"CALCULO DE LOS COSTOS VARIABLES Y
FIJOS EN CENTRALES HIDROELECTRICAS A
PARTIR DE SU PROGRAMA DE
MANTENIMIENTO"
INFORME DE INGENIERIA
PARA OPTAR EL TITULO PROFESIONAL DE
INGENIERO MECANICO ELECTRICISTA
JORGE LUIS SANCHEZ PAISIG
PROMOCION 1995-1
LIMA-PERU
CAPÍTULO!
1
INTRODUCCIÓN
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
PRESENTACIÓN
ANTECEDENTES
OBJETIVO
ALCANCES
BASE LEGAL Y NORMAS RELACIONADAS
CAPÍTULO 11
2
SISTEMA HIDROELÉCTRICO: CONSTITUCIÓN
2.1
2.2
TIPOS DE CENTRALES HIDRÁULICAS
2.1.1
Centrales de pasada
2.1.2
Centrales con reservorio
COMPONENTES DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
2.2.1
2.2.2
2.2.3
Presa.
Presas de derivación.
Canal de derivación.
5
6
8
11
12
12
14
14
14
14
15
16
17
2.3
2. 2. 4
Tubería de Presión
2.2.5
Compuertas.
2. 2. 6
Accionamiento de las compuertas.
2. 2.
7
Válvulas.
2.2.8
Cámara de turbinas.
2.2.9
Tubo de aspiración
2. 2.1 O
Canal de desagüe.
2.2.11
Casa de máquinas.
CONSTITUCIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL ESTUDIO
CAPÍTULO III
3
LINEAMIENTOS Y METODOLOGÍA
3.1
3.2
3.3
3.4
DEFINICIONES
FUNDAMENTOS
3.2.1
Bases para el modelo
3.2.2
Deterioro fisico
LINEAMIENTOS
3.3.1
Simplificaciones
3.3.2
Factores Empleados en el Cálculo
METODOLOGÍA
21
25
26
27
29
32
34
34
34
36
36
36
38
38
39
40
40
41
48
CAPÍTULO IV
58
4
MODELO DE CÁLCULO DESARROLLADO PARA DETERMINAR
LOS COSTOS FIJOS Y VARIABLES
58
4.2
4.3
4.4
HOJAS CORRESPONDIENTES A LOS DA TOS
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.2.4
4.2.5
4.2.6
Hoja de cálculo "Factores"
Hoja de cálculo
"
Prog_
Mant"
Hoja de cálculo
"
Desf_Inic
_
Mant"
Hoja de cálculo "Prdas _Mant"
Hoja de cálculo "CostRubrMant"
Hoja de cálculo "Hist{CCHH}"
HOJAS CORRESPONDIENTES A LA SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN
4.3.1
4.3.2
4.3.3
Hoja de cálculo "Simulación
"
Hoja de cálculo "ENS"
Hojas de cálculo "DatsHistSelecc "y "Casos"
HOJAS QUE CORRESPONDEN A LOA RESULTADOS
CAPÍTULO V
5
RUBROS DE MANTENIMIENTOS
5.1
5.2
5.3
5.4
CARACTERIZACIÓN
RELACIÓN DE RUBROS DE MANTENIMIENTOS
5. 2.1
Categoría Mecánicos
5.2.2
Categoría Eléctricos
5.2.3
Categoría Control
5. 2. 4
Categoría Civil
PERÍODOS DE LOS RUBROS MANTENIMIENTOS COSTOS DE MANTENIMIENTO
5.4.1
Caracterización
5.4.2
Relación de costos
CAPÍTULO VI
6
ESCENARIOS EVALUADOS Y RESULTADOS
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
ESCENARIO 1: SECUENCIA HISTÓRICA
6.1.1
6.1.2
Caso Factores de severidad sin ajuste
Caso Factores de severidad con ajuste
ESCENARIO
2: SECUENCIA HISTÓRICA INvERTIDA
6.2.1
6.2.2
Caso Factores de severidad sin ajuste
Caso factores de severidad con ajuste
ESCENARIO 3: ÚLTIMOS 10 AÑOS
6.3.1
6.3.2
Caso Factores de severidad sin ajuste
Caso Factores de severidad con ajuste
ESCENARIO
4:
ALEATORIO
6.4.1
6.4.2
Caso Factores de severidad sin ajuste
Caso Factores de severidad con ajuste
RESULTADOS
CAPÍTULO VII
7
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES DEL ESTUDIO
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
118
tarificación eléctrica reconoce esa naturaleza de costos y la incorpora a la estructura
de precios.
A efecto de las fijaciones tarifarias (precios regulados) y de las transacciones al
interior del COES, los costos variables de la energía se descomponen en costos de
combustibles y costos de no-combustibles ( este último erróneamente nombrado).
Como es obvio, los costos de combustibles están limitados a las centrales térmicas y
los de no-combustibles corresponden a todas las unidades, es decir tanto a térmicas
como hidráulicas.
El estudio denominado "Cálculo de los Costos Variables y Fijos en Centrales
Hidroeléctricas a Partir
de su Programa de Mantenimiento", desarrolla la
metodología y establece los criterios que se involucran en el cálculo.
El desarrollo del presente estudio comprende 7 capítulos, cuyo contenido es como
sigue:
•
Capítulo
I,
Int
roducción,
Describe el marco de referencia del estudio, así
Adicionalmente, describe el objetivo y alcance del estudio, y la Base legal y
normas relacionadas que permitirían aplicar la propuesta planteada.
•
Capítulo 11, Sistema hidroeléctrico:
sintetiza como está constituido y
describe a las centrales hidroeléctricas. Dando una referencia de la
constitución de las centrales hidroeléctricas.
•
Capítulo
m,
Lineamientos
y
Metodología:
El capítulo explica el
significado de la terminología empleada en el estudio, sus fundamentos, los
cuales establece las premisas del método seguido. Los aspectos importantes
descritos en el presente capítulo son: 1) Los Lineamientos, que en principio a
falta de un procedimiento, establece las directivas gruesas acerca de qué se
debe tener en cuenta para la determinación de los costos fijos y variables de
una central hidroeléctrica; y 2) La Metodología, que describe los conceptos y
procedimientos que se ha seguido para la determinación de los costos fijos y
variables de una central hidroeléctrica.
•
Capítulo IV, Modelo de cálculo desarrollado para determinar los costos
fijos
y
variables:
Describe el Modelo y las variables que se han utilizado
para determinarlos costos que se incurren durante el mantenimiento de la
CCHH.
•
Capítulo V, Rubros de mantenimientos:
que afectan a las unidades
candidatas y las caracteriza en cuanto a su periodo estándar de
mantenimiento. Además, se presenta los Costos de Mantenimiento, los cuales
selecciona a las unidades candidatas y las caracteriza en cuanto a su costo y
•
Capítulo VI, Escenarios evaluados
y
resultados:
Este capítulo muestra los
escenarios analizados que se han empleado para determinar los costos
variables. Además, se incluye los resultados obtenidos, para los distintos
escenarios de análisis.
•
Capítulo VII, Recomendaciones
y
Conclusiones:
como su nombre lo
indica, contiene las observaciones y recomendaciones del estudio.
En forma resumida la metodología que se ha desarrollado obedece a una simulación
de mantenimientos de la central hidroeléctrica a lo largo de una vida útil (60 años).
Para ello, se ha dividido el integro de mantenimientos de la central en rubros, los
cuales corresponden a grupos de actividades que se realizan en la central para el
mantenimiento respectivo. Estos rubros son simulados uno a uno originando un plan
de mantenimiento durante la vida útil, esto se realiza para cada central
independientemente. Cabe mencionar, que durante las simulación se toma en
consideración los efectos de una mayor o menor agresividad de las variantes
producidas en las condiciones de operación y calidad del agua.
Luego, el plan de mantenimiento se transforma en costos de mantenimiento, los
mismos que son actualizados y dan origen a una anualidad del costo total que incurre
en la central. Dicha evaluación se realiza para cada porcentaje de energía generada
de la central, partiendo del 100% hasta el 5%. Por último, se construye la curva con
las diversas anualidades de cada porcentaje de energía generada en donde la
Finalmente concluiremos resaltando los aspectos más importantes que se han podido
observar en la evaluación del estudio aplicado a tres tipos estándares de centrales
Los costos de producción, según su naturale� son fijos o variables. El sistema de
tarificación eléctrica reconoce esa naturaleza de costos y la incorpora a la estructura
de precios. El mecanismo de fijación de precios incl
uye, dentro de sus parámetros,
los costos fijos y variables de las centrales termoeléctricas; la fijación del precio de la
potencia considera un mecanismo para diferenciar los costos fijos y variables de la
Unidad de Punta, mecanismo que ha sido empleado por el COES y por el Organismo
Supervisor de la Inversión en Energía (Osinerg) en sus propuestas o decisiones
respecto al precio de la potencia de punta
Independientemente de que su magnitud pueda
ser
sensiblemente menor que los
costos homólogos de las centrales termoeléctricas, es incuestionable que las centrales
hidroeléctricas también cuentan con una estructura de costos fijos y variables. El
objetivo del presente documento es presentar y sustentar un procedimiento y su
correspondiente modelo matemático desarrollado para determinar los costos fijos y
variables en que incurren las centrales hidroeléctricas.
su vida útil. Las centrales hidráulicas, en particular, presentan los costos de
mantenimiento principalmente en los rodetes, las cuales son afectadas directamente
por la acción de agua Sin embargo, dicho elemento, si bien constituye una parte
importante en el mantenimiento, existen diversidad de equipos e instalaciones que
son afectados, ya sea directamente o indirectamente por la generación de ener
g
ía
�
acción del agua o por la acción misma de la naturaleza.
1.1
PRESENTACIÓN
A efecto de las fijaciones tarifarias (precios regulados) y de las
transacciones al interior del COES, los costos variables de la energía se
descomponen en costos de combustibles y costos de no-combustibles. Como
es obvio, los costos de combustibles están limitados a las centrales térmicas
y los de no-combustibles corresponden a todas las unidades.
El
estudio denominado "Cálculo de
los
Costos Variables y Fijos en
Centrales Hidroeléctricas a Partir de su Programa de Mantenimiento" el
cual, ha desarrollado la metodología y ha establecido los criterios que
involucran el cálculo.
reservad
a,no se puede dar el detalle de los datos de las centrales hidráulicas
seleccionadas. Para efectos de definir una capacidad de las centrales, en
forma conjunta - presentan una potencia efectiva que alcanza los 365 MW.
Todas las centrales mencionadas están conectadas al SEIN y presentan un
suministro de energía casi constante durante todo el año. Como sucede con
toda parte, equipo o sistema, están permanentemente sometidos a deterioro,
aún en los hipotéticos casos en que no operasen; su apropiada conservación
requiere el empleo de actividades y técnicas que se conocen como
mantenimiento.
El deterioro de una central es consecuencia de la ocurrencia de variables
independientes como el transcurrir del tiempo, la calidad el agua que se
turbina y la magnitud del esfuerzo operativo, representado por la cantidad
de energía generada. Principalmente, se debe al desgaste que se origina en la
cantidad de sólidos en suspensión que presenta el agua que se turbina.
Las presencia de sólidos en el agua está condicionada por varios aspectos:
presencia de material de relaves minerales provenientes de los asientos
mineros; presencia de desechos contaminantes, como la basur
a,pero,
la generación de la central, ante la presencia de fuertes concentraciones de
sólidos que hacen peligrar la integridad de las unidades.
Lo mencionado anteriormente forma parte de la coexistencia diaria que
afrontan las centrales hidroeléctricas, principalmente con la naturaleza.
Dicho de otra manera, la operación origina costos que, en muchos casos, no
tienen como ser previstos.
Por tal motivo y además, a falta de un procedimiento para determinar los
costos fijos y variables de las centrales hidráulicas, el estudio determina
dichos costos, amparándose además, en la Ley de Concesiones Eléctricas
(D.L. 25844) y su Reglamento (D.S. 009-93 EM) que, bajo el Artículo 106,
contempla tomar en cuenta la presencia de sólidos en suspensión en el agua
turbinada para definir el Costo Variable en una central hidroeléctrica
1.2
ANTECEDENTES
Los sólidos en suspensión son la causa principal de desgaste en las centrales
hidroeléctricas, por su efecto abrasivo sobre las superficies que recorre en la
trayectoria que sigue el agua hasta ser turbinada. Su presencia se incrementa
en épocas de avenida, debido al arrastre de sólidos que producen las aguas
de lluvia en su recorrido desde sus áreas de captación hacia el cauce que
conduce las aguas captadas para ser turbinadas. Hay situaciones en las que
el grado de concentración de sólidos llega a ser tan alto que la operación de
la central tiene que suspenderse.
En su Procedimiento N
º7, "Cálculo de los Costos Marginales de Energía de
Corto Plazo" (Anexo N
º1), el COES incluye dentro de los costos
marginales al costo variable (S/./kWh) por central hidráulica, incurrido por
presencia de sólidos en suspensión en el agua.
Como antecedente, se puede mencionar la existencia del estudio "Costos
Variables por Sólidos en Suspensión" referido a la Central Hidroeléctrica
Cañón del Pato", el cual se acompaña como el Determinación del Costos
Variables de la Central Hidroeléctrica Cañón del Pato. Sobre la base de este
estudio, el COES viene reconociendo los costos variables de dicha central.
En este último, se requiere que la empresa que solicite el reconocimiento de
costos por sólidos en suspensión provea la siguiente información:
• Características técnicas del desarenador
• Características técnicas de las turbinas
• Características minerológicas y granulométricas del agua a turbinar
• Concentración de sólidos en suspensión
• Metodología de cálculo de los costos variables por sólidos en
suspensión.
El Proyecto de Procedimiento, especifica como responsabilidad del
integrante del COES a ser compensado, entre otros, la entrega de la
siguiente información técnica:
• Presentar anualmente la estadística del promedio mensual de
concentración de sólidos de los últimos 5 años, de las cuencas
hidrográficas bajo control;
• Presentar cada 3 años los resultados del análisis mineralógico de sus
cuencas hidrográficas, realizado por consultores especializados;
•
Informar mensualmente la lectura de concentración de sólidos a la
entrada y salida de los desarenadotes
•
Presentar anualmente los costos variables previstos por sólidos en
suspensión, en épocas de avenida
•
Informar acerca de la tecnología utilizada para medir el nivel de
concentración de sólidos
•
Informar sobre la correlación entre el desgaste de las turbinas y la
concentración de sólidos
•
Informar sobre la correlación entre el desgaste y el costo de reparación
de los rodetes
•
Informar mensualmente los costos de reparación de los rodetes en
función de la pérdida de peso y sus indicadores de desgaste de las
turbinas.
1.3
OBJETIVO
1.4
ALCANCES
El estudio se desarrolla una propuesta metodológica general de cálculo de
los costos variables y fijos en centrales hidroeléctricas y muestra los
resultados para tres centrales tipo del sistema interconectado nacional: 1)
Central con Reservorio Estacional, 2) Central de Pasada, y 3) Central con
Reservorio Diario.
1.5
BASE LEGAL Y NORMAS RELACIONADAS
En el Perú, el marco legal del sub-sector eléctrico está normado por el
Decreto Legislativo (D.L.) 25844 o Ley de Concesiones Eléctricas (LCE),
su Reglamento (RLCE) o D.S. 009-93 EM, sus modificatorias, así como por
otros dispositivos complementarios emanados principalmente del Ministerio
de Energía y Minas (Minem) y del Osinerg.
Según la LCE, el organismo encargado de la regulación de los precios de la
energía eléctrica en el Perú es la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
(GART) del Osinerg.
Mediante el D. S. 004-99-EM se modificó el RLCE y se estableció un nuevo
procedimiento general conducente a determinar la remuneración de la
potencia. Lo indicado en el mencionado
D.S.
004-99-EM era insuficiente
para efectuar cálculos, requiriéndose establecer precisiones mediante
procedimientos específicos, que deberían ser propuestos por los COES y
aprobados por el Minem, en un plazo que no debería sobrepasar diciembre
de 1999. De esta forma, el Minem se reservó la palabra final sobre los
procedimientos. La situación se complicó, porque existían 2 COES, COES
SICN
1y COES-SUR
2,
con sus propios puntos de vista, y, al interior de los
propios COES no existía unanimidad. Los plazos vencieron largamente y
los procedimientos recién fueron aprobados en Julio de 2001, luego de
conciliar diferencias.
2.1
TIPOS DE CENTRALES HIDRÁULICAS
Las centrales pueden clasificarse como de dos tipos la centrales de pasada o
centrales con embalse. Este último presenta varias subdivisiones,
relacionadas básicamente con la capacidad de su embalse.
2.1.1
Centrales de pasada
Las centrales de pasada se construyen en los sitios en que la
energía hidráulica disponible puede utilizarse directamente para
accionar las turbinas de tal forma que, de no existir la central, esta
energía hidráulica se desperdiciaría. Como sabemos, el caudal de
un río es variable en las diferentes estaciones del año; además, en
de escasez de agua la central trabaja con poca carga y, por lo
tanto, con poco rendimiento. La solución más económica, y la que
se emplea actualmente es una solución media entre los dos
extremos citados
2.1.2
Centrales con reservorio
En las centrales con reservorio son aquellas que contienen se un
embalse artificial, en el cual se acumula el agua, que podemos
aprovechar en la central, según las necesidades El embalse se
consigue, actualmente, por medio de una presa situada en lugares
apropiados del río o se construye artificialmente. Dentro de los
tipos de reservorios se presentan tres clases los cuales se
caracterizan por el tamaño. A continuación se describe cada tipo:
2.1.2.1 Diario
Es el embalse que permite trasladar durante el día
volúmenes de agua de las horas fuera de punta a horas
punta.
2.1.2.2 Estacional
2.1.2.3 Plurianual
Normalmente corresponden a embalse que fueron
creados con fines de irrigación, pero dado su existencia
se aprovecha la energía acumulada. Generalmente la
central se construye al pie de presa. La particularidad de
dichos embalse es que se permite trasladar volúmenes de
agua de años húmedos a años secos.
2.2
COMPONENTES DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
A continuación el estudio se mencionaran con algún detalle, los elementos
constructivos que constituyen la central hidráulica; los cuales son:
l}
Presa.
2)
Canal de derivación.
3)
Tubería de presión.
4)
Compuertas.
5)
Accionamiento de las compuertas
6)
Válvulas
7)
Cámara de turbinas.
9)
Canal de desagüe.
10)
Casa de máquinas.
2.2.1
Presa.
Se llama presa en general a una construcción que se levanta en el
lecho del río para atajar el agua, produciendo una elevación de su
nivel que permite la derivación de ella, o bien para almacenar el
agua regulando el caudal del río.
2.2.2
Presas de derivación.
Llamadas también azudes y presas de vertedero están dispuestas,
preferentemente, para elevar el nivel, contribuyendo a crear el
salto y siendo de efecto secundario el almacenamiento del agua
cuando lo requieran las necesidades de consumo, 1mgación o
consumo humano. Normalmente, están dispuestas para que el
agua vierta por ellas mediante vertederos denominados también
aliviaderos de coronación.
agua excedente al cauce aguas abajo de la presa, cuando se ha
llenado el embalse.
En realidad, las presas tienen casi siempre una función mixta; se
denominarán presas de derivación, o en su caso, presas de
embalse si el efecto predominante es la elevación del nivel de
agua para su desviación o, por el contrario, el embalse del agua
para tener siempre un caudal disponible.
2.2.3
Canal de derivación.
El canal de derivación se utiliza para conducir el agua desde la
presa de derivación hasta las turbinas de la central, esto lo hace a
través de la tubería forzada y, para ello, debe preverse una cámara
de presión donde termina el canal y comienza la tuberia.
debidas condiciones, debe consolidarse por medio de
contrafuertes, cimientos, etc.
En algwias ocasiones se recurre al canal en túnel que no debe
confundirse con la galería de presión de las que hablaremos más
adelante, ya que en estas últimas la conducción de agua es a
presión, mientras que en los canales en túnel, el agua se desplaza
por el propio desnivel del terreno, sin carga hidráulica.
Conocidos el pnnc1p10 y el final del canal, claro está que la
solución en línea recta es la que daría menos desarrollo y menos
pérdida de salto. Pero esta solución ideal casi nunca es posible,
porque hay que salvar los accidentes del terreno y deben evitarse,
en lo posible los canales en terraplén que resultan mucho más
caros de construcción. Lo que se hace normalmente, es ajustar el
canal a la línea de pendiente del terreno que sea igual a la
pendiente elegida para el canal y desplazar el trazado lateral lo
que convenga para que, yendo en desmonte casi siempre, obligue
a un volumen lo más reducido posible de movimientos de tierra.
restringir la sección de paso de aguas del regulador para que no se
eleve excesivamente el nivel de ellas en el canal.
Substancialmente, el regulador es una estructura de obra de
fábrica con compuertas elevables y abatibles en número y con una
disposición adecuada para que sus movimientos se realicen con
seguridad y rapidez.
Hay un termino que conviene definir antes de explicar las tuberías
de presión y es el
Golpe de Ariete,
por lo que en términos
simples, se le denomina a la variación de presión en una tubería,
por encima o por debajo de la presión normal, ocasionada por
bruscas fluctuaciones del caudal.
Esto puede suceder Cuando la carga de trabajo que entrega la
turbina, disminuye bruscamente, el regulador automático de la
turbina ordena el cierre de la admisión de agua, y los efectos de
inercia de ésta provocan el llamado golpe de ariete positivo, es
decir, una sobrepresión brusca, especialmente en la parte de la
tubería situada junto a la cámara de presión de la turbina.
En las tuberías a presión de gran longitud, lo efectos del golpe de
ariete pueden ser importantes y, además, en estas tuberías tarda
más tiempo que en las de corta longitud en acelerarse o
decelerarse lo necesario para acoplar la velocidad del agua al
nuevo régimen de carga que precisan las turbinas.
Para evitar estos inconvenientes se disponen en estas tuberías
depósitos de compensación, llamados generalmente
Chimeneas
de Equilibrio.
Que en principio, no es más que un pozo vertical o
inclinado abierto por la parte superior situado en el trayecto de la
tubería lo más cerca posible de las turbinas.
Cuando se produce un golpe de ariete positivo en la tubería junto
a la turbina, encuentra menos resistencia a vencer en la chimenea,
y esta actúa sobre el agua, elevando su nivel, produciéndose una
desaceleración del agua en la tubería. Lo contrario, cuando se
produce un golpe de ariete negativo, baja nivel de agua en la
chimenea, originándose una aceleración del agua la tubería. Es
decir, que la chimenea de equilibrio actúa como muelle mecánico,
evitando las variaciones bruscas de presión.
2.2.4
Tubería de Presión
salto, se precisa tal disposición para transformar la energía
potencial de posición que tiene el agua en la cámara de presión
,
en energía potencial presión, que tiene junto a la turbina y al final
de la conducción forzada.
En lo que se refiere a los materiales empleados para la
construcción de la tubería, los más empleados son:
1)
Palastro.
2)
Uralita.
3)
Hormigón armado.
4)
Hormigón precomprimido.
5)
.
Galerías de presión.
Las tuberías de presión de palastro,
son muy empleadas pues
pueden adaptarse fácilmente a las más altas presiones.
Son más
utilizadas las tuberías de palastro de acero que las de hierro, ya
que las primeras tienen mayor resistencia y resultan más
económicas que las de hierro. Los tubos se forman arrollando
chapas rectangulares de palastro, a las que se
da
forma cilíndrica
uniendo longitudinalmente los bordes de estas chapas.
hacerse por roblonado o por soldadura; en las uruones
transversales solamente se utilizan bridas cuando se trata
interponer en la tubería piezas especiales, tales como válvulas,
iotas, etc. Generalmente, se montan al aire y apoyadas sobre
macizos, casi siempre de hormigón en masa. En los puntos de
cambio de rasante y de cambio de alineación se establecen apoyos
fijos denominados anclajes y constituidos, por un macizo de
hormigón reforzado interiormente por una estructura metálica.
Algunas veces, se refuerzan las tuberías metálicas, por diversos
procedimientos; estos refuerzos aumentan la resistencia de la
tubería cuando se llega a un diámetro determinado que no
conviene reducir para no aumentar excesivamente la velocidad
del agua y los golpes de ariete.
Las tuberías de uralita (amianto - cemento)
se emplean saltos
de poca potencia y alturas (hasta 150m), y por su bajo costo
,
son
muy recomendables, claro está, dentro de limites establecidos
.
Los tubos se construyen en longitudes de 4 m y se unen entre si
por medio de juntas adecuadas que mantienen la firmeza y
estabilidad por medio de aros de goma vulcanizada.
Generalmente se montan enterradas en zanjas.
circunstancias de costo de adquisición y transporte de la tubería,
resulta más económica la de hormigón.
Las tuberías de hormigón armado están constituidas por espiras
de hierro, que hacen de directrices y por varillas de reparto que
son las generatrices, fundidas ambas armaduras en hormigón
hidráulica. Las tuberías de gran diámetro se fabrican sobre el
terreno y las de pequeño diámetro pueden fabricarse fuera de él
aunque, en este caso, conviene que la fabricación se realice cerca
de la obra para reducir los gastos de transporte.
Estas tuberías van apoyadas en el terreno mediante una solera
apropiada, generalmente enterradas o semienterradas, casi nunca
al aire. La mitad inferior de la tubería, se soporta con una
estructura de hormigón graso; la parte superior se recubre de
tierra o, mejor aun, de hormigón en masa ordinario. Los tubos se
unen entre sí mediante juntas especiales.
Las tuberías de hormigón precomprimido
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 que se presentan durante
las maniobras de preparación. La presión hidráulica se resiste por
2.2.5
presiones hidráulicas, generalmente, la hélice de acero se arrolla
sobre una plancha de hierro que tiene por objeto la
impermeabilización del tubo
.
Estas tuberías se montan en el
terreno como las de hormigón armado corriente, es decir,
enterradas; las juntas de unión de los tubos han de ser especiales.
Las galerías de presión
están directamente excavadas en la roca
utilizan para unir el embalse con la chimenea de equilibrio, tal y
como he explicado en un párrafo anterior. Se construyen con
escasa pendiente y, como la chimenea de equilibrio absorbe
totalmente los golpes de ariete, la galería de presión solamente
está sometida a algo más de la presión debida a la altura del nivel
del embalse.
Compuertas.
2.2.6
construcción más robusta que las compuertas de los canales de
derivación abiertos que sólo resisten pequeñas presiones.
En los aprovechamientos hidroeléctricos, es frecuente cerrar los
vanos de paso de agua por medio de tableros de forma rectangular
que se apoyan, en la parte inferior, sobre un umbral de piedra,
madera y hierro, y en las partes laterales, sobre ranuras,
generalmente verticales. Estos tableros están construidos de
madera o de estructura acero laminado y al conjunto se le
denomina
compuerta deslizante;
estas compuertas tienen apoyo
continuo en todo su contorno sobre guarnición fija y son las que
más garantías ofrecen de impermeabilidad.
Resultan más económicas para bajas presiones y tamaños
moderados pero requieren mayor esfuerzo para su movimiento
que otros tipos de compuertas por lo que no se utilizan para
grandes tamaños y presiones ya que el volumen y el costo de los
mecanismos de accionamientos resultarían muy grandes. En las
grandes compuertas se disponen en el tablero móvil, dispositivos
de rodadura que permiten disminuir el esfuerzo necesario para el
accionamiento de la compuerta.
Accionamiento de las compuertas.
originados por la presión hidráulica; en las compuertas de
rodadura y de segmento, el peso propio es mayor que el
rozamiento, producido por la presión hidráulica por lo que la
acción de dicho peso propio basta para provocar el descenso de la
compuerta. En otro caso, ha de preverse también un
accionamiento.
Para las grandes compuertas como son, por ejemplo, las
instaladas en los aliviaderos de coronación de las presas de
embalse, se utilizan exclusivamente dispositivos hidráulicos
neumáticos con servomotor, mandados por válvulas de gobierno
manuales o eléctricas a distancia o, también, con mando
totalmente automático.
En caso de defectos tales como rotura de tuberías, embalamiento
de las turbinas, etc. estos accionamientos están equipados con
parada automática.
2.2. 7
Válvulas.
Se utilizan para abrir y cerrar el paso del agua por los conductos
forzados. Según el empleo a que están destinados, estas pueden
clasificar en:
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 empalamiento de esta
última. Estas válvulas están provistas, casi
s
iempr
e
,
de dispositivos automáticos de cierre, que entran en
acción cuando la velocidad del agua sobrepasa un
valor máximo, fijado de antemano.
Las válvulas frecuentemente están provistas de un dispositivo
para el mando a distancia para el cierre. El accionamiento de la
válvula puede provocarse desde un lugar cualquiera, aunque el
caso más frecuente es que se realice desde el centro de control de
la central, actuando la corriente eléctrica sobre un electroimán o
sobre pequeños motores que, a su vez, actúan sobre el mando
principal de la válvula.
En las instalaciones hidroeléctricas se encuentran muchos tipos de
válvulas, que cumplen además funciones muy diferentes.
La elección del tipo más apropiado 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, y otros factores.
1)
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. Las válvulas de compuerta
se utilizan en canales abiertos, para el vaciado de
fondo en los embalses, etc.
2)
Válvulas de ma1iposa.
Se emplean especialmente
como válvulas de emergencia y de seguridad en el
arranque de tuberías forzadas de centrales
hidroeléctricas. En saltos de altura a media se
adoptan también como órganos de cierre delante de
las turbinas.
3)
Válvulas esfé1icas. El principal inconveniente de las
válvulas esféricas es que su cierre no es rápido, lo
que puede ser usadas para en casos de emergencia se
utilizan como válvulas de seccionamiento y de
seguridad y su accionamiento, como en los casos
anteriores, puede ser manual o por servomotor.
2.2.8
Cámara de turbinas.
La cámara de turbinas puede ser abierta, si está en comunicación
con el exterior, o cerrada, en el caso contrario.
La cámara abierta solamente se utiliza en saltos de pequeña altura
(hasta unos 15 m), cuando es posible hacer llegar directamente al
distribuidor de la turbina, el agua procedente del canal de
derivación� en estos casos, la cámara de turbinas hace las veces
también de cámara de presión. Cabe recalcar que no es el caso del
presente estudio.
Actualmente, en casi todos los saltos de agua, se utiliza turbinas
en cámara cerrada, a la que afluye el agua procedente de las
tuberías forzadas. Esta disposición, tiene la gran ventaja de que
las tuberías pueden situarse en el lugar más conveniente, los
efectos de cimentación, canal de desagüe, etc. ya que a la tubería
de presión, que une la cámara de presión con las turbinas puede
dársele el trazado y longitud más adecuados.
Se instalan turbinas de eje vertical en cámara cerrada, cuando el
piso de la sala de maquinas no queda libre de peligro de
inundación durante las máximas avenidas.
También puede influir en esta elección, el costo de las obras,
la turbina con eje vertical requiere menos espacio en planta, por
consiguiente menos obras de explanación. Generalmente en casi
todas las instalaciones modernas con turbinas Francis o Kaplan;
se adoptan las turbinas de eje vertical con generador eléctrico
directamente acoplado.
Veamos las ventajas e inconvenientes de las turbinas de eJe
vertical y de eje horizontal,
tanto para cámaras abiertas como
cerradas:
Turbinas de eje vertical.
Ventajas:
a)
Posibilidad de montar los generadores por
encima del nivel de agua, hasta la altura más
conveniente, por pequeño que sea el salto.
b)
Economía de instalación.
Inconvenientes:
c)
Si la turbina ha de accionar un generador de eje
d)
Las cargas verticales correspondientes a las
maquinas han de ser sostenidas por un soporte
(cojinete de empuje).
Turbinas de eje horizontal
Ventajas:
a)
Soportes cojinetes normales.
b)
Transmisión directa a ejes horizontales.
c)
Más fácil vigilancia porque todos los elementos
están a la misma altura.
Inconvenientes:
a)
Instalación de mayor extensión superficial, por
lo tanto más caras
b)
El agua ha de reingresar al canal de desagüe a
través de uno o más codos a 90
º; por lo tanto,
mayores pérdidas de carga.
2.2.9
Tubo de aspiración
sección variable para consegmr la máxima recuperación de la
energía cinética del agua a la salida del rodete de la turbina.
En las turbinas Pelton no tiene importancia la recuperación de la
energía existente a la descarga de la rueda y, además, entre el
centro de la rueda y el nivel de agua del desagüe hay una
distancia que representa una proporción muy pequeña de la altura
total del salto. Pero en los restantes tipos de turbina (Francis,
hélice y Kaplan), la velocidad de salida del rodete es elevada y el
rendimiento con descarga libre sería muy bajo, por lo que se
precisa realizar la recuperación correspondiente a la velocidad de
descarga.
El tubo debe ser lo más recto posible; pero cuando la instalación
no lo permite sin gran costo de excavación, el tubo se encorva
suavemente, desaguando horizontalmente, dando a la salida
mayor dimensión a la luz horizontal que a la vertical y
abocinándolo gradualmente para disminuir la velocidad residual.
2.2.10
2.2.11
Canal de desagüe.
El canal de desagüe llamado también socaz, recoge el agua a la
salida de la turbina para devolverla nuevamente al río en el punto
conveniente. A la salida de las turbinas, el agua tiene todavía una
velocidad importante y, por lo tanto, bastante poder erosivo y para
evitar socavaciones del piso o paredes hay que revestir
cuidadosamente el desemboque del agua de las turbinas.
En saltos de gran altura y, especialmente en aquéllos en que el
agua arrastra poco o ningún material sólido, el canal de desagüe
puede ser de mayor longitud.
Casa de máquinas.
En la casa de maquinas de una central hidroeléctrica, se montan
los grupos eléctricos para la producción de la energía eléctrica, así
como la maquinaria auxiliar necesaria para su funcionamiento
.
Como puede comprenderse, las disposiciones adoptadas para las
casas de máquinas, son variadísimas y dependen de las
circunstancias y condiciones del aprovechamiento hidroeléctrico
.
2.3
CONSTITUCIÓN DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DEL
ESTUDIO
representan a la mayoría existente en el sistema interconectado, claro está
que existe una central hidroeléctrica que presenta un reservorio plurianual.
Sin embargo, el cálculo para este puede semejarse al del reservorio
estacional o anual. Con la condición adicional que el fin principal de la
presa es irrigación y suministro de agua para el servicio humano. En ese
sentido, tendrá elementos que estén asociados a dicho función, en la
evaluación, con el adicional que por ser una presa más grande implique un
3.1
DEFINICIONES
1)
Costos No-Combustibles:
se denomina así a los costos fijos y
variables de operación y mantenimiento que excluyen a los costos de
inversión y de combustible.
2)
Costos Fijos No-Combustibles:
Son los Costos No-Combustibles
en los que incurre una unidad generadora independientemente de su
producción de energía eléctrica
3)
Costos Variables No-Combustibles:
Son los Costos No
Combustibles en los que incurre una unidad generadora en razón de
su producción de energía eléctrica.
4)
Costos Variables por Sólidos en Suspensión:
Son parte integrante
de los Costos Variables de las Centrales Hidroeléctricas que se
originan por la presencia de sólidos en suspensión en el agua
turbinada por las unidades hidroeléctricas. Su determinación se
5)
Costos Unitarios No-Combustibles:
Son los Costos No
Combustibles, expresados en unidades monetarias por unidad de
potencia para el caso de los costos fijos y por unidad de energía para
los costos variables. Se identifican por las siglas CFNC y CVNC,
respectivamente.
6)
Programa de Mantenimiento:
Es un conjunto de actividades o
acciones de mantenimiento que se realizan regularmente para
conservar las instalaciones y compensar el desgaste o deterioro
causado por la operación
7)
Armados o Rubros de mantenimiento:
Conjunto de actividades
que se efectúan para dar mantenimiento a un equipo principal, sub
sistema o sistema que es parte integrante de una central
hidroeléctrica
8)
Sensibilidad:
es el grado de intensidad con el que resulta afectada un
rubro de mantenimiento como consecuencia directa de la
característica hidrológica de un año o estación, que a su vez es
consecuencia del contenido de sólidos
9)
Factores Severidad:
Representa el grado de atraso o adelanto en su
período que tienen las actividades de mantenimiento con respecto a
10)
Factor de Perseverancia:
Representa la perseverancia o constancia
que presenta los factores de severidad durante todo el año
.
Están
evaluados en función del volumen de las cuencas a las que están
asociados cada central hidroeléctrica.
3.2
FUNDAMENTOS
3.2.1
Bases para el modelo
El modelo se basa en los costos de mantenimiento que se incurren
para mantener operativa cualquier central de generación en el
transcurso de su vida útil. Las centrales hidráulicas, en particular,
presentan los costos de mantenimiento principalmente en los
rodetes, las cuales son afectadas directamente por la acción de
agua. Sin embargo, dicho elemento, si bien constituye una parte
importante en el mantenimiento, existen diversidad de equipos e
instalaciones que son afectados, ya directamente o indirectamente
por la generación de energía, acción del agua o por la acción
misma de la naturaleza.
Por otro lado, el tipo de problemas que se observa en cada
centrales en algunos casos resultan similares, mas no así la
intensidad del efecto en el deterioro, ya que en algunos puede ser
mas intensos y otros menos intensos, y en forma particular
similar, inclusive si se esta hablando del mismo eqwpo o
resultan particulares, porque tanto los equipos o instalaciones y
elementos o parámetros que genera el deterioro, resulta de igual
forma muy particular para cada central. Tomando esta condición
inherente a toda central hidráulica, el modelo lo recoge,
permitiendo modelar para las diferentes centrales, según sus
condiciones que estas estén afectadas.
3.2.2
Deterioro físico
Como todo elemento, mecanismo etc. que existente en la
naturaleza, el deterioro es parte del ciclo de vida, los
mantenimientos regulares que se den a los diversos elementos
permitirán se prolongue el ciclo de vida tal como lo establecido
por el fabricante, es decir, de no realizar o acortar dichos
mantenimientos el deterioro seria más pronunciados.
No ajeno a tal efecto las centrales hidráulicas presentan deterioros
de acuerdo a diversos aspectos, tales como la cantidad de sólidos.
Los deterioros de los elementos pueden deberse a diversos
factores, fenómenos ambientales, agentes químicos, presencia de
sólidos, intensidad de la carga aplicada, etc, es decir, el deterioro
está sujeto a los diversos agentes a los que están expuestos los
elementos.
Esto ongma que se dividan en los que sufren deterioro por
la energía generada, por intensidad de carga; aquellos que están
expuestos a las condiciones naturales, y aquellos que sólo están
sometidos al tiempo cronológico. Estas características, que son
motivo de desgaste, se les asignado el nombre de
Causales de
deterioro
y son consecuencia de:
1)
Interacción con el ambiente (ejm: oxidación, corrosión,
etc), cuya variable característica es el tiempo
cronológico transcurrido;
2)
El esfuerzo mecánico acumulado, cuya variable
característica es la energía producida (duración en
operación); y
3)
La calidad del agua turbinada, cuya variable
característica es el contenido de sólidos en suspensión.
3.3
LINEAMIENTOS
3.3.1
Simplificaciones
3.3.2
diversos puntos asignándole nombres a los que están asociados ya
sea a los equipos, sistemas o instalaciones.
Factores Empleados en el Cálculo
Con el fin de obtener el programa mantenimiento que refleje la
operación simulada durante su periodo de vida de la central
,
se
requiere factores que permitan determinar, según las condiciones
reales de operación, los programas de mantenimientos respectivos
en cada rubro que se encuentre afectado por el causal de deterioro
de sólidos. Como no se cuenta con la estadística de la
concentración de sólidos, se recurre a factores alternativos que
permitan relacionar la concentración sólidos de suspensión con
variables que se tenga como estadística, como son las
características pluviométricas de los años, volúmenes de las
cuencas y experiencia de los periodos mantenimiento que se han
realizado en los años de operación
.
Los factores que se han
definido son los siguientes:
3.3.2.1 Factores Severidad
turbinan las centrales, es decir esta asociado a los sólidos
en suspensión. Este valor se obtiene de establecer los
períodos de mantenimiento, para cada tipo de condición
hidrológica, en cada rubro de mantenimiento que se
encuentre asociados a los sólidos. El efecto de la
severidad aplicada, no necesariamente se refleja en la
misma forma entre dos rubros de mantenimiento. Para
esto se ha dividido en 5 niveles a los que se ha definido
como Sensibilidad, que no es otra cosa el grado de
intensidad con el cual el factor de severidad afecta al
rubro de mantenimiento.
Los factores para efectos del estudio, se evaluaron en
función a la estadística existente en las centrales.
Como
es natural los registros históricos de mantenimiento no
estaban acoplados a los requerimientos del sistema, y en
muchos casos era deficitaria. En ese sentido, se recurrió a
la experiencia de los operarios en cada una de las áreas
de las centrales a fin de registrar sus conocimientos y
experiencias sobre los períodos de mantenimientos en los
diferentes años que trabajo en la central.
existen incrementos de caudal. Existen casos que han
evaluado la variabilidad de los costos en función de los
sólidos, por lo que se supondría que una buena
alternativa para determinar los factores es relacionarlos
en función del contenido de sólidos en el agua. Al
respecto, es discutible dicha posibilidad, en el sentido,
que ello sólo determina la variabilidad del costo como
valor instantáneo.
Hay que considerar, que el sentido de terminar el costo
variable en una central térmica o hidráulica, como es
caso
del
presente
estudio,
es
determinar
matemáticamente el sentido económico del despacho en
periodos largos de operación y en forma global, es mas,
si el efecto de los componentes de la central de mayor
relevancia requieren mantenimiento en
pe
riodo
s
largos
por lo que, las variables independientes que se asuman
para futuro, presentan significativa rele
v
ancia
.
Por otro
lado, determinar el comportamiento de sólidos en el agua
requiere una estadística significativa no sólo del nivel de
sólidos, s1 no de los agentes que ongman su
composición. Generalmente la variabilidad de los sólidos
está relacionada estrechamente con el nivel del caudal
encuentra, la existencia de contaminantes en la
zona
.
En
ese sentido, resulta más sencillo guardar la estadística de
los caudales, tipo de años y fecha de mantenimientos.
Para efectos de determinar el valor de los factore
s,
se
puede emplear la siguiente metodología:
Para cada rubro de mantenimiento i, y para cada tipo
condición hidrológica m
¿(h
j
*
PP
J)
h
m.=
_J_=_l
----k*P
...
(3.1)
'efect
Donde:
k
m
h
Pefect
número de hidrologías dentro de
una condición hidrológica
Condición Hidrológica
Las horas de manteniendo se
realizaron en una condición
hidrológica
Potencia promedio durante
e
l
intervalo
entre
dos
mantenimientos del rubro i
Potencia efectiva
Entonces el Factor de Severidad se define como horas
promedio de mantenimiento en una condición
hnormal
¡Donde:
... ( 3.2)
Horas promedio de manteni
miento en una condición
hidrológica.
Horas promedio de manteni
miento en una condición
hidrológica
m
Condición Hidrológica
Al obtener para cada rubro "i" de mantenimiento se
obtiene un conjunto de factores los cuales se pueden
agrupar en grados de sensibilidad. El presente estudio
determinó que los factores de severidad se dividan en 5
grupos
•
Muy Baja
•
Baja
•
Media
•
Alta
6 5
,:, 4 ·¡:
3
,:,
2 1
o
En el Tabla N
º3-1 y en la Figura N
º3.1 se muestra para
el caso de las centrales hidroeléctricas del estudio los
factores que le corresponden.
Tabla N
º3-1 : Factores de Severidad según su sensibilidad
Condiciones Sensibilidad Sensibilidad Sensibilidad Sensibilidad
Hidrológicas Muy Baja Baja Media Alta
Se= 0.50 0.40 0.25 0.20
Semi Seco 0.75 0.60 o.so 0.40 Normal 1.00 1.00 1.00 1.00 Semi Húmedo 1.33 1.33 2.00 2.00
Húmedo 2.00 2.00 4.00 4.00
Relación de Factores de Severidad
�Sensibilidad Muy Baja
---Sensibilidad Baja Sensibilidad Media
---*-Sensibilidad Alta � Sensibilidad Muy Alta
Sensibilidad Muy Alta
0.10
0.30 1.00
4.00 12.00
- FS= 12: Para la condición humedo
Seco Semi Seco Normal Semi Húmedo Húmedo
Condición Hidrológicas
Figura N
º3.1
: Relación de Factores de Severidad
3.3.2.2 Factores Perseverancia
representa la magnitud del factor de severidad durante
todo el año mes a mes. El cálculo para dicho factor se
establece como la relación que existe el entre el volumen
mensual promedio y el máximo volumen anual promedio
de las cuencas, las mismas que se emplean para
determinar la condición hidrología de cada año. Todos
los cálculos se realizan para cada condición hidrológica
,
es decir se evalúa para las condiciones seca serru-seca
normal semi-húmeda y húmeda. La ecuación que
determina de la siguiente manera
:
Donde:
12
r:=l
Q(x)jdxn
J-l
-
... ( 3.3)
Qx
Vector
promedio
mensual
de
hidrológicas
según
condición
hidrológica o estado.
n
Hidrologías de la cuenca evaluadas
dentro de la condición hidrológica o
estado.
Central Condjcio nes Hidroeléctrica Hidrológicas CH Embalse l"eco
Anual Semi Seoo
Normal
Semi HUmedo HLITledo CH de Pasada Seco
Semi Seco
Nc:wmol Semi Hümedo Himedo CH t.mbalse Seco Oiaio Semi Seco
Normal
Semi Humedo Hlrnedo
1
1
2
max(Q
;:
)
1_
- ... ( 3.4)
1
Donde
max(Q
-
X)
Vector promedio mensual de
hidrológicas
según
condición
hidrológica o estado en un mes j
Hidrología máxima en el año
En el Tabla N
º3-2 se muestra para el caso de tipo de
centrales hidroeléctrica los factores que le correspond
e
n
.
Tabla N
º3-2 Factores de Perseverancia
Enero Febrero Marzo Abnl Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre
65.7% 64.7% 100.0% 70.8% 29.4% 19.5% 15.6% 13.3% 13.9"" 19.4% 30.2'1o 52., ... 60.0% 85.0% 100.0% 54.2% 24.8% 18.4% 15.0% 12.7% 15.2% 17.4% 20.7% 38.3%
70.7% 100.0% 96.6% 62.4% 31.1% 18.4% 15.4% 14.5% 14.2% 16.4% 22.6% 36.9% 59.8% 97.4% 100.0% 59.4% 30.0% 15.4% 13.6% 11.4% 13.0o/o 19.9% 22.9% 38.0% 75.1% 83.4% 100.0% 65.9% 31.8% 18.6% 14.2% 11.2% 12.1% 16.4% 15.4% 36.1%
68.2% 68.0% 100.0% 72.1% 39.0% 28.4% 23.6% 20.4% 20.7% 27.3% 36.3% 59.7% 63.1% 87.0% 100.0% 54.7% 31.7% 24.4% 19.7% 17.7% 19.5% 23.9% 27.5% 43.1%
71.5% 96.7% 100.0% 66.9% 36.9% 24.7% 20.6% 19.1% 18.7% 21.4% 27.7% 39.1%
63.1% 95.5% 100.0% 58.6% 33.7% 21.4% 18.2% 15.1% 16.0% 22.1% 25.7% 41.7%
70.3% 80.9% 100.0% 65.4% 34.9% 22.1% 17.4% 14.2% 14.3% 18.3% 19.0% 37.0%
64.8% 90.1% 100.0% 53.6% 37.1% 30.2% 282% 27.1% 27.6% 39.5% 41.6% 61.6%
74.7% 85.1% 100.0% 63_3% 33.4% 25.0% 26.2% 22.1% 26.5% 33.1% 41.5% 49.1%
9 3.1% 87.1% 100.0% 67.3% 33.9% 27.2% 23.4% 22.2% 24.S°k 29.9% 43.4% 50.3%
75.8% 92.4% 100.0% 65.3% 37.0% 23.4% 20.7% 20.0% 21.4% 27.9% 35.0% 62.1%
75.7% 100.0% 90.9% 59.8% 26.7% 17.4% 18.3% 17.7% 18.2% 27.8% 28.4% 39.7%
