UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CALLAO FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA TESIS “PLAN DE MEJORA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA BAÑOS II (CÍA.MINERA VOLCAN)” PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO ELECTRICISTA AUTOR ELVIS TITO CAJINCHO ANGO ASESOR Dr. Ing. CÉSAR AUGUSTO SANTOS MEJÍA Callao, 2020 PERÚ HOJA DE REFERENCIA DEL JURADO Y APROBACIÓN PRESIDENTE : Mg. Ing. Carlos Alberto Huayllasco Montalva SECRETARIO : Mg. Ing. Ernesto Ramos Torres VOCAL : Mg. Ing. Fredy Adán Castro Salazar ASESOR : Dr. Ing. César Augusto Santos Mejía 2 DEDICATORIA A Dios, por darme la fuerza necesaria para continuar en este proceso de obtener uno de mis anhelos más deseados, por mantenernos con salud a mí y a mi familia. A mis Padres Tito y Fabiana, quienes con su amor, paciencia y esfuerzo me han permitido llegar a cumplir hoy un sueño más, gracias por inculcar en mí el ejemplo de esfuerzo, perseverancia y valentía. A mi hermana Jessica por su cariño y apoyo incondicional, por estar conmigo en todo momento, por sus consejos que cada día me ayudan a ser una mejor persona. 3 AGRADECIMIENTO Mi más profundo agradecimiento al Dr. Ing. César Santos Mejía, por su paciencia y rectitud en el asesoramiento para la realización de esta tesis de titulación. A los profesores de la Universidad Nacional del Callao, Escuela Profesional de Ingeniería Eléctrica, por haber compartido sus conocimientos a lo largo de la preparación de nuestra profesión. A mis jefes y compañeros de trabajo, por su apoyo y asesoramiento constante en el desarrollo de esta tesis de titulación. 4 INDICE INTRODUCCIÓN……………………………………………………...……….………...13 I. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.1 Determinación del Problema………………………………………………14 1.2 Formulación del Problema…………………………………………………14 1.2.1 Problema General…………………………………………….. 14 1.2.2 Problema Específico………………………………………….. 14 1.3 Objetivo de la Investigación………………………………………………. 15 1.3.1 Objetivo General…………………………………...…………. 15 1.3.2 Objetivo Específico…………………………………….……... 15 1.4 Justificación……………………………………………………………….... 15 II. FUNDAMENTO TEÓRICO 2.1 Antecedentes del Estudio………………………………………………….16 2.2 Marco Teórico……………………………………………………………… 18 2.2.1 Centrales Eléctricas 2.2.2 Centrales Hidroeléctricas 2.2.2.1 Clasificación de Centrales Hidroeléctricas 2.2.2.2 Componentes de una Central Hidroeléctrica 2.2.3 Despacho de Carga 2.2.4 Mantenimiento 2.2.5 Pruebas Eléctricas 2.2.6 Ingeniería Inversa 2.2.7 Evaluación Económica 2.3 Definiciones de Términos Básicos……………………………………….. 71 III. VARIABLE E HIPÒTESIS 3.1 Variable de la Investigación………………………………………………. 73 3.1.1 Variables Dependientes……………………………………… 73 3.1.2 Variables Independientes……………………………………. 73 3.2 Operacionalización de Variables………………………………………… 73 3.3 Formulación de la Hipótesis……………………………………………… 73 3.3.1 Hipótesis General…………………………………………..… 73 3.3.2 Hipótesis Específico………………………………………..… 73 IV. METODOLOGÌA 4.1 Tipo de Investigación……………………………………………………… 74 4.2 Diseño de la Investigación………………………………………………... 74 4.3 Población y Muestra……………………………………………………….127 4.4 Técnicas e instrumentos de recolección de Datos………………….... 127 5 V. RESULTADOS………………………………………………………………….128 VI. DISCUSIÓN DE LOS RESULTADOS……………………………………….129 VII. CONCLUSIONES………………………………….…………………………..132 VIII. RECOMENDACIONES………………………………………………………..133 IX. REFERENCIA BIBLIOGRÁFICAS…………………………………………...134 X. ANEXOS………………………………………………….…………………..…135 10.1 Matriz de Consistencia……………………...…………………….135 6 TABLAS DE CONTENIDO TABLA 1: Características del Rodete Pelton de la Central Hidroeléctrica Baños II – G01. TABLA 2: Valoración de Criticidad TABLA 3: Valoración de Componentes con respecto a su criticidad e Intervenciones TABLA 4: Datos obtenidos para la elaboración de la Curva de Pareto TABLA 5: Valores obtenidos del Estator del Sistema de Excitación TABLA 6: Valores obtenidos del Rotor del Sistema de Excitación TABLA 7: Valores obtenidos del Estator del Generador TABLA 8: Valores obtenidos del Rotor del Generador TABLA 9: Inspección y Valoración de cangilones TABLA 10: Inspección y Valoración del filo de ataque del cangilón TABLA 11: Inspección y Valoración de los Labios del cangilón TABLA 12: Inspección y Valoración del fondo del cangilón TABLA 13: Control Dimensional de Erosiones en el Cangilón TABLA 14: Horas de Operación del Rodete TABLA 15: Resumen de la Condición del Rodete TABLA 16: Verificación de la tensión del Banco de Baterías TABLA 17: Resistencia de Aislamiento del Transformador de Distribución TABLA 18: Horas-Hombre para el año 2017: 938 H-H TABLA 19: Costo de la Energía Dejada de Generar TABLA 20: Costo de la Energía Dejada de Generar para el año 2017 TABLA 21: Costo de Horas – Hombre para el año 2017 TABLA 22: Valores nuevos obtenidos del Estator del Sistema de Excitación TABLA 23: Valores nuevos obtenidos del Rotor del Sistema de Excitación TABLA 24: Valores nuevos obtenidos del Estator del Generador TABLA 25: Valores nuevos obtenidos del Rotor del Generador TABLA 26: Horas – Hombre para el año 2018: 31 H-H TABLA 27: Cuadro de comparación de la Generación de Energía Eléctrica TABLA 28: Cuadro de comparación de las Horas - Hombre TABLA 29: Evaluación Económica TABLA 30: Cuadro de comparación de las Horas - Hombre 7 TABLAS DE FIGURAS FIGURA 1: Central de Pasada FIGURA 2: Central de Derivación FIGURA 3: Central a Pie de Presa FIGURA 4: Cámara de Carga FIGURA 5: Tubería Forzada FIGURA 6: Válvula Tipo Compuerta FIGURA 7: Válvula Tipo Mariposa FIGURA 8: Válvula Tipo Esférica FIGURA 9: Tipos de turbina según la dirección del flujo FIGURA 10: Turbina de Reacción (Francis) FIGURA 11: Turbina de Reacción (Francis) FIGURA 12: Turbina de Reacción (kaplan) FIGURA 13: Turbina de Acción (Pelton) FIGURA 14: Turbina de Acción (Pelton) FIGURA 15: Turbina de Acción (Pelton) FIGURA 16: Turbina de Acción (Pelton de 6 chorros) FIGURA 17: Turbinas de Acción (Pelton,Turgo y Mitchell Banki) FIGURA 18: Inyector FIGURA 19: Aguja de Inyector FIGURA 20: Deflector FIGURA 21: Rodete Pelton FIGURA 22: Partes del Cangilón o Cuchara de un Rodete Pelton FIGURA 23: Cangilón o Cuchara de un Rodete Pelton FIGURA 24: Turbina Pelton Lenta vs Rápida FIGURA 25: Parámetros típicos en el rodete de una turbina Pelton FIGURA 26: Abrasión de Cuerpos Metálicos FIGURA 27: Abrasión de Cuerpos Metálicos FIGURA 28: Cavitación de Cuerpos Metálicos FIGURA 29: Erosión de Cuerpos Metálicos FIGURA 30: Erosión por cavitación FIGURA 31: Erosión por Abrasión FIGURA 32: Rotor de Polos Salientes FIGURA 33: Estator del Generador FIGURA 34: Transformador de Potencia FIGURA 35: Valores de IR aplicados al voltaje FIGURA 36: Valores mínimos de prueba FIGURA 37: Lectura IR de 60 seg. Y de 30 seg. FIGURA 38: Criterios de paso/falla (DA) FIGURA 39: Resistencia de aislamiento de la proporción de 10 min. a 1 min. FIGURA 40: Criterios de paso/falla (IP) FIGURA 41: Scaner (Ingeniería Inversa) FIGURA 42: Proceso de Ingeniera Inversa FIGURA 43: Sistema Eléctrico Unidad Chungar – Compañía Minera Volcan FIGURA 44: Diagrama Unifilar Unidad Chungar – Compañía Minera Volcan FIGURA 45: Grupos de Generación Central Hidroeléctrica Baños II FIGURA 46: Este diagrama funcional nos muestra el estado de cada componente de la Central Hidroeléctrica Baños II – G 01, según su criticidad FIGURA 47: Curva de Pareto FIGURA 48: Desconexión del sistema de excitación. 8 FIGURA 49: Desmontaje de porta escobillas del colector FIGURA 50: Estator del Sistema de Excitación FIGURA 51: Tapa de Estator de Sist. De Excitación FIGURA 52: Estator del Sistema de Excitación FIGURA 53: Rotor del Sistema de Excitación FIGURA 54: Desmontaje de Rotor del Sist. de Excitación FIGURA 55: Volante de Inercia FIGURA 56: Tapa protectora del Generador FIGURA 57: Vista Rotor lado T-G FIGURA 58: Vista Rotor lado excitatriz FIGURA 59: Rodamiento de Rotor del Generador FIGURA 60: Vista de estado del Rodamiento de Bolas FIGURA 61: Vista de Estado del Generador Rotor/Generador FIGURA 62: Rotor del Generador FIGURA 63: Rotor del Generador FIGURA 64: Estator del Generador FIGURA 65: Medición de Resistencia de Aislamiento del Rotor FIGURA 66: Medición de Resistencia de Aislamiento del Estator FIGURA 67: Vista de Válvula Principal FIGURA 68: Retiro de Válvula Principal FIGURA 69: Desajuste de pernos de Inyector Superior FIGURA 70: Retiro de Inyector Superior FIGURA 71: Retiro de Inyector Inferior FIGURA 72: Vista de Alojamiento de inyector inferior y válvula Principal FIGURA 73: Vista de Inyector Inferior FIGURA 74: Tobera y aguja de Inyector FIGURA 75: Tobera de Inyector FIGURA 76: Asiento de Tobera de Inyector FIGURA 77: Aguja de Inyector FIGURA 78: Distribuidor de Inyector FIGURA 79: Aguja de Inyector FIGURA 80: Tapa de Turbina FIGURA 81: Rodete Pelton FIGURA 82: Rodete Pelton FIGURA 83: Cangilones del rodete FIGURA 84: Regulador de Velocidad FIGURA 85: Motor eléctrico de Regulador de Velocidad FIGURA 86: Aceite DTE-26 contaminado en el cárter del RR.VV. FIGURA 87: Tuberías de Conexión del RR.VV. FIGURA 88: Verificación de los sensores de temperatura tipo RTD PT-100. FIGURA 89: Verificación de los sensores de temperatura tipo RTD PT-100. FIGURA 90: Cojinete Lado Libre FIGURA 91: Cojinete Lado Acople FIGURA 92: Estado de aceite lubricante en Carter de Cojinete FIGURA 93: Cojinete Lado Libre FIGURA 94: Cojinete lado Acople FIGURA 95: Barras de alimentación FIGURA 96: Interruptor de Potencia FIGURA 97: Interior del Interruptor de Potencia FIGURA 98: Interior del Interruptor de Potencia FIGURA 99: Componentes del Interruptor de Potencia 9 FIGURA 100: Banco de batería de 18 unidades FIGURA 101: Característica de la batería retirada por deterioro FIGURA 102: Verificación de los parámetros Eléctricos en el cargador de batería 110 VDC FIGURA 103: Inspección de Componentes Eléctricos del cargador de batería 110 VDC FIGURA 104: Cortocircuito de los bushing de alta para realizar el megado FIGURA 105: Cortocircuito de los bushing de baja para realizar el megado FIGURA 106: Prueba de Medición de Resistencia de Aislamiento FIGURA 107: Verificación de aterramiento del Transformador FIGURA 108: Panel de alarmas indicando falla del transformador de potencia Relé Bucholz FIGURA 109: Pruebas de accionamiento del Relé Bucholz FIGURA 110: En la gráfica se muestra la Energía Promedio Generada por año (2014 – 2017) FIGURA 111: Barnizado de Rotor del Sistema de Excitación FIGURA 112: Barnizado de Estator del Sistema de Excitación FIGURA 113: Megado de Estator excitatriz FIGURA 114: Megado de Rotor excitatriz FIGURA 115: Pulverizado de Rotor del Generador Eléctrico FIGURA 116: Barnizado de Rotor del Generador Eléctrico FIGURA 117: Pulverizado de Estator del Generador Eléctrico FIGURA 118: Barnizado de Estator del Generador Eléctrico FIGURA 119: Megado del Rotor del Generador Eléctrico FIGURA 120: Megado del Estator del Generador Eléctrico FIGURA 121: Conjunto Rotor - Estator del Generador Eléctrico FIGURA 122: Vista de Rodamiento de Bolas FIGURA 123: Aguja de Inyector Superior FIGURA 124: Aguja de Inyector Inferior FIGURA 125: Asiento de Tobera de Inyector FIGURA 126: Tobera de Inyector FIGURA 127: Conjunto Inyector FIGURA 128: Medición de luz entre aguja y tobera del Inyector FIGURA 129: Montaje de Rodete FIGURA 130: Prueba No Destructiva FIGURA 131: Rodete Pelton FIGURA 132: Cangilones o cucharas del Rodete Pelton FIGURA 133: Rodete Pelton FIGURA 134: Carter del Regulador de Velocidad FIGURA 135: Carter de Cojinete lado Libre FIGURA 136: Carter de Cojinete lado Acople FIGURA 137: Cojinete Lado Libre (Inferior) FIGURA 138: Cojinete Lado Acople (Inferior) FIGURA 139: Cojinete Lado Libre (Superior) FIGURA 140: Cojinete Lado Acople (Superior) FIGURA 141: 141 Conjunto Cojinete FIGURA 142: 142 Controladores de Tempratura (Aceite y Cojinete) FIGURA 143: Verificación Operatividad de Controladores de Tempratura (Aceite y Cojinete) FIGURA 144: Operatividad de Controladores de Tempratura (Aceite y Cojinete) 10 FIGURA 145: Vista en talero de Controladores de Temperatura (Aceite y Cojinete) FIGURA 146: Interrruptor de Potencia FIGURA 147: Interrruptor de Potencia FIGURA 148: Banco de Baterías FIGURA 149: Verificación de Tensión de Banco de Baterías FIGURA 150: Medición de Resistencia de Aislamiento FIGURA 151: Toma de muestra de aceite FIGURA 152: Toma de muestra de aceite FIGURA 153: Producción de Energia Eléctrica (2014 – 2018) FIGURA 154: Evolución de las Horas - Hombre (2014 – 2018) FIGURA 155: Evolución de las Intervenciones (2014 – 2018) 11 RESUMEN El propósito del siguiente trabajo de investigación está enfocado en la búsqueda de obtener Confiables y Disponibles las Centrales Hidroeléctricas de la Cía. Minera Volcan, debido a que la Energía Eléctrica suministrada por Empresas externas de Generación Eléctrica tiene un costo elevado y esto afecta en la rentabilidad de la Empresa. Utilizando metodologías (Evaluaciones técnicas y Económicas) desarrolladas por otras Empresas de Generación Eléctrica, se propone aumentar la producción de Energía Eléctrica en las Centrales Hidroeléctricas de la Compañía Minera Volcan. Con este propósito se viene desarrollando planes de mejora para éstas Centrales Hidroeléctricas y como inicio se tomó a la Central Hidroeléctrica Baños II para incrementar su Producción de Energía Eléctrica. Ésta evaluación Técnica - Económica será favorable para la Cía. Minera Volcan como también para otras Empresas dedicadas al negocio de la Generación de Energía Eléctrica, que están iniciando un camino de mejora continua. 12 ABSTRACT The purpose of the following research work is focused on the search to obtain Reliable and Available Cia Hydroelectric Power Plants. Minera Volcán, due to the Electric Power supplied by external Electricity Generation Companies have a high cost and affects the profitability of the Company. Using methodologies (Technical and economic evaluations) developed by other Electricity Generation Companies, it proposes to increase the production of Electric Power in the Hydroelectric Power Plants of the Minera Volcán Company. For this purpose, improvement plants for Hydroelectric Power Plants are included and as a start they will be used at Baños II Hydroelectric Power Plant to increase its Electric Power Production. This Technical - Economic evaluation will be favorable for the Company. Minera Volcán is also for other companies dedicated to the Electric Power Generation business, which are starting a path of continuous improvement. 13 INTRODUCCIÓN La presente tesis surgió de la necesidad de establecer un Plan de Mejora para incrementar la Producción de Energía Eléctrica en las Centrales Hidroeléctricas de la Compañía Minera Volcan – Unidad Chungar, en este caso se ha considerado a la Central Hidroeléctrica Baños II como una de las primeras para iniciar un plan de mejora en su producción, los objetivos planteados se basaron en evaluaciones Técnicas - Económicas que permitan mejorar la Generación de Energía Eléctrica. Para analizar esta problemática es necesario mencionar sus causas. Algunas de ellas es el desgaste de los componentes de la turbina, fallas en el generador, Equipos en obsolescencia en los tableros de control, protección y fuerza. Se entiende que si los componentes de la turbina (aguja de inyector, asientos de tobera, rodete, etc.) sufren algún desgaste en la mayoría de casos por cavitación, abrasión y erosión, estos pierden eficiencia. Asimismo si existen fallas en el generador o tableros eléctricos de Control, protección y fuerza, provocan alteraciones en los parámetros de operación de la Central Hidroeléctrica trayendo como consecuencia salidas de servicio de los Grupos de Generación Eléctrica. La investigación de esta problemática se realizó con el interés de conocer , cómo afecta el desgaste de los componentes de la turbina, fallas en el generador y tableros de control y protección, en la generación de Energía Eléctrica de la Central Hidroeléctrica Baños II y en consecuencia, la economía de la empresa. Asimismo realizar planes para mejorar la eficiencia de los componentes de la turbina utilizando la tecnología de Ingeniería Inversa para obtener las Plantillas de Perfil Hidráulico de los cangilones del rodete, escaneo en 3d y la elaboración de planos en 3d y 2d, en consecuencia esto servirá para realizar la compra del Rodete con medidas exactas que se utilizará como reemplazo del rodete actual. Por otro lado realizar pruebas Eléctricas al Generador y reemplazar los equipos en obsolescencia en los tableros de control, protección y fuerza. Así el presente documento está organizado de tal forma que presenta cuatro grandes partes: Un texto Central en el que, primero, se detallan las características de la actual Central Hidroeléctrica Baños II, sus operaciones y el ambiente en el que se encuentra. Segundo, las metodologías de evaluación de la Turbina, generador, tableros, etc. Tercero, se explican las acciones que se proponen realizar para mejorar las condiciones de los componentes y la Producción de la Central Hidroeléctrica Baños II y por último los resultados que se obtuvieron luego de aplicar estos planes de mejora, en la eficiencia y económicamente en los nuevos ingresos que se lograran. Además, se presentan una serie de Anexos que incluyen documentos específicos relacionados a la decisión y ejecución del plan de mejora y procedimientos para llevar a cabo los trabajos en la Central Hidroeléctrica Baños II. 14 I. PLANTEAMIENTO DE LA INVESTIGACIÒN 1.1 Identificación del Problema Volcan es una Compañía Minera que ha invertido en proyectos de Generación Eléctrica para su propio consumo, no obstante, la Generación de sus Centrales Hidroeléctricas no cubre la Máxima Demanda que necesita la minera para no parar su producción. En el 2014 Volcan decide interconectarse al SEIN con dos objetivos muy claros, mantener la Estabilidad de su Sistema Eléctrico y cubrir la diferencia de la Máxima Demanda. Engie es quien provee la Energía faltante, sin embargo por motivos de peaje, pérdidas, etc. en su Línea de Transmisión, Engie factura el MW.H a un costo muy elevado, lo cual afecta en la rentabilidad de Volcan, por tanto, es necesario consumir lo menos posible del SEIN. Por tal motivo es muy importante para Volcan tener sus Centrales Hidroeléctricas confiables y disponibles. Volcan estos últimos años viene desarrollando planes de mejora para sus Centrales Hidroeléctricas, uno de sus principales planes es identificar las Centrales Hidroeléctricas que tengan deficiencias y en consecuencia pongan en peligro su eficiencia y disponibilidad, para luego realizar planes de mejora para evitar problemas operacionales que puedan afectar económicamente a la empresa. En el 2017 se identificó a la Central Hidroeléctrica Baños II con problemas de eficiencia, en consecuencia se realizó una evaluación técnica, para identificar los posibles factores que puedan ser causantes de este problema y un análisis económico, para ver el efecto que genera en los ingresos de la empresa. Luego de la evaluación técnica se observó problemas de desgaste en los componentes de la turbina, problemas de aislamiento en el generador Eléctrico, componentes en obsolescencia en los equipos de los tableros de Control, protección y fuerza. En la evaluación económica se identificó que, la Central Hidroeléctrica no aportaba con la potencia necesaria debido a su baja eficiencia, por tal motivo, la Potencia Total entregada por la central era menor a lo entregado años anteriores , en consecuencia , se consumía más Energía del SEIN. 1.2 Formulación del Problema 1.2.1 Problema General ¿Cómo la falta de un plan de mejora en la Central Hidroeléctrica Baños II influye en la producción de Energía Eléctrica? 1.2.2 Problema Específico  ¿Cómo la falta de un estudio y evaluación técnica afecta en la productividad de los trabajadores en la Central Hidroeléctrica Baños II?  ¿Cómo la falta de un estudio y evaluación económica afecta en la generación de energía eléctrica en la Central Hidroeléctrica Baños II? 15 1.3 Objetivos de la Investigación 1.3.1 Objetivo General Desarrollar un plan de mejora para aumentar la Producción de Energía Eléctrica en la Central Hidroeléctrica Baños II. 1.3.2 Objetivos Específicos  Desarrollar un estudio y evaluación técnica para optimizar la productividad de los trabajadores en la Central Hidroeléctrica baños II.  Desarrollar un estudio y evaluación económica para verificar el incremento de generación de Energía Eléctrica en la Central Hidroeléctrica baños II. 1.4 Justificación de la Investigación La ejecución del presente trabajo de investigación, se justifica por su: a) Ambiental Los resultados de la Investigación serán aplicados en beneficio al medio Ambiente debido a que se realizará un adecuado uso de los Recursos Hídricos en la localidad de San José de Baños y otras del Perú. b) Económica Las intervenciones correctivas y preventivas a los Grupos de Generación Eléctrica, a causa de las alteraciones en los parámetros de operación significan un costo elevado por Mantenimiento a muchas Empresas de Generación Eléctrica, por ello es necesario disminuir estas intervenciones realizando un plan de acción para mejorar los parámetros de operación a los que serán sometidos los componentes de este Sistema de Generación y de las diversas Centrales Hidroeléctricas del Perú. c) Técnica En el conjunto del Sistema Eléctrico de la Compañía Minera Volcan – Unidad Chungar, se pretende optimizar la generación de Energia Eléctrica para cubrir gran parte de su Demanda Máxima, a través de la propuesta de implementar planes de mejora basadas en Evaluaciones técnicas como por ejemplo Análisis de componentes y equipos bajo una metodología de Criticidad y otras más que serán de gran beneficio para un mejor funcionamiento de su Sistema Eléctrico. 16 II. FUNDAMENTO TEÓRICO 2.1 Antecedentes del Estudio Como antecedentes al presente trabajo de investigación, tenemos los trabajos que han sido recopilados de diferentes Universidades Internacionales y Nacionales de Prestigio, que son de gran ayuda para el desarrollo de la presente tesis, entre las cuales tenemos: - “Propuesta de Mejoramiento de Gestión de Mantenimiento para el departamento de Confiabilidad y Proyectos en la Empresa PETRO SANTANDER Colombia”, de la Universidad Industrial de SANTANDER – Colombia. El objetivo principal del presente proyecto fue diseñar una propuesta para el mejoramiento de la Gestión de Mantenimiento para el departamento de Confiabilidad y Proyectos en la Empresa PetroSantander Colombia, que permita a la empresa el mejoramiento de las actividades diarias del departamento y una controlada y efectiva ejecución de las actividades que sean programadas, para dar cumplimiento al plan diseñado, garantizando la disponibilidad y confiabilidad de los equipos. El presente trabajo de Investigación tomo como guía a la Norma ISO 14224 para la identificación de equipos críticos y no críticos para la operación y el levantamiento de la información. Entre las conclusiones de este trabajo de investigación se puede mencionar que se establecieron indicadores de mantenimiento como respuesta a la carencia de mediciones y controles orientados a la gestión del Departamento, dichos indicadores permitieron hacer trazabilidad a la disponibilidad y confiabilidad de los equipos, así como al tiempo medio entre fallas y tiempo medio para la reparación. [14]. - “Evaluación Técnica- Económica de un Sistema de Generación Eléctrica en base a una Micro Turbina Hidráulica”, de la Universidad Nacional Autónoma de México. El objetivo principal del presente proyecto es realizar un estudio de factibilidad y viabilidad para producción de energía a través del aprovechamiento de un ojo de agua en una central micro- hidráulica con el objetivo de autoabastecer eléctricamente y suministrar agua a una parte de la comunidad de Santo Tomas Ajusco. Entre las conclusiones de este trabajo de investigación se puede mencionar que el desarrollo de esta tesis profundizó en el tema de la pequeña generación y cómo pueden ser desarrolladas las micro centrales hidroeléctricas, con mayor facilidad, sin tantos lineamientos con las actuales reformas energéticas en energía renovable, dando como resultado la factibilidad económica y técnica de dicho proyecto, que no solo evita el desabasto de agua, sino que también provee de energía eléctrica como permisionario de pequeña producción de energía eléctrica, ya que puede ser vendida en su totalidad a la Comisión Federal de Electricidad, o bien puede entrar en la modalidad de suministrar en su totalidad la energía eléctrica a la comunidad rural o áreas aisladas que carezcan de la misma, siendo ésta una sociedad civil de autoconsumo. Con respecto a los resultados económicos arrojados se cree que el periodo de retorno de recuperación TIR, tiene un buen promedio, para los inversionistas y los beneficiarios. El planteamiento de la central resulto conveniente, ya que con los trabajos previos se pudo hacer un buen complemento a nuestro diseño. [15]. 17 - “Diseño de un Plan de Mantenimiento Aplicando la Metodología RCM para los Equipos Críticos de la Mini Central Hidroeléctrica Lurini Cuyo Cuyo Sandia”, de la Universidad Nacional del Altiplano de Perú – Puno. El objetivo principal del presente proyecto es Realizar el Diseño de un plan de mantenimiento preventivo basado en la confiabilidad para los Equipos críticos de la Mini central Hidroeléctrica Lurini, Cuyo Cuyo Sandia mejorando así su disponibilidad y confiabilidad. Entre las conclusiones de este trabajo de investigación se puede mencionar que se ha realizado el Diseño de un plan de mantenimiento preventivo basado en la confiabilidad para los equipos críticos de la Mini Central Hidroeléctrica Lurini Cuyo Cuyo Sandia logrando identificar y realizar las frecuencias de mantenimiento preventivo lo que mejorara así su disponibilidad y confiabilidad. ; Se ha realizado el diagnóstico de la situación actual de los sistemas, sub sistemas y componentes de la planta con lo cual se ha podido determinar sus funciones, fallas funcionales y modos de falla, lo que a la vez me permitió realizar el análisis de criticidad de los diferentes componentes de la Mini Central Hidroeléctrica. ; Se Identificó los componentes más críticos, para determinar la criticidad de los equipos la herramienta que se utilizó fue la aplicación de la matriz de criticidad, la cual por medio de un análisis que comienza por la identificación de los elementos y su frecuencia de, un alto grado de impacto operacional, poca flexibilidad operacional, altos costos de mantenimiento y un alto impacto en la seguridad ambiental y humana, este análisis dio como resultado que el elemento más crítico son los rodamientos. [16]. - “Rehabilitación de los Grupos de Generación de la Central Hidroeléctrica Yaupi”, de la Universidad Nacional de Ingeniería de Perú. El propósito de esta Tesis es presentar una lista de trabajos de rehabilitación, mantenimiento y cambios en el equipamiento principal, los cuales permitirán tomar decisiones para mejorar la generación de energía eléctrica y disponibilidad mecánica de los grupos de generación de la Central Hidroeléctrica de Yaupi. El objetivo principal del presente proyecto es aumentar la energía generada, reducir los costos de mantenimiento, mejorar la confiabilidad; también se prevé disminuir el tiempo de parada por mantenimiento y la frecuencia de los mantenimientos, que en conjunto permitirá tomar la decisión más óptima tanto en lo técnico como en lo económico. Entre las conclusiones de este trabajo de investigación se puede mencionar que Los historiales de mantenimiento para los grupos de generación fueron la base para iniciar los cambios a los componentes, debido que los equipos comprometidos incurren en el 76% de horas totales de las paradas por mantenimiento preventivo; en el periodo del 2002 al 2006 asciende a 926 horas para los cinco grupos, con la ejecución del proyecto las horas totales serán de 300 horas, una reducción al 32%.Con una inversión de $11 623 081 se obtuvo un VAN(12%) de $1369210 un TIR de 15.26 % y un B/C de 1.17. [17]. 18 2.2 Marco Teórico y Conceptual 2.2.1 CENTRALES ELÉCTRICAS Una Central Productora de Energía es cualquier instalación que tenga como función transformar Energía Potencial en Trabajo. Las Centrales Eléctricas son las diferentes plantas encargadas de la producción de Energía Eléctrica y se sitúan, generalmente, en las cercanías de fuentes de Energía básicas (ríos, yacimientos de carbón, etc.) También pueden ubicarse próximas a las grandes ciudades y zonas industriales, donde el consumo de Energía es elevado. Los generadores o alternadores son las máquinas encargadas de la obtención de la Electricidad. Estas maquinarias son accionadas por motores primarios. El motor primario junto con el generador forma un conjunto denominado grupo [1]. La clasificación de las Centrales, según la materia prima que utilizan se pueden clasificar en:  Centrales Hidráulicas o Hidroeléctricas  Centrales Térmicas  Centrales Nucleares  Centrales Eólicas  Centrales Solares  Centrales Geotérmicas 2.2.2 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Sabemos que la energía se transforma, es decir, no se pierde. De igual manera, para obtener energía eléctrica debemos partir de alguna otra forma de energía y realizar un proceso de transformación. Concentrando grandes cantidades de agua en un embalse se obtiene inicialmente energía potencial. Por la acción de la gravedad, el agua adquiere energía cinética o de movimiento: pasa de un nivel superior a otro muy bajo, a través de las obras de conducción. A la energía desarrollada por el agua al caer se le denomina energía hidráulica. Por su masa y velocidad, el agua produce un empuje que se aplica a las turbinas, las cuales transforman la energía hidráulica en energía mecánica. Esta se propaga a los generadores acoplados a las turbinas. Los generadores producen energía eléctrica, la cual pasa a la subestación contigua o cerca de la planta. La subestación eleva la tensión o voltaje para que la energía llegue a los centros de consumo con la debida calidad. Todo el proceso es conducido desde la Sala de Control de la casa de Máquinas. [2]. 19 2.2.2.1 Clasificación de las Centrales Hidroeléctricas Las Centrales Hidroeléctricas se clasifican de acuerdo a lo siguiente:  Según el discurrir del Agua 1.- Centrales de Pasada o Agua Fluyente Son centrales que utilizan el agua mientras ésta fluye normalmente por el cauce de un río. El caudal suministrado varía dependiendo de las estaciones del año. Cuando las precipitaciones son abundantes (avenidas), estas centrales producen su máxima potencia y el agua excedente sigue su curso. En la temporada de aguas bajas (estiaje), la potencia desarrollada disminuye notablemente en función del caudal. Estas centrales no cuentan con ninguna clase de dispositivos de almacenamiento de agua, siendo la presa de derivación únicamente para mantener un nivel constante en la corriente de agua [1]. Los elementos principales de estas instalaciones son:  Azud  Toma de agua  Desarenador  Canal de derivación  Cámara de carga  Tubería forzada  Edificio con su equipamiento electromecánico  Canal de Salida Fig. 1 Central de Pasada 20 2.- Centrales de Derivación Son aquellas instalaciones que mediante una obra de toma, captan una parte del caudal del río y lo conducen hacia la central para su aprovechamiento y después lo devuelven al cauce del río. Esta disposición es característica de las centrales medianas y pequeñas, en las que se utiliza una parte del caudal disponible en el río. Este tipo de centrales tiene un impacto mínimo al medio ambiente, porque al no bloquear el cauce del río, no inunda terrenos adyacentes. [3]. Fig. 2 Central de Derivación 3.- Centrales a Pie de Presa Consiste en construir, en un tramo del rio que ofrece un apreciable desnivel, una presa de considerable altura. El nivel del agua se situara, entonces, en un punto sensiblemente cercano al extremo superior de la presa. A media altura de la presa, para aprovechar el volumen de embalse a cota superior, se encuentra la toma de aguas, y en la base inferior (agua debajo de la presa), la sala de máquinas en la que se encuentra el grupo o grupos turbina-alternador [1]. Son Elementos principales de estas centrales:  Presa  Toma de Agua  Tubería Forzada  Edificio con su equipamiento electromecánico  Canal de Salida 21 Fig. 3 Central a Pie de Presa  Según el Salto del Agua 1.- Centrales de Alta Presión Aquí se incluye aquellas Centrales en las que el valor del salto Hidráulico es superior a los 200 m, siendo relativamente pequeños los caudales desalojados, alrededor de unos 20 m3/s por máquina. Están ubicadas en zonas de alta montaña, de donde aprovechan el agua de torrentes que suelen desembocar en lagos naturales. Se utilizan, exclusivamente, turbinas Pelton y para los saltos de menor altura, Turbinas Francis lentas, que reciben el agua a través de conducciones de gran longitud. 2.- Centrales de Media Presión Se consideran como tales, las que disponen de saltos Hidráulicos comprendidos entre 200 y 20 m, aproximadamente, desaguando caudales de hasta 200 m3/s por cada turbina. Dependen de embalses relativamente grandes, formados en valles de media montaña. De preferencia, las turbinas que se utilizan son del tipo Francis medias y rápidas, pudiendo tratarse de turbinas Pelton para los saltos de mayor altura, dentro de los márgenes establecidos. [1] 22 3.- Centrales de Baja Presión Se incluyen, en esta denominación, las que, asentadas en valles amplios de baja montaña, el salto hidráulico es inferior a 20 m, estando alimentada cada máquina por caudales que puedan superar los 300 m3/s. Para estas alturas y caudales, resulta apropiado la instalación de turbinas Francis extra rápidas y especialmente las turbinas Kaplan. 2.2.2.2 Componentes de las Centrales Hidroeléctricas Los elementos constructivos que forman una Central Hidroeléctrica se pueden dividir en dos grandes conjuntos. En el primero, se ubican todo tipo de obras, equipos, etc., cuya misión podemos resumir diciendo que es la de almacenar y encauzar el agua en las debidas condiciones, para conseguir posteriormente una acción mecánica. El segundo conjunto, engloba a los edificios, equipos, sistemas, etc., mediante los cuales, y, después de las sucesivas transformaciones de la energía, llegamos a obtener ésta forma de Energía Eléctrica. Así tenemos: Conjunto I:  Presas  Tomas, aliviaderos, desarenadores y compuertas  Galería de aducción  Cámara de carga y chimeneas de equilibrio  Tuberías forzadas y válvulas  Canal de descarga Conjunto II:  Turbinas Hidráulicas y regulador de velocidad  Alternador, excitación y regulador de tensión  Servicios auxiliares  Control y Protección  Presa Es una construcción que se alza sobre el suelo del rio y perpendicular a su dirección, para que permita la derivación o el almacenamiento del agua. Dependiendo de las características orográficas y de su emplazamiento, se escogerá entre una configuración u otra. Clasificación de las Presas: Las presas se dividen según la aplicación de las mismas, los materiales empleados y la forma adoptada. [1] 23 a) Según la Aplicación  Presas de Derivación  Presas de Embalse b) Según los materiales empleados  Presas de Materiales sueltos o presas de tierra o de escollera.  Presas de Hormigón c) Según su Configuración  Presas de Gravedad  Presas de Contrafuertes  Presas de Bóveda  Presas de Bóveda Múltiples  Toma de Agua Son estructuras cuya función principal es la captación de una cantidad constante de agua, sobre todo en época de estiaje, lo cual permite el ingreso del agua en el conducto que la lleva hacia las tuberías forzadas. Estas tomas, además de unas compuertas para regular la cantidad de agua que llega a las turbinas, poseen unas rejillas metálicas que impiden que elementos extraños, como troncos, ramas, etc., puedan llegar a los alabes y producir desperfectos.  Aliviaderos Los aliviaderos o vertederos son estructuras que facilitan la evaluación de caudales de agua excedentes o superiores a los que se desea captar. Durante las crecidas, los caudales excepcionales serán evacuados por los vertederos. Si dichos caudales llegan a ingresar en el sistema podrían generar problemas de imprevisibles consecuencias. Los aliviaderos cumplen, de esta manera, una valiosa función de protección y seguridad.  Desripiadores Los desripiadores, que preceden a los desarenadores, se encargan de separar el material más grueso. Para evitar que el material flotante (árboles, ramas, etc.) o piedras grandes entren a las obras de captación de agua, se disponen una o más rejas.  Desarenador En toda corriente libre se encuentran partículas minerales más o menos duras y densas, cuyo volumen y peso son mayores a elevadas velocidades y turbulencias del agua. Cuando estas partículas entran en 24 un conducto de presión, las fuerzas al pasar a través de válvulas, turbinas y otros organismos producen un desgaste en ellos cuya magnitud varia directamente con su tamaño, peso, velocidad y dureza. Los desarenadores son instalaciones que reducen la velocidad del agua con el objeto de que las partículas de arena o piedras se asienten en el fondo. El desarenador desfoga todas estas partículas mediante unas compuertas que las devuelven al cauce del río, así el agua queda limpia en un 90% aproximadamente, con la disminución del desgaste de la turbina. Las pozas de decantación de los desarenadores, cuyas formas y tamaño pueden ser muy distintos, son periódicamente evacuadas por medio de purgas y lavados en la misma poza. Con el fin de no interrumpir el flujo del agua durante las operaciones de purga y lavado, se prevé generalmente dos o más pozas de decantación en paralelo. El agua decantada sale del extremo del desarenador en su parte más alta y entra en el cana o en la galería pasando a través de tras rejas de protección o de compuertas para la regulación del agua.  Compuertas Las compuertas se utilizan para cerrar las conducciones de agua, así como para regular el caudal de ésta en dichas conducciones. En los aprovechamientos Hidroeléctricos, las compuertas se sitúan en las tomas de agua, en los desagües de fondo, en los canales de derivación, etc. Las compuertas utilizadas en todos los sitios indicados son de las mismas características constructivas; únicamente hay que tener en cuenta que las compuertas sometidas a grandes presiones (por ejemplo, en las tomas de agua) habrán de ser de construcción más robusta.  Canales ,túneles y galerías de conducción Estas denominaciones se emplean para referirse a las diferentes clases de conductos artificiales, construidos para conducir el agua desde la toma de captación hasta el comienzo de la tubería forzada, según el tipo de instalación. Canal de Derivación En las Centrales Hidroeléctricas de pasada se utilizan canales de derivaciones, para conducir el agua desde la obra de toma hasta la cámara de carga. Los canales de derivación pueden estar a cielo abierto o cerrado manteniéndose a presión atmosférica. Se recurre al canal en túnel, cuando el terreno no es estable. [1] La sección del canal de derivación puede ser rectangular, trapezoidal o semicircular y para evitar filtraciones en el terreno están revestidos con mampostería, hormigón en masa u hormigón armado. 25 Los canales deben ser diseñadas con una pendiente que de lugar al movimiento uniforme del agua sin erosionar las paredes del conducto (< 5 por mil) ni ocasionar sedimentación apreciable (> 2 por mil). Para evitar el rebosamiento del caudal por encima de las paredes del canal abierto, se construyen aliviaderos, que son obras de seguridad que vierten las excedencias de caudal de nuevo afluente. Túneles y galerías de aducción Toda derivación para una Central Hidroeléctrica, tomada desde un embalse, se hace por túneles o galerías a presión, que conducen el agua desde la toma en la presa hasta la chimenea de equilibrio. Los túneles y galerías constituyen conductos cerrados subterráneos que toleran la presión del agua, la cual origina el desplazamiento del líquido, con independencia de las pendientes, descendentes o ascendentes. La construcción de todos estos conductos suele ser de hormigón en masa o armado.  Cámara de Carga La cámara de carga se emplea en las plantas eléctricas de conducción abierta, entre esta área y la tubería forzada que lleva el agua a las turbinas. Tiene por objeto proveer un volumen de agua suficiente a la tubería para amortiguar las ondas de presión (golpes de ariete) causadas por cierre o apertura bruscas de los reguladores de las turbinas o válvulas. La cámara de carga utilizada, también, como reservorio de regulación diaria. Para ello se proyecta un volumen que abastezca los requerimientos de caudal durante el día y que pueden servir de reservorio diario de regulación. La cámara puede tener en planta una forma rectangular o poligonal, según lo permitan la topografía y la sección del terreno. [1] Fig. 4 Cámara de Carga 26 A la salida de la cámara de carga, antes del empalme con la tubería forzada, se instala rejas y compuertas. Las primeras impiden la entrada de material en la tubería y las compuertas se emplean como órgano de seguridad para independizar la tubería en caso de trabajos de mantenimiento de la misma. El canal de demasía se diseña para el caudal nominal (Qnom). No debe superarse el punto de desenganche, y que puede provocar ingreso de aire. La alarma del desenganche es acústica y visible. El desenganche acciona los equipos de protección y seguridad de las tuberías y turbinas. Generalmente, la cámara de carga funciona también como un desarenador, dado que en el recorrido del canal de aducción se dan aportes solidos por erosión de los taludes del terreno. En un mantenimiento se cierra la compuerta principal para aislar la tubería forzada, luego se abren los desarenadores y se regula desde la toma de flujos de agua para evacuar el volumen muerto. Para el llenado se abre ligeramente la compuerta principal para llenar de agua el primer tubo de aireación, luego por el by-pass se llena el segundo aireador hasta llenar totalmente de agua la tubería forzada. Para el vaciado, se abren lentamente las válvulas de vaciado, las cuales se colocan en serie para labores de mantenimiento (cambio de sellos). [1]  Chimenea de Equilibrio Una Chimenea de Equilibrio debe estar situada en el trayecto de la tubería lo más cerca posible de las turbinas. En toda instalación que esté constituida por una galería de presión y que termine en una tubería forzada que conduce el agua a las turbinas, se construye al final de la galería una Chimenea de Equilibrio, que es, en esencia, un pozo vertical o inclinado abierto por la parte superior. La Chimenea de Equilibrio tiene por efecto menguar, al máximo, las consecuencias perjudiciales que originan los golpes de ariete. Cuando se produce un golpe de ariete positivo (sobre presión) en la tubería junto a la turbina, encuentra menos resistencia a vencer en la chimenea y actúa sobre el agua de esta, elevando su nivel, produciéndose una desaceleración del agua en la tubería. Por el contrario, cuando se produce un golpe de ariete negativo (Sub presión) baja el nivel de agua en la chimenea, originándose una aceleración del agua en la tubería. Es así que la chimenea de equilibrio actúa como muelle mecánico, con lo cual evita las variaciones bruscas de presión. [1] Golpe de Ariete Se denomina golpe de ariete a la variación de presión en una tubería forzada, por encima o por debajo de la presión normal de trabajo, provocado por el cierre o apertura rápida de las válvulas y , principalmente , a través del emplazamiento de chimeneas de equilibrio o cámaras de carga, de acuerdo con la configuración de las centrales. Se diferencian golpes de arietes positivos y golpes de arietes negativos. En el primer caso, la onda elástica, se dirige hacia la chimenea de equilibrio o cámara de carga, originando una elevación del nivel de agua 27 en la misma, con lo que se produce una desaceleración en la columna liquida. En cambio, cuando el golpe de ariete es negativo, el nivel de agua en la chimenea o cámara disminuye, provocando una aceleración del agua en la tubería. El estudio del golpe de ariete tiene su fundamento en la teoría de la onda elástica, la cual implica el desplazamiento, a una velocidad dada, de las variaciones de presión a lo largo de una tubería. La velocidad recibe el nombre de celeridad de la onda, y se refiere a la velocidad del sonido dentro del sistema considerado, estando condicionado por el diámetro, espesor y elasticidad de la tubería, así como de la densidad y compresibilidad del líquido. El valor de la longitud del conducto no influye. [1]  Tuberías Forzadas Se utiliza tuberías forzadas cuando el declive es mayor al 5%, si no se usan canales. En las instalaciones Hidroeléctricas, las tuberías de presión o tuberías forzadas, tienen por objeto conducir el agua desde un nivel superior a uno inferior, para transformar la energía potencial en energía mecánica. [1] Características de las Tuberías Forzadas:  Impermeabilidad (evitar fugas de agua a altas presiones).  Resistencia a la corrosión del agua (pintura), además de resistir compresión, dilatación térmica y peso propio.  Resistencia a Sobrepresiones por golpe de ariete (elasticidad).  Facilidad y unión (mayor complejidad a mayor presión interna) Fig. 5 Tubería Forzada Materiales empleados para la construcción de las tuberías son:  Uralita  Hormigón armado  Hormigón pre comprimido  Metálicas 28 1.- Tuberías de Uralita Se emplean en saltos de poca potencia con muy buenos resultados, son muy recomendables por su bajo costo. Generalmente, se montan enterradas en zanjas. 2.- Tuberías de Hormigón Armado Estas tubería se utilizan en casos de gran caudal y alturas de salto hasta 50 metro, cuando por las circunstancias del costo de adquisición y transporte de la tubería, resulta más económica la de hormigón. Por lo general, estas tuberías van enterradas o semienterradas, casi nunca al aire. 3.- Tuberías de Hormigón pre comprimida Están constituidas por tubos de hormigón armado con una ligera armadura longitudinal de hierro, cuyo objeto es obtener una estructura resistente a los esfuerzos longitudinales. Este tipo de tuberías puede ser utilizado en saltos de hasta 500 m. Generalmente, estas tuberías se montan en el terreno como las de hormigón armado corriente, es decir, enterradas. 4.- Tuberías de presión Metálicas Las tuberías metálicas o de palastro son muy empleadas, pues pueden adaptarse fácilmente a las más altas presiones. Son más utilizadas las tuberías de palastro, a las que se da forma cilíndrica uniendo longitudinalmente los bordes. Cuando las tuberías metálicas pertenecen a saltos de poca altura, su espesor y diámetro suelen ser constantes; si se trata de saltos de media y gran altura, el diámetro de las mismas se reduce progresivamente y el espesor aumenta de igual manera. Las superficies exteriores de las tuberías que se encuentran emplazadas al aire libre y las interiores de las tuberías en general, están cubiertas de pintura para su protección. La pintura interna de la tubería se revisa cada 5 años. Las sub presiones del interior de las tuberías forzadas pueden originar deformaciones, por lo que se montan conductos o dispositivos que posibilitan la entada y salida de aire. [1]  Válvulas Los órganos de obturación denominados, en general, válvulas, se utilizan para abrir y cerrar el paso del agua por los conductos forzados. Según el empleo a que están destinadas, las válvulas pueden ser: 1.- Válvulas de seccionamiento, cuya misión es cerrar el paso del agua hacia las turbinas, cuando sea necesario. 29 2.- Válvulas de seguridad que deben obturar el conducto, no solamente en el caso en que el caudal sobrepase el absorbido normalmente por la turbina sino, también, en caso de embalsamiento de la misma. Estas válvulas están provistas, casi siempre, de dispositivos automáticos de cierre. La elección del tipo más apropiado de válvula depende de las dimensiones, de la forma de la sección que se ha de obturar, de la presión, de la necesidad de una regulación de apertura parcial, etc. Los órganos de obturación más frecuentes son: a) Válvulas de Compuerta Como su nombre indica, se accionan de la misma forma que una compuerta, es decir, por desplazamiento vertical de un tablero deslizante por unas guías. La función de estas válvulas consiste exclusivamente, en la apertura y cierre, no siendo aptas para regular el paso del agua. Es el mecanismo que logra el desplazamiento del obturador en dirección perpendicular al sentido de circulación del agua, es un vástago accionado manualmente o a través de equipos Hidráulicos, mecánicos, etc. Las válvulas de compuerta de gran sección llevan un dispositivo de by-pass que permite el paso del agua de una a otra cara de la pantalla de la válvula, así que una vez equilibradas de este modo las presiones de ambas caras, la compuerta puede levantarse con menor esfuerzo. Cuando tienen dimensiones importantes, estas válvulas se maniobran por medio de un servomotor de mando Hidráulico. [1] Fig. 6 Válvula Tipo Compuerta 30 b) Válvulas de Mariposa Las válvulas de Mariposa se utilizan en saltos de pequeña altura y gran caudal. Se emplean especialmente como órganos de emergencia y de seguridad al inicio de las tuberías forzadas. Al igual que las válvulas de compuerta, se utilizaran, solo para apertura y cierre. El dispositivo de obturación tiene forma de disco y se acciona por un eje instalado diametralmente al cuerpo de la válvula. Para simplificar los giros del obturador, se colocan contrapesos que equilibran esfuerzos. Servomotores o sistemas de cremalleras accionadas Hidráulicamente son los mecanismos encargados de accionar las válvulas. En las válvulas de Mariposa de pequeñas dimensiones, el accionamiento es manual: sea por volante o sea por contrapeso. No necesita by- pass, ya que en cada posición las fuerzas compensadas en cada mitad del órgano de obturación y en la posición de apertura máxima producen siempre unas inevitables pérdidas de carga. [1] Fig. 7 Válvula Tipo Mariposa c) Válvulas esféricas Las válvulas esféricas se utilizan por o general, en saltos de gran altura y poco caudal. El principal inconveniente de las válvulas esféricas es que su cierre no es rápido, por lo que no son utilizadas como mecanismos de seguridad. Las válvulas del tipo esféricas están constituidas por una esfera con un orificio central de igual diámetro que la tubería, que gira alrededor de un eje horizontal para apertura o cierra. Necesitan by-pass y con un diseño adecuado pueden servir de válvulas de regulación. Al igual que las de Mariposa se accionan mediante un motor hidráulico. [1] 31 Fig. 8 Válvula Tipo Esférica  Canal de Descarga El Canal de Descarga, llamado también socaz, recoge el agua a la salida de la turbina para devolverla nuevamente al rio en el punto conveniente. A la salida de las turbinas, el agua tiene todavía una velocidad importante y, por lo tanto, bastante poder erosivo para evitar socavaciones del piso o paredes hay que revestir cuidadosamente el desemboque del agua de las turbinas. [1]  Turbinas Hidráulicas La turbina Hidráulica es el componente principal de una Central Hidroeléctrica, donde se transforma la Energía contenida en el agua, en Energía Mecánica. Comparada con una rueda de agua, una turbina hidráulica logra mayores velocidades rotacionales y eficiencias de conversión que la hace más apropiada para la generación de electricidad. Existen diferentes tipos de turbina. El tipo más apropiado para un proyecto depende de las condiciones topográficas e hidrológicas del sitio, siendo el caudal y caída las más importantes. Se distinguen turbinas de Reacción y Acción. [4] Clasificación de las Turbinas a. Según el grado de reacción Las turbinas se clasifican en turbinas de acción o de impulso y en turbinas de reacción, diferenciándose unas de otras en el modo de transformar la energía del agua. En las turbinas de acción, la presión permanece constante en todo el rodete (presión atmosférica), por lo tanto la altura de presión absorbida por el rodete Hp es nula; y, en consecuencia, el grado de reacción de estas turbinas debe ser igual a cero. 32 En las turbinas de acción el agua sale del distribuidor a la presión atmosférica, y llega al rodete con la misma presión; en estas turbinas, toda la energía potencial del salto se transmite al rodete en forma de energía cinética. En las turbinas de reacción, la presión a la entrada del rodete es mayor que la presión a la salida del mismo, por tanto la altura de presión es diferente de cero. El grado de reacción de estas máquinas se halla comprendido entre cero y uno. En las turbinas de reacción el agua sale del distribuidor con una cierta presión que va disminuyendo a medida que el agua atraviesa los álabes del rodete, de forma que, a la salida, la presión puede ser nula o incluso negativa; en estas turbinas el agua circula a presión en el distribuidor y en el rodete y, por lo tanto, la energía potencial del salto se transforma, una parte, en energía cinética, y la otra, en energía de presión. b. Según la dirección del flujo en el rodete Las turbinas pueden ser de flujo radial, de flujo radio-axial, de flujo axial y de flujo tangencial. En las turbinas de flujo radial las partículas de fluido recorren trayectorias inscrita en un plano perpendicular al eje de la máquina. La velocidad del fluido en ningún punto del rodete tiene componente axial (paralela al eje). Es el caso, por ejemplo, de las turbinas Francis puras. (Fig. a) En las turbinas de flujo radio-axial o diagonal las partículas de fluido recorren en el rodete trayectorias situadas en una superficie cónica. La velocidad tiene las tres componentes: radial, axial y tangencial. Por ejemplo en las turbinas Francis. (Fig. b y c) En las turbinas de flujo axial las partículas de fluido recorren en el rodete trayectorias situadas en un cilindro coaxial con el eje de la máquina. La velocidad del fluido en ningún punto del rodete tiene componente radial. Solo tiene dos componentes: axial y periférica (tangencial). Por ejemplo, las turbinas Kaplan y de Hélice. (Fig. d). En las turbinas de flujo tangencial, la entrada del flujo es tangente al rodete. Por ejemplo, las turbinas Pelton. [4] En las figuras se representan las trayectorias de una partícula de fluido que atraviesa el rodete en los cuatro primeros casos: Fig. 9 Tipos de turbina según la dirección del flujo 33 1. Turbinas de Reacción Pueden ser: - De flujo diagonal (radio axial): Turbinas Francis y Turbinas Deriaz - De flujo axial: Turbinas Kaplan y de Hélice a) Turbinas de Reacción de Flujo Diagonal Características Generales: En las turbinas de reacción el flujo ingresa por un conducto alimentador en forma de caracol circundando la máquina y es dirigido mediante álabes directores estacionarios hacia el rodete móvil por medio del distribuidor; este último regula el gasto o caudal de acuerdo a la potencia requerida de la central. Pueden ser de eje vertical, como en las centrales grandes o de eje horizontal en las pequeñas centrales. [4] Fig. 10 Turbina de Reacción (Francis) 34 Funcionamiento Hidráulico: A partir del inicio del caracol hasta la salida del rodete, la energía de presión del fluido disminuye mientras aumenta la energía cinética a lo largo de los álabes fijos del distribuidor y de los álabes móviles del rodete; es decir: “La velocidad relativa del fluido no es constante a lo largo de los álabes” A medida que el flujo viaja por el interior del rodete reduce su momento angular e imparte un momento de torsión al rodete, produciendo el giro del eje. Posteriormente, el flujo sale del rodete a través de un difusor o tubo de aspiración que convierte la altura cinética restante y la energía potencial en energía de presión hasta llegar al valor de la presión atmosférica en el canal de desagüe. [4] Fig. 11 Turbina de Reacción (Francis) 35 b) Turbinas de Reacción de Flujo Axial Características Generales: Son turbinas de hélices, con álabes ajustables automáticamente (Turbinas Kaplan) ó con álabes fijos (Turbinas de Hélices), de modo que el fluido incida en el borde de ataque del álabe en condiciones de máxima eficiencia para cualquier caudal o carga con lo cual se logra regular la potencia del flujo. Fue inventado por Víctor Kaplan (1914). [4] Fig. 12 Turbina de Reacción (kaplan) 2. Turbinas de Acción o de Impulso Características Generales: Estas máquinas operan bajo la acción de uno o varios chorros libres a alta velocidad. Cada chorro, de diámetro d, se acelera hasta obtener el máximo de velocidad C mediante una tobera externa al rodete de la turbina. El chorro impacta en el álabe, comunicándole una velocidad periférica u y le imparte al rotor un movimiento giratorio w alrededor del eje de la turbina. [4] Fig. 13 Turbina de Acción (Pelton) 36 La característica fundamental de estas máquinas es que si se desprecian los efectos del rozamiento y de la gravedad, entonces, la velocidad relativa del fluido W se mantiene constante a lo largo del álabe. Además, en ningún instante el rodete se encuentra lleno de fluido; la presión atmosférica rodea siempre al rotor y al álabe. Por tanto, la aceleración máxima del flujo se produce en la tobera y no en los álabes. Funcionamiento Hidráulico: La energía de presión del agua aumenta a partir de la cámara de carga hacia la tobera, a costa de la energía potencial o altura bruta, que disminuye. La energía cinética permanece constante si el diámetro de la tubería permanece constante. Al llegar a la tobera se tendrá el máximo de energía de presión, la cual será gastada hasta cero (presión manométrica) convirtiéndola totalmente en energía cinética en la tobera. En el rodete, la energía cinética disminuye a lo largo del álabe transformándose en energía útil en el eje de la turbina. La energía de presión permanece constante e igual a la presión atmosférica. [4] Componentes principales de la turbina de Acción: Fig. 14 Turbina de Acción (Pelton) 37  El inyector.- Transforma la energía de presión en energía cinética. Consta de tobera y válvula de aguja. Constituye el distribuidor de las turbinas de impulso.  El Servomotor.- Desplaza la aguja del inyector mediante presión de aceite.  El Regulador.- Controla la posición de la válvula de aguja dentro del inyector.  El deflector o pantalla deflectora.- Sirve para evitar el golpe de ariete y el embalamiento de la turbina. El mando del deflector. Controla la posición del deflector.  El Rodete.- Compuesto por el rotor y los álabes de la turbina. Los Alabes, cucharas o cazoletas.  El Freno de la turbina.- Sirve para detener al rodete mediante la inyección de un chorro de agua de diámetro 25mm impactando en el dorso de los álabes. Características principales de las Turbinas de Acción:  Se utilizan con cargas hidráulicas relativamente altas pero con caudales relativamente bajos. Por ejemplo, 1 650 m en la C. H. Fully – Suiza, 1 770 m en Reisseck-Austria.  Poseen relativa baja velocidad específica, entre 4 m CV y 85 m CV.  A menudo emplean ejes horizontales (con 1 ó 2 toberas y son de fácil mantenimiento) pero existen también los de ejes verticales (3 a 6 toberas, para centrales grandes). [4] Fig. 15 Turbina de Acción (Pelton) 38 Fig. 16 Turbina de Acción (Pelton de 6 chorros)  Pertenecen a esta clasificación las turbinas PELTON, TURGO y MITCHELL BANKI, etc. a. Rodete Pelton b. Rodete Turgo c. Rodete Mitchell Banki Fig. 17 Turbinas de Acción (Pelton,Turgo y Mitchell Banki) 39 A) TURBINAS PELTON Las turbinas Pelton, como turbinas de acción o impulso, están constituidas por la tubería forzada, el distribuidor y el rodete, ya que carecen tanto de caja espiral como de tubo de aspiración o descarga. Dado que son turbinas diseñadas para operar a altos valores de H, la tubería forzada suele ser bastante larga, por lo que se debe diseñar con suficiente diámetro como para que no se produzca excesiva pérdida de carga del fluido entre el embalse y el distribuidor. Características del Distribuidor El distribuidor de una turbina Pelton es una tobera o inyector, como el esquematizado en la Figura. La misión del inyector es aumentar la energía cinética del fluido, disminuyendo la sección de paso, para maximizar la energía de fluido aprovechada en la turbina, ya que en el rodete de este tipo de turbinas sólo se intercambia energía cinética (tanto la sección 1, de entrada al rodete, como la sección 2, de salida del rodete, están abiertas a la atmósfera). De esta manera, no hay problema para que la sección de la tubería forzada sea mayor, haciendo esta transformación a energía cinética inmediatamente antes de la entrada del fluido al rodete. [5] Fig. 18 Inyector Fig. 19 Aguja de Inyector Una turbina Pelton puede tener entre 1 y un máximo de 6 inyectores. Cuando tiene un solo inyector, el eje del rodete es normalmente horizontal. Cuando el número de inyectores es superior, el eje del rodete es normalmente vertical, con el alternador situado por encima. En este 40 caso, la tubería forzada se bifurca tantas veces como número de inyectores, y cada inyector tiene su propia tubería independiente. El inyector dispone de una válvula de aguja para regular el caudal y ajustarlo a la demanda de energía eléctrica. La válvula de aguja está diseñada para que el módulo de la velocidad, se mantenga prácticamente constante aunque varíe el caudal (la sección de salida cambia en la misma proporción que el caudal). Para evitar cambios bruscos de caudal, que podrían ocasionar golpes de ariete en la tubería forzada, cada inyector dispone de un deflector que cubre parcialmente el chorro durante los cambios de caudal y permite realizarlos más lentamente. [5] La Figura muestra un detalle del deflector. Fig. 20 Deflector Características del Rodete Las turbinas Pelton son turbinas de Chorro libre que se acomodan a la utilización de saltos de agua con un alto desnivel y caudales relativamente pequeños, con márgenes de empleo entre 60 y 1500 metros ,consiguiéndose rendimientos máximos del orden del 90%. El rodete de una turbina Pelton es una rueda con álabes en forma de cucharas o cangilones, con un diseño característico, situados en su perímetro exterior, como se puede observar en la Figura. Sobre estas cucharas es sobre las que incide el chorro del inyector, de tal forma que el choque del chorro se produce en dirección tangencial al rodete, para maximizar la potencia de propulsión (Pt). 41 Fig. 21 Rodete Pelton Las cucharas tienen una forma característica, tal como puede apreciarse en la Figura, donde se aprecia la sección de entrada (1) y la sección de salida (2): presentan una mella en la parte externa, son simétricas en dirección axial, y presentan una cresta central afilada. Las dimensiones de las cucharas, y su número, dependen del diámetro del chorro que incide sobre ellas (d): cuanto menor sea ese diámetro, más pequeñas serán las cucharas y mayor número de ellas se situarán en el rodete. La mella, con una anchura ligeramente superior al diámetro del chorro (típicamente, 1,1xd), tiene como función evitar el rechazo. El máximo aprovechamiento energético del fluido se obtiene cuando el chorro incide perpendicularmente sobre la cuchara. Pero, al girar el rodete, cuando se aparta una cuchara y llega la siguiente, ésta tapa a la anterior antes de estar en condiciones de aprovechar su energía adecuadamente. La mella evita que una cuchara tape a la anterior demasiado pronto. [5] Fig. 22 Partes del Cangilón o Cuchara de un Rodete Pelton 42 En una rueda Pelton la dirección del chorro no es ni axial ni radial, sino tangencial; el elemento constructivo más importante es la cazoleta en forma de doble cuchara que recibe el chorro exactamente en su arista media donde se divide en dos, circulando por su cavidad y recorriendo hasta la salida casi un ángulo de 180°, contrarrestándose así los empujes axiales por cambio de dirección de los dos chorros. Las cazoletas, en las versiones más modernas, tienen forma de elipsoide; la arista que las divide en dos puede quedar al ras de los bordes de las mismas, o a veces se queda algo adentro. Las medidas se adoptan en función del diámetro del chorro, para un óptimo funcionamiento de la turbina. Las cazoletas no se colocan exactamente en sentido radial, sino en forma tal que el chorro al alcanzar de lleno un de ellas, se halle perpendicular a la arista de la misma, quedando separada la cazoleta del inyector el mínimo que permita la construcción, atacándola el chorro lo más cerca posible de la corona del rodete, para que las pérdidas a la salida resulten más pequeñas. Las cazoletas tienen que ir dispuestas de tal forma, que su separación no permita que se pierda agua, es decir, cuando el chorro abandone una, debe encontrarse con la siguiente. [5] Fig. 23 Cangilón o Cuchara de un Rodete Pelton  Clasificación de las turbinas Pelton según el número específico de revoluciones Las leyes de semejanza de las turbinas expresan que “todas las turbinas geométricamente semejantes tienen el mismo número específico de revoluciones”. El valor de ns determina la forma del rodete de las turbinas de modo que se pueda alcanzar la velocidad angular deseada. [4] 43 Se clasifican en lentas y rápidas.  Turbinas Pelton Lentas.- Tienen el ns pequeño y cumplen con la relación D/d > 60.  Turbinas Pelton Rápidas.- Tienen el ns grande y cumplen con la relación D/d ≤ 7. Fig. 24 Turbina Pelton Lenta vs Rápida  Aplicación de La Ecuación de Euler a las Turbinas Pelton Fig. 25 Parámetros típicos en el rodete de una turbina Pelton 44 Donde: 𝑑 = 𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝐶ℎ𝑜𝑟𝑟𝑜 𝐷 = 𝐷𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑅𝑜𝑑𝑒𝑡𝑒 𝐶1 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝐶2 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑆𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑢 = 𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑝𝑒𝑟𝑖𝑓𝑒𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝐴𝑙𝑎𝑏𝑒 Notas: 1.- La trayectoria de una partícula de fluido en el álabe es tangencial, de modo que: 𝑢1 = 𝑢2 = 𝑢 = 𝑤𝑟 = 𝑤𝐷/2 2.- Se supone que no hay rozamiento en el álabe  W1 = W2 (ideal). Pero en realidad: W2 < W1, tal que W1 = kW2; con k- coeficiente de disminución de velocidad relativa, menor que 1. 3.- La velocidad de salida del chorro del inyector a la atmósfera (Sin considerar perdidas) es: 𝐶1 = √2𝑔𝐻 (𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙) En el caso Real, considerando pérdidas en el inyector: 𝐶1 = 𝐶𝑣√2𝑔𝐻 (𝑟𝑒𝑎𝑙) Donde: 𝐶𝑣: 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑣𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎, 𝑑𝑒𝑝𝑒𝑛𝑑𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑜𝑞𝑢𝑖𝑙𝑙𝑎. 𝑈𝑠𝑢𝑎𝑙𝑚𝑒𝑛𝑡𝑒 𝐶𝑣 = [0.96 − 0.98] También: 𝐶𝑣 = √1 − 𝐻𝑒−1 𝐻 Donde: 𝐻𝑒−1: 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑖𝑛𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜𝑟. y 𝐻: 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑁𝑒𝑡𝑎. 45 4.- El rendimiento óptimo (ideal) de la turbina se logra cuando: 𝑢1 = 1 2 𝐶1 = 1 2 √2𝑔𝐻 En la práctica: 𝑢1 = 𝑥√2𝑔𝐻 ; 𝑐𝑜𝑛 𝑥 = [0.45 − 0.47] 5.- Idealmente 𝛼1 = 0° ; 𝛽1 = 180° ; en la practica 𝛼1 ≤ 17°. 6.- Idealmente C2 = 0 pues la idea es aprovechar al máximo la energía cinética del agua; en la práctica C2 es muy pequeña. 7.- La potencia desarrollada por la turbina está dada por: 𝑃𝑖 = �̅�. �̅� = 𝜌𝑄𝑢(𝐶1 − 𝑢)(1 − 𝑐𝑜𝑠𝜃) 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑊1 = 𝑊2 𝑃𝑖 = 𝜌𝑄𝑢(𝑊1 − 𝑊2 cos 𝜃) 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑊1 ≠ 𝑊2 [4]  DESGASTE DE TURBINAS En términos generales podemos decir que son tres los procesos que limitan la vida de los productos metálicos que nos proporcionan bienestar: desgaste, corrosión y fatiga. Los ejemplos son diversos, pero algunos representan al desgaste como la peor limitación de vida de los productos. Considerar por ejemplo, el desgaste que se presenta entre la pared del cilindro y los anillos del pistón en una máquina de combustión interna diesel, o bien, una herramienta metálica que se desgasta al inicio y durante el proceso de corte. El desgaste se manifiesta en diferentes grados, algunas veces puede ser tolerado hasta cierto grado, otras es benéfico inclusive. A pesar de que existen diversos métodos para reducirlo, su presencia representa considerables pérdidas económicas. Una interesante alternativa para disminuir el desgaste en los materiales, es mediante el uso de recubrimientos y tratamientos superficiales. Los recubrimientos, se depositan sobre la superficie de los materiales donde se genera el desgaste por diversos procesos. Los tratamientos superficiales se logran siguiendo técnicas específicas. [6] 46 Existe gran variedad de recubrimientos y tratamientos superficiales resistentes al desgaste; seleccionar cualquiera de ellos, requiere necesariamente de realizar pruebas en el laboratorio. Inicialmente, se debe conocer el tipo de desgaste que se presenta en el componente a través de las condiciones de operación a las que se encuentra sometido, así como de elaborar una lista de los posibles recubrimientos a utilizar, y sobre todo, consultar de los que ya hayan sido aplicados con cierto éxito. Generalmente las superficies sufren desgaste simultáneamente por dos o más procesos. Debido a que algunos de ellos son dominantes, algunas veces se deben de generar las condiciones para balancearlos, controlando la pérdida de partículas generadas durante el deslizamiento por efecto del ciclo de trabajo, tipo de vibración, entre otros factores. [6] 1) Abrasión Es causado por el efecto de partículas o protuberancias duras, las cuales golpean o son forzadas a moverse a lo largo de una superficie sólida ocasionando daño y pérdida progresiva de material. Una vez que el material duro penetra en la superficie, la remoción del material se realiza por uno o varios mecanismos a la vez. En particular, en este proceso de desgaste ocurre como corte, rayado, astillado o rompimiento por fatiga. Las propiedades del material, el tipo de movimiento y la carga tienen marcada influencia durante la remoción del material. La tasa de desgaste no solo depende del material y sus características superficiales, sino también de la presencia de partículas abrasivas entre las superficies, de la velocidad de contacto y de las condiciones del ambiente. El fenómeno de desgaste por abrasión, se genera por tres procesos: dos cuerpos, tres cuerpos y fractura frágil. El primero, ocurre cuando un material duro se desliza a lo largo de una superficie sólida más blanda. Mientras, que el segundo, se presenta cuando, entre superficies en deslizamiento, existe material abrasivo que se atrapa, mismo que actúa sobre la superficie blanda, causándole daño significativo. En la Figura, se muestra los procesos de dos y tres cuerpos. [6] Fig. 26 Abrasión de Cuerpos Metálicos 47 Fig. 27 Abrasión de Cuerpos Metálicos 2) Cavitación Fenómeno que se produce cuando la presión del fluido en una determinada zona del movimiento desciende por debajo del valor de la presión de vapor del fluido a una determinada temperatura. Se produce en estructuras estáticas (tuberías, venturímetros, etc.) o en máquinas hidráulicas (a la entrada del rodete de una bomba o a la salida del rodete de una turbina) Tipo de desgaste que ocurre en componentes hidráulicos. La superficie afectada presenta picaduras, acompañadas de corrosión debida a los líquidos que circulan. Durante su manejo, se forman bolsas y burbujas, que comienzan a ebullir debido a que la presión del líquido es menor a la presión de vapor. Al fluir las burbujas a regiones de alta presión, se colapsan e impactan en las superficies de los materiales cuando se encuentran cerca o en la frontera de los mismos. Para evitar la erosión por cavitación, se recomienda el uso de materiales a base de aleaciones de cobalto, titanio, hierro, cobre y de níquel. Algunos recubrimientos también la resisten. [6] Fig. 28 Cavitación de Cuerpos Metálicos 48 3) Erosión El fenómeno de erosión es causado por la interacción de partículas sólidas o liquidas, contra a superficie de un cuerpo sólido, ocasionando una remoción del material en este. En casos severos, se genera un daño superficial extremo como resultado de la penetración y perdida de espesor del cuerpo impactado, dado origen a lo que se denomina Desgaste Erosivo. Existen diferentes mecanismos de erosión, dependiendo de las propiedades físicas de la partícula incidente. Las variables que lo afectan, son de tres tipos: Impacto, propiedades mecánicas- geométricas de la partícula abrasiva, así como las propiedades físicas y químicas del material involucrado. En efecto, el daño por erosión, de manera general, puede considerarse inversamente proporcional a la dureza de la superficie colisionada. El desgaste erosivo es la responsable de los daños ocasionados en materiales metálicos y no metálicos, ocasionando una pérdida de eficiencia en los equipos correspondientes, así como vibraciones y ruido. [6] Fig. 29 Erosión de Cuerpos Metálicos 49 Tipos de Erosión: Existen diferentes tipos de erosión, dependiendo de las propiedades físicas de la partícula incidente, que puede ser sólida, líquida o gaseosa, el cual impacta la superficie del material. A continuación se presenta una breve explicación de los mismos.  Erosión por cavitación El desgaste erosivo por cavitación, es la pérdida gradual de material de la superficie como resultado de la implosión de las burbujas de gas contenidas en un líquido, las cuales impactan con la superficie solida de algún cuerpo. El líquido en el cual están inmersas las burbujas hace que la velocidad de transportación a la superficie sea relativamente alta. Las burbujas chocan contra superficie, colapsando por el impacto; lo que crea a la vez una onda de choque, que genera una gran cantidad de esfuerzos, ocasionando pequeñas cavernas (pitting) sobre la superficie del material. Este tipo de desgaste, frecuentemente, se presenta en estructuras hidráulicas estáticas, en bombas ya sean hidráulicas o de crudo, hélices de barcos y lanchas, alabes de turbinas, entre otros. [6] Fig. 30 Erosión por cavitación  Erosión y Abrasión Es de suma importancia tener en cuenta la diferencia entre estos dos fenómenos, ya que con frecuencia son confundidos. Dado que la Erosión por Partícula Sólida, se refiere al daño ocasionado por el golpeteo continuo de partículas sobre la superficie de un material, en cambio, la abrasión es el resultado del deslizamiento de partículas duras sobre la superficie expuesta a la acción de una fuerza externamente aplicada. [6] 50 Fig. 31 Erosión por Abrasión  Regulador de Velocidad El Regulador de Velocidad o gobernador es el mecanismo destinado a mantener sensiblemente constante, la velocidad de sincronismo de la turbina ante todas las variaciones de cargas que tienden a reducir o aumentar el número de revoluciones de la misma. Además, el regulador debe ser capaz de mantener la velocidad dentro de los límites permitidos durante el arranque y la parada; así como la desconexión (apertura del interruptor) con carga. En turbinas Pelton, la acción del regulador se realiza sobre la válvula de aguja del inyector que gradúa el chorro de agua que actúa en las cucharas del rodete, y también en el deflector, desviando parte del chorro hacia el exterior del rodete. [1] El Regulador de Velocidad está compuesto por: a) Elemento sensible a la velocidad: Consiste en un equipo mecánico, electromagnético o electrónico que sensa las variaciones de velocidad de la turbina y las transmite al sistema de Control. b) Válvula de Control o válvula de Distribución: Accionada a través de los mandos del elemento sensible a la velocidad; su cometido es de distribuir el aceite a presión y enviarlo al correspondiente lado del servomotor. c) Servomotor: Que por medio de fuerzas hidráulicas controla la posición de la varilla que acciona al distribuidor. Consiste en un pistón cuyo diámetro interior viene dado por la fuerza máxima necesaria que requiera el ajuste del distribuidor. La velocidad de respuesta del pistón es una función de la cantidad de aceite proporcionada por el cilindro. [1] 51 Características del Sistema de Regulación: Las características principales de la regulación están basadas en la curva de estaticidad (velocidad del grupo y potencia). Se dice que una regulación es estática cuando la velocidad disminuye al aumentar la potencia y es astática cuando la velocidad permanece constante a cualquier potencia. El sistema de regulación estático permite una regulación estable, es decir, reacciona rápidamente al presentarse el efecto perturbador. Estatismo: La función básica del Estatismo es permitir la repartición proporcional de la carga total de la red entre los grupos que lo sirven; esta se efectúa mediante a ley que define en todo momento la relación de la velocidad o frecuencia y la potencia activa de la máquina. [1]  Generador Eléctrico El alternador o generador de corriente alterna es una maquina rotativa que transforma la energía mecánica de la turbina en Energía Eléctrica, mediante fenómenos de inducción. Un alternador consta de dos partes fundamentales, el inductor que es el que crea el campo magnético y el inducido que es el conductor, el cual es atravesado por líneas de fuerza de dicho campo, generando corriente alterna. En las grandes maquinas del inductor siempre está constituido por electroimanes, cuya corriente de alimentación o excitación proviene de un generador de corriente continua auxiliar o de la propia corriente alterna generada por el alternador convenientemente rectificada. El alternador acoplado al eje de la turbina genera una corriente alterna de alta intensidad y baja tensión. [1] Características Principales del Generador:  Rotor: El generador síncrono es un convertidor de energía electromecánico constituido de una parte móvil (rotor o inductor) y una parte fija (estator o inducido) las cuales están separadas por un entre hierro. El sistema inductor contiene los polos magnéticos los cuales son excitados con corriente continua y están destinados para crear el flujo inductor. El sistema comúnmente utilizado cuenta con un circuito de excitación el cual alimenta los polos del rotor mediante unos anillos colectores que giran con el rotor y a los cuales llega la corriente proporcionada por la excitación de la máquina. Esencialmente existen dos tipos de generadores y estos dependen del tipo de rotor que los conforme, ya sea de polos salientes o de polos lisos. La aplicación de uno u otro está en función de diferentes variables como el tipo de planta generadora, la velocidad síncrona, etc. Por 52 ejemplo para una planta hidroeléctrica debido a la baja velocidad, lo más adecuado es un generador de polos salientes, mientras que en plantas termoeléctricas, se ha optado por generadores de polos lisos debido a que se logran alcanzar velocidades de 3600 rpm. [7]  Rotor de Polos Salientes: En el rotor de polos salientes se cuenta con una estructura soporte en la cual se alojan los polos. La forma de dicha estructura depende de diferentes factores entre los cuales el más importante el número de polos a ser colocados, lo cual se debe a que este tipo de rotores es aplicado en turbinas hidráulicas, las cuales alcanzan velocidades hasta 1200 rpm y se tiene la necesidad de una frecuencia de 50 ó 60 Hz . Los polos regularmente son insertados sobre una masa sólida que tiene una superficie externa formada por tantas superficies elementales como polos tiene el rotor, de tal forma que el núcleo tiene forma de un prisma. En el caso de rotores de diámetros grandes la franja superficial del rotor se construye de paquete de laminaciones con una debida distribución para fijarse al núcleo. Es notable el hecho de que las bobinas de excitación van alrededor de los núcleos polares y las bobinas se conectan en serie con el polo adyacente teniendo polaridad opuesta. Conjuntamente se utiliza un devanado de jaula de ardilla o expansiones polares. En condiciones normales este devanado no lleva ninguna corriente debido a que el rotor gira a la velocidad de sincronismo. Sin embargo, cuando la carga en el generador cambia repentinamente la velocidad del rotor empieza a fluctuar, produciendo variaciones momentáneas de velocidad por arriba o por debajo de la velocidad síncrona. Esto induce voltaje en el devanado de jaula de ardilla y a su vez una corriente la cual interacciona con el campo magnético rotatorio del estator que es traducido en corrientes parasitas. [7] Fig. 32 Rotor de Polos Salientes 53  Estator: Hasta estos momentos solo se ha hecho mención a la parte móvil del generador, por lo que la parte fija es el estator o inducido, el cual está constituido, principalmente de las siguientes partes:  Carcasa  Núcleo magnético  Devanados  Accesorios mecánicos y eléctricos La carcasa es la estructura metálica la cual tiene como función sostener y centrar el núcleo magnético del estator. [7] Fig. 33 Estator del Generador 1) PROTECCION DE GENERADORES Los generadores, a diferencia de otros componentes de los sistemas de energía, requieren ser protegidos no sólo contra los cortocircuitos, sino contra condiciones anormales de operación. Algunos ejemplos de tales condiciones anormales son: la sobreexcitación, el sobrevoltaje, la pérdida de campo, las corrientes desequilibradas, la potencia inversa, y la frecuencia anormal. Al estar sometido a estas condiciones, el generador puede sufrir daños o una falla completa en pocos segundos, por lo que se requiere la detección y el disparo automático. [8] Las protecciones más usuales a los generadores son:  Protección diferencial del generador. (87)  Protección de sobrecorriente. (51/50)  Protección de mínima tensión. (27)  Protección de sobretensión. (59) 54  Protección de mínima frecuencia. (81U)  Protección contra pérdida de campo. (40)  Protección contra desbalance. (46)  Protección contra potencia inversa. (32)  Protección contra fallas a tierra. (64)  Protección de sobreexcitación.  Protección contra energización inadvertida.  Protección térmica con resistencia dependiente de la temperatura. No pudiendo excitarse por sí mismo, el generador requiere que una fuente de C.D. excite su campo inductor. El sistema de Excitación es el conjunto de equipamientos que proveen la alimentación en corriente continua al arrollamiento rotórico de los alternadores y regulan la tensión de excitación. Esta excitación puede realizarse por medio de una batería de acumuladores de corriente tomada de colectores de C.D., provenientes de generadores independientes o, más generalmente, por medio de generadores de corriente continua acoplados al eje del generador. Los reguladores de tensión son dispositivos que regulan el voltaje del alternador con la regulación de la corriente continua de excitación, para mantener la constante tensión en bornes. [1] Los sistemas de excitación se clasifican en:  Excitación Rotativa: Es la compuesta por un pequeño generador de corriente continua, que se encuentra acoplado mecánicamente al eje del generador y, por tanto, aprovecha el giro de la maquina motriz para generar la corriente de excitación. Este método constituye el sistema clásico de alimentación del enrollado del inductor de un generador, con el uso de anillos rozantes y escobillas. [1]  Excitación Estática con escobillas: Se basa en la alimentación del enrollado inductor por medio de un puente rectificador controlado por tristores. La alimentación del puente rectificador se hace desde la misma salida de generador mediante un transformador de excitación. El puente rectificador tiene mayor confiabilidad y requiere de poco mantenimiento comparado con los generadores DC, por ser un equipo de componentes estáticos. 55 Este esquema de excitación no evita la necesidad de anillos rozantes y escobillas.  Excitación Estática sin escobillas: Este método consiste en colocar el inducido de la excitatriz principal, en el propio rotor del generador, cuya salida previamente rectificada por un puente de diodos adosados al propio rotor, alimenta directamente al enrollado de excitación del generador sin salir del mismo. En este caso, la excitatriz principal es un generador síncrono de montaje invertido, es decir, los polos inductores están en el estator y los polos inducidos en el rotor. [1]  Transformador de Distribución Un transformador es un dispositivo que transfiere Energía Eléctrica de un circuito eléctrico a otro, sin cambiar la frecuencia, a través de los principios de la inducción electromagnética. La trasferencia de energía se efectúa habitualmente con el cambio de tensión. Se trata de un incremento (aumento) o reducción (baja) de tensión CA. Un transformador no genera energía Eléctrica. Transfiere Energía Eléctrica de CA a otro a través de un Acoplamiento Magnético. Este método es cuando un circuito está unido a otro circuito por un campo magnético común. El acoplamiento magnético es utilizado para transferir Energía Eléctrica de una bobina a otra. El núcleo del transformado es utilizado para proporcionar una vía controlada para el flujo magnético generado en el transformador y por la corriente que fluye a través de los devanados (se conoce también como bobinas). [9] Fig. 34 Transformador de Distribución 56  Control, Protección Y Fuerza En las Centrales Eléctricas se requiere de equipos de control, protección y fuerza, para la medida de energía generada y consumida, el control de las condiciones en que tiene lugar la generación, la transformación y la salida de la energía, así como la protección de los elementos de generación, transformación, conducción y medida. Para comodidad y seguridad, todos los instrumentos indicadores de medida de operación y de control a distancia, deben ser agrupados debidamente en centros o tableros de vigilancia y operación. Desde estos tableros se opera el control, medida y conexión de los circuitos de energía de excitación y de transferencia, la carga de baterías y las demás operaciones inherentes a la generación, transformación, uso local y envío de energía por los circuitos de transmisión. [1]  Servicios Auxiliares Son aquellos servicios mecánicos y eléctricos complementarios, necesarios para el correcto funcionamiento de la Central Eléctrica. Entre los sistemas mecánicos auxiliares tenemos los sistemas de refrigeración, sistema de aceite lubricante, sistema de extinción de incendios, sistema de aire comprimido, grúas y equipos de izaje. En los sistemas eléctricos auxiliares están los sistemas de alumbrado, sistemas de calefacción o aire acondicionado, circuito de señalización y alarma, circuito de mando y protección, cargador banco de baterías y sistemas eléctricos de 480 VAC, 220 VAC, etc. para la alimentación de motores y compresores eléctricos. En toda estación de generación eléctrica se dispone de una unidad de emergencia o planta auxiliar para alimentar a los servicios auxiliares. Esta unidad es de independiente del suministro hidráulico de la estación principal y, por lo general, es un grupo Diesel con la capacidad de alimentar los servicios propios y los servicios auxiliares generales de la central. [1] 2.2.3 DESPACHO DE CARGA 2.2.3.1 Potencia Instalada La potencia Instalada es la potencia nominal de los generadores instalados en la Central Eléctrica. Para una central Hidroeléctrica, la potencia se calcula con la siguiente formula: 𝑃 = 𝛾 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻 … . . (1) 57 Donde: 𝛾: 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝐸𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑎𝑔𝑢𝑎 ( 𝑘𝑔 𝑚3) 𝑄: 𝐶𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑁𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 ( 𝑚3 𝑠 ) 𝐻: 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 (𝑚) Sabemos: 1 𝑘𝑊 = 102 ( 𝐾𝑔.𝑚 𝑠 ) … … . . (𝑎) 𝛾: 1000 ( 𝑘𝑔 𝑚3) … … … (𝑏) Reemplazando (a) y (b) en (1) 𝑃 = 1000 102 ( 𝐾𝑔. 𝑚 𝑠 𝑘𝑊 ) ∗ 𝑄 ∗ 𝐻 (𝐾𝑔. 𝑚 𝑠 ) Tenemos: 𝑃 = 9.8 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻 (𝑘𝑊) ∴ 𝑃 = 9.8 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻 ∗ 𝑛𝑡𝑜𝑡 Donde: 𝑛𝑡𝑜𝑡 = 𝑛𝑡𝑢𝑏 ∗ 𝑛𝑡𝑢𝑟𝑏 ∗ 𝑛𝐺𝑒𝑛 2.2.3.2 Energía: La Energía para una Central Hidroeléctrica se calcula: 𝐸 = 𝑃 ∗ 𝑡 Donde: 𝑃 ∶ 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 (𝑘𝑊) 𝑡 ∶ 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 (ℎ) 2.2.3.3 Potencia Media: La Potencia Media es la calculada a partir de la Energía Diaria dividida entre las 24 horas que tiene el día. 0.97 0.91 0.95 58 2.2.3.4 Factores de Servicio:  Factor de Carga: El factor de carga se define como el cociente de la Potencia Media (Pm) durante un periodo de tiempo sobre la Potencia pico o máxima (Pmax) presentada en ese mismo periodo de tiempo. 𝐹𝑐 = 𝑃𝑚 𝑃𝑚𝑎𝑥  Factor de Planta: El Factor de Planta es una indicación de la utilización de la capacidad de la planta en el tiempo. Es el resultado de dividir la Potencia Media (Pm) generada por la planta, en un periodo de tiempo dado, entre la Potencia Instala (Pinst) de la Central. 𝐹𝑝 = 𝑃𝑚 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 Nota: Para abastecer la demanda, es necesario Fc >> Fp  Factor de Utilización: El Factor de Utilización es la relación entre la Potencia Máxima (Pmax) de un grupo y su Potencia Efectiva (Pefec). 𝐹𝑢 = 𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑃𝑒𝑓𝑒𝑐 Donde: 𝑃𝑒𝑓𝑒𝑐 = 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡 − 𝑃𝑆𝑆.𝐴𝐴  Tiempo Real de Operación: Es el tiempo que se obtiene de la relación entre la Energía Generada (E) en un periodo de tiempo y la Potencia Máxima (Pmax) presentada en ese mismo tiempo. 𝑡𝑅𝑂𝑝 = 𝐸 𝑃𝑚𝑎𝑥 [1]. 59 2.2.4 MANTENIMIENTO 2.2.4.1 Conceptos : Antes de realizar cualquier tipo de clasificación o descripción de los tipos de mantenimiento, es muy importante saber realmente lo que es el Mantenimiento y su diferencia con lo que se conoce Mantenibilidad o Capacidad de Mantenimiento, las cuales se prestan en muchas ocasiones a confusión por parte del personal de una empresa. [10] - Mantenimiento: Se define como la disciplina cuya finalidad consiste en mantener las máquinas y el equipo en un estado de operación, lo que incluye servicio, pruebas, inspecciones, ajustes, reemplazo, reinstalación calibración ,reparación y reconstrucción . Principalmente se basa en el desarrollo de conceptos, criterios y técnicas requeridas para el mantenimiento, proporcionando una guía de políticas o criterios para toma de decisiones en la administración y aplicación de programas de mantenimiento. [10] - Mantenibilidad: Esta característica se refiere principalmente a las propiedades de diseño, análisis, predicción y demostración, que ayudan a determinar la efectividad con la que un equipo puede ser mantenido o restaurado para estar en condiciones de uso u operación. La Mantenibilidad es conocida también como la capacidad para restaurar efectivamente un producto. [10] Principalmente el mantenimiento puede ser aplicado de 3 formas.  Mantenimiento Correctivo  Mantenimiento Preventivo  Mantenimiento Predictivo a) Mantenimiento Correctivo Este tipo de mantenimiento solo se realiza cuando el equipo es incapaz de seguir operando. No hay elemento de planeación para este tipo de mantenimiento. Este es el caso que se presenta cuando el costo adicional de otros tipos de mantenimiento no puede justificarse. Este tipo de estrategia a veces se conoce como estrategia de operación hasta que falle. [17] b) Mantenimiento Preventivo El mantenimiento preventivo es cualquier mantenimiento planeado que se lleva a cabo para hacer frente a fallas potenciales. Puede realizarse con base en el uso o a las condiciones del equipo. El mantenimiento preventivo en base en el uso o en el tiempo se lleva a cabo de acuerdo con las horas de funcionamiento o un calendario establecido. Requiere un alto nivel de planeación. Las rutinas específicas que se realizan son 60 conocidas, así como las frecuencias. En la determinación de la frecuencia generalmente se necesitan conocimientos acerca de la distribución de fallas o la confiabilidad del equipo. [17] c) Mantenimiento Predictivo Este mantenimiento nació basado en la automatización y avances tecnológicos en la actualidad, la base de este tipo de mantenimiento se encuentra en el monitoreo de máquina, además de la experiencia empírica, se obtienen graficas de comportamiento para poder realizar la planeación de mantenimiento. Este mantenimiento como su nombre lo dice, realiza una predicción del comportamiento en base al monitoreo del comportamiento y características de un sistema y realiza cambios o plantea actividades antes de llegar a un punto crítico. [10] 2.2.4.2 Índices de Mantenimiento: Los indicadores técnicos que están relacionados con la calidad de gestión del mantenimiento que permiten ver el comportamiento operacional de las instalaciones, sistemas, equipos y dispositivos, además miden la calidad de los trabajos y el grado de cumplimiento de los planes de mantenimiento. [17] Entre los principales índices tenemos: 1. Confiabilidad Es la probabilidad de que un equipo cumpla una misión específica bajo condiciones de uso determinadas, en un periodo determinado. El estudio de confiabilidad es el estudio de fallos de un equipo o componente. Si se tiene un equipo sin fallo, se dice que el equipo es ciento por ciento confiable o que tiene una probabilidad de supervivencia igual a uno. Al realizar un análisis de confiabilidad a un equipo o sistema, obtenemos información valiosa acerca de la condición del mismo: probabilidad de fallo, tiempo promedio para fallar, la etapa de la vida en que se encuentra el equipo. [17] 2. Disponibilidad La disponibilidad es una función que permite estimar en forma global el porcentaje de tiempo total que se puede esperar que un equipo esté disponible para cumplir la función para la cual está destinado. [17] 3. Mantenibilidad La mantenibilidad se puede definir como la expectativa que se tiene de que un equipo o sistema pueda ser colocado en condiciones de operación dentro de un periodo de tiempo establecido, cuando la acción de mantenimiento es ejecutada de acuerdo con procedimientos prescritos. [17]. 61 2.2.5 PRUEBAS ELECTRICAS 2.2.5.1 RESISTENCIA DE AISLAMIENTO Introducción El probador de aislamiento a tierra, o Mega óhmetro, es también uno de los primeros instrumentos utilizados por los técnicos para evaluar y localizar fallas de aislamiento, incluyendo sistemas motrices eléctricos de aislamiento. En este artículo, nos concentraremos en el método de prueba tal como es planteado en el Estándar de IEEE 4