Este tipo de solución presenta las siguientes ventajas:

Su contaminación es mínima ya que no producen emisiones atmosféricas ni

residuos contaminantes.

No requiere de ninguna combustión para su funcionamiento

Su instalación es rápida (menos de un año).

ELEMENTOS DE REGULACIÓN, CONTROL Y PROTECCIÓN

En todo aprovechamiento hidroeléctrico, es necesaria la instalación de diversos

mecanismos que regulen y controlen el buen funcionamiento de la central, así

como dispositivos de protección, tanto de la central como de la línea, ante los

posibles fallos que puedan producirse.

Reguladores automáticos de las turbinas

Cuando se produce una variación de carga en la turbina, es decir, cuando se

modifica el par resistente que actúa sobre la misma, según se trate de aumento o

disminución de dicho par, la turbina reducirá o aumentará el número de

revoluciones con que estuviese en funcionamiento antes de producirse la variación

de carga. Es necesario por consiguiente, adaptar el par motor al resistente, y esto



se lleva a cabo regulando conveniente-mente la entrada de agua, para que

aumentando o disminuyendo el caudal (puesto que la altura del salto no se habrá

modificado), se disponga en cada momento de la potencia requerida y con ello se

obtendrá, salvo ligera variación, el número de revoluciones de funcionamiento

normal de la turbina. En una palabra, la misión del regulador automático consiste

en conseguir el equilibrio, en todo momento, de los trabajos motor y resisten-te

para mantener sensiblemente igual y con todas las cargas el número de

revoluciones de la turbina que con-viene a su funcionamiento.

En las centrales pequeñas y en servicios poco importantes, es posible efectuar

esta regulación manualmente; pero cuando se trata de instalaciones expuestas a

variaciones de carga de consideración, se precisa recurrir a la regulación

automática.

Se ha dicho y con plena razón, que el regulador es el alma de la turbina, y

ciertamente el papel que aquel desempeña es de excepcional importancia.

Los principales bucles de control y sistemas de supervisión y mando en una

central hidroeléctrica de pequeña potencia son:

Para control de la turbina

- Regulador de velocidad, para centrales con grupos síncronos.

- Reguladores de nivel para centrales con grupos asíncronos conectados a la red.

- Regulador de potencia generada, para centrales en red instalada.

- Regulador de caudal turbinado.

Para control del generador

- Regulador de tensión para grupos síncronos.

- Equipo de sincronización, en caso de grupos síncronos funcionando conectados

a la red.



- Batería de condensadores y relé taquimétrico, en caso de grupos asíncronos

funcionando conectados a la red.

Para control de la turbina y del generador

La instrumentalización necesaria para realizar este cometido, depende del tipo de

generador utilizado, y del funcionamiento previsto. Se pueden considerar los

siguientes casos:

1. Central con generador síncrono funcionando conectado a la red

El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la

frecuencia está mantenida por la red, sin embargo es muy conveniente su

instalación. El mando del distribuidor se realiza por medio de un servo-oleo

hidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del regulador de nivel.

El control del generador es una regulación del factor de potencia, ya que al estar

conectado a la red, está fija la tensión, y la variación de la excitación modifica la

potencia reactiva suministrada por el grupo.

El equipo automático de sincronización estará provisto de ajuste de velocidad y

tensión del grupo, por medio de un relé de sincronismo.

2. Central con generador síncrono funcionando aislado

El control de la turbina debe asegurar el mantenimiento de la frecuencia de la red

en cualquier condición de carga, necesitando por tanto un sistema de regulación

de velocidad y de potencia.

El control del generador, necesita un regulador de tensión que actúe sobre la

excitación del alternador, a fin de mantener la tensión dentro de los límites

admisibles.



3. Central con generador asíncrono funcionando conectada a la red

El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la

frecuencia está mantenida por la red. El mando del distribuidor se realiza por

medio de un servo-oleo hidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del

regulador de nivel.

El control del generador se consigue mediante una batería de condensadores

estáticos controlados de forma continua por medio de tiristores.

Para la conexión del grupo a la red, deberá llevar un detector de velocidad que

proporcione una señal cuando el grupo llegue a la velocidad de sincronismo, para

ello se utiliza un relé taquimétrico que puede ser mecánico o eléctrico.

Las protecciones para los diferentes sistemas actúan cuando se produce un hecho

anormal en el funcionamiento y pueden producir una alarma, la parada del algún

grupo o la parada total de la central, dependiendo de cuál sea el hecho acaecido.

Los principales hechos que pueden hacer actuar las protecciones, son los

siguientes:

Protecciones Mecánicas

- Embalamiento de turbina y generador.

- Temperatura de eje y cojinetes.

- Nivel y circulación del fluido de refrigeración.

- Nivel mínimo hidráulico.

- Temperatura de aceite del multiplicador de velocidad.

- Desconexión de la bomba del aceite de regulación.



Protecciones Eléctricas del Generador y Transformador

- Intensidad máxima,

- Retorno de potencia (máxima admitida 5% de la nominal).

- Calentamiento del generador y/o del transformador.

- Derivación en el estator.

- Producción de gases en el transformador (Buchholz).

- Nivel de tensión (entre el 85 y el 100% de la tensión nominal).

- Nivel de frecuencia (entre 47.5 y 51 Hz.)

Protecciones de la línea de Media Tensión

- Derivación de una fase a tierra.

- Cortocircuito o inversión de fases.

- Sobre intensidad.

EQUIPOS AUXILIARES

En una central hidroeléctrica, aparte de los equipos principales anteriormente

descritos, deben existir una serie de equipos auxiliares necesarios para el correcto

funcionamiento de las instalaciones.

El consumo eléctrico de estos equipos auxiliares oscila alrededor del 2% de la

producción de la central.

Los equipos más comunes, que se pueden considerar como auxiliares dentro de la

central, son:



Ventilación.

Alumbrado normal y de emergencia.

Equipo de corriente continua empleado para alimentar las bobinas de

desconexión del disyuntor y otras bobinas de relés y conectores.

Bombas para el drenaje de posibles fugas o achique en caso de

inundación.

Batería de condensadores, en caso de que exista grupo asíncrono, para

mejorar el factor de potencia.

Puente grúa, aunque en algunos casos puede ser suficiente una grúa

portátil durante el montaje y operaciones de mantenimiento.

Red de tierra, para limitar la tensión con respecto al terreno.

Limpia rejas.

Protección contra incendios.

Agua de refrigeración

MANTENIMIENTO DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Hay distintos tipos de mantenimiento, hay un mantenimiento programado

preventivo es decir durante los doce meses del año cada mes se determina hacer

un tipo de trabajo tanto mecánico, hidráulico, eléctrico que tiene que ir de acuerdo

a las necesidades de la planta hay trabajos de gran envergadura como también

hay otros menos importantes como también otros rutinarios estos mantenimientos

rutinarios se hacen todos los días, los cargados de mantenimiento hacen una

ocultación estos son: ver como esta con la presión, la temperatura, las fugas de

agua y aceite. Luego también se hacen mantenimientos preventivos para esto, se

hace un cronograma anual de mantenimiento por mes para que así cuando se

llegue al último mes del año ya se hayan hecho todos los trabajos preventivos

para el año siguiente para que cuando entre en operación los meses de

noviembre, diciembre, enero, marzo, abril que son las épocas de lluvia cuando el

lago está en su plenitud la planta tiene que trabajar al 100% y para que pueda

trabajar a ese porcentaje ya se tiene que haber previsto todos esos

mantenimientos estos se hacen en época de estiaje.



X. OBSERVACIONES Y SUGERENCIAS PARA

OPTIMIZAR LOS PROCESOS Y EL

MANTENIMIENTO

El seguimiento y diagnosis del funcionamiento de la central se realizaran

utilizando las bases de datos históricos y protocolos establecidos.

Los cambios en los parámetros o procedimientos de operación que

supongan mejoras en el funcionamiento de la instalación y puedan lograr

avances en materia de eficiencia energética, fiabilidad, eficacia o seguridad

de los procesos se analizan y se proponen para su consideración

Los informes sobre el estado e incidencias relacionadas con las tomas de

agua, avenidas, aforadores, estanqueidad, galerías y otros componentes de

la central se elaboran según el procedimiento establecido

Las maniobras en compuertas, ataguías, válvulas, reguladores,

interruptores eléctricos, bombas y otros elementos de maniobra se

supervisan, comprobando que se ejecuten según la secuencia establecida

en los procedimientos, con las medidas de seguridad requeridas y en

coordinación con los responsables de operación en la sala de control.

La coordinación con el centro de control de la central hidroeléctrica, así

como la adopción de todas las medidas de seguridad previas a la prueba de

equipos se garantizan en todos los casos utilizando los procedimientos de

comunicación correspondientes.

El adecuado aislamiento eléctrico, puesta a tierra, ventilación,

posicionamiento y enclavamiento de compuertas y ataguías, válvulas de

aislamiento y drenaje se comprueban para asegurar las condiciones

óptimas de intervención, aplicando las cinco reglas de oro y los

procedimientos y normas establecidos

La certificación de que el equipo o sistema queda dispuesto, debidamente

señalizado y en condición totalmente segura para que pueda ser intervenido

se realiza en coordinación con el responsable del centro de control,



aplicando las cinco reglas de oro y los procedimientos y normas

establecidos.

El stock de materiales del almacén y los sistemas para su distribución se

gestiona, si es de su responsabilidad, bajo premisas de eficiencia y calidad.

Los datos obtenidos, fruto de las revisiones o del mantenimiento, se

recopilan y utilizan para la realización de las fichas de control e informes

concernientes a las tareas realizadas.

Los procedimientos de actuación ante accidentes causados por fenómenos

de origen eléctrico, térmico, mecánico o derivados de incendios, derrames o

fugas de productos inflamables, tóxicos o corrosivos, o de cualquier otro

tipo, se ponen en práctica con el rigor necesario.

Las zonas de trabajo de su responsabilidad se mantienen en condiciones

de orden y limpieza con el fin de evitar accidentes.

El engrase y cambio de aceite se efectúan según los procedimientos

establecidos y en las condiciones de seguridad exigidas.

Los equipos e instalaciones relacionados con el control medioambiental se

mantienen cumpliendo con los requisitos reglamentados, en las condiciones

de calidad y de seguridad establecidas.

La reparación o sustitución de consumibles y de otros elementos básicos

deteriorados se efectúa siguiendo la secuencia del proceso de desmontaje

y montaje establecido, dentro del tiempo previsto y con la calidad exigida,

comprobando su funcionamiento.

Los planos y especificaciones técnicas de los equipos e instalaciones a

mantener se identifican e interpretan para conocer con claridad y precisión

la actuación que se debe realizar y establecer la secuencia de intervención

del mantenimiento, optimizando el proceso en cuanto a seguridad, método y

tiempo.

Los equipos e instrumentos relacionados con los sistemas eléctricos de AT

-subestación-, BT, corriente continua y tensión segura se operan según

procedimientos establecidos



XI. CALCULO DE LOS PRINCIPALES

PARAMETROS DE LOS PROCESOS DE

OPERACIÓN Y DE MANTENIMIENTO

Requerimientos necesarios para la instalación de una central hidroeléctrica:

Básicamente los requerimientos de una central no son diferentes a los de una

central de generación a gran escala los requerimientos son:

1.- Caudal de agua

Se necesita un caudal de agua constante para garantizar la continuidad de

funcionamiento de la mini central, este caudal va a ser él nos va a proveer de la

energía primaria para el movimiento de la turbina de la planta de generación

hidroeléctrica.

2.- Salto geodésico

El salto geodésico es el desnivel en el cauce del caudal de agua, en el salto

geodésico se produce la energía cinética del agua, energía que es aprovechada

por las turbinas para generar el movimiento en el generador.

Criterios teóricos para el diseño de una central:

1.- Alturas de salto neto

Es la distancia vertical medida entre la lámina de agua de la toma de agua y la del

canal de descarga, de acuerdo con esto y a las características de cada turbina se

ha obtenido la siguiente tabla:



Con los datos de caudal y salto geodésico tomados de los estudios de pre

factibilidad procedemos a dimensionar la mini central en todos sus componentes

con la finalidad de garantizar el funcionamiento y la durabilidad del sistema entre

los componentes a dimensionar.

Obra civil

Equipamiento electromecánica

Equipos auxiliares.

2.- Calculo de la altura aprovechable

Determinar la altura vertical entre la cámara de carga y la casa de máquinas es

indispensable para empezar con los cálculos de los componentes de la mini

central debido a que esto nos proporciona la potencia a obtener para nuestro

estudio.

3.- Caída Neta

La caída neta o altura neta es la altura del salto aprovechable por la turbina, es

igual al salto útil menos las pérdidas de carga que tiene lugar a lo largo de la

conducción forzada, reducciones, válvulas, etc.

La caída neta del aprovechamiento puede determinarse con métodos sencillos

como:

Método del nivel con manguera

En este método se requiere una manguera y unas escalas; la altura Hx se

determina como la diferencia entre las 2 indicaciones de las escalas, en los puntos

del nivel de agua en la manguera; la altura total del aprovechamiento es la suma

de estas diferencias desde la casa de máquinas hasta el tanque de presión.



Método del nivel de carpintero

Este método es parecido al método de la manguera, para este método se requiere

de un nivel de carpintero, unas escalas, una regla o un hilo. Para determinar la Hx

se coloca las escalas en forma perpendicular y la regla de forma horizontal, luego

el nivel se ubica sobre la regla, la altura total del aprovechamiento se determinan

en la misma forma del procedimiento anterior.

Método del Clinómetro

Este método resulta el más sencillo de realizar pero requiere de algunos cálculos

matemáticos para determinar la altura entre los puntos 1 y 2 (fig.2.3) se requiere

conocer ciertos parámetros como son los valores de las escalas de apoyo, en este

caso H1 y H2, los ángulos θ1 y θ2 y la distancia Lx, que es la longitud entre los

puntos 1 y 2, conocido estos datos se calcula la altura de la siguiente manera:



Se halla el promedio entre los ángulos.

A partir de la expresión trigonométrica del seno y el valor de

Lx se encuentra la altura Hx.

La altura entre los puntos 1 y 2 es la diferencia entre (Hx +

H2) y H1.

La altura total del aprovechamiento será las sumas de las

alturas H12.

Método del Barómetro

En este método la presión atmosférica varia inversamente proporcional a la altura

sobre el nivel del mar, así en función de la presión en un determinado lugar se

puede determinar su altura; por tanto, si se conoce la diferencia de presión entres

2 puntos, se pueden determinar la diferencia de niveles existentes. Cuando se

dispone de un solo altímetro se realiza de la siguiente manera:

Se aparta de un punto de altura conocida, se lee la altura en el altímetro y se

anota la hora en que se hizo la observación y la temperatura que indica el

termómetro. Luego se lleva el instrumento a los otros puntos cuya cota se desea

conocer y en cada uno de ellos se anota la altura, la hora y la temperatura; se

regresa inmediatamente al punto de partida y de nuevo se hace la lectura del

tiempo y la temperatura.

Los cambios en las condiciones atmosféricas hacen que la altura leída

inicialmente no concuerde con la lectura del altímetro luego de tomar los otros

puntos. Se supone que las condiciones atmosféricas varían gradualmente durante

el lapso de tiempo comprendida entre la altura inicial y la final.



Método del Profundímetro

Es un método sencillo que mide la presión de una columna de agua y toma su

equivalente en metros. Requiere de un tubo plástico en el cual se encuentra una

columna de agua y al final del tubo se coloca un profundímetro, que indica la

presión ejercida por el agua en su equivalente en metros, de acuerdo con la

siguiente expresión:

Dónde:

P= Es la lectura de la presión en Kpa.

H= Es la caída en metros.

Método del GPS

En la actualidad el método del GPS sería el más adecuado para realizar las

mediciones necesarias, ya que este método indica la posición de una persona o

lugar mediante la triangulación de los satélites.

Claro está que se necesitaran realizar varias mediciones para de ahí sacar un

valor medio y así reducir el margen de error.

3.- Calculo del caudal

La dinámica de fluidos define al caudal como la cantidad de fluido que avanza en

una unidad de tiempo. También es conocido como caudal volumétrico o índice de

flujo fluido.

El cálculo de caudal de agua viene expresado por la ecuación de continuidad:

Donde es:



Q es el caudal (m3/s)

V es la velocidad (m/s)

S es la sección de la tubería (m2)

Para que el fluido se traslade entre dos puntos dentro de una línea de flujo, debe

existir una diferencia de energía entre los dos puntos, la diferencia de energía

representan las perdidas por rozamiento en la línea de flujo, el rozamiento no es

una constante este depende de la estructura del material del que está compuesto

la línea de flujo.

La rugosidad del conducto

La viscosidad del fluido

El régimen de funcionamiento (régimen laminar o régimen turbulento)

El caudal circulante, es decir de la velocidad

El cálculo de caudal se basa en la ecuación de Bernoulli

Dónde:

g es la aceleración de la gravedad

p es la densidad del fluido

P es la presión

Considerando el rozamiento, la ecuación entre dos puntos 1 y 2 se expresa como



Simplificando:

Donde perdidas (1,2) es la perdida de energía que sufre el fluido por causa del

rozamiento al circular entre el punto 1 y 2. Si tomamos una distancia L del ducto

de conducción o canal o rio tenemos que (perdidas (1,2)/L este valor representa la

perdidas de altura por unidad de longitud de conducción este valor es la pendiente

de la línea de energía y se lo denomina J.

Formulas experimentales La fórmula de manning que sirve para relacionar la

pendiente de energía con la velocidad de circulación del fluido cuando este es

agua.

Dónde:

n es el cociente de rugosidad está relacionado

Directamente con el material de la tubería

Rh Es el radio hidráulico de la sección

La altura geométrica es un dato. De esta manera con los datos conocidos en un

punto como el del depósito o embalse donde la velocidad es cero la presión

atmosférica es la presión entonces todas las pérdidas dependerán directamente

de la velocidad entonces tenemos que:



Donde los coeficientes K se los puede conseguir en tablas especializadas o debe

ser proporcionadas por el fabricante, las perdidas localizadas por lo general son

insignificantes en la parte práctica por eso se utiliza el concepto de longitud

equivalente para el cálculo de perdidas localizadas. En este caso, se calcula a

partir del diámetro de la tubería y de los valores tabulados para cada tipo de

elemento que pueda producir una perdida localizada.

a.- Pérdidas de carga

Las pérdidas de carga se dan debido a la fricción de partículas entre sí y con las

paredes del ducto ya sea este una tubería o un canal las condiciones de fricción

dependen del material del ducto y de la trayectoria del ducto ya que varían las

condiciones con las variaciones de sentido, con los elementos de control y demás

componentes que forman la trayectoria del ducto.

b.- Pérdidas de carga en ductos rectilíneos

Considerando el flujo uniforme, o sea con sección del ducto constante Tenemos

que el principio de Bernoulli queda como:

Dónde:

g constante gravitatoria

y1 altura geométrica en la dirección de la gravedad en la sección i=1 o 2

P presión a lo largo de la línea de corriente

p densidad del fluido



Siendo:

L la distancia entre las secciones 1 y 2

J la variación de la presión manométrica por unidad de longitud o pendiente

piezometrica, valor que se determina empíricamente para los diversos tipos

de material y es en función del radio hidráulico y de la rugosidad de las

paredes y de la velocidad media del agua.

c.- Expresiones prácticas para el cálculo

Considerando ductos llenos donde:

La fórmula de Bazin se transforma en:

Los valores de y son:

0,16 tubos de acero sin soldadura

0,20 para tubos de cemento

0,23 para tubos de hierro fundido

d.- Pérdidas de carga localizadas

Las pérdidas localizadas forman parte de la llamada “altura de velocidad” de la

forma:

Hv Perdidas de carga localizada

V Velocidad media del agua, antes del punto a analizar conforme el caso

K Coeficiente determinado en forma empírica para cada tipo de punto

singular



4.- Calculo hidráulico

a.- Potencial Hidroeléctrico Teórico Bruto (P.H.T.B.).

El potencial hidroeléctrico bruto o potencia teórica es la potencia estimada que

podemos obtener de las condiciones físicas de nuestro emplazamiento para la

central este potencial se lo obtiene a partir de la formula.

Presión:

Donde

d es la densidad del agua (1000Kg/m3)

g es la aceleración de la gravedad en 9.8 m/s2



H es la caída en metros

Potencia:

Donde:

F es la fuerza

v es la velocidad

Fuerza:

Como el caudal es:

Entonces tenemos:

Reemplazando los valores:

Simplificando:

Multiplicando los valores por un factor de rendimiento



Donde

P es la potencia en KW de la mini central

9,8 es el peso específico del agua.

Q es el caudal de agua que tenemos m3/seg.

H es la altura del salto geodésico en m

n es el rendimiento estimado de los equipos (turbina-generador)

Esta fórmula es la misma utilizada para el cálculo del PHB de las grandes

centrales de generación hidroeléctrica.

b.- Calculo de la energía

El cálculo de energía se lo hace de acuerdo a la siguiente ecuación

La potencia media

Tomando en cuenta que A es la energía total que viene dada en KWh

suministrados en el periodo de tiempo T0.

c.- Factor de utilización y demanda

El factor de utilización (m) representa el factor que relaciona el tiempo en el que se

utiliza la energía entregada por la mini central, el factor de demanda relaciona la

demanda con la potencia instalada en la mini central, para obtener valores

aceptables tenemos que tratar que estos factores tiendan a



Factor de carga

Factor de utilización

5.- Dimensionamiento de componentes

Para el cálculo de componentes de la central es necesario tener los datos iníciales

tales como caudal de diseño y la altura del salto, con esos datos podemos calcular

la potencia que se puede generar con las condiciones de caudal y de salto

geodésico.

6.- Turbinas

a.- Criterios para la elección del tipo de turbina

Las turbinas hidráulicas deben ser seleccionadas en base a los siguientes

parámetros:

La caída de agua (salto geodésico).

El caudal.

Velocidad de rotación

Problemas de cavitación

Velocidad de embalamiento.

Costo

b.- Parámetros importantes a tener a consideración:

Para seleccionar el modelo de turbina no existe un modelo bien definido a usar

esto debe ser analizado en particular dadas las especificaciones según el

fabricante.



La turbina tipo Banki o también llamada de flujo cruzadoesta especificada

en la misma gama de operación de la turbina Francis.

Tiene un rendimiento del 70% menor que la Francis y se puede usar en un

sector de caídas y con caudal bastante amplio.

El uso de las bombas funcionando como turbinas, es en realidad la

adaptación de una bomba de agua normal que es adaptada como turbina.

Se puede considerar la media del rendimiento entre una bomba y un

generador con un valor de un 65%.

Las turbinas tipo Pelton son usadas para aprovechar grandes caídas de

agua y pequeños caudales, pues en comparación con las Francis estas

últimas presentan un pasada muy estrecha.

c.- Resumen y caudales a los que trabajan las turbinas

En la siguiente tabla se resumirá los caudales y saltos a los que trabajan cada una

de las turbinas

Calculo de los diferentes tipos de turbina

a.- Calculo para los componentes de turbinas Pelton:

Para el cálculo de los componentes de una turbina tipo pelton procedemos en

primer lugar hacer referencia al diagrama que muestra la relación entre la potencia

y la altura de la mini central:



CURVA CARACTERISTICA DE LA TURBINA PELTON

De estos gráficos sacamos la siguiente tabla que describe el cálculo que se debe

seguir para calcular los componentes de una Central.



b.- Calculo para turbinas tipo Francis, Kaplan, hélice turgo.

Para proceder con el cálculo de una turbina tipo Francis es necesario primero

tener en claro los siguientes elementos:

Detalle rodete Kaplan



En la siguiente tabla se ubican las fórmulas para determinar las dimensiones de

los componentes de un rodete de una turbina axial recordando que el cálculo es el

mismo para los rodetes de las turbinas Francis,Kaplan,Turgo y axial, que solo

varía el funcionamiento de la turbina.



Criterios para la elección del generador

Nivel de voltaje

Potencia a generar

Numero de revoluciones

Tipo de acoplamiento entre turbina y el generador

Altas potencias se recomienda el uso de generadores síncronos

En pequeñas centrales se recomienda el uso de generadores asíncronos

Factor de carga: En la mayoría de los casos la carga no es constante durante el

año o durante un periodo de tiempo especificado considerado como

representativo, ya que por ejemplo en las industrias estos valores varían de

acuerdo a la producción de temporada de dicha industria.



Factor de Demanda: Se puede definir como el cociente de la demanda máxima

de un sistema y la carga instalada en el mismo.

Factor de Simultaneidad: Es un valor menor o igual a la unidad y este valor

indica con qué frecuencia coinciden las cargas conectadas al mismo circuito en

ese mismo instante de tiempo.



XII. FUENTES DE INFORMACION Y

BIBLIOGRAFÍA ESPECIFICADA

http://www.mecd.gob.es/educa/incual/pdf/BDC/ENA473_3.pdf

http://www.caib.es/sacmicrofront/archivopub.do?ctrl=MCRST350ZI112976&i

d=112976

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-

interactivos/produccion-de-electricidad/vii.-las-centrales-electricas

https://es.wikipedia.org/wiki/Generaci%C3%B3n_de_energ%C3%ADa_el%

C3%A9ctrica

http://thales.cica.es/rd/Recursos/rd99/ed99-0226-01/capitulo3.html

http://www.unesa.es/sector-electrico/funcionamiento-de-las-centrales-

electricas

http://html.rincondelvago.com/centrales-electricas_1.html

https://es.wikipedia.org/wiki/Central_hidroel%C3%A9ctrica

http://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-

interactivos/produccion-de-electricidad/xi.-las-centrales-hidroelectricaS

http://www.jenijos.com/CENTRALESHIDROELECTRICAS/centrales_hidroel

ectricas.htm

operacion y mantenimiento de centrales hidroelectricas

Documents