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FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA ELÉCTRICA ELECTRÓNICA Y MINASCARRERA PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA

INFORME DE PRÁCTICA PRE – PROFESIONAL II

EMPRESA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA MACHUPICCHU S.A.

ÁREA DE MANTENIMIENTO MECÁNICO.

TEMA DE ANÁLISIS:

o Sistema de refrigeración.

Practicante;

GUTIERREZ HUAMAN, GHEGHEL

INGENIERÍA MECÁNICA

Junio - Setiembre 2011

Cusco – Perú

INFORME DE PRACTICAS PRE-PROFESIONALES II

DEDICATORIA

El siguiente Trabajo está dedicado a mi familia y amigos que hicieron lo posible de alguna u otra manera para apoyarme incondicionalmente en todo momento, con el único fin de culminar satisfactoriamente con este periodo de prácticas, la cual fue llevado a cabo con mucho esfuerzo y dedicación.

GHEGHEL GUTIERREZ HUAMAN

UNSAAC - Ingeniería Mecánica Página 1


PRESENTACIÓN

El presente informe es un extracto de las diferentes actividades, trabajos y aportaciones, realizados durante el periodo de prácticas pre profesionales correspondientes a los meses de junio - setiembre, en las instalaciones de la Central Hidroeléctrica de Machupicchu.

Las practicas pre profesionales se llevaron específicamente en el área de Mantenimiento Mecánico que tiene como jefe inmediato al Técnico Tomas Auccacusi Ramos especialista en montaje y mantenimiento de turbinas hidráulicas.

Cabe resaltar que las diferentes actividades realizadas fueron de mantenimiento preventivo y en algunos casos correctivo.



AGRADECIMIENTO

Manifiesto el debido agradecimiento a la Gerencia de la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu (EGEMSA) por la oportunidad de permitir realizar mis practicas pre profesionales.

También a todos los técnicos y trabajadores por el gran apoyo que me vienen brindando, en la elaboración del presente informe, el cual resulta de mucha importancia en mi formación profesional; en especial para el Técnico Tomas Auccacusi Ramos por sus constantes aportes y enseñanzas.



INTRODUCCION

El 27 de Febrero de 1,998, a las 16:10 horas, se produjo un aluvión de considerables proporciones en la cuenca del río Ahobamba (afluente al río Vilcanota) a consecuencia del Fenómeno del Niño y por el calentamiento excesivo del medio ambiente, lo cual originó un deshielo del Nevado Salkantay con el posterior rembalse y desencadenamiento del aluvión mencionado.

Este aluvión, arrastró consigo millones de toneladas de material sólido, el cual se depositó en la cuenca del río Vilcanota, a 600 m aguas abajo la Central Hidroeléctrica Machupicchu, en una extensión de dos kilómetros, produciendo el embalse del Vilcanota el mismo que inundó por completo las instalaciones de la Casa de Máquinas, el Edificio de Control y Mando, los Talleres de Mantenimiento, Patio de Llaves y Campamento de la Central.

La Central tenía una potencia instalada de 118 MW mediante dos Grupos Francis de 20 MW cada uno (en la Casa de Máquinas I) y tres Grupos Pelton de 26 MW cada uno (en la Casa de Máquinas II); pero debido a problemas de captación de agua y de capacidad del túnel de aducción (37 m3/seg), la producción de la Central estaba limitada a 105 MW (2 x 18 MW + 3 x 23 MW)

En el mes de Julio de 1,998, se iniciaron las Obras de Rehabilitación de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, con los trabajos de movimiento de tierras para el desembalse del río Vilcanota. En el mes de Enero de 1,999, se concluyeron además los trabajos de limpieza total de la Casa de Máquinas II.

En Agosto de 1,999, se publicaron las Bases de Licitación para la contratación de los trabajos de “Rehabilitación de los equipos existentes, suministro de equipamiento nuevo, obras civiles, montaje, pruebas y puesta en servicio de la I fase del Proyecto de Rehabilitación de la Central Hidroeléctrica Machupicchu (tres Grupos Pelton)”. Este Contrato fue en la modalidad “Llave en Mano a suma alzada” y se firmó el 15 de Octubre de 1,999 con la Empresa ganadora de la licitación: ALSTON HYDRO (ABB-ALSTOM POWER HYDRO).

En grandes líneas, las Obras de Rehabilitación han comprendido los siguientes trabajos:

Desembalse del río Vilcanota a través de un canal a lo largo del material aluvial.

Limpieza de la Casa de Máquinas II y desmontaje de los equipos.



Ampliación del túnel de aducción de 37 a 50 m3/seg. Construcción de un nuevo sistema de descarga de las aguas

turbinadas a través de tres tramos bien definidos: El primer tramo, tiene una galería con una caída de 12.74 m

y pendiente de 60º hasta arribar a una poza disipadora de 19 m de largo, 5.5 m de ancho y 8.9 m de altura.

El segundo tramo, está instalado por debajo del cause actual del río Vilcanota, y consta de dos galerías de tuberías de concreto en paralelo de 2.5 m de diámetro interno y una longitud de 137.8 m. La instalación de estas tuberías se realizó con moderna tecnología alemana (máquina tunelera de escudo mixto presurizado - TBM) usando para la lubricación del desplazamiento, bentonita a una presión entre 70 a 300 Bar. Este tramo, une la margen izquierda con la margen derecha del río. El coeficiente de seguridad es de 7. Al final de las tuberías de concreto, existe un vertedero para que las mencionadas tuberías trabajen a presión.

El tercer tramo, se encuentra en roca y continúa en túnel por la margen derecha del río en una longitud de 2,200 m con una pendiente de 1.7%. La sección de este túnel es del tipo herradura con un diámetro promedio de 5 m. De esta manera, las aguas turbinadas alcanzan, en su salida final, una cota superior al relleno aluvial.

Construcción de un nuevo acceso para el ingreso de equipos a la Casa de Máquinas II, por la parte superior de la misma, en el nivel 1,780 msnm (al nivel del primer zig-zag de la línea férrea)

Construcción de un nuevo Patio de Llaves, Sala de Control y Mando en la cota 1,770.87 msnm.

Rehabilitación del equipo electromecánico consistente básicamente en: Repotenciación de las turbinas Pelton y equipos asociados. Repotenciación de los Generadores



CAPITULO I

1.1.- MARCO REFERENCIAL

1.1.1.- RESEÑA HISTORICA

La Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A. EGEMSA se constituyó sobre la base de los activos y pasivos transferidos por ELECTROPERU S.A. y Electro Sur Este S.A., de acuerdo a lo establecido en el Artículo 10° del Decreto Legislativo N°674, documento en el que se reafirmó el acuerdo de la COPRI autorizando la división y reorganización de las empresas que conforman el Sistema Eléctrico Nacional emitido mediante la Resolución Suprema N°165-93 PCM. El 13 de agosto de 1993, la Junta General de Accionistas de ELECTRO PERÚ S.A. designó al primer Directorio de EGEMSA, quienes iniciaron sus funciones el 25 de abril de 1994. Posteriormente, el 7 de noviembre de 1994 mediante Resolución Suprema N° 076-94-EM se otorgó a EGEMSA la concesión definitiva para la generación hidroeléctrica, hecho que fue confirmado mediante Contrato N° 030, inscrito en el folio N° 367-E del Registro Mercantil de Cusco.El 27 de febrero de 1998 la fuerza de la naturaleza expresada en un aluvión de grandes magnitudes dejó sepultada la Central Hidroeléctrica Machupicchu. Desde entonces, los trabajos para la recuperación en su primera fase lograron sus frutos el año 2001 con la puesta en servicio de tres grupos Pelton de 90 MW iniciales.El año 2002 significó una etapa de afianzamiento y proyección al crecimiento Económico, Tecnológico e Institucional; se lograron nuevos contratos con clientes potenciales por periodos mayores a los 5 años, los estudios y trabajos para dotar de seguridad de operación a la C.H. Machupicchu están enmarcados dentro del plan de mantenimiento y vulnerabilidad, el estudio de la repotenciación de la P.C.H. de Hercca se encuentra concluido, la modernización y automatización de la S.E. de Dolorespata está expedita, del mismo modo se realizaron trabajos básicos para la implementación del sistema integral de información empresarial.En el año 2003 se procesaron estrategias que permitieron un mayor crecimiento productivo así como se incrementó las ventas; la modernización de los sistemas de operación y medición dotó al sistema operativo de la empresa de mayor estabilidad dentro de los parámetros de eficiencia, eficacia y calidad del servicio. Por otra parte, el Sistema Normativo de Gestión se tiene actualizado y aprobado siendo algunos de ellos el Plan Estratégico, Plan Operativo, MOF, ROF y otras normas de desempeño. Asimismo, se cumplió satisfactoriamente con el Convenio de Gestión suscrito entre EGEMSA y FONAFE, así como con los Organismos Normativos de control y fiscalización.

1.2.- INFORME GENERAL DE LA EMPRESA

1.2.1.- EGEMSA

EGEMSA son las siglas de la Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A., que desarrolla actividades de generación de energía eléctrica por medio de sus instalaciones ubicadas en el Sur Este del Perú, las cuales se encuentran conectadas al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), teniendo su sede institucional en la ciudad del Cusco, Capital Arqueológica de América.



EGEMSA es una empresa estatal de derecho privado que inicia sus operaciones el año de 1994, siendo su principal fuente de generación la Central Hidroeléctrica Machupichu. Desde entonces se ha venido consolidando como una empresa abierta al avance tecnológico y respaldado por la experiencia de sus trabajadores, lo cual la ha convertido en una de las principales empresas generadoras de energía eléctrica en el territorio peruano, con grandes perspectivas de una mayor expansión en sus operaciones.

1.2.2.- VISIÓN

"Ser reconocida como modelo de la empresa eficiente y responsable".

1.2.3.- MISIÓN

"Generar y comercializar energía eléctrica de manera eficiente, logrando la satisfacción de nuestros clientes, brindando un entorno laboral adecuado e incrementando el valor de la empresa bajo una política de responsabilidad con la sociedad y el medio ambiente".

1.2.4 PRINCIPIOS Y VALORES

POLITICA EMPRESARIAL

La Política de EGEMSA está definida por:

La actitud de servicio orientada a satisfacer con eficiencia, eficacia y calidad las necesidades actuales y futuras de nuestros clientes.Valorar, proteger y velar por el permanente desarrollo integral del factor humano.Crear y mantener un clima de respeto, consideración y afecto. El concepto del individuo es integral, interesa como vive, trabaja y actúa.La vocación es una creencia profunda, verdadera y honesta en la innovación, productividad y competitividad empresarial; en ello radica el mayor compromiso.Formar parte de un entorno al cual debemos integrarnos en forma eficiente y efectiva, cumpliendo con la normatividad legal vigente aplicable; así como, los requisitos de la gestión de la calidad, medio ambiente, seguridad y salud ocupacional.

VALORES EMPRESARIALES

En nuestra empresa tenemos los siguientes valores:Identificación con la Empresa con responsabilidad, honestidad y ética laboral.Trabajo en Equipo, fomentando la participación y crecimiento.Rentabilidad de la Empresa, con alta productividad basado en la creatividad, innovación y la mejora continua.



Desarrollo del Personal, con calidad y servicio como forma de vida.Respeto a los Clientes y Proveedores.

Responsabilidad Social, manteniendo un equilibrio armónico con el medio ambiente y el entorno social.

CODIGO DE ETICA

El Personal de EGEMSA actúa de acuerdo a los siguientes principios:

PROBIDAD Actúa con rectitud, honradez y honestidad, procurando satisfacer los intereses legítimos de la Empresa, desechando todo provecho o ventaja personal, obtenido por sí o por interpósita persona. Profesa y practica un claro rechazo a la corrupción en todos los ámbitos de desempeño de la Empresa y cumple cabalmente con las normas vigentes.

EFICIENCIADesarrolla correctamente sus labores, reduciendo al mínimo los recursos utilizados para alcanzar los objetivos de la Empresa.

IDONEIDAD Se desenvuelve con aptitud técnica legal y moral; propendiendo a una formación sólida acorde a la realidad, capacitándose permanentemente para el debido cumplimiento de sus labores.

VERACIDAD Se expresa con autenticidad en las relaciones laborales con el personal de la Empresa y con terceros.

LEALTAD Y OBEDIENCIA Actúa con fidelidad y solidaridad hacia todo el Personal de EGEMSA, cumpliendo las órdenes que le imparte el superior jerárquico competente, en la medida que reúnan las formalidades del caso y tengan por objeto la realización de actos de servicio que se vinculen con las funciones a su cargo, salvo los supuestos de arbitrariedad o ilegalidad manifiestas, las que deberá poner en conocimiento de la Administración.Asimismo, actúa con reserva y diligencia en el manejo de la información que conoce.



EGEMSA

1.2.5.- ORGANIGRAMA ESTRUCTURAL DE LA EMPRESA AUTRISA S.A.

Con la finalidad de optimizar los recursos de la empresa para el desarrollo de la Obra Segunda Fase de Rehabilitación Central Hidroeléctrica Machupicchu, se modificó dicha estructura con la incorporación de la jefatura del proyecto con un nuevo cuadro de asignación de personal, el mismo que fue aprobado el 30 de junio de 2009 en Sesión de Directorio N° 381.

GERENTE GENERAL

Edgar Venero Pacheco : Desde noviembre 2011

Armando Vignes Pareja : Noviembre 2011

José Angulo Echea : Desde noviembre 2008 hasta noviembre 2011



1.2.6.- GESTIÓN DE OPERACIONES

EGEMSA cuenta con dos fuentes de generación eléctrica dentro de su parque generador: la Central Hidroeléctrica Machupicchu y la Central Térmica Dolorespata. Esta última fue retirada del despacho de la Operación del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) por factores de contaminación e insonorización que afectaban a la población aledaña.

La potencia instalada actual es de 106.07 MW, de los cuales 90.45 MW corresponden a la Central Hidroeléctrica Machupicchu, representando el 85.27%. La diferencia de 15.62 MW corresponde a la Central Térmica Dolorespata y representa el 14.73%. La potencia efectiva es de 100.25 MW. El detalle se muestra en el cuadro siguiente:



1.2.7.- PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La producción de energía eléctrica de EGEMSA durante el año 2011, proveniente de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, fue de 743,091.76 MWh, cifra superior en 2.90% con respecto a la generación del ejercicio anterior y 1.50% superior al promedio de generación de los años 2002 al 2010; sin embargo, ha sido inferior en 0.20% con respecto a la energía proyectada bajo un escenario medio tal como se muestra en el siguiente gráfico:



CAPITULO II

2.1 DESCRIPCIÓN DE COMPONENTES y EQUIPOS DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

2.1.1. REPRESA Y TOMA A excepción del túnel de aducción, las obras de represamiento y toma, mantienen constructivamente las mismas características, sin embargo, nuevos elementos de control y automatización han sido implementados.

Las obras de Represamiento de derivación, están constituidas por un barraje fluvial y dos machones de concreto que lo dividen en tres luces de 12 m cada una. La extensión total de estribo a estribo es de 41 m y el máximo embalse normal alcanza la cota 2,069.50 msnm. Las luces están cerradas por tres compuertas planas de 5 m de altura deslizables sobre rodillos y llevan en su parte superior un sector abatible para la regulación automática del nivel de embalse con retención máxima de 1.5 m.

El mando de las compuertas y de los sectores abatibles (clapetas) se efectúa a través de dos cadenas de “galle” unidas por medio de una transmisión a un winche eléctrico ubicado sobre la pasarela de maniobra.

Las tres compuertas planas regulan el nivel mínimo en el río Vilcanota y permiten además el paso de avenidas mayores a los 1500 m3/seg.

La obra de toma, ubicada en la margen izquierda del río, está conformada por cuatro ventanas de 1.90 x 3.50 m provistas de respectivas compuertas planas deslizantes.

Por debajo de las ventanas de captación, están ubicados los dos conductos desgravadores que transportan los materiales sólidos depositados en la toma hacia aguas abajo del barraje.

2.1.2. DESARENADOR Ubicado en la Represa y Toma, a la altura del Km 107 de la línea férrea Cusco-Quillabamba, las obras de captación conducen el agua hacia los desarenadores constituidos por cuatro naves de 78.6 m de longitud, 6.2 m de ancho y 6.56 m de alto. Cada Nave tiene una capacidad de 9.25 m3/seg haciendo un caudal total de 37 m3/seg.

El sistema de purga tipo BIERI, permite la limpieza continua y automática de los sedimentos depositados en el fondo de cada nave desarenadota.



2.1.3. SISTEMAS DE PURGA En la Represa y Toma, está diseñado el sistema de purga en dos tramos; uno en galería que cruza el río Vilcanota y, el segundo tramo, continua en túnel por la margen derecha del mismo río en una longitud de 750 m, pendiente del 2%, desembocando nuevamente en el río sobre una cota que permite el flujo libre hasta un caudal de 600 m3/seg. Los tramos construidos con estructura de concreto armado, están revestidos con bloques de granito para la protección contra la abrasión y erosión de los sedimentos del agua.

2.1.4. TUNEL DE ADUCCION El túnel de aducción es a flujo libre, parcialmente revestido, ha sido ampliado dentro del proceso de rehabilitación y repotenciamiento de la Central de 37 m3/seg a 50 m3/seg.

El túnel tiene un desarrollo total de 3,320 m, pendiente del 0.3%, sección de herradura de 5.5 m de diámetro y corta un meandro del río de más de 15 Km.

2.1.5. TUBERIA FORZADA La tubería forzada que alimenta a los Grupos Pelton, construida entre la cámara de válvulas y la Casa de Máquinas II, tiene un tramo libre de 269.5 m que sigue la topografía del terreno con una inclinación de 52º, un tramo empotrado compuesto del pozo vertical de 191.40 m y la galería horizontal con 79.8 m; la capacidad de conducción se incrementó de 25.5 m3/seg a 30 m3/seg. El diámetro varía de 2.92 a 2.16 m con espesores de blindaje entre 12 y 28 mm.

El tramo al aire libre está soportado por 11 bloques de apoyo y tres bloques de anclaje en los cuales fueron colocados tirantes pretensazos de gran capacidad de carga. De los 20 tirantes, 12 son de 250 Ton (en los bloques BA1 y BA2) y 8 son de 500 Ton (en el bloque BA3).

El tramo empotrado a la vez está anclado a la roca por un anillo de concreto que fue proyectado teniendo en cuenta la contribución del macizo rocoso.

2.1.6. CASA DE MAQUINAS II La Casa de Máquinas II está construida en caverna excavada en la base de un espolón de roca a un nivel de 1,701.5 msnm; tiene una longitud de 55 m, 20 m de ancho y 30 m de altura, con un volumen de excavación de 35,000 m3, habiéndose construido en su interior un edificio con 5,500 m3 de concreto armado proyectado en siete niveles.



2.1.7. TURBINAS Las turbinas originales de fabricación Alstom Hydro (Neyrpic), del tipo Pelton vertical de 5 chorros, fabricadas en el año 1982-1984, han sido repotenciadas.

Las turbinas presentaban las siguientes características:

Característica Turbinas Originales Turbinas Repotenciadas

2.1.7.1 De la Instalación: Potencia nominal 26 MW 30.75 MW Velocidad nominal 450 rpm 450 rpm Altura bruta 351.4 m 351.4 m Caudal 8.5 m3/seg 10 m3/seg Sobrevelocidad 517.5 rpm 540 rpm Embalamiento 790 rpm 790 rpm

2.1.7.2 De los Rodetes: Acero 205 CN 12.04 M 205 CN 12.04 M Diámetro pelton 1,644 mm 1,644 mm Diámetro exterior 2,215 mm 2,215 mm Número de cucharas 18 18 Ancho exterior

cucharas631 mm 631 mm

Ancho interior cucharas

587 mm 587 mm

Peso de una cuchara 71.6 Kg 80.0 Kg Peso del Rodete 3,625 Kg 3,815 Kg Elevación eje rodete 1,707.8 msnm 1,707.8 msnm

2.1.7.3. De los inyectores Número de inyectores 5 5 Diámetro de chorro 166 mm 179 mm Carrera 166 mm 173.2 mm Tiempo de apertura 20 seg 20 seg Tiempo de cierre 20 seg 20 seg Longitud de la aguja 358.83 mm 358.83 mm Angulo de la aguja 45º 45º Diámetro contacto

aguja202 mm 215 mm

Diámetro de tobera 199.5 mm 212.5 mm Cilindrada de

apertura5.47 dm3 5.71 dm3

Peso total 2,750 Kg 2,750 Kg



2.2 PRINCIPALES TRABAJOS DE REHABILITACION DE LAS TURBINAS

2.2.1. RODETE. Modificación del perfil hidráulico del rodete a partir de los rodetes existentes consistente en aporte de material (soldadura) y esmerilado.

2.2.2. INYECTORES

Para obtener la nueva potencia requerida, ha sido necesario aumentar el diámetro de la boquilla o tobera a fin de asegurar un caudal suficiente. Por lo tanto, la carrera ha aumentado algunos milímetros.

Ninguna modificación ha sido efectuada en la parte trasera de los inyectores

La principal modificación concierne el ajuste de los órganos de regulación a la nueva carrera de los inyectores (173.2 mm)

La cilindrada ha sido aumentada en solo un 2% Las portaboquillas o portatoberas han sido reparadas mediante

soldadura Las boquillas o toberas han sido modificadas para aumentar el

diámetro del chorro. Las boquillas y agujas han sido revestidas de cerámica.

El conjunto de juntas o sellos ha sido reemplazado.

2.2.3. DEFLECTORES

Los deflectores han sido modificados a fin de permitir el paso del nuevo diámetro de chorro. La diferencia con el perfil original es del orden de 4 mm.

2.2.4. SERVOMOTOR DE DEFLECTORES.

No se ha efectuado ninguna modificación en el diseño de los servomotores

2.2.5. EJE DE LA TURBINA.

Las tareas sobre el eje se limitan a un retrabajado manual de las caras activas con piedra abrasiva sin la utilización de máquinas especiales ni recubrimiento electroquímico o su equivalente.

El acoplamiento por fricción se ha conservado, no obstante, teniendo en cuenta el aumento del par, el pretensado de las varillas de acoplamiento se aumentó en aproximadamente 15%, verificándose que el nivel de tensiones es compatible con los límites autorizados.

2.3. COJINETE GUÍA TURBINA.



Las nuevas condiciones de carga debido al aumento de la potencia no tienen ninguna influencia sensible sobre la temperatura de estabilización del cojinete. En consecuencia, el intercambiador de calor se ha mantenido.

Se ha instalado un nuevo extractor de vapor de aceite

2.4. REGULADOR DE LA TURBINA

Se ha reemplazado el regulador eléctrico RAPID 77 por un regulador numérico del tipo “NEYRPIC 1500” así como también todo el equipamiento eléctrico de los tanques de aceite a presión, tanque de colección y sistema de aire comprimido.

Con el regulador se han reemplazado también el accionador de mando de la válvula distribuidora principal de mando de los deflectores así como el sistema de mando de las agujas.

En el sistema de aire comprimido, la principal modificación ha sido la instalación de un secador de aire a alta presión.

2.5. ALTERNADORES

Los principales trabajos desarrollados en los alternadores han sido:

Rehabilitación y repotenciamiento de los alternadores. De 28 MVA, 10.5 KV a 33.5 MVA, 13.8 KV

Cambio del lote completo de chapas magnéticas para conformar el núcleo magnético del estator, incluye chapas con dedos espaciadores para crear los canales intermedios de ventilación. Se han reutilizado los elementos de apriete como placas extremo de presión, dedos de presión y pernos longitudinales de presión.

Cambio del lote completo de bobinas (204 bobinas por cada alternador) y materiales para completar el nuevo bobinado del estator.

Cambio del lote completo de bobinas polares (16 bobinas polares por cada alternador), incluye aislantes y accesorios de fijación y apoyos.

Cambio del lote completo de instrumentos de medida, supervisión y control así como de las borneras para la instrumentación.

Instalación de un nuevo equipo de extracción de vapores de aceite del cojinete principal o combinado.

Cambio del sistema de extinción de incendios.

2.5.1. CARACTERISTICAS PRINCIPALES

Las características principales de los alternadores rehabilitados y repotenciados son los siguientes:

Número de unidades : 03 Tipo : SAV 314/92/16 Potencia nominal : 33.5 MVA Factor de potencia : 0.9



Tensión nominal : 13.8 KV +/- 5% Intensidad nominal : 1401.5 A. Frecuencia : 60 Hz Número de polos : 16 Velocidad nominal : 450 rpm Velocidad de empalamiento : 790 rpm Momento de inercia GD2 : 220 Ton x m2

Constante de inercia (KW/KVA) : 1.82 Clase de aislamiento (rotor, estator) : F Diseño : IM 8415 Protección : IP23 Refrigeración : ICW 37A91 Calentamiento (sobre 40ºC) : 80ºK Resistencia retórica (a 75ºC) : 0.1959 Ohm Resistencia estatórica, sec pos. (a 75ºC) : 0.018149

Ohm Resistencia de aislamiento estator : >= 150

MOhm Resistencia de aislamiento rotor : >= 2 MOhm Temperatura ambiente, máxima : 40ºC Temperatura agua entrada, máxima : 25ºC Temperatura agua salida, aprox : 30ºC Caudal aire refrigeración : 1920 l/min Pérdidas a evacuar : 680 KW Número de refrigerantes (radiadores) : 06 Rendimiento, 100%, cos fi 0.9 : 98.11%

2.3. INSTRUMENTACION Los siguientes instrumentos de medida, supervisión y control del generador han sido instalados.

2.3.1. DETECTORES TIPO RESISTENCIA

Detectores de temperatura Pt-100 conectados con tres hilos (uno de compensación), 100 ohmios a 0ºC y coeficiente de temperatura de 0.00385ºC están ubicados de la siguiente manera:

03 por fase en el bobinado (total 09 sondas) 03 en el hierro del núcleo del estator 01 en el depósito de aceite del cojinete 01 en los segmentos del cojinete guía 01 en los patines del cojinete de empuje 01 en el agua fría de refrigeración del cojinete 01 en el agua caliente de refrigeración del cojinete 01 en el paso de aire de ventilación lado aire caliente de cada radiador 01 en el paso de aire de ventilación lado aire frío de cada radiador 01 en la alimentación de agua de enfriamiento, en el colector de entrada 01 en el lado de descarga de agua para enfriamiento de cada radiador



2.3.2. TERMÓMETROS INDICADORES.

Los termómetros son del tipo bulbo sensor, conectados al instrumento con su respectivo capilar flexible y ubicado externamente al foso del generador. Están provistos de contactos de alarma y disparo.

01 en el aceite del cojinete

2.3.3. INDICADORES DE NIVEL DE ACEITE.

Para el depósito de aceite del cojinete, se ha instalado:

01 dispositivo indicador de nivel 01 juego de interruptores para nivel de aceite, con dos posiciones

para bajo nivel (alarma y disparo) y una posición para nivel alto (alarma).

2.3.4. INDICADORES DE FLUJO.

Son del tipo ABB, con un juego de dos contactos ajustables.

01 en la tubería de descarga del agua que sale del tubo colector de los enfriadores de aire.

01 en la tubería de descarga del agua de refrigeración del cojinete.

2.3.5. INDICADORES DE PRESIÓN.

01 para la presión de agua en el colector de agua fría, para los intercambiadores de calor del alternador.

01 en la línea de descarga de agua de los intercambiadores de calor 01 para la bomba de aceite de alta presión del pivote 01 para la presión de aire de frenado 01 para la presión de aceite de elevación del rotor

2.3.6. Termostatos 02 en el metal del patín pivote 02 en el aceite del cojinete 02 en el segmento del cojinete guía 01 para las resistencias calefactores con contactos ajustables.

2.3.7. INDICADORES DE POSICIÓN DE LOS FRENOS

04 fines de carrera en cada gato de frenado 04 sondas indicadoras de desgaste de las zapatas de freno.2.3.8. EQUIPO DE PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS La protección contra incendios del alternador se realiza por medio de un dispositivo de detección, que dispara automáticamente la instalación de extinción a base de anhídrido carbónico.

Cuando existe una rápida elevación de temperatura (muy normal al principio de un incendio), el mecanismo de regulación funciona



automáticamente provocando seguidamente la apertura de la betería de CO2. La rapidez de funcionamiento del detector en estas condiciones, es proporcional a la rapidez con que ha aumentado la temperatura. Los detectores se conectan eléctricamente entre sí, formando tantos circuitos como zonas se tarta de proteger.

En sus elementos básicos, el equipo consta de:

Una batería para inyección rápida. Una batería para inyección lenta Una central de señalización y control que incorpora los bloques de

alimentación de grupo y de socorroLa composición del equipo es la siguiente:

Elementos de detección:

04 detectores (detect-a-fire) 04 cajas de fijación de detectores 01 cuadro de control y maniobra 02 lámparas de señalización puerta de acceso (roja y verde) 01 fin de carrera, puerta acceso foso alternador.

Elementos de extinción:

05 botellas de CO2, 50 Kg, de emisión rápida 04 botellas de Co2, 50 Kg, de emisión lenta 09 detectores de pérdida de gas 02 mecanismos de disparo (1 rápida y 1 lenta) 02 enclavamientos mecánicos 02 contactores de peso CO2 01 conjunto de válvulas antiretorno, palanca, tunerías colectoras y

demás accesorios. 01 elemento pesa botellas

Elementos de inundación CO2 (en foso alternador):

02 colectores para emisión rápida 02 colectores para emisión lenta 12 boquillas difusoras

01 conjunto de tunerías de interconexión a los elementos de extinción.

2.4. SISTEMA DE EXCITACIÓN.

El sistema de excitación es completamente nuevo, siendo actualmente un sistema completamente estático. El sistema está constituido por dos canales independientes y redundantes del tipo ALSPA AVR820 ER. Este regulador está basado en una tecnología digital.



El canal automático se compone de un regulador automático AVR

El canal manual se compone de un regulador de corriente de excitación a consigna manual MCR.

Las principales características técnicas del sistema de excitación son:

Voltaje de excitación : 146 V. Corriente de excitación : 650 A. Voltaje máx de excitación : 263 V. Corriente máx de salida permanente : 780 A.

Tipo de rectificador (Controlador pilotadocon conexión por puente séxtuplo. : Sí

Número de puente de tiristores : 2 Tensión inversa de pico de tiristores : 1,400 V. Capacidad nominal del puente tiristores| : 800 A, | (45ºC) Límite de corriente del puente tiristores : 1,500 A (45ºC,

10 seg) Protección sobrecorriente tiristores : Fusibles rápidos Protección sobretensión tiristores : Reóstatos y

condensadores Refrigeración : Un ventilador/puente Contactor principal : 600 V, 800 A. Circuitos de regulación y control : Gama AVR 820 Digital Precisión de regulación : +/- 0.5% Temperatura de diseño del equipo : 40ºC Transformador de excitación : Trifásico, tipo

seco Potencia transformador excitación : 380 KVA Relación transformador excitación : 13800/300 V Acoplamiento transformador excitación : Ynd11

2.5. PATIO DE LLAVES

El Patio de Llaves ha sido reubicado con una diferencia de altura de 42.87 m por encima del antiguo Patio. Esto trajo consigo la construcción de una nueva ruta de la galería de cables, desde la Casa de Máquinas II hasta el nuevo Patio de Llaves y Sala de Control.

El Patio de Llaves alberga fundamentalmente a los nuevos transformadores trifásicos (uno por cada Grupo), al transformador trifásico de Quillabamba y a los elementos de conexión/desconexión de las líneas de transmisión (interruptores, seccionadores).

2.6. TRANSFORMADORES DE GRUPO.



Fabricante : TOSHIBA DO BRAZIL SA

Número de Unidades : 03 Norma Básica : IEC 76 Tipo : Trifásico Sumergido en aceite : Sí Montaje : Exterior, a la

intemperie Tipo de refrigeración : ONAN/ONAF Tipo de Aceite : Shell Diala AX Potencia nominal sobre la toma principal : 33.5 MVA /

26.8 MVA Tensión nominal arrollamiento primario : 138 KV Tensión nominal arrollamiento secund. : 13.8 KV Cambiador de tomas (arrollamiento prim.) : Sí Tipo cambiador de tomas : Sin tensión Número de tomas : 05 Extensión de tomas : - 5% ; + 5% Escalón de regulación : 2.5% Potencia de toma : Potencia nominal. Grupo de conexión : YNd5 Calentamiento máx devanado (Pn) : 80ºC Calentamiento máx aceite (Pn) : 65ºC Eficiencia : 99.4%

2.7. TRANSFORMADOR DE LINEA A QUILLABAMBA

Fabricante : TOSHIBA DO BRAZIL SA

Número de unidades : 01 Norma Básica : IEC 76 Tipo : Trifásico Sumergido en aceite : Sí Montaje : Exterior, a la

intemperie Tipo de refrigeración : ONAN Tipo de Aceite : Shell Diala

AX Potencia nominal sobre la toma principal : 7 / 7 / 3 MVA Tensión nominal arrollamiento primario : 138 KV Tensión nominal arrollamiento secund. : 60 KV Tensión nominal arrollamiento terciario : 10.5 KV Cambiador de tomas (arrollamiento prim.) : Sí Tipo cambiador de tomas : Sin tensión Número de tomas : 05 Extensión de tomas : - 5% ; + 5% Escalón de regulación : 2.5% Potencia de toma : Potencia nominal. Grupo de conexión : YNyn0d5



Calentamiento máx devanado (Pn) : 80ºC Calentamiento máx aceite (Pn) : 65ºC Eficiencia : 99.1%

2.8. INTERRUPTORES 138 KV

Fabricante : ABB Switchgear AB(Suecia) Número de Unidades Con operación monofásica y trifásica :02

(resortes BLK 82) Con operación trifásica : 04 (resortes BLK

222) Norma Básica : IEC 56 Referencia : LTB 170D1/B Tensión nominal : 170 KV Frecuencia : 60 Hz. Tensión resistida de impulso de rayo

(a tierra y entre polos) cresta : 650 KV

Tensión resistida de frecuencia industrial(a tierra y entre polos) eficaz : 275 KV

Corriente asignada en servicio continuo: 3150 A. Corriente de corta duración admisible

Asignada : 40 KA (3 seg)

Valor eficaz de la corriente de cortocircuitoPeriódica : 40 KA

Porcentaje de la componente aperiódicaPara 40 KA:

Interruptores tipo monopolar/tripular : 52%

Interruptores tipo tripular : 55%

Poder de cierre en cortocircuito asignadoCresta : 100 KA

Ciclo de operación asignado : A-0.3 seg - CA-3 seg

Duración máx hasta el corte (interrupción) : 40 mseg Duración máx de apertura : 19 - 25 mseg Duración máx de cierre : <= 40 mseg Tiempo muerto : 300 mseg Factor de apertura del primer polo : 1.5 Tensión de alimentación del mando : 110 Vcc

(+10% ; -30%)

2.9. SECCIONADORES DE LINEA Y DE BARRA 138 KV

Fabricante : SCHNEIDER (Francia)



Número de Unidades Seccionadores de línea : 02 (eléctrico y motorizado)Seccionadores de barra : 07 (eléctrico y motorizado)

Norma Básica : IEC 129 Referencia : EGIC - DR Tensión máxima nominal : 170 KV Tensión resistida de impulso de rayo

(a tierra y entre polos) cresta : 650 KV

Tensión resistida de frecuencia industrial(a tierra y entre polos) eficaz : 275 KV

Corriente permanente asignada : 2000 A Corriente de corta duración admisible : 40 KA (1 seg) Valor de cresta de la corriente de corta

Duración admisible asignada : 100 KA cresta

Resistencia cantilever aisladores : 4000 N Cuchilla de puesta a tierra

Seccionadores de línea : Sí (eléctrica y motorizada)Seccionadores de barra : No

Tensión de alimentación del mando :110 Vcc (- 15% ; + 10%)

Potencia del motor :650 W - 800 W

Tiempo de maniobra :8 - 10 seg

Enclavamiento seccionador tierra :Eléctrico

2.10. SISTEMA DE CONTROL Y MANDO.

El nivel de automatismo para operar los equipos primarios, está constituido principalmente por celdas con Autómatas ALSPA C-8035 a cargo de los siguientes automatismos principales:

Unidad de Generación Subestación Servicios Auxiliares Cámara de Válvulas Represa Interfases Hombre-Máquina (IHM) locales basadas en consolas interactivas.

La red F-800, sirve de comunicación entre autómatas principales y sub-autómatas o autómatas secundarios.



La red MODBUS, sirve de comunicación hacia los equipos de medidas, temperaturas y parámetros eléctricos (I, U, P, Q,…)

La marcación del tiempo para la adquisición de las señales digitales con una resolución de 1 mseg, está prevista para las entradas lógicas principales de la Central.

El nivel de control global de la Central, está constituido principalmente de un CENTRALOG C-30, totalmente duplicado, enlazados por una red ETHERNET de 10 MBits para conexión a las impresoras y autómatas de la red S8000-E.

Las tres estaciones del operador, permiten la supervisión y el control de todos los autómatas de la Central y de los sitios hidráulicos. La red ETHERNET permite la conexión de las impresoras, así como de los intercambios desde y hacia la Estación de Ingeniería.

CAPITULO III

3.1. OBJETIVOS

3.2. OBJETIVOS DE LA PRÁCTICA:

Poner a práctica los conocimientos adquiridos en los años de vida universitaria.



Realizar mejoras ingenieriles a la empresa, tratando de aportar a la política de mejora continua.

Demostrar la disponibilidad de trabajo en equipo. Demostrar dentro del tiempo de duración de las prácticas disponibilidad de

aprendizaje. Con el pasar de los días dentro de la empresa demostrar iniciativa y

responsabilidad en el ejercicio de los trabajos asignados. Mantener relaciones fluidas con los miembros del equipo de trabajo,

propiciando una comunicación eficaz, con un lenguaje adecuado.

3.3. OBJETIVOS ESPECIFICOS:

Desarrollar alternativas de solución a problemas imprevistos que se presenten en una situación de trabajo.

Adaptación a nuevas situaciones laborales generadas como consecuencia de los cambios que se produzcan relacionados al trabajo.

CAPITULO IV

4.1. MARCO TEÓRICO

4.1.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA



En una central hidroeléctrica se utiliza energía hidráulica para la generación de energía eléctrica. Son el resultado actual de la evolución de los antiguos molinos que aprovechaban la corriente de los ríos para mover una rueda.

En general, estas centrales aprovechan la energía potencial que posee la masa de agua de un cauce natural en virtud de un desnivel, también conocido como salto geodésico. El agua en su caída entre dos niveles del cauce se hace pasar por una turbina hidráulica la cual transmite la energía a un generador donde se transforma en energía eléctrica.

4.1.2. APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA HIDRÁULICA

Los antiguos romanos y griegos aprovechaban ya la energía del agua; utilizaban ruedas hidráulicas para moler trigo. Sin embargo, la posibilidad de emplear esclavos y animales de carga retrasó su aplicación generalizada hasta el siglo XII. Durante la edad media, las enormes ruedas hidráulicas de madera desarrollaban una potencia máxima de cincuenta caballos. La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingeniero civil británico John Smeaton, que construyó por vez primera grandes ruedas hidráulicas de hierro colado. La hidroelectricidad tuvo mucha importancia durante la Revolución Industrial. Impulsó a las industrias textiles y del cuero y los talleres de construcción de máquinas a principios del siglo XIX. Aunque las máquinas de vapor ya estaban perfeccionadas, el carbón era escaso y la madera poco satisfactoria como combustible. La energía hidráulica ayudó al crecimiento de las nuevas ciudades industriales que se crearon en Europa y América hasta la construcción de canales a mediados del siglo XIX, que proporcionaron carbón a bajo precio. Las presas y los canales eran necesarios para la instalación de ruedas hidráulicas sucesivas cuando el desnivel era mayor de cinco metros. La construcción de grandes presas de contención todavía no era posible; el bajo caudal de agua durante el verano y el otoño, unido a las heladas en invierno, obligaron a sustituir las ruedas hidráulicas por máquinas de vapor en cuanto se pudo disponer de carbón.

Las formas más frecuentemente utilizadas para explotar la energía hidráulica son:

4.2.1.1. Desvío del cauce de agua

El principio fundamental de esta forma de aprovechamiento hidráulico de los ríos se basa en el hecho de que la velocidad del flujo de estos es básicamente constante a lo largo de su cauce, el cual siempre es descendente. Este hecho revela que la energía potencial no es íntegramente convertida en cinética como sucede en el caso de una masa en caída libre, la cual se acelera, sino que ésta es invertida en las llamadas pérdidas, es decir, la energía potencial se "pierde" en vencer las fuerzas de fricción con el suelo, en el transporte de partículas, en formar remolinos, etc.. Entonces esta energía potencial podría ser aprovechada si se pueden evitar las llamadas pérdidas y hacer pasar al agua a través de una turbina. El conjunto de obras que permiten el aprovechamiento de la energía anteriormente mencionada reciben el nombre de central hidroeléctrica o Hidráulica.

El balance de energía arriba descrito puede ser ilustrado mejor a través del principio de Bernoulli.

4.2.1.2. Interceptación de la corriente de agua



Este método consiste en la construcción de una presa de agua que retenga el cauce de agua causando un aumento del nivel del río en su parte anterior a la presa de agua, el cual podría eventualmente convertirse en un embalse. El dique establece una corriente de agua no uniforme y modifica la forma de la superficie de agua libre del río antes y después de éste, que toman forma de las llamadas curvas de remanso. El establecimiento de las curvas de remanso determinan un nuevo salto geodésico aprovechable de agua.

4.2.1.3. Características de una central hidroeléctrica

Imagen.- Presa Hidroeléctrica en Grandas de Salime (Asturias, España).

Imagen.- Casa de Máquinas Central Hidroeléctrica del Guavio, Colombia.

Las dos características principales de una central hidroeléctrica, desde el punto de vista de su capacidad de generación de electricidad son:

La potencia, que está en función del desnivel existente entre el nivel medio del embalse y el nivel medio de las aguas debajo de la central, y del caudal máximo turbinable, además de las características de las turbinas y de los generadores usados en la transformación.


http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Alto_de_Grandas_de_Salime.jpg

http://es.wikipedia.org/wiki/Archivo:Guavio1.jpg


La energía garantizada en un lapso de tiempo determinado, generalmente un año, que está en función del volumen útil del embalse, y de la potencia instalada.

La potencia de una central puede variar desde unos pocos MW (megavatios), como en el caso de las minicentrales hidroeléctricas, hasta 14.000 MW como en Paraguay y Brasil donde se encuentra la segunda mayor central hidroeléctrica del mundo (la mayor es la Presa de las Tres Gargantas, en China, con una potencia de 22.500 MW), la Itaipú que tiene 20 turbinas de 700 MW cada una.

Las centrales hidroeléctricas y las centrales térmicas (que usan combustibles fósiles) producen la energía eléctrica de una manera muy similar. En ambos casos la fuente de energía es usada para impulsar una turbina que hace girar un generador eléctrico, que es el que produce la electricidad. Una Central térmica usa calor para, a partir de agua, producir el vapor que acciona las paletas de la turbina, en contraste con la planta hidroeléctrica, la cual usa la fuerza del agua directamente para accionar la turbina.

Un ejemplo de estas es el Proyecto Hidroeléctrico Palomino,1 ubicado en las inmediaciones del municipio de Bohechio, Provincia San Juan, República Dominicana, el proyecto hidroeléctrico Palomino le ahorrará al País alrededor de 400 mil barriles de petróleo al año que, a la tasa actual, representa 60 millones de dólares por ahorro de la factura petrolera.

4.1.3. POTENCIA DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

La potencia de una central hidroeléctrica se mide generalmente en Megavatios (MW) y se calcula mediante la fórmula siguiente:

donde:

Pe = potencia en vatios (W) ρ = densidad del fluido en kg/m³ ηt = rendimiento de la turbina hidráulica (entre 0,75 y 0,90) ηg = rendimiento del generador eléctrico (entre 0,92 y 0,97) ηm = rendimiento mecánico del acoplamiento turbina alternador (0,95/0.99) Q = caudal turbinable en m3/s H = desnivel disponible en la presa entre aguas arriba y aguas abajo, en

metros (m)

En una central hidroeléctrica se define:

Potencia media: potencia calculada mediante la fórmula de arriba considerando el caudal medio disponible y el desnivel medio disponible.

Potencia instalada: potencia nominal de los grupos generadores instalados en la central.

4.1.4. TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

Según su concepción arquitectónica



Centrales al aire libre, al pie de la presa, o relativamente alejadas de esta, y conectadas por medio de una tubería en presión.

Centrales en caverna, generalmente conectadas al embalse por medio de túneles, tuberías en presión, o por la combinación de ambas.

4.1.4.1. Según su régimen de flujo

Imagen.- Central hidroeléctrica Simón Bolívar Venezuela.

Centrales de agua fluyente.

También denominadas centrales de filo de agua o de pasada, utilizan parte del flujo de un río para generar energía eléctrica. Operan en forma continua porque no tienen capacidad para almacenar agua, no disponen de embalse. Turbinan el agua disponible en el momento, limitadamente a la capacidad instalada. En estos casos las turbinas pueden ser de eje vertical, cuando el río tiene una pendiente fuerte u horizontal cuando la pendiente del río es baja.

Centrales de embalse.

Es el tipo más frecuente de central hidroeléctrica. Utilizan un embalse para reservar agua e ir graduando el agua que pasa por la turbina. Es posible generar energía durante todo el año si se dispone de reservas suficientes. Requieren una inversión mayor.

Centrales de regulación. Almacenamiento del agua que fluye del rio capaz de cubrir horas de consumo.

Centrales de bombeo o reversibles

Una central hidroeléctrica reversible es una central hidroeléctrica que además de poder transformar la energía potencial del agua en electricidad, tiene la



capacidad de hacerlo a la inversa, es decir, aumentar la energía potencial del agua (por ejemplo subiéndola a un embalse) consumiendo para ello energía eléctrica. De esta manera puede utilizarse como un método de almacenamiento de energía (una especie de batería gigante). Están concebidas para satisfacer la demanda energética en horas pico y almacenar energía en horas valle.Aunque lo habitual es que esta centrales turbinen/bombeen el agua entre dos embalse a distinta altura, existe un caso particular llamado centrales de bombeo puro donde el embalse superior se sustituye por un gran depósito cuya única aportación de agua es la que se bombea del embalse inferior.

4.1.4.2. Según su altura de caída del agua

Centrales de alta presión

Que corresponden con el high head, y que son las centrales de más de 200 m de caída del agua, por lo que solía corresponder con centrales con turbinas Pelton.

Centrales de media presión

Son las centrales con caída del agua de 20 a 200 m, siendo dominante el uso de turbinas Francis, aunque también se puedan usar Kaplan.

Centrales de baja presión

Que corresponden con el low head, son centrales con desniveles de agua de menos de 20 m, siendo usadas las turbinas Kaplan.

Centrales de muy baja presión

Son centrales correspondientes con nuevas tecnologías, pues llega un momento en el cuál las turbinas Kaplan no son aptas para tan poco desnivel. Serían en inglés las very low head, y suelen situarse por debajo de los 4m..

4.1.4.3. Otros tipos de centrales hidroeléctricas

Centrales mareomotrices

Artículo principal: energía mareomotrizUtilizan el flujo y reflujo de las mareas. Pueden ser ventajosas en zonas costeras donde la amplitud de la marea es amplia, y las condiciones morfológicas de la costa permiten la construcción de una presa que corta la entrada y salida de la marea en una bahía. Se genera energía tanto en el momento del llenado como en el momento del vaciado de la bahía.

Centrales mareomotrices sumergidas.

Utilizan la energía de las corrientes submarinas. En 2002, en Gran Bretaña se implementó la primera de estas centrales a nivel experimental.

Centrales que aprovechan el movimiento de las olas.



Este tipo de central es objeto de investigación desde la década de los 80. A inicios de agosto de 1995, el "Ocean Swell Powered Renewable Energy (OSPREY)" construyó la primera central que utiliza la energía de las olas en el norte de Escocia. La potencia de esta central es de 2 MW. Lamentablemente fue destruida un mes más tarde por un temporal.

Los tipos de turbinas que hay son Francis, Turgo, Kaplan y Pelton. Para la transformación de la energía mecánica en energía eléctrica.

4.1.5. PARTES DE UNA CENTRAL HIDRÁULICA

Tubería forzada y o canal Presa Turbina Generador Transformador Líneas eléctricas Válvulas y compuertas Rejas y limpia rejas Embalse Casa de turbinas

Funcionamiento

Imagen.- partes de una turbina

Turbina hidráulica y generador eléctrico.

El tipo de funcionamiento de una central hidroeléctrica puede variar a lo largo de su vida útil. Las centrales pueden operar en régimen de:

generación de energía de base; generación de energía en períodos de punta. Estas a su vez se pueden dividir

en:



o centrales tradicionales;

o centrales reversibles o de bombeo.

Imagen.- Tubería forzada

La demanda de energía eléctrica de una ciudad, región, o país, tiene una variación a lo largo del día. Esta variación es función de muchos factores, entre los que se destacan:

tipos de industrias existentes en la zona, y turnos que estas realizan en su producción;

tipo de cocina doméstica que se utiliza más frecuentemente; tipo de calentador de agua que se permite utilizar; la estación del año; la hora del día en que se considera la demanda.

La generación de energía eléctrica debe seguir la curva de demanda, así, a medida que aumenta la potencia demandada deberá incrementarse el caudal turbinado, o iniciar la generación con unidades adicionales, en la misma central, e incluso iniciando la generación en centrales reservadas para estos períodos.

4.1.6. IMPACTOS AMBIENTALES POTENCIALES

Los potenciales impactos ambientales de los proyectos hidroeléctricos son siempre significativos. Sin embargo existen muchos factores que influyen en la necesidad de aplicar medidas de prevención en todo.



Principalmente:

La construcción y operación de la represa y el embalse constituyen la fuente principal de impactos del proyecto hidroeléctrico.2 Los proyectos de las represas de gran alcance pueden causar cambios ambientales irreversibles, en una área geográfica muy extensa; por eso, tienen el potencial de causar impactos importantes. Ha aumentado la crítica de estos proyectos durante la última década. Los críticos más severos sostienen que los costos sociales, ambientales y económicos de estas represas pesan más que sus beneficios y que, por lo tanto, no se justifica la construcción de las represas grandes. Otros mencionan que, en algunos casos, los costos ambientales y sociales puede ser evitados o reducidos a un nivel aceptable, si se evalúan, cuidadosamente, los problemas potenciales y se implantan medidas correctivas que son costosas.

Algunas presas presentan fallos o errores de construcción como es el caso de la Presa Sabaneta,3 ubicada en La Provincia San Juan, República Dominicana. Esta presa ha presentado grandes inconvenientes en las temporadas ciclónicas pasadas, producto de su poca capacidad de desagüe y también a que su dos vertederos comienzan a operar después que el embalse está lleno.

El área de influencia de una represa se extiende desde los límites superiores del embalse hasta los esteros y las zonas costeras y costa afuera, e incluyen el embalse, la represa y la cuenca del río, aguas abajo de la represa. Hay impactos ambientales directos asociados con la construcción de la represa (p.ej., el polvo, la erosión, problemas con el material prestado y de los desechos), pero los impactos más importantes son el resultado del embalse del agua, la inundación de la tierra para formar el embalse, y la alteración del caudal de agua, aguas abajo. Estos efectos ejercen impactos directos en los suelos, la vegetación, la fauna y las tierras silvestres, la pesca, el clima y la población humana del área.

Los efectos indirectos de la represa incluyen los que se asocian con la construcción, el mantenimiento y el funcionamiento de la represa (p.ej., los caminos de acceso, los campamentos de construcción, las líneas de transmisión de energía) y el desarrollo de las actividades agrícolas, industriales o municipales que posibilita la represa.

Además de los efectos directos e indirectos de la construcción de la represa sobre el medio ambiente, se deberán considerar los efectos del medio ambiente sobre la represa. Los principales factores ambientales que afectan el funcionamiento y la vida de la represa son aquellos que se relacionan con el uso de la tierra, el agua y los otros recursos en las áreas de captación aguas arriba del reservorio (p.ej., la agricultura, la colonización, el desbroce del bosque) que pueden causar una mayor acumulación de limos, y cambios en la cantidad y calidad del agua del reservorio y del río. Se tratan estos aspectos en los estudios de ingeniería.

4.1.6.1. Manejo de la cuenca hidrográfica

Es un fenómeno común, ver el aumento en la presión sobre las áreas altas encima de la represa, como resultado del reasentamiento de la gente de las áreas inundadas y la afluencia incontrolada de los recién llegados al área. Se degrada el medio ambiente



del sitio, la calidad del agua se deteriora, y las tasas de sedimentación del reservorio aumentan, a raíz del desbroce del bosque para agricultura, la presión sobre los pastos, el uso de químicos agrícolas, y la tala de los árboles para madera o leña. Asimismo, el uso del terreno de la cuenca alta afecta la calidad y cantidad del agua que ingresa al río. Por eso, es esencial que los proyectos de las represas sean planificados y manejados considerando el contexto global de la cuenca del río y los planes regionales de desarrollo, incluyendo, tanto las áreas superiores de captación, aguas arriba de la represa y la planicie de inundación, como las áreas de la cuenca hidrográfica, aguas abajo.

Imagen.- represa

4.1.6.2. Otros impactos ambientales

Los proyectos hidroeléctricos, necesariamente, implican la construcción de líneas de transmisión para transportar la energía a los centros de consumo.

4.1.7. Beneficio

El beneficio obvio del proyecto hidroeléctrico es la energía eléctrica, la misma que puede apoyar el desarrollo económico y mejorar la calidad de la vida en el área servida. Los proyectos hidroeléctricos requieren mucha mano de obra y ofrecen oportunidades de empleo. Los caminos y otras infraestructuras pueden dar a los pobladores mayor acceso a los mercados para sus productos, escuelas para sus hijos, cuidado de salud y otros servicios sociales.

Además, la generación de la energía hidroeléctrica proporciona una alternativa para la quema de los combustibles fósiles, o la energía nuclear, que permite satisfacer la demanda de energía sin producir agua caliente, emisiones atmosféricas, ceniza, desechos radioactivos ni emisiones de CO2.



Si el reservorio es, realmente, una instalación de usos múltiples, es decir, si los diferentes propósitos declarados en el análisis económico no son, mutuamente, inconsistentes, los otros beneficios pueden incluir el control de las inundaciones y la provisión de un suministro de agua más confiable y de más alta calidad para riego, y uso doméstico e industrial.

La intensificación de la agricultura, localmente, mediante el uso del riego, puede, a su vez, reducir la presión que existe sobre los bosques primarios, los hábitats intactos de la fauna, y las áreas en otras partes que no sean adecuadas para la agricultura. Asimismo, las represas pueden crear pesca en el reservorio y posibilidades para producción agrícola en el área del reservorio que pueden más que compensar las pérdidas sufridas por estos sectores debido a su construcción.

CAPÍTULO V

5.1. DESCRIPCIÓN DE LAS PRINCIPALES ACTIVIDADES REALIZADAS



5.1.1. INSPECCIONES RUTINARIAS DE EQUIPOS DE CASA DE MÁQUINAS.

Sistemas inspeccionados:

Sistema de refrigeración Control y verificación de presiones y temperaturas de los diferentes equipos que componen este sistema:

Bombas hidráulicas. Intercambiadores de calor Filtros Philip Red de tuberías.

Sistema de climatización Sistemas de regulación. Sistemas de ventilación y aire acondicionado.

5.1.2. MANTENIMIENTO DE FUNICULAR.

Verificación del correcto funcionamiento del funicular.

Verificación del correcto funcionamiento del mecanismo de frenos de tambor.

Inspecciones rutinarias de cable de acero.

Inspecciones rutinarias y mantenimiento de polines.

5.1.3. MANTENIMIENTO DE AUTOVÍA.

Verificación del correcto funcionamiento de autovía.

Diseño de rueda de autovía

5.1.4. MANTENIMIENTO DE BOMBAS HIDRÁULICAS.

Cambio periódico de filtros de bombas hidráulicas.

Mantenimiento de ejes de bombas hidráulicas de sistema de aire acondicionado.

5.1.5. MANTENIMIENTO DE INTERCAMBIADORES DE CALOR.

Limpieza y mantenimiento de placas de intercambiador de calor.

Extensión de soportes de intercambiador de calor.

Verificación periódica de su correcto funcionamiento.

5.1.6. MANTENIMIENTO DE FILTROS DE BOMBAS HIDRÁULICAS. De sistema SRA.

Desmontaje de filtros boquilla de bombas verticales.

Mantenimiento de filtros.

CAPÍTULO VI

6. ANÁLISIS DE CÁLCULO Y DIMENSIONAMIENTO “SISTEMA DE AGUA DE

REFRIGERACION”.



Ubicación.- CASA DE MAQUINAS.

6.1. OBJETIVO DEL SISTEMA

El sistema de agua de refrigeración está compuesto de dos circuitos:

Circuito abierto de agua cruda proveniente de los pozos de refrigeración, pasando por los filtros de limpieza automática y los intercambiadores de calor hacia el canal de descarga. El agua utilizada es agua del río.

Circuito cerrado de agua tratada para el enfriamiento de los enfriadores de cojinete de empuje, de los estatores, de cojinete guía de los alternadores, de cojinete guía de la turbina, de los equipos de aire acondicionado. El agua utilizada es agua potable.

6.2. ANEXOS Sistema de agua de refrigeración

Esquema fluidoPlano N° AHS MCU20 SSRA SP000

Sistema de agua de refrigeraciónNota de funcionamientoNota N° AHS MCU20 SSRA NF000

6.3. DATOS BASICOS

6.3.1. DATOS DE LOS EQUIPOS DEL CIRCUITO DE AGUA CRUDADescripción de los filtros de limpieza automática:Q = 150 - 330 m3/h T = 18°C H = 5 mCEDescripción de los intercambiadores de calor de tipo placas:Q = 150 - 330 m3/h Te = 18°C Ts = 26°C H = 1.2 - 5 mCE

6.3.2. DATOS DE LOS EQUIPOS DEL CIRCUITO DE AGUA TRATADADescripción de los intercambiadores de calor de tipo placas:Q = 150.3 - 379.9 m3/h Te = 32°C Ts = 25°C H = 1.1 - 6.3 mCEDescripción de los diferentes utilizadores: Total por grupo 113.3 m3/hRefrigerante cojinete combinado empuje y guía del alternadorQ = 8.6 m3/h Te = 25°C Ts = 29°C H = 7.5 mCERefrigerantes estatorQ = 100.8 m3/h Te = 25°C Ts = 30°C H = 7.5 mCERefrigerante de cojinete guía de la turbinaQ = 3.9 m3/h Te = 25°C Ts = 32°C H = 2 mCEEnfriadores de los equipos de aire acondicionadoQ = 37 m3/h Te = 25°C Ts = 32°C H = 5 mCE

6.3.3. CAUDAL DE ACUERDO A LOS GRUPOS EN SERVICIO1 grupo en servicio + equipos de aire acondicionado Q = 150.3 m3/h2 grupos en servicio + equipos de aire acondicionado Q = 263.6 m3/h3 grupos en servicio + equipos de aire acondicionado Q = 376.9 m3/h

6.3.4. DESCRIPCION DEL SISTEMA DE AGUA CRUDAEl sistema de agua cruda consta de:



Una bomba normal 330 m3/h equipada con válvula de aislamiento, manómetro y presostato.Una bomba normal con sistema de velocidad variable 150 a 330 m3/h equipada con válvula de aislamiento, manómetro y presostato.Una bomba emergencia 330 m3/h equipada con válvula de aislamiento, manómetro y presostato.

6.3.5. DETERMINACION DE LAS BOMBAS

Calculo de las pérdidas de carga de las tuberías al fin de determinar la altura manométrica total de la bomba con sistema de velocidad variable 150 a 330 m3/h y de las bombas de 330 m3/h.

Hipótesis

Temperatura del agua del río 15°C

Viscosidad del agua 1.15cSt

Densidad del agua 999.2 kg/m3

Rugosidad de las tuberías 3 mm

Presión absoluta Po =10.1937 rnCE

Gravedad 9.81 m/s²

Material Caudal Cantidad

Tubería DN250 150 - 330 m3/h 16 m

Te (flujo recto) DN250 150 - 330 m3/h 3

Te (flujo 90°) DN250 150 - 330 m3/h 5

Codo 90° DN250 150 - 330 m3/h 8

Válvula antiretorno DN250 150 - 330 m3/h 1

Válvula mariposa DN250 150 - 330 m3/h 3

Transformación DN200/DN250 150 - 330 m3/h 3

Transformación DN250/DN200 150 - 330 m3/h 2



Tubería DN200 150 - 330 m3/h 2 m

Codo 90° DN200 150 - 330 m3/h 4

Válvula mariposa DN200 150 - 330 m3/h 2

Observación

Las pérdidas de carga de válvula antiretorno DN250 a 150 m3/h son 0.2 rnCE (k = 6.5)

Las pérdidas de carga de válvula antiretorno DN250 a 330 m3/h son 0.4 rnCE (k = 2.7)

Balance de las pérdidas de carga

Perdidas de carga del circuito (caudal de 150 m3/h): 0.85 rnCE (ver anexo 1)

Perdidas de carga del circuito (caudal de 330 m3/h): 3.5 rnCE (ver anexo 2)

Perdidas de carga máxima del filtro: 5 rnCE

Perdidas de carga del intercambiador para un caudal de 150 m3/h: 1.2 rnCE

Perdidas de carga del intercambiador para un caudal de 330 m3/h: 5 rnCE

Altura geométrica máxima de funcionamiento : 1709-1701.7 = 7.3 rnCE

Altura manométrica total de las bombas

HMT (150 m3/h) = 0.85+5+1.2+7.3 = 14.35 mCE (1.4 bar)

HMT (330 m3/h) = 3.5+5+5+7.3 = 20.8 rnCE (2.04 bar)

Conclusión

Para la bomba con sistema de velocidad variable 150 a 330 m3/h, en consideración de una presión mínima a la entrada del filtro de 2.5 bar y un coeficiente de seguridad, la altura manométrica total debe ser superior a 4.5 bar a 150 m3/h.

Para las bombas de 330 m3/h, en consideración de una presión mínima a la entrada del filtro de 2.5 bar y un coeficiente de seguridad, la altura manométrica total puede quedar a 5 bar.



6.4. DESCRIPCION DEL SISTEMA DE AGUA TRATADA

El sistema de agua tratada consta de:

Dos bombas 37 m3/h (normal/emergencia) para las baterías frías de los equipos de aire condicionado equipadas con válvula de aislamiento, manómetro y presostato.

Dos bombas 113.3 m3/h (normal/emergencia) para los refrigerantes de cada grupo equipadas con válvula de aislamiento, manómetro y presostato.

6.4.1. DETERMINACION DE LAS BOMBAS PARA LAS BATERIAS FRIAS

Calculo de las pérdidas de carga de las tuberías al fin de determinar la altura manométrica total de cada bomba de 37 m3/h (utilización del programa de cálculo PDCHARGE).

Hipótesis

Temperatura del agua potable 25°C

Viscosidad del agua 0.9 cSt


Rugosidad de las tuberías 0.5 mm

Presión absoluta Po =10.1937 mCE

Gravedad 9.81 m/s²


Tubería DN80 37 m3/h 106 m

Transformación DN50/DN80 37 m3/h 1

Transformación DN80/DN65 37 m3/h 1

Te (flujo recto) DN80 37 m3/h 2

Te (flujo 90°) DN80 37 m3/h 1

Codo 90° DN80 37 m3/h 20

Codo 45° DN80 37 m3/h 13

Válvula antiretorno DN80 37 m3/h 1

Válvula mariposa DN80 37 m3/h 3

Válvula 3 vías motorizada DN80 37 m3/h 1



Transformación DN80/DN65 37 m3/h 1Transformación DN65/DN80 37 m3/h 1Te DN65 37 - 18.5 m3/h 2Tubería DN65 18.5 m3/h 6 mCodo 90° DN65 18.5 m3/h 4Válvula mariposa DN65 18.5 m3/h 2Transformación DN65/DN80 18.5 m3/h 1Transformación DN80/DN65 18.5 m3/h 1Te reducido (flujo 90°) DN300/DN80 339.9 - 37 m3/h 1Te reducido (flujo 90°) DN300/DN80 376.9 - 37 m3/h 1Tubería DN300 376.9 m3/h 20 mTe (flujo recto) DN300 376.9 m3/h 2Codo 90° DN300 376.9 m3/h 7Codo 45° DN300 376.9 m3/h 2Tubería DN200 376.9 m3/h 2 mCodo 90° DN200 376.9 m3/h 2Válvula mariposa DN200 376.9 m3/h 2Transformación DN200/DN300 376.9 m3/h 1Transformación DN300/DN200 376.9 m3/h 1

Observación

Las pérdidas de carga de válvula antiretorno DN80 a 37 m3/h ser 0.5 rnCE (k = 2.7)

Las pérdidas de carga de válvula motorizada a 37 m3/h ser 3 rnCE (k = 16)

Balance de las perdidas de carga

Perdidas de carga del circuito para un caudal de 37 m3/h : 16.8 rnCE.

Perdidas de carga de los condensadores de las baterías frías : 5 rnCE

Perdidas de carga del intercambiador para un caudal de 376.9 m3/h : 6.3 mCE

Altura manométrica, total de las bombas

HMT (37 m3/h) = 16.8+5+6.3 = 28.1 mCE (2.8 bar)

Conclusión

Para las bombas de circulación de las baterías frías, en consideración de un coeficiente de seguridad, la altura manométrica total debe ser a 3 bar a 37 m3/h.

6.5. DETERMINACION DE LAS BOMBAS DE REFRIGERACION DEL GRUPO

Calculo de las pérdidas de carga de las tuberías al fin de determinar la altura manométrica total de cada bomba de 113.3 m3/h

Hipótesis

Temperatura del agua potable 25°C



Viscosidad del agua 0.9 cSt


Rugosidad de las tuberías 0.5 mm

Presión absoluta Po =10.1937 mCE

Gravedad 9.81 m/s²

Para calcular la altura manométrica total de cada bomba de 113.3 m3/h, es necesario determinar el circuito de los enfriadores lo más desfavorable.

Perdidas de carga de los enfriadores de cojinete guía de la turbina


Te reducido (flujo 90°) DN150/DN40 113.3 - 3.9 m3/h 1Te reducido (flujo 90°) DN150/DN40 109.4 - 3.9 m3/h 1Tubería DN40 3.9 m3/h 2 mCodo 90° DN40 3.9 m3/h 2


Perdidas de carga del circuito de cabeza para un caudal de 3.9 m3/h : 0.15 mCE

Perdidas de carga del circuito de refrigeración de cojinete guía de la turbina : 2 mCE

Perdidas de carga total para un caudal de 3.9 m3/h: 2.15 mCE

Perdidas de carga del enfriador de cojinete combinada empuje - guía alternador


Te reducido (flujo 90°) DN150/DN50 109.4 - 8.6 m3/h 1Te reducido (flujo 90°) DN150/DN50 100.8 - 8.6 m3/h 1Tubería DN50 8.6 m3/h 1 mCodo 90° DN50 8.6 m3/h 2Válvula mariposa DN50 8.6 m3/h 2


Perdidas de carga del circuito de cabeza para un caudal de 8.6 m3/h : 0.21 mCE

Perdidas de carga del circuito de cojinete de empuje : 7.5 mCE



Perdidas de carga total del circuito para un caudal de 8.6 m3/h : 7.71 mCE

Perdidas de carga de los refrigerantes del estator


Te reducido (flujo recto) DN150/DN40 113.3 - 3.9 m3/h 1Te reducido (flujo recto) DN150/DN40 109.4 - 3.9 m3/h 1Te reducido (flujo recto) DN150/DN50 109.4 - 8.6 m3/h 1Te reducido (flujo recto) DN150/DN50 100.8 - 8.6 m3/h 1Tubería DN 150 100.8 m3/h 1 mVálvula mariposa DN150 100.8 m3/h 2


Perdidas de carga del circuito cabeza para un caudal de 100.8 m3/h : 0. 12 mCE

Perdidas de carga del circuito de refrigeración del estator : 7.5 mCE

Perdidas de carga total del circuito para un caudal de 100.8 m3/h : 7.62 mCE

Conclusión

El circuito de los enfriadores lo más desfavorable es el circuito de cojinete combinado empuje-guía del alternador.

Perdidas de carga total del circuito de refrigeración del grupo lo mas desfavorable


Tubería DN 150 113.3 m3/h 36 m

Transformación DN80/DN150 113.3 m3/h 1Transformación DN150/DN100 113.3 m3/h 1Te (flujo 90°) DN150 113.3 m3/h 2Codo 90° DN150 113.3 m3/h 11Válvula antiretorno DN150 113.3 M3/h 1Válvula mariposa DN150 113.3 M3/h 2

Te reducido (flujo recto) DN150/DN40 113.3 - 109.4 m3/h 1

Te reducido (flujo recto) DN150/DN40 109.4 - 113.3 m3/h 1Te reducido (flujo 90°) DN150/DN50 109.4 - 8.6 m3/h 1Te reducido (flujo 90°) DN150/DN50 8.6 - 109.4 m3/h 1Tubería DN50 8.6 m3/h 1 mCodo 90° DN50 8.6 m3/h 2Válvula mariposa DN50 8.6 m3/h 2Transformación DN150/DN200 113.3 m3/h 1Transformación DN200/DN150 113.3 m3/h 1Te reducido (flujo recto) DN200/DN150 226.6 - 113.3 m3/h 2



Tubería DN200 226.6 m3/h 22 m

Válvula antiretorno DN200 226.6 m3/h 1Transformación DN200/DN250 226.6 m3/h 1Transformación DN250/DN200 226.6 m3/h 1


Tubería DN250 339.9 m3/h 71 mCodo 90° DN250 339.9 m3/h 2Codo 45° DN250 339.9 m3/h 4Válvula antiretorno DN250 339.9 m3/h 1Transformación DN250/DN300 339.9 m3/h 1Transformación DN300/DN250 339.9 m3/h 1


Tubería DN300 376.9 m3/h 20 m

Te (flujo recto) DN300 376.9 m3/h 2Codo 90° DN300 376.9 m3/h 7Codo 45° DN300 376.9 M3/h 2Transformación DN300/DN200 376.9 m3/h 1Transformación DN200/DN300 376.9 m3/h 1Tubería DN200 376.9 m3/h 2 mCodo 90° DN200 376.9 m3/h 2Válvula mariposa DN200 376.9 m3/h 2

Te (flujo recto) DN300 376.9 m3/h 2

Observación

Las perdidas de carga de válvula antiretorno DN150 a 113.3 m3/h ser 0.3 mCE (k = 2.4)

Las perdidas de carga de válvula antiretorno DN200 a 226.6 m3/h ser 0.5 rnCE (k = 2.8)

Las perdidas de carga de válvula antiretorno DN250 a 339.9 m3/h ser 0.4 mCE k = 2.55)


Perdidas de carga del circuito lo mas desfavorable : 7.34 mCE ( ver anexo 4)

Perdidas de carga del circuito de refrigeración de cojinete de empuje 7.5 mCE

Perdidas de carga del intercambiador para un caudal de 376.9 m3/h 6.3 mCE

Altura manométrica total de las bombas

HMT (113.3 m3/h) = 7.34+7.5+6.3 = 21.14 mCE (2.1 bar)



Conclusión

Para las bombas de circulación de los equipos de los grupos, en consideración de un coeficiente de seguridad, la altura manométrica total puede quedar a 2.5 bar a 113.3 m3/h.


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