Proyecto Rediseño Central Agoyan PDF [PDF]

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DEPARTAMENTO DE ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

CARRERA DE INGENIERÍA ELECTROMECÁNICA

CENTRALES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

TÍTULO: “REDISEÑO DE LAS INSTALACIONES PRINCIPALES DE LA CENTRAL AGOYÁN CELEC-EP”

AUTOR: PACHECO RIERA, EVELYN ELIZABETH

DIRECTOR: ING. MENA LASLUISA, PABLO

LATACUNGA

2018

i Tabla de Contenidos RESUMEN................................................................................................................... v ABSTRACT ................................................................................................................ vi CAPÍTULO I................................................................................................................ 1 GENERALIDADES .................................................................................................... 1 1.1.

Tema ..................................................................................................... 1

1.2.

Definición y Justificación del Problema .............................................. 1

1.2.1.

Planteamiento del Problema ........................................................... 1

1.2.2.

Justificación del Problema .............................................................. 1

1.3.

Objeto de estudio.................................................................................. 1

1.4.

Campo de investigación ....................................................................... 2

1.5.

Sistema de Objetivos ............................................................................ 2 1.5.1. Objetivo General ......................................................................... 2 1.5.2. Objetivos Específicos .................................................................. 2

1.6.

Hipótesis/ Idea a defender .................................................................... 2

1.7.

Metodología ......................................................................................... 2

1.8.

Alcance................................................................................................. 3

1.9.

Viabilidad ............................................................................................. 3

CAPÍTULO II .............................................................................................................. 4 MARCO TEÓRICO ..................................................................................................... 4 2.1.

Historia del Arte ........................................................................................... 4

2.2.1.

Antecedentes ........................................................................................ 4

2.2.2.

Central Hidroeléctrica Agoyán como una unidad de negocio ............. 5

2.2.

Fundamento teórico ...................................................................................... 5

2.2.3.

Centrales Hidroeléctricas ..................................................................... 5

2.2.4.

Características generales ...................................................................... 5

2.2.5.

Altura neta o caída ............................................................................... 6

2.2.6.

Caudal medio ....................................................................................... 6

2.2.7.

Características de Carga de una Central de Generación ...................... 7

2.2.8.

Características de funcionamiento de las turbinas hidráulicas ........... 11

2.2.9.

Manejo de las cuencas Hidrográficas ................................................. 16

2.2.10.

Curva de Carga o Demanda ............................................................... 16

2.2.11.

Potencia instalada ............................................................................... 18

2.2.12.

Estimación de la energía generada ..................................................... 18

2.2.13.

Componentes de una central hidroeléctrica ....................................... 19

a)

Presa ........................................................................................................... 19

b)

Compuertas ................................................................................................ 20

ii c)

Vertederos .................................................................................................. 20

d)

Generadores................................................................................................ 21

e)

Transformadores y líneas de transmisión ................................................... 22

f)

Turbina Francis .......................................................................................... 23

g)

Cámara espiral o caracol de una turbina Francis ....................................... 25

2.2.14.

Sistema de enfriamiento ..................................................................... 25

2.2.15.

Componentes de un sistema de enfriamiento ..................................... 26

a)

Tuberías y tubos ......................................................................................... 26

2.2.16.

Componentes ...................................................................................... 26

a)

Válvula de globo ........................................................................................ 26

b)

Válvula de compuerta ................................................................................ 27

c)

Válvula de Bola .......................................................................................... 28

CAPITULO III ........................................................................................................... 29 REDISEÑO DE LAS INTALACIONES PRINCIPALES DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA AGOYÁN CELEC-EP. .......................................................... 29 Cálculo del caudal .................................................................................................. 47 Factor de instalación .............................................................................................. 48 Factor de planta ...................................................................................................... 48 Factor de demanda ................................................................................................. 48 Factor de utilización ............................................................................................... 49 Potencia de las turbinas .......................................................................................... 49 Potencia desarrollada para la caída de 149 m y Q= 120 m3/s ............................... 49 Limpieza de las rejas en la toma de carga .............................................................. 50 Velocidad de propagación de la sobrepresión por golpe de ariete ......................... 53 CAPÍTULO IV ........................................................................................................... 60 CONCLUSIONES ..................................................................................................... 60 RECOMENDACIONES ............................................................................................ 61 BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................... 62 ANEXOS ................................................................................................................... 63

iii Índice de Figuras

Figura 1 Ábaco para la selección más apropiada de una turbina ................................. 7 Figura 2 Rendimiento total de algunas turbinas Hidráulicas ..................................... 15 Figura 3 Gráfico para la selección del tipo de turbina en función de ns y Hn ........... 16 Figura 4 Curva de Carga ............................................................................................ 17 Figura 5 Influencia del acondicionador térmico en la demanda de invierno ............. 18 Figura 6 Presa de una Central Hidroeléctrica ............................................................ 19 Figura 7 Compuerta de una central Hidroeléctrica .................................................... 20 Figura 8 Vertedero de una Central Hidroeléctrica ..................................................... 21 Figura 9 Generador de una Central Hidroeléctrica .................................................... 22 Figura 10 Transformador de una Central Hidroeléctrica ........................................... 22 Figura 11 Turbina Francis .......................................................................................... 23 Figura 12 Componentes de una turbina Francis ......................................................... 24 Figura 13 Caracol de una turbina Francis .................................................................. 25 Figura 14 Válvula de globo ........................................................................................ 27 Figura 15 Válvula de compuerta ................................................................................ 28 Figura 16 Válvula de bola .......................................................................................... 28 Figura 17 Central Hidroeléctrica Agoyán .................................................................. 29 Figura 18 Perfil de carga, considerando las demandas promedio para el año en estudio ........................................................................................................................ 30 Figura 19 Perfil de pérdidas, considerando la demanda promedio ............................ 31 Figura 20 Perfil de Carga vs Perfil de Pérdidas ......................................................... 31 Figura 21 Proyección de Energía y línea de tendencia .............................................. 33 Figura 22 Proyección de Energía por meses .............................................................. 34 Figura 23Proyección de potencia y línea de tendencia .............................................. 35 Figura 24 Proyección de Potencia por meses ............................................................. 35 Figura 25 Producción Hidroeléctrica neta al 2015 ..................................................... 36 Figura 26 Producción Hidroeléctrica neta al 2015 ..................................................... 36 Figura 27 Producción Hidroeléctrica neta al 2016 ..................................................... 37 Figura 28 Producción hidroeléctrica neta al 2016...................................................... 37 Figura 29 Participación de las empresas en la producción hidroeléctrica (%) .......... 38 Figura 30 Mapa base de la cuenca del Pastaza .......................................................... 39 Figura 31 Caudales del río Pastaza desde el año 1963 hasta el 2000 ........................ 42 Figura 32 Caudal desde el año 1988 hasta el 2007 .................................................... 43 Figura 33 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) del 2015 ......... 43 Figura 34 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) del 2015 ......... 44 Figura 35 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) del 2016 ......... 44 Figura 36 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) ........................ 45 Figura 37 Producción hidroeléctrica neta por unidad de generación 2015 ................ 46 Figura 38 Producción hidroeléctrica neta por unidad de generación 2016 ................ 46 Figura 39 Obra de toma.............................................................................................. 50 Figura 40 Términos de la ecuación de Bernoulli ....................................................... 51

iv Índice de Tablas

Tabla 1 Valores de Utilización ................................................................................... 10 Tabla 2 Valores de factores de utilización ................................................................. 10 Tabla 3 Valores de factores de reserva ...................................................................... 11 Tabla 4 Resultado de las pérdidas .............................................................................. 32 Tabla 5 Datos de energía proyectada ......................................................................... 33 Tabla 6 Datos total de potencia proyectada ............................................................... 34 Tabla 7 Listado de sub-cuencas del Río Pastaza ........................................................ 40 Tabla 8 Vulnerabilidad del sector de la generación hidroeléctrica ............................ 41 Tabla 9 Características de embalse de la Central Agoyán ......................................... 46 Tabla 10 Caudales característicos del Río Pastaza .................................................... 47 Tabla 11 Parámetro que influye en la medición de carga .......................................... 51 Tabla 12 Características principales del Túnel de carga ............................................ 52 Tabla 13 Características de la chimenea de equilibrio ............................................... 53 Tabla 14 Características de la tubería de presión ....................................................... 54 Tabla 15 Características de la válvula mariposa ........................................................ 55 Tabla 16 Características de los generadores .............................................................. 56 Tabla 17 Características de los cables de fuerza ........................................................ 57 Tabla 18 Subestación en SF6 posiciones ................................................................... 58 Tabla 19 Sistema de suministro de agua principal ..................................................... 59

v RESUMEN En el Ecuador la energía eléctrica es producida gracias al aprovechamiento de los recursos con los que se cuenta, sin embargo las que generan mayor cantidad de energía aprovechable al país son las Centrales Hidroeléctricas en este caso se va a tratar la Central Agoyán CELEC-E, la misma se encuentra ubicada la parte central del país, cerca de la ciudad de Baños, en la provincia de Tungurahua, aprovecha el caudal de las aguas del río Pastaza, y es la tercera generadora hidroeléctrica más importante del país. ASTEC, en asociación con las firmas consultoras TRACTIONEL, ICA, INELIN, e INGECONSULT participó en los diseños y la asesoría para la construcción de la central hidroeléctrica sin embargo algunos de los trabajos se incluyeron la revisión de los estudios existentes y la realización de investigaciones y estudios complementarios, así como los diseños básicos de construcción y diseños completos de detalles constructivos y la elaboración de los planos detallados de construcción de las siguientes obras civiles: Presa, Conducción, Chimenea de Equilibrio , Tubería de presión, Casa de máquinas, Túneles de descarga y cámara de equilibrio, Patio de maniobras y edificio de control, Subestaciones de transmisión, Protección de la cascada de Agoyán. PALABRAS CLAVE:    

HIDROELÉCTRICA AGOYÁN PASTAZA DISEÑO

vi ABSTRACT In Ecuador, the electric energy is produced thanks to the use of the resources available, however, the hydroelectric power plants that generate the greatest amount of energy that can be used in the country are the hydroelectric power stations in this case, the Agoyan CELEC-E power plant will be treated, It is located in the central part of the country, near the city of Baños, in the province of Tungurahua, takes advantage of the water flow of the Pastaza River, and is the third largest hydroelectric generator in the country. ASTEC, in partnership with consulting firms TRACTIONEL, ICA, INELIN, and INGECONSULT participated in the design and construction of the hydroelectric power plant, however, some of the most important companies in the field of hydroelectric power plant design and construction have been involved. The works included the review of the existing studies and the carrying out of researches and complementary studies, as well as the basic designs of construction and complete designs of constructive details and the elaboration of the detailed plans of construction of the following civil works: Dam, Conduction, Balancing Chimney, Pressure piping, Engine house, Discharge tunnels and balancing chamber, Manoeuvring yard and control building, Transmission substations, Protection of the Agoyan waterfall. KEYWORDS:    

DESIGN HYDROELECTRIC AGOYÁN PASTAZA

1

CAPÍTULO I GENERALIDADES Introducción En el presente capítulo se va a realizar una descripción del proyecto así como el sistema de objetivos, hipótesis, metodología, alcance y viabilidad. 1.1.Tema Rediseño de las instalaciones principales de la Central Agoyán CELEC-EP, para fundamentar los conocimientos de la asignatura de Centrales de Generación de Energía y cumplir con la malla curricular de la carrera de Ingeniería Electromecánica. 1.2.Definición y Justificación del Problema 1.2.1.

Planteamiento del Problema

De acuerdo a la malla curricular de la carrera de Ingeniería Electromecánica después de aprobar la asignatura de Centrales de Generación de Energía las materias consecutivas o afines a la misma tales como SEP, Alto Voltaje, Protecciones, requieren de conocimientos previos ya que pueden ser de importancia para su comprensión por lo cual es preciso no tener vacíos de conocimiento en la asignatura de Centrales en tal motivo se ha visto como una opción analizar las instalaciones principales de la central y de ser el caso plantear un rediseño en pro de su mejoramiento. 1.2.2.

Justificación del Problema

Al realizar el rediseño de las instalaciones principales de la Central Hidroeléctrica Agoyán además de ampliar el conocimiento dentro de la asignatura de Centrales de Generación de Energía servirá de referente para contribuir con el aprendizaje en las materias posteriores. 1.3.Objeto de estudio El objeto de estudio propuesto radica en la realización del rediseño de las instalaciones principales correspondientes a la Central Agoyán CELEC-EP.

2 1.4.Campo de investigación Referente a las líneas de investigación de la Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE se siguen las siguientes líneas de investigación (con su respectiva sublínea). 

Líneas de transmisión de potencia.

1.5.Sistema de Objetivos 1.5.1. 

Rediseñar las instalaciones principales de la Central Agoyán CELEC-EP.

1.5.2. 

Objetivo General

Objetivos Específicos

Evaluar el recurso hídrico y el potencial de generación de energía de la Central Hidroeléctrica Agoyán.



Detallar la selección de las turbinas, generador y equipos de control para la Central.



Valorar el impacto ambiental causado por parte de la Central Hidroeléctrica Agoyán.

1.6. Hipótesis/ Idea a defender Se puede realizar un rediseño de la Central Hidroeléctrica Agoyán con información actualizada obtenida de diferentes fuentes confiables con el fin de proporcionar un referente para su mejoramiento en las condiciones actuales. 1.7.Metodología Investigación de Campo Se realizará un proyecto que esté al alcance de satisfacer el cumplimiento de la malla curricular de la carrera de Ingeniería Electromecánica en la asignatura de Centrales de Generación de Energía. El trabajo se realizará con procedimiento secuencial hasta la solución del problema, este constará en una parte de trabajo de campo, para cumplir con éxito nuestro objetivo, su proceso se sustentará mediante el uso de fuentes de información confiables, y en el caso de presentarse inquietudes se revisará los temas con el tutor.

3 1.8.Alcance Planteamiento de diversas alternativas en el rediseño de las instalaciones principales de la Central Hidroeléctrica Agoyán CELEC-EP, obtenida de fuentes de información actualizada y en las condiciones actuales del país. 1.9.Viabilidad El proyecto es viable, tomando en cuenta diferentes aspectos como son: técnicos disponibilidad para su desarrollo, conocimiento previo y tutorías del docente con conocimiento profundo en la materia y a su vez la obtención de la información de fuentes actualizadas y confiables.

4 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO Introducción En el capítulo dos se va a proporcionar toda la información necesaria tomando en cuenta los aspectos para el diseño de la Central Hidroeléctrica Agoyán, componentes principales. 2.1.Historia del Arte 2.2.1. Antecedentes

A finales de 1998 -luego de 37 años- la vida del Instituto Ecuatoriano de Electrificación (INECEL), llega a su fin, en razón de las corrientes modernizadoras y privatizadoras de entonces, que inducían la segmentación de la cadena de actividades del servicio de energía eléctrica, la conformación de los denominados mercados eléctricos mayoristas como bolsas de negocio de este servicio, y la integración internacional de los mismos. Como consecuencia de la extinción del INECEL, se crearon las nuevas empresas privadas de generación y transmisión, quedando con domicilio en la provincia de Tungurahua dos de ellas: La Compañía de Generación Hidroeléctrica, Agoyán - HIDROAGOYÁN S.A. y la Compañía de Generación Hidroeléctrica Pisayambo - HIDROPUCARÁ S.A., con el fondo de solidaridad como su único accionista. En corto tiempo se produce la fusión por absorción entre estas dos empresas, y queda exclusivamente HIDROAGOYÁN S.A inscrita en el Registro Mercantil el 27 de enero de 1999- para encargarse de la producción de energía en las centrales Agoyán y Pucará, ubicadas en los cantones de Baños y Píllaro respectivamente. Durante 10 años, HIDROAGOYÁN S.A. operó como empresa privada autónoma, hasta que en el gobierno actual del Eco. Rafael Correa, se decide nuevamente reformar el sector eléctrico ecuatoriano. El Fondo de Solidaridad como único accionista de varias empresas, lidera la fusión de: Electroguayas S.A.,

Hidroagoyán

S.A.,

Hidropaute

S.A.,

Termoesmeraldas

S.A.,

Termopichincha S.A., y Transelectric S.A., en una sola empresa de generación

5 y transmisión de energía denominada: Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC S.A., inscrita en el Registro Mercantil el 26 febrero de 2009. 2.2.2. Central Hidroeléctrica Agoyán como una unidad de negocio

Finalmente, bajo el amparo de la ley de Empresas Públicas, se emite el Decreto Ejecutivo N° 220 del 14 de enero de 2010, que crea la Empresa Pública Estratégica CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR - CELEC E.P., como resultado de la fusión de las empresas: Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC S.A. e Hidroeléctrica Nacional - Hidronación S.A. En la actualidad, HIDROAGOYAN es una de las Unidades de Negocio de CELEC E.P., se encarga de la administración de la producción de las centrales Agoyán, Pucará, y San Francisco, también ubicada en el cantón Baños de la Provincia de Tungurahua. 2.2.Fundamento teórico 2.2.3. Centrales Hidroeléctricas

Las centrales Hidroeléctricas dependen de un gran embalse de agua contenido por una presa. El caudal de agua se controla y se puede mantener casi constante. El agua se transporta por unos conductos o tuberías forzadas, controlados con válvulas y turbinas para adecuar el flujo de agua con respecto a la demanda de electricidad. El agua que entra en la turbina sale por los canales de descarga. Los generadores están situados justo encima de las turbinas y conectados con árboles verticales. El diseño de las turbinas depende del caudal de agua; las turbinas Francis se utilizan para caudales grandes y saltos mediosbajos, y las turbinas Pelton para grandes saltos y pequeños caudales. (Lara, 2017) 2.2.4. Características generales Las centrales Hidroeléctricas se encuentran ubicadas en sitios donde la geografía del lugar presenta diferencias de altura y abundantes recursos hídricos, de esta manera el agua adquiere energía potencial que posterior se convierte en cinética, la cual se utiliza para hacer girar el rodete de la turbina y

6 de esta forma producir energía mecánica que por transmisión de movimiento al generador se convierte en energía eléctrica. Las principales características de una central hidroeléctrica, desde el punto de vista de su capacidad de generación son la potencia y la energía, las cuales están interrelacionadas por su marco operativo o precedencia. La potencia de una central hidroeléctrica, que es función del desnivel existente, el caudal, las características del generador y la turbina, va a estar determinada por la siguiente fórmula: 𝑚 𝑃 = 𝐻𝑛 ∗ 9.8 ( 2 ) ∗ 𝑄 ∗ 𝜌 ∗ 𝑛 𝑠

( 1)

𝑯 = Altura o caída bruta (m) 𝑯𝒏 = Altura o caída neta (m) = 𝐻- pérdidas de caída 𝑚3

𝑸= Caudal (

𝑠

) 𝑘𝑔

𝝆= Densidad del agua (𝑚3 ) 𝒏= Eficiencia del turbo grupo 2.2.5. Altura neta o caída Se considera como el desnivel existente entre el nivel del embalse y el eje de la turbina. 2.2.6. Caudal medio Se lo determina en base a estadísticas históricas de por lo menos 10 años con valores diarios. La selección de la turbina o rodete, es uno de los factores también imprescindibles, el cual está ligado con la potencia requerida y este a su vez de la caída de agua y del caudal requerido. Por estas razones, se ha estandarizado la selección del tipo de turbina o rodete, utilizando el ábaco de la figura 2.2 en la que aparecen las diferentes turbinas que se utilizan en la actualidad. Existen varias alternativas de selección, lo que dificulta el tomar una decisión de que turbina es la apropiada, por lo que se consideran otros factores

7 que incurren en el momento de tomar una decisión, como la parte económica o factores de explotación de la central. (Lara, 2017)

Figura 1 Ábaco para la selección más apropiada de una turbina Fuente: Sacado de la página web www.wkv-ag.com.pdf, (Wasserkrakt Volk AG)

Por la figura podemos darnos cuenta que existe zonas donde se tiene la potestad de seleccionar varios tipos de turbinas; aquí es donde entran en consideración otros factores de explotación, que afectan en la selección como son: calidad del agua, inmunidad a la cavitación, rendimiento, naturaleza de la carga que ha de atender la central, costos iniciales, costos de reparación, mantenimiento, etc. Cuando las aguas arrastran sólidos, que puede erosionar las turbinas, es más conveniente la turbina Pelton, en la que es muy fácil reponer la aguja y la boquilla de los inyectores a un bajo costo, mientras que en la Francis la reposición es más costosa en costo y tiempo. Pero vale la pena resaltar que esto no quiere decir que una turbina Francis no funcione en perfectas condiciones dentro de la zona señalada para las Pelton. (Lara, 2017)

2.2.7. Características de Carga de una Central de Generación La carga que puede suministrar una central hidroeléctrica es un factor importante al momento de realizar un proyecto ya que por lo general dichos proyectos son realizados para satisfacer necesidades sociales de pueblos o

8 simplemente para cubrir la demanda del consumidor existente dentro de una comunidad o país. 

Potencia instalada Es la suma total de las potencias nominales de todos los receptores de energía conectados a la red que alimenta la central. Se llama también carga instalada.



Factor de planta Es un indicador de la utilización de la capacidad de la planta en el tiempo. Es el resultado de dividir la energía generada por la planta, en un periodo de tiempo dado (generalmente se toma anual), sobre la energía que hubiera podido generar la planta si lo hiciera a plena carga durante todo el período. 𝑘𝑊 ) ℎ 𝐹𝐶 = 𝑘𝑊 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑙𝑒 ( ) ℎ 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑈𝑠𝑎𝑑𝑎 (



( 2)

Factor de carga Indica la naturaleza de la carga instalada, definido como el cociente de la potencia promedio durante un periodo de tiempo sobre la potencia pico presentado en ese mismo período de tiempo.

𝐹𝐶 =

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 (𝑘𝑉𝐴) 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑃𝑖𝑐𝑜 (𝑘𝑉𝐴)

( 3)

Resulta desfavorable que el factor de carga sea pequeño puesto que ello indica que, a pesar de tener que construirse la central eléctrica para una potencia Pico, no suministra más que un pequeño porcentaje de este valor de forma que la central eléctrica desaprovecha durante casi todo el día sus posibilidades, ya que la potencia Pico solamente se precisa durante breves periodos de tiempo. (Luis, 2014)

9 El factor de carga da una idea de la coherencia en el uso de la capacidad instalada en un sistema. Un factor de carga alto (cercano a la unidad) indica un uso racional y eficiente de la capacidad instalada. 

Factor de demanda Es la relación entre la demanda máxima de un sistema y la respectiva potencia instalada, es decir: 𝐹𝐷 =

𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑎 (𝑘𝑉𝐴) 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 (𝑘𝑉𝐴)

( 4)

Generalmente esta relación oscila entre 0,2 para instalaciones de pequeñas potencias y de 0,5 para instalaciones de grandes potencias. 

Factor de instalación El factor de instalación es la relación entre la potencia total de la central y la potencia conectada a la red alimentada por dicha central, es decir: 𝐹1 =

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 (𝑘𝑉𝐴) 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 (𝑘𝑉𝐴)

( 5)

A este factor también se lo conoce con el nombre de factor de simultaneidad. 

Utilización anual Es él número de horas anuales que debería trabajar la instalación a su plena carga, para que la energía producida fuese igual a la que la central eléctrica produce en un año, trabajando a carga variable. Esta cifra da una idea de la cantidad de horas que hubiera debido trabajar la central para suministrar esa energía. La utilización anual, se denomina también duración de aprovechamiento y en la práctica alcanza estos valores: (Luis, 2014)

10 Tabla 1 Valores de Utilización Para

suministrar

a

pequeñas 1200 a 2000 h

ciudades



Para suministrar a grandes ciudades

De 2000 a 3500 h

Para suministrar ( regionales)

De 3500 a 5000 h

Factor de utilización Es la relación entre el número de horas de utilización anual y él número total de horas del año. 𝐹𝑈 =

𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑑𝑒 𝑢𝑡𝑖𝑙𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 𝑎𝑙 𝑎ñ𝑜

( 6)

En la práctica para la determinación de la energía suministrada por una central eléctrica durante un año, podemos adoptar estos valores para el factor de utilización: Tabla 2 Valores de factores de utilización



Suministros a pequeñas ciudades

FU= 0,15 a 0,25

Suministros a grandes ciudades

FU= 0,25 a 0,4

Suministros a grandes ( regiones)

FU= 0,4 a 0,5

Factor de reserva No basta construir una central eléctrica para mantenerse con una potencia pico que aparezca durante el año. Un grupo de generadores puede quedar parado, por avería o por inspección. Por lo tanto hay que disponer de máquinas que sustituyan a las que han quedado fuera de servicio, lo que quiere decir que la potencia total de la central, ha de ser mayor que la población máxima para la que ha sido proyectada. Este hecho se expresa por medio del factor de reserva, que es la relación entre la potencia total de la central y la potencia máxima que ha de suministrar: (Luis, 2014)

11

𝐹𝑅 =

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 (𝑘𝑉𝐴) 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑀á𝑥𝑖𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 (𝑘𝑉𝐴)

( 7)

El factor de reserva es mayor que 1 y en la práctica alcanza estos valores: Tabla 3 Valores de factores de reserva Para

instalaciones FR= 1,3 a 4,6

pequeñas

(pueblos) Para poblaciones medias

FR= 1,6 a 1,75

Para centrales agrícolas

FR= 1,6 a 1,7

Para grandes ciudades

FR= 1,8 a 2

2.2.8. Características de funcionamiento de las turbinas hidráulicas

Las características de funcionamiento de las turbinas hidráulicas están vinculadas con la velocidad, la potencia, el rendimiento, campos de aplicación, parámetros de selección de una turbina hidráulica etc. 

Potencia de las turbinas Hidráulicas Vamos hacer referencia a una expresión que depende directamente del salto de agua, perteneciente a la turbina para la que se plantea el cálculo de la potencia útil presente en el eje del grupo. Así tenemos:

𝑃=

1000 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻 ∗ 𝑛𝑡 75

𝑷= Potencia de la turbina en CV. 𝑸= Caudal en metros cúbicos por segundo (m3/s). 𝑯= Altura del salto en m. 𝒏𝒕 = Rendimiento de la turbina, en tanto por uno. 𝟏𝟎𝟎𝟎= Cantidad de litros de agua (o kg) en un m3.

( 8)

12 𝟕𝟓= Proviene de la equivalencia existente entre el CV y el kgm/s, como unidades de potencia. Ampliando el cálculo al alternador, y considerando el rendimiento total ηT, producto del rendimiento ηt en la turbina por el rendimiento ηa en el alternador tenemos: 𝑃=

1000 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻 ∗ ηT 75

( 9)

Donde: ηT = ηt + ηa

( 10)

Siendo 1 KW = 1’36 CV, la expresión de la potencia en KW es: 𝑃𝐾𝑤 =

1000 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻 ∗ ηT 1’36 ∗ 75

( 11)

Los valores del rendimiento en la turbina oscilan entre 0’8 y 0’95, y en el alternador entre 0’92 y 0’98. En ambos casos dependen de las dimensiones de las máquinas, llegándose a valores de rendimiento total entre 0’8 y 0’92. Si hacemos una estimación en la que ηT ≅ 0′9, obtenemos las siguientes fórmulas generalizadas, fáciles de recordar: 𝑃 ≅ 12 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻

𝑃𝐾𝑤 = 9 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻

( 12)

( 13)

13 

Velocidad de las Turbinas Hidráulicas La velocidad de sincronismo o de giro, depende de la frecuencia a la que es entregada la corriente eléctrica, del número de pares de polos del generador y de otros factores que determinan las 45 Características de este último como son la altura del salto de agua, potencia, tensión generada, etc. La expresión que determina el número de revoluciones de una Turbina Hidráulica queda determina de la siguiente manera: 𝑛=

60 𝑓 𝑃

( 14)

En donde: 𝒏= Número de revoluciones por minuto (rpm) 𝒇= Frecuencia del sistema. 𝑷= Número de pares de polos del generador. 𝟔𝟎=Segundos en minuto. Los valores de velocidad en las Turbinas Hidráulicas, están comprendidas entre 75 rpm y 1000 rpm; no obstante las turbinas pueden soportar, momentáneamente, velocidades muy superiores a las de funcionamiento nominal. 

Rendimiento de las Turbinas Hidráulicas La palabra rendimiento, está relacionada con aprovechamiento y productividad. Al referirse al rendimiento de una máquina, el técnico, siempre tiene que hacer relación entre dos magnitudes físicas de igual naturaleza, para ser más exactos. La primera magnitud indica el resultado de una acción realizada y la segunda totaliza el valor de todo lo empleado para llevar a cabo dicha acción, obteniendo el rendimiento, de una maquina o de un complejo sistema de producción. En Turbinas Hidráulicas, la eficiencia, está relacionada con la velocidad específica de la máquina y esta a su vez con el caudal, ya que la altura es constante. En turbinas se proyectan para que sus

14 rendimientos se den a los ¾ de carga, es decir para un caudal igual a ¾ del admisible. Las principales causas que producen estas pérdidas de energía son:  Rozamiento del agua en el distribuidor.  Pérdidas en el rodete producidas por el choque de entrada y por el cambio brusco de velocidad de los filetes de agua que salen del distribuidor y chocan con los bordes de los álabes del rodete.  Rozamiento del agua en el tubo de aspiración.  Distancia que hay entre el distribuidor y el rodete, por donde se escapa una parte del agua.  Resistencias pasivas en los cojinetes, gorrones, etc.  Velocidad de salida del agua que, aunque pequeñas es necesaria para que el agua salga al exterior de la turbina. 

La velocidad especifica Que se ha mencionado, no corresponde a la velocidad de giro de una turbina, pero si están relacionadas para efecto de rendimientos, por lo que la velocidad especifica corresponde al número de revoluciones por minuto que daría una turbina homologa a la que se quiere proyectar (de dimensiones reducidas, pero con la misma forma constructiva), desarrollando una potencia de 1 CV con un salto de 1m. La velocidad específica queda determina de la siguiente manera: 𝑛√𝑃 √𝑄 𝑛𝑞 = 𝑛 4 𝑜 𝑛𝑠 = 4 𝐻 √𝐻 √𝐻 3

En la que: 𝒏𝒔 = Velocidad especifica en r.p.m. 𝒏𝒒 = Velocidad especifica en r.p.m. 𝑸 = Caudal máximo que fluye por la turbina en m3/seg. 𝑷= Potencia de la turbina en CV. 𝑯= Altura del salto en m.

( 15)

15 Por estar relacionada la velocidad específica con los rendimientos obtenidos, en función de las cargas, nos arroja la siguiente grafica según experimentos realizados.

Figura 2 Rendimiento total de algunas turbinas Hidráulicas 

Parámetros para la selección de Turbinas Hidráulicas La selección del tipo de turbina hidráulica para un recurso hídrico en particular, se puede realizar usando la velocidad específica (ns) para un caudal y el salto o caída. Los valores de esta velocidad específica para los actuales tipos de turbinas que hoy en día se construyen con mayor frecuencia (Pelton, Francis, Hélices y Kaplan) COMO SE VE EN LA Fig.3

16

Figura 3 Gráfico para la selección del tipo de turbina en función de ns y Hn

2.2.9. Manejo de las cuencas Hidrográficas

Los planes de manejos de cuencas hidrográficas sirven como estrategias para tener una planificación y manejo que nos llevará a un desarrollo sustentable en el uso de los recursos hídricos. Estos lineamientos nos ayudan a regular la actividad humana para mantener la calidad y cantidad de los recursos hídricos necesarios para nuestras actividades diarias, sea para uso doméstico, agricultura, turismo, generación hidroeléctrico etc. 2.2.10. Curva de Carga o Demanda Es la representación gráfica de cómo varía la demanda o carga eléctrica en el transcurso del tiempo, como se observa en la Fig.4. El intervalo de tiempo elegido para realizar el análisis, puede ser diario, semanal, mensual, anual. La carga no es constante en el período analizado.

17

Figura 4 Curva de Carga En las abscisas se representa el tiempo y en las ordenadas la potencia eléctrica demandada. El área que está por debajo de la curva formada, es la energía demandada. La forma de la curva de carga, depende fundamentalmente si es una carga de tipo residencial, comercial, industrial, del día de la semana, de la estación (invierno, verano) y de los factores climáticos (sobre todo de la temperatura). (Luis, 2014) En la Fig.5 Se puede observar cómo se modifica la curva de demanda de potencia en invierno, en presencia de un día frío respecto de uno moderado.

18 Figura 5 Influencia del acondicionador térmico en la demanda de invierno 2.2.11. Potencia instalada La expresión que nos proporciona la potencia instalada es la siguiente: 𝑃 = 9,81 ∗ 𝑄 ∗ 𝐻𝑛 ∗ 𝑒

( 16)

Donde: 𝑷 = Potencia en kW 𝑸= Caudal del equipamiento en m3/s. 𝐇𝒏 = Salto neto existente en metros 𝒆 = Factor de eficiencia de la central, que es igual al producto de los rendimientos de los diferentes equipos que intervienen en la producción de la energía: 𝑒 = 𝛈𝒕𝒖𝒓𝒃𝒊𝒏𝒂 ∗ 𝛈𝒈𝒆𝒏𝒆𝒓𝒂𝒅𝒐𝒓 ∗ 𝛈𝒕𝒓𝒂𝒏𝒔𝒇𝒐𝒓𝒎𝒂𝒅𝒐𝒓 𝛈𝒕𝒖𝒓𝒃𝒊𝒏𝒂 = Rendimiento de la turbina 𝛈𝒈𝒆𝒏𝒆𝒓𝒂𝒅𝒐𝒓 = Rendimiento del generador 𝛈𝒕𝒓𝒂𝒏𝒔𝒇𝒐𝒓𝒎𝒂𝒅𝒐𝒓 = Rendimiento del transformador Según el tipo de equipo y el fabricante, el rendimiento de la maquinaria varía, pero a efectos de una primera aproximación, se puede tomar como factor de eficiencia para una mini central hidroeléctrica moderna el valor de 0,85. 2.2.12. Estimación de la energía generada La curva de caudales clasificados permite escoger el caudal de diseño más eficiente, y a partir de este, del valor del caudal ecológico (definido por decisión administrativa), y del caudal mínimo técnico de cada una de las turbinas utilizables, evaluar la potencia de la planta y la producción anual esperada en año hidráulico medio. La energía producida (E en Kwh) viene dada por la ecuación: 𝐸 = 𝑓𝑛(𝑄𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 , 𝐻𝑛 , η𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 , η𝑚𝑢𝑙𝑡𝑖𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟 , η𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 , η𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑑𝑜𝑟 , 𝑌, ℎ) ( 17)

19

Donde: 𝑸𝒅𝒊𝒔𝒆ñ𝒐 = Caudal (en m3/s) 𝑯𝒏 = Salto neto (en m) 𝛈𝒕𝒖𝒓𝒃𝒊𝒏𝒂 = Rendimiento de la turbina, función de Q medio 𝛈𝒎𝒖𝒍𝒕𝒊𝒑𝒍𝒊𝒄𝒂𝒅𝒐𝒓 = Rendimiento multiplicador 𝛈𝒈𝒆𝒏𝒆𝒓𝒂𝒅𝒐𝒓 = Rendimiento del generador 𝛈𝒕𝒓𝒂𝒏𝒔𝒇𝒐𝒓𝒎𝒂𝒅𝒐𝒓 = Rendimiento del transformador 𝒉= Número de horas durante la que fluye un caudal 𝒀 = Peso específico del agua (0,81 KN/ m3) 2.2.13. Componentes de una central hidroeléctrica a) Presa Barrera artificial que se construye en algunos ríos para embalsarlos y retener su caudal. Los motivos principales para construir presas son concentrar el agua del río en un sitio determinado, lo que permite generar electricidad, regular el agua y dirigirla hacia canales y sistemas de abastecimiento, aumentar la profundidad de los ríos para hacerlos navegables, controlar el caudal de agua durante los periodos de inundaciones y sequía. Una presa debe ser impermeable; las filtraciones a través o por debajo de ella deben ser controladas al máximo para evitar la salida del agua y el deterioro de la propia estructura. Debe estar construida de forma que resista las fuerzas que se ejercen sobre ella (Véase la Fig. 6).

Figura 6 Presa de una Central Hidroeléctrica Fuente: (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

20

b) Compuertas Son necesarios para extraer el agua del embalse, especialmente cuando se realiza operaciones de mantenimiento a la represa. El agua extraída puede descargarse río abajo, puede llevarse los sedimentos acumulados. Regulan además la entrada del agua hacia el túnel de carga. Se encuentran a la altura del nivel mínimo del embalse (Véase la Fig. 7). (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

Figura 7 Compuerta de una central Hidroeléctrica Fuente: (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

c) Vertederos Después de determinar el nivel del embalse en condiciones normales, hay que establecer los procedimientos que aseguren que este nivel no se supere. Los vertederos son necesarios para descargar el excedente de agua para que éste no dañe: la presa, la central eléctrica ni la ribera del río delante de la presa. El tipo más común es el derrame.

Este sistema consiste en que una zona

de la parte superior es más baja. Para permitir el aprovechamiento máximo de la capacidad de almacenamiento, estas partes más bajas están cerradas con unas compuertas móviles. En algunas presas, los excedentes de agua son tan grandes que hay aliviaderos en todo el ancho de la presa, de forma que la estructura es una sucesión de pilares que sujetan compuertas levadizas (Véase la Fig. 8). (Luis, 2014)

21

Figura 8 Vertedero de una Central Hidroeléctrica Fuente: (Luis, 2014)

d)

Generadores Un generador es una máquina eléctrica acoplada con el eje de la turbina.

El generador sincrónico de corriente alterna tiene dos elementos, un campo magnético que consiste en un ensamble de electroimanes (polos) que rotan (de ahí el nombre de rotor) dentro de un estator (unidad estacionaria) que es un sistema de conductores (inducidos bobinados). El desplazamiento relativo entre el rotor y el estator induce una fuerza electromotriz alternante. La turbina se regula para operar con una velocidad constante y el generador se diseña con un número apropiado de polos para producir la frecuencia diseñada a la velocidad seleccionada. Los tamaños de los generadores varían dependiendo de sus capacidades nominales y de la disposición del eje (ya sea vertical u horizontal). La capacidad nominal de los generadores de corriente alterna se mide en kilovoltiosamperios (kVA). La capacidad (producción) aparente nominal difiere de la producción real. Los generadores deben

estar

ventilados

de

manera

adecuada

para

evitar

el

sobrecalentamiento, lo que se logra mediante refrigeración, aire y/o agua (Véase la Fig. 9). (Luis, 2014)

22

Figura 9 Generador de una Central Hidroeléctrica Fuente: (Luis, 2014)

e)

Transformadores y líneas de transmisión Los transformadores que conectan la fuente de poder (generadores) y el

circuito receptor (línea de transmisión) elevan el voltaje para transmisión, reduciéndose así la pérdida de potencia y permitiendo el uso de conductores más pequeños (cables) en la línea de transmisión. Por lo general los transformadores están localizados en un patio de maniobras exterior adyacente, como precaución necesaria para evitar los altos voltajes (Véase la Fig. 10). (Luis, 2014)

Figura 10 Transformador de una Central Hidroeléctrica Fuente: (Luis, 2014)

23 f)

Turbina Francis Son conocidas como turbinas de sobrepresión; por ser variable la presión

en las zonas del rodete, o de admisión total ya que éste se encuentra sometido a la influencia directa del agua en toda su periferia. También se conocen como turbinas radiales-axiales y/o turbinas de reacción. El campo de aplicación es muy extenso, dado el avance tecnológico conseguido en la construcción de este tipo de turbinas. Pueden emplearse en saltos de distintas alturas donde se disponga de caudales medios y grandes. Las turbinas Francis se clasifican a su vez en función de la velocidad específica del rodete, cuyo número de revoluciones por minuto depende de las características del salto (Véase la Fig. 11). (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

Figura 11 Turbina Francis Fuente: (Centrales Hidroeléctricas, 2015)



Turbina Francis Lenta: Para saltos de gran altura (alrededor de 200 m o más).



Turbina Francis normal. indicada en saltos de altura media (entre 200 y 20 m).



Turbinas Francis rápidas y extra rápidas. Apropiadas para saltos de pequeña altura (inferiores a 20 m). Las turbinas Francis, son de rendimiento óptimo, pero solamente dentro

de un determinado rango ( 60 % - 100 % del caudal máximo), siendo esta una de las razones por la que se disponen varias unidades en cada central, con el objeto de que ninguna trabaje, individualmente, por debajo del 60 % de la carga total.

24 Componentes de una turbina Francis Los componentes fundamentales, considerando como referencia, siempre que ello sea factible, el sentido de circulación del agua por la turbina, es el siguiente (Véase la Fig. 12): 

Cámara espiral



Distribuidor



Rodete



Tubo de aspiración



Eje



Equipo de sellado del eje de turbina



Cojinete guía de turbina



Cojinete de empuje

Figura 12 Componentes de una turbina Francis Fuente: (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

25

g)

Cámara espiral o caracol de una turbina Francis Debido a su diseño, se consigue que el agua circule con velocidad

constante y sin formar torbellinos, evitándose pérdidas de carga. Todo el conjunto, construido con chapas de acero unidas, mediante soldadura; suele estar rígidamente sujeto en la obra de hormigón de la central, por sus zonas periféricas externas. Antes de proceder a unir el exterior de la cámara con el hormigón, ésta se somete a presión con agua, a fin de descubrir posibles fugas por las uniones (Véase la Fig. 13). (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

Figura 13 Caracol de una turbina Francis Fuente: (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

2.2.14. Sistema de enfriamiento

La finalidad de un sistema de enfriamiento es reducir de manera considerable la temperatura de distintos equipos y máquinas sometidas a variaciones constantes, la manera de disminuir la temperatura puede ser de manera directa o indirecta, directa cuando el medio y el equipo entran en contacto mientras que indirecta cuando no lo existe. Por lo general el principal medio de refrigeración es a través de agua y/o aire. El sistema de enfriamiento en estudio se realiza mediante agua, está provisto de una serie de componentes que forman un sistema centralizado. En este tipo de sistemas, los equipos están condicionados a una serie de consideraciones propias del proyecto, que se relacionan con el tipo de sistema adoptado, la capacidad de la planta de tratamiento, las características del agua y de la fuente de abastecimiento, así como las condiciones del terreno en el que se va a instalar el sistema.

26 Se puede mencionar tres tipos de sistemas de enfriamiento: 

Sin recirculación (o de un paso): agua tomada de una fuente térmica enorme (de Temp. estable, ríos, lagos), la que es descargada, luego de ser usada, hacia la fuente de origen. En general, no se le realiza tratamiento. Lo único que se hace es bajar la temperatura lo que se logra usando grandes caudales.



Con recirculación en circuito abierto: se recircula el agua de enfriamiento, extrayéndose el calor absorbido por contacto directo con el aire atmosférico (transferencia de calor) y por evaporación (transferencia de masa), generalmente en Torres de Enfriamiento.



Con recirculación en circuito cerrado: el calor absorbido se extrae en un intercambiador de calor, donde no hay contacto directo con el refrigerante. El agua de torre va por tubos, pues es la que más incrusta y los tubos son de más fácil acceso. Se realiza un tratamiento similar al de un generador de vapor de baja

presión. Se trata de evitar corrosión (desairear el agua) que se da esencialmente en zonas de mayor temperatura. Sólo se reponen pérdidas físicas del circuito con agua tratada. Siendo exigente, agua desmineralizada. 2.2.15. Componentes de un sistema de enfriamiento

A continuación se describen los principales componentes que forman parte de un sistema de agua de enfriamiento. a) Tuberías y tubos 

Tubo: Pieza hueca, generalmente cilíndrica y abierta por a ambos extremos, que se utiliza en distintas aplicaciones.



Tubería: Las tuberías son tubos fabricados de acuerdo a l los tamaños normalizados.

2.2.16. Componentes a) Válvula de globo Siendo de simple asiento, de doble asiento y de obturador equilibrado respectivamente. Las válvulas de simple asiento precisan de un actuador de

27 mayor tamaño para que el obturador cierre en contra de la presión diferencial del proceso. Por lo tanto, se emplean cuando la presión del fluido es baja y se precisa que las fugas en posición de cierre sean mínimas. El cierre estanco se logra con obturadores provistos de una arandela de teflón. En la válvula de doble asiento o de obturador equilibrado la fuerza de desequilibrio desarrollada por la presión diferencial a través del obturador es menor que en la válvula de simple asiento. Por este motivo se emplea en válvulas de gran tamaño o bien cuando deba trabajarse con una alta presión diferencial. En posición de cierre las fugas son mayores que en una válvula de simple asiento (Véase la Fig. 14). (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

Figura 14 Válvula de globo Fuente: (Centrales Hidroeléctricas, 2015)

b) Válvula de compuerta Esta válvula efectúa su cierre con un disco vertical plano o de forma especial, y que se mueve verticalmente al flujo del fluido. (Véase la Fig. 15). Por su disposición es adecuada generalmente para control todo-nada, ya que en posiciones intermedias tiende a bloquearse. Tiene la ventaja de presentar muy poca resistencia al flujo de fluido cuando está en posición de apertura total. (Patricio, 2006)

28

Figura 15 Válvula de compuerta Fuente: (Patricio, 2006)

c) Válvula de Bola Una válvula de bola típica es la válvula de macho que consiste en un macho de forma cilíndrica o troncocónica con un orificio transversal igual al diámetro interior de la tubería. El macho ajusta en el cuerpo de la válvula y tiene un movimiento de giro de 90 grados. Se utiliza generalmente en el control manual todo-nada de líquidos o gases y en regulación de caudal (Véase la Fig. 16). (Patricio, 2006)

Figura 16 Válvula de bola Fuente: (Patricio, 2006)

29 CAPITULO III REDISEÑO DE LAS INTALACIONES PRINCIPALES DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA AGOYÁN CELEC-EP. Introducción En el presente capítulo se describe detalladamente los criterios de diseño a tomar en cuenta para la Central Hidroeléctrica Agoyán.

3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS INSTALACIONES DE LA CENTRAL AGOYÁN La Central Hidroeléctrica “Agoyán” o “Jaime Roldós Aguilera” se encuentra ubicada en el sector denominado Agoyán, de la Parroquia Ulba, Cantón Baños, en la provincia de Tungurahua. La Central ha sido diseñada y construida en ese sitio para aprovechar un desnivel de 156m. (que incluye los 50m. de caída de la cascada Agoyán), y el caudal del río Pastaza formado por los ríos Patate y Chambo procedentes de las provincias de Tungurahua y Chimborazo respectivamente. Esta Central es una de las más importantes de su clase , siendo en su tipo la cuarta más grande del país, construida por técnicos y trabajadores nacionales, en el período 1982 – 1987, a través del Instituto Ecuatoriano de Electrificación INECEL (Patricio, 2006)

Figura 17 Central Hidroeléctrica Agoyán Fuente: (Patricio, 2006)

30

3.2 Demanda promedio en Baños La subestación Baños reduciendo el voltaje de 69 a 13,8 kV, con tres alimentadores primarios que recorren principalmente los sectores de Rio Verde, Baños, Pititic, en la Tabla 9, se presenta la demanda máxima del transformador de potencia. Para determinar la energía de pérdidas en el transformador de potencia, partimos de las demandas del transformador registrada en los medidores ION, instalados en la cabecera de la subestación y de las pérdidas máximas de acuerdo al flujo de carga. En la Fig.18 se puede observar la curva de carga promedio en la ciudad de Baños. (Orlando, 2017)

Figura 18 Perfil de carga, considerando las demandas promedio para el año en estudio Fuente: (Orlando, 2017)

31 En la Fig. 19 se observa el perfil de pérdidas existente de la demanda promedio.

Figura 19 Perfil de pérdidas, considerando la demanda promedio Fuente: (Orlando, 2017)

En la Fig. 20 se puede observar las gráficas correspondientes a la carga y al perfil de pérdidas con sus escalas respectivas, las mismas que representan un perfil idéntico debido a que las pérdidas en el transformador fueron calculados a partir de la demanda registrada en los medidores instalados en la barra principal del transformador. (Orlando, 2017)

Figura 20 Perfil de Carga vs Perfil de Pérdidas Fuente: (Orlando, 2017)

32 Tabla 4 Resultado de las pérdidas Resultados de las pérdidas Ubicación

Demanda máx.

Pérdidas (Cu) máx.

Pérdidas (Cu)

(kW)

(kW)

(Kwh/año)

Pelileo

9094,37

52,92

157329,29

Baños

5281,57

10,28

32647,35

Fuente: (Orlando,

2017)

3.3 Proyección de la demanda en energía S/E Baños La proyección de la demanda realizada analizo datos históricos desde el 2011 hasta el año 2015 datos registrados en el medidor ION que se encuentra en bordes de la S/E Baños, con esta información se realizó una proyección de la demanda una vez calculada la línea de tendencia, la misma que corresponde a una regresión lineal hasta llegar al año horizonte 2021, esto se realizó tanto para la energía y potencia eléctrica. Es importante resaltar que al tener información disponible de años anteriores se optó por este método de proyección sencillo de la demanda, en la actualidad se encuentran en el plan maestro de electrificación 2012-2023 el porcentaje establecido de crecimiento de la potencia y energía en promedio de 5% y 6 % respectivamente como se muestra en la Tabla.5 (Orlando, 2017)

33 Tabla 5 Datos de energía proyectada Energía Proyectada Año

Total Energía MWh

2011

18644.37

2012

1651.80

2013

21999.93

2014

23090.64

2015

23765.03

2016

24733.58

2017

25765.68

2018

27099.83

2019

28546.48

2020

30283.48

2021

32376.22

Fuente: (Orlando,

2017)

En la Fig.21, se encuentra la energía total de los años históricos y proyectados hasta el año 2021, donde podemos divisar una línea de tendencia que va incrementando porcentualmente.

Figura 21 Proyección de Energía y línea de tendencia Fuente: (Orlando, 2017)

34

Figura 22 Proyección de Energía por meses Fuente: (Orlando, 2017)

3.4 Proyección de la demanda en potencia S/E Baños En la tabla 6, se muestra la potencia máxima anual, la cual está proyectada hasta el año horizonte 2021. Tabla 6 Datos total de potencia proyectada Potencia Proyectada Año

Total Potencia MW

2012

3.74

2013

4.69

2014

4.78

2015

5.28

2016

4.92

2017

5.07

2018

5.17

2019

5.38

2020

5.53

2021

5.81

Fuente: (Orlando, 2017)

35

Figura 23Proyección de potencia y línea de tendencia Fuente: (Orlando, 2017)

Figura 24 Proyección de Potencia por meses Fuente: (Orlando, 2017)

36 3.5 Producción Hidroeléctrica Neta en Energía

Figura 25 Producción Hidroeléctrica neta al 2015 Fuente: (CENACE, 2018)

Figura 26 Producción Hidroeléctrica neta al 2015 Fuente: (CENACE, 2018)

37

Figura 27 Producción Hidroeléctrica neta al 2016 Fuente: (CENACE, 2018)

Figura 28 Producción hidroeléctrica neta al 2016 Fuente: (CENACE, 2018)

38 La producción hidroeléctrica CELEC-EP con su unidad de negocio Hidroagoyán corresponde a un 16,16%, como se observa en la Fig.29

Figura 29 Participación de las empresas en la producción hidroeléctrica (%) Fuente: (CENACE, 2018)

3.6 Hidrología 3.7 Evaluación del recurso hídrico y su potencial de generación de energía A. Manejo de la cuenca hidrográfica del Río Pastaza Una cuenca hidrográfica es un espacio del territorio delimitado por la línea divisora de aguas. Aquí, se desarrolla un sistema hídrico superficial que conduce sus aguas a un río principal, un lago o al mar, creando una red de subcuencas y microcuencas (World Vision, 2004). El callejón interandino divide el Ecuador en dos cuencas vertientes, la vertiente del Pacifico y la vertiente amazónica. La cuenca hidrográfica del Río Pastaza se sitúa en la vertiente amazónica del Ecuador y parte de ella en el país vecino de Perú. El Río Pastaza nace al pie del volcán Tungurahua, cerca de la ciudad de Baños de Agua Santa, dando el resultado de la unión de los ríos Chambo y

39 Patate. De ahí, desciende por cascadas y cañones atravesando bosques tropicales y de humedales prístinos antes de conectarse con el río Marañón, afluente principal del río Amazonas (Rivadeneira, Anderson y Dávila. 2010). Datos de Senagua (2011), indica que la cuenca del río Pastaza es la tercera cuenca de drenaje más importante del Ecuador, cubriendo una área total de 32182.34 km2 . Tiene un gradiente altitudinal de más de 5000 metros en la vertiente oriental de los Andes y posee una descarga de 2051 m3 por segundo.

Figura 30 Mapa base de la cuenca del Pastaza Fuente: (Anderson, 2010)

El Río Pastaza es el resultado de la unión de los ríos Chambo y Patate. Y, atraviesa la amazonia hasta conectarse con el río Marañón, afluente principal del río Amazonas (Rivadeneira, Anderson y Dávila. 2010). B. Sub-cuencas Desde la cordillera de los andes hasta las llanuras de la amazonia, existen un total de 19 subcuencas dentro de la cuenca del Río Pastaza mostrado en la Tabla.7:

40

Tabla 7 Listado de sub-cuencas del Río Pastaza Listado de sub-cuencas del Río Pastaza Sub-cuenca

Km2

Sub-cuenca

Km2

Río Patate

4280.19

Río Copotaza

1060.2

Río Conambo

3639.07

Río Lluihiño

854.56

Río Chambo

3589.55

Río Chiguaza

736.46

Río Pintoyacu

3516.67

Río Ishpingo

689.34

Áreas menores

3348.2

Río Topo

441.32

Río Bobonaza

3131.18

Áreas Menores

424.71

Río Chundayacu

1783.26

Río Muyo

223.59

Río Huasaga

1472.41

Áreas Menores

133.36

Río Palora

1450.7

Río Verde

131.35

Río Corrientes

1069.93

Fuente: (SENAGUA, 2011)

C. Sub-cuenca del Río Patate El río Patate es uno de los principales afluentes del río Pastaza, y está en el sector noroccidental de la cuenca, tiene una extensión aproximada de 4280.19Km2 y un perímetro de 323,375 Km. La parte alta de la cuenca comprende páramos dentro del Parque Nacional Llanganates, lo cual sirve como fuente de agua para poblaciones en el valle del Patate. Aquí es donde se encuentran algunas de las tierras agrícolas más importantes del país en las provincias de Cotopaxi y Tungurahua. Dentro de esta sub-cuenca existe zonas urbanas e industriales como Ambato, Latacunga, Pelileo, Patate, Quisapincha y Píllaro (Lema y Plaza. 2009).

D. Sub-cuenca del Río Chambo Ubicada en la parte sur occidental de la cuenca, tiene un área de 3589,60 Km2 y un perímetro de 339,33 Km y conjunto con el río Patate forman el cauce principal del río Pastaza. Es una zona primordialmente agrícola. Sus ciudades principales son Riobamba, Chambo, Guamote y Guano (Rivadeneira et al., 2010).

41

E. Sector de la generación hidroeléctrica

Tabla 8 Vulnerabilidad del sector de la generación hidroeléctrica Fuente: (MAE, 2013)

Las construcciones de las hidroeléctricas están construidas en las cuencas medianas y altas, aprovechando su capacidad de generar energía. Esto puede causar problemas de aspectos económicos y sociales en la cuenca baja, como se puede observar. También, estas hidroeléctricas no fueron planificadas para prever las consecuencias por los efectos de cambio climáticos y/o por desastres naturales. El arrastre de sedimentos causado por los flujos del volcán Tungurahua o por elevadas precipitaciones, causan que ocurran interrupciones en las represas y acumulación de depósitos, lo que traduce a una mayor inversión para el estado en costos de mantenimiento. (Lema y Plaza. 2009).

42

F. Caudales del Río Pastaza

Anexo 3.08 3 de 4 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES RÍO PASTAZA (m3 / seg) EMBALSE AGOYÁN AÑO 1963 1964 1965 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 MEDIA MAXIMO MINIMO

ENE

FEB

MAR

ABR

MAY

69,6 60,0 118,8 151,9 107,5 47,1 163,7 76,8 126,3 123,1 52,3 155,1 146,8 65,0 73,3 50,5 66,2 48,2 64,5 122,7 70,7 54,3 60,2 83,4 69,2 115,1 80,6 68,1 64,1 58,9 62,5 89,3 55,3 65,2 83,0 79,0 75,0 84,4 163,7 47,1

56,1 61,1 107,1 90,2 67,8 63,7 187,9 76,1 108,9 120,7 99,5 137,1 112,2 134,1 110,6 41,7 71,9 77,3 55,1 139,3 119,3 68,9 53,6 175,7 108,8 101,7 91,7 112,9 64,2 78,6 82,3 64,2 109,0 135,0 93,0 115,0 107,0 97,3 187,9 41,7

98,4 72,8 175,2 81,3 104,4 78,4 164,6 138,4 92,4 110,2 100,2 154,6 99,2 160,6 137,1 75,4 102,1 96,7 58,4 164,5 112,9 79,8 75,0 118,4 113,6 159,6 138,0 93,8 99,5 145,1 104,1 62,2 125,9 109,0 88,0 126,0 139,0 112,3 175,2 58,4

111,3 96,8 152,6 74,6 95,2 143,7 172,3 136,3 137,7 138,8 85,9 129,5 156,1 166,7 182,0 102,0 142,8 93,2 102,5 215,8 149,8 68,8 111,4 167,0 151,9 112,0 121,4 92,7 134,5 163,7 143,1 80,1 108,6 103,9 163,0 266,0 173,0 133,7 266,0 68,8

137,7 163,9 105,4 84,7 65,4 108,6 205,9 108,6 135,7 155,2 177,8 145,2 260,9 118,2 146,0 115,5 121,3 81,4 120,8 241,4 147,2 144,5 102,3 201,4 157,5 222,3 140,2 118,2 86,8 114,5 174,1 102,0 127,6 165,8 136,0 190,0 305,0 146,9 305,0 65,4

JUN 122,4 209,6 250,3 103,7 188,9 115,4 167,9 280,6 177,8 211,5 133,2 160,9 316,2 338,6 175,8 201,6 126,8 168,3 99,5 104,0 117,9 198,0 177,4 139,3 132,3 112,9 316,5 224,2 140,1 123,1 161,1 240,5 110,1 97,7 89,3 229,0 184,0 249,5 177,7 338,6 89,3

JUL AGO SEP OCT NOV 95,7 100,3 76,9 68,7 85,0 138,1 181,0 241,8 98,9 80,8 193,4 141,6 131,1 104,8 154,8 155,2 142,1 113,7 87,6 58,5 238,2 200,8 113,1 134,0 88,8 241,0 128,3 104,3 127,9 70,6 154,8 184,5 144,4 84,2 105,1 148,8 168,5 158,8 92,7 110,1 193,7 184,0 158,4 133,5 90,8 290,5 132,5 149,3 90,0 103,4 174,5 181,2 156,8 99,3 68,2 255,9 168,8 147,4 162,4 128,8 254,2 249,9 156,6 154,8 131,9 332,3 228,7 139,2 88,1 120,5 164,2 132,4 141,3 116,5 71,9 173,8 167,2 124,8 123,5 64,2 108,4 109,7 88,4 75,1 55,6 150,0 117,4 114,4 119,2 87,0 153,8 75,9 84,1 64,1 64,3 139,6 154,7 104,5 99,0 106,4 118,0 123,6 137,3 139,5 75,5 186,1 133,0 139,6 109,2 82,4 170,4 147,6 97,5 92,3 64,2 210,6 113,7 128,3 102,1 97,4 134,4 112,8 104,7 109,4 68,1 197,9 110,4 85,6 109,5 127,2 251,7 111,6 93,6 113,7 76,5 149,7 141,0 99,1 105,2 77,6 222,3 151,0 93,3 77,7 80,7 124,3 115,0 89,4 65,3 58,5 184,3 117,7 120,4 89,1 59,1 190,0 240,2 160,7 85,7 109,2 154,8 70,3 80,5 59,3 90,4 189,9 132,2 104,5 74,8 54,3 195,4 121,1 85,9 72,4 114,2 277,0 141,0 87,0 89,0 96,0 163,0 193,0 125,2 118,0 47,0 165,8 153,8 117,8 109,5 60,7 187,7 148,1 122,2 102,1 86,5 332,3 249,9 241,8 162,4 154,8 108,4 70,3 80,5 59,3 47,0

DIC MEDIA 123,5 96,1 56,0 123,3 87,9 126,5 87,5 117,3 63,8 125,9 38,6 105,5 123,5 117,2 89,8 162,0 287,1 146,8 101,0 139,9 46,5 125,6 142,9 140,2 80,6 172,1 90,3 176,1 82,6 127,4 64,0 130,7 69,2 84,9 66,6 110,6 68,1 83,9 114,3 102,0 85,4 140,1 88,0 128,0 54,0 101,6 104,5 108,2 76,7 123,7 74,9 118,3 55,2 144,1 70,2 119,9 64,2 109,6 61,5 90,5 74,4 113,9 109,3 141,8 62,0 85,4 70,4 104,2 109,6 113,9 59,0 128,4 85,0 140,9 83,8 145,0 85,1 123,7 287,1 238,7 38,6 64,6

Figura 31 Caudales del río Pastaza desde el año 1963 hasta el 2000 Fuente: (CENACE, 2018)

43

Figura 32 Caudal desde el año 1988 hasta el 2007 Fuente: (CENACE, 2018)

Los caudales medios afluentes a los embalses fueron de 163,56 m3 /s, (24,62% superior al año anterior)

Figura 33 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) del 2015 Fuente: (CENACE, 2018)

44

Figura 34 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) del 2015 Fuente: (CENACE, 2018)

Los caudales medios afluentes a los embalses fueron de 136,40 m3 /s, (16,61% inferior al año anterior)

Figura 35 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) del 2016 Fuente: (CENACE, 2018)

45

Figura 36 Caudales medios afluentes a los embalses del SNI (m3/s) Fuente: (CENACE, 2018)

De acuerdo al estudio realizado para el Río Pastaza principalmente siendo las cuencas de nuestro interés Chambo y Patate a pesar de los desvíos realizados para la captación de agua de riego se puede observar que desde el año 1963 hasta el año 2000 el caudal medio observado es de 123,7 posterior a partir del año 2001 al 2007 el caudal ha bajado a 114,85 del año 2008 hasta el año 2016 el caudal existente es de 119,76

𝑚3 𝑠

𝑚3

𝑚3 𝑠

𝑠

, en lo

, a partir

con lo cual

se puede observar una variación no tan extrema en el caudal de los ríos para el aprovechamiento.

46 3.8 Unidades de Generación

Figura 37 Producción hidroeléctrica neta por unidad de generación 2015 Fuente: (CENACE, 2018)

Figura 38 Producción hidroeléctrica neta por unidad de generación 2016 Fuente: (CENACE, 2018)

3.9 Embalse El embalse de la Central Agoyán, tiene las siguientes características (Véase la Tabla. 9): Tabla 9 Características de embalse de la Central Agoyán Características del embalse Nivel máximo de operación

1.651 m.n.s.m

Nivel mínimo de operación

1.645 m.n.s.m

Variación útil del nivel del embalse

6 m.

Volumen regulado útil

760.00 m3

Fuente: (Patricio, 2006)

47

Los caudales característicos del río Pastaza, en el sitio de la presa, son los siguientes (Véase la Tabla. 10):

Tabla 10 Caudales característicos del Río Pastaza Caudal del Río Pastaza Caudal medio anual

124 m3 /s

Caudal firme

60 m3 /s

Crecida máxima observada

954 m3 /s

Fuente: (Patricio, 2006)

En la siguiente tabla se indican los caudales medios mensuales del río Pastaza medidos en el sitio de la presa. Caudal del río para cubrir la demanda en potencia Turbinas Tipo

Francis de eje vertical

Caída neta

149 m.

Caudal

58.1 m3 /s

Potencia

78 MW

Velocidad

225 r.p.m.

N°. De álabes móviles

20.

N°.

de

para 2

Servomotores

accionamiento de los álabes Presión de aceite para accionamiento 36 a 38 Kg/cm2 de los servomotores Cálculo del caudal 𝑷 = 𝑸 ∗ 𝒅 ∗ 𝒈 ∗ 𝐇𝒏

𝑷 = Potencia en kW 𝑸= Caudal del equipamiento en m3/s. 𝐇𝒏 = Salto neto existente en metros 𝑘𝑔

𝒅 = Densidad 1000 𝑚3

( 18)

48 𝑚

𝒈= 9.81𝑠2 𝟏𝟓𝟔 𝑴𝑾 = 𝑸 ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎 𝑸 =

𝒌𝒈 𝒎 ∗ 𝟗. 𝟖𝟏 ∗ 𝟏𝟒𝟗 𝐦 𝒎𝟑 𝒔𝟐

𝟏𝟓𝟔 𝑴𝑾 𝒌𝒈 𝒎 𝟏𝟎𝟎𝟎 𝟑 ∗ 𝟗. 𝟖𝟏 𝟐 ∗ 𝟏𝟒𝟗 𝐦 𝒎 𝒔 𝑚3 𝑠

𝑄 = 118.72

Factor de instalación 𝑭𝟏 =

𝑷𝒐𝒕𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝑪𝒆𝒏𝒕𝒓𝒂𝒍 (𝒌𝑽𝑨) 𝑷𝒐𝒕𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 𝑰𝒏𝒔𝒕𝒂𝒍𝒂𝒅𝒂 (𝒌𝑽𝑨)

𝐹1 =

( 19)

156 𝑀𝑊 160 𝑀𝑊

𝐹1 = 0.975 Factor de planta 𝒌𝑾 ) 𝒉 𝑭𝑪 = 𝒌𝑾 𝑬𝒏𝒆𝒓𝒈í𝒂 𝑫𝒊𝒔𝒑𝒐𝒏𝒊𝒃𝒍𝒆 ( ) 𝒉 𝑬𝒏𝒆𝒓𝒈í𝒂 𝑼𝒔𝒂𝒅𝒂 (

𝐹𝐶 =

( 20)

218.46𝐺𝑤ℎ 230𝐺𝑤ℎ

𝐹𝐶 = 0.949

Factor de demanda 𝑭𝑫 =

𝑫𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅𝒂 𝑴á𝒙𝒊𝒎𝒂 (𝒌𝑽𝑨) 𝑷𝒐𝒕𝒆𝒏𝒄𝒊𝒂 𝑰𝒏𝒔𝒕𝒂𝒍𝒂𝒅𝒂 (𝒌𝑽𝑨)

𝐹𝐷 =

105 𝑀𝑊 156 𝑀𝑊

( 21)

49 𝐹𝐷 = 0.6 Factor de utilización 𝑭𝑼 =

𝑵ú𝒎𝒆𝒓𝒐 𝒅𝒆 𝒉𝒐𝒓𝒂𝒔 𝒅𝒆 𝒖𝒕𝒊𝒍𝒊𝒛𝒂𝒄𝒊ó𝒏 𝑵ú𝒎𝒆𝒓𝒐 𝒅𝒆 𝒉𝒐𝒓𝒂𝒔 𝒂𝒍 𝒂ñ𝒐

𝐹𝑈 =

( 22)

2500 ℎ 8760 ℎ

𝐹𝑈 = 0.285

Potencia de las turbinas 𝑷=

𝟏𝟎𝟎𝟎 ∗ 𝑸 ∗ 𝑯 ∗ 𝒏𝒕 𝟕𝟓

( 23)

𝑷= Potencia de la turbina en CV. 𝑸= Caudal en metros cúbicos por segundo (m3/s). 𝑯= Altura del salto en m. 𝒏𝒕 = Rendimiento de la turbina, en tanto por uno. 𝟏𝟎𝟎𝟎= Cantidad de litros de agua (o kg) en un m3. 𝟕𝟓= Proviene de la equivalencia existente entre el CV y el kgm/s, como unidades de potencia. 𝑃=

1000 ∗ 124 m3 /s ∗ 149 ∗ 0.7 75 𝑃 = 172.44 𝐾𝑊

Potencia desarrollada para la caída de 149 m y Q= 120 m3/s

𝑷=𝑸∗𝑯∗𝒈∗𝝆

𝑃 = 120

𝑚3 𝑚 ∗ 149 𝑚 ∗ 9,81 2 ∗ 1000 𝑠 𝑠

( 24)

50 𝑃 = 165 𝑀𝑊 3.10

Obra de toma La obra de toma permite captar los 120 m3/s con los que opera la central Agoyán entre el nivel mínimo (1645 m.s.n.m.) y máximo (1651 m.s.n.m.) de operación normal del embalse; Esta captación de agua es conducida desde la Represa hacia Casa de Máquinas por un tubo de acero tal como se muestra en la Fig.39 (Gabriel, 2015)

Figura 39 Obra de toma Fuente: (Gabriel, 2015)

Limpieza de las rejas en la toma de carga La lógica de control está encaminada a mantener convenientemente sin desperdicios las rejas que protegen el ingreso de la toma de carga, con el fin de captar el mayor porcentaje de caudal de agua posible. Es así que, la tarea más importante consiste en mantener el flujo de agua dentro de un rango establecido de acuerdo al requerimiento de las turbinas. Esta operación debe llevarse a cabo con el fin de maximizar la energía producida por la Central a través del adecuado aprovechamiento del agua de la represa. Cabe mencionar, que existen registros de una lógica para el control automático de la limpieza de las rejas que habría sido implementada y probada en el año 1987 con equipos y elementos antiguos; pero debido al paso de los años y con la evolución de la tecnología, han quedado deshabilitados y expuestos a una mejora. (Gabriel, 2015)

51 En la Fig.33 Se han representado los términos para la ecuación de Bernoulli para movimientos laminares como es el caudal de agua, en donde el valor de ΔH/1 (pendiente piezométrica), es proporcional a la velocidad del fluido por la tubería. (Gabriel, 2015)

Figura 40 Términos de la ecuación de Bernoulli Fuente: (Gabriel, 2015) Si entre A y B está ubicado un elemento con un parámetro específico cuyo estado origine perdidas de energía (o carga) proporcionales se podrá medir ese parámetro si se determina la perdida de energía correspondiente. Así tenemos la tabla: (Gabriel, 2015) Tabla 11 Parámetro que influye en la medición de carga Elemento

Parámetro

Reja

Suciedad

Grado de suciedad

Flujo de agua

Velocidad

Sobrevelocidad

Dada la altura de carga sobre el umbral de las rejas (14 metros), se determina la presión en el secundario de la válvula reductora de presión. Como el criterio es que la presión de aire venza a la máxima carga aceptable por el nivel de agua del embalse, se hace el cálculo descrito en la ecuación: Presión de aire en el lado secundario estimada. (Gabriel, 2015) 𝑘𝑔 𝑐𝑚2 𝑘𝑔 𝑃 = 1,54 𝑐𝑚2

𝑃 = 1,1 ∗ 1,4

52 3.11

Presa La presa de la Central es de tipo hormigón-gravedad Tiene una altura de 43 m., una longitud es su cresta de 300 m. y la elevación de la corona está en la cota 1.653 m.s.n.m. La presa está formada por 18 bloques de hormigón, numerados de izquierda a derecha. En los bloques 5,8 y 9 se encuentran los tres vertederos de excesos, en los bloques 6 y 7 los dos desagües de fondo, en el bloque 10 la compuerta de toma y en el bloque 13 las compuertas del desarenador. (Patricio, 2006)

3.12

Vertederos de exceso Los tres vertederos de exceso son controlados por tres compuertas planas de 15m x12m. Y 95 Tn. métricas de peso cada una. Las compuertas en su parte superior están provistas de una clapeta que sirve para una regulación fina del nivel del embalse. Cada compuerta es accionada con un sistema de izaje mecánico compuesto de 1 motor, 1 freno, 2 reductores, 2 tambores de izajes unidos por 1 eje, poleas y cables. Las clavetas son accionadas por un cilindro hidráulico ubicado en su parte media posterior. (Patricio, 2006)

3.13

Túnel de carga

El túnel de carga que conduce el agua desde la presa hasta Casa de Máquinas, tiene las siguientes características (Véase la Tabla. 12):

Tabla 12 Características principales del Túnel de carga Características del túnel de carga Nivel Tipo

Bajo presión revestido de hormigón

Diámetro interior

6 m.

Longitud tramo tubería embaulada

508 m.

Longitud tramo túnel vertedero

1.870 m.

Longitud total

2378 m.

Fuente: (Patricio, 2006)

53 3.14

Chimenea de equilibrio La chimenea de equilibrio es subterránea y está unida al túnel de carga. Sirve para amortiguar las sobrepresiones durante los rechazos de carga, o en la toma rápida de carga de las unidades generadoras. Está formada de un pozo vertical, una cámara superior, una cámara inferior y un orificio restringido. Tiene las siguientes características (Véase la Tabla. 13):

Tabla 13 Características de la chimenea de equilibrio Características de la chimenea de equilibrio Subterránea con dos cámaras y orificio restringido

Tipo

Pozo vertical Altura

36 m.

Diámetro

12.50 m

Espesor de pared

3.54 m Cámara superior

Longitud

39m

Diámetro

6m

Fuente: (Patricio, 2006)

Velocidad de propagación de la sobrepresión por golpe de ariete Ea 𝜌

√ 𝑎=

√1 + Ea ∗ (D) E s

Dónde: 𝐄𝐚 = módulo de elasticidad del agua=2 ∗ 108 𝝆= densidad del agua=102

𝑘𝑔⁄ 𝑚2

𝑘𝑔 ∗ 𝑚4⁄ 𝑠2

𝑬=módulo de elasticidad del metal=2 ∗ 1010

𝑘𝑔⁄ 𝑚2

( 25)

54 𝑫=diámetro interior en metros. =12.5 m. 𝑺=espesor de la pared de la tubería en metros. =3.54 𝑚.

8

√2 ∗ 10 102 𝑎= 2 ∗ 108 12.5 √1 + ( )∗( ) 0,0354 2 ∗ 1010 𝑎 = 657.83 m/s 3.15

Tubería de presión La tubería de presión es vertical, subterránea y parcialmente blindada. Está formada de un tramo revestido de hormigón armado, un tramo blindado con acero, un codo de 90°, un bifurcador, y dos ramales que salen a la casa de máquinas y se acoplan a dos válvulas mariposas de las turbinas. Las características de generales son las siguientes (Véase la Tabla. 14):

Tabla 14 Características de la tubería de presión Tubería de presión Tramo revestido en hormigón Longitud

121.90 m.

Diámetro

5.50 m. Tramo blindado en acero

Longitud

57 m.

Diámetro

4.50 m.

Diámetro del bifurcador

4.5/3.2/3.2 m. Ramales

Longitud

19.42 m.

Diámetro

3.20 m.

Diámetro de acople a válvulas 2.7 m. mariposas Fuente: (Patricio, 2006)

55 3.16

Casa de máquinas La casa de máquinas es del tipo subterráneo, tiene una longitud de 50.40 m., un ancho de 18.00 m y una altura de 34.10 m. Está dividida en cuatro pisos que son los siguientes: 

Piso de válvulas 1484 m.s.n.m.



Piso de turbinas 1490 m.s.n.m.



Piso de generadores 1494 m.s.n.m. Piso principal 1499 m.s.n.m.

3.17

Válvula mariposa En el extremo de cada uno de los dos ramales de la tubería de presión, antes de los caracoles de las turbinas, se ha instalado en cada unidad, una válvula mariposa de las siguientes características (Véase la Tabla. 15): Tabla 15 Características de la válvula mariposa Válvula mariposa Tipo

Mariposa

Diámetro nominal

2700 mm

Diámetro del servomotor

450 mm.

Carrera del servomotor

1.352 mm.

Presión de aceite

36 a 39 Kg/cm2

Peso de contrapeso

6100 Kg.

Fuente: (Patricio, 2006)

3.18

Generadores

Directamente acoplada al eje de cada turbina, se encuentra el generador eléctrico, que tiene las siguientes características generales (Véase la Tabla. 16):

56 Tabla 16 Características de los generadores Generadores N° unidades

2

Potencia nominal por unidad

85 KVA

Factor de potencia

0.9

Voltaje nominal

13.800V

Corriente nominal

3556 A

Frecuencia nominal

60 c/s

Velocidad nominal

225 r.p.m.

Velocidad de embalamiento

395 r.p.m.

N°. de polos

32

Peso del rotor

145 Tn.

Sentido de giro

Agujas del reloj

Aislamiento

Clase F

Excitación

Estática

Voltaje nominal de excitación

310 V.

Corriente nominal de excitación

1020 A

Potencia nominal de excitación

316 KW

Capacidad del transformador de 700 KVA excitación Relación de transformación del 13.800/460 V transformador Fuente: (Patricio, 2006)

3.19

Ducto de barras

La energía eléctrica producida en los generadores a un voltaje de 13800 V es conducida hasta los cables de fuerza de cada unidad, por intermedio del siguiente equipo: 

Un conducto de barras colectoras de fases separadas. De éste se deriva una alimentación para el transformador de excitación de la unidad.



Un cubículo de transformadores de potencial y pararrayos.



Un cubículo que contiene el interruptor de unidad.

57 

Un cubículo que contiene el seccionador bajo carga. De éste sale una alimentación en 13800 V hacia el transformador de servicios auxiliares de la unidad.



Una caja de conexión de las barras con los cables principales de 13800 V. (Patricio, 2006)

3.20

Cables de Fuerza

Los cables de fuerza conducen la energía desde la caja de empalmes o conexiones, siguen a través del pozo de transporte y llegan a los transformadores principales, ubicados en la subestación exterior. Se utilizan dos cables por cada fase (seis por cada unidad). Los cables tienen las siguientes características (Véase la Tabla. 17):

Tabla 17 Características de los cables de fuerza Características de los cables de fuerza Voltaje nominal

22 KV

Material conductor

Cobre

Sección del material conductor

2000 mm2

Tipo de aislamiento

XLPE

Espesor del aislamiento

8 mm.

Tipo de recubrimiento

PVC

Espesor del recubrimiento

4 mm.

Fuente: (Patricio, 2006)

3.21

Edificio de control

El edificio de control y oficinas técnicas está ubicado junto a las subestación. En este lugar existe el panel principal para la operación de la Central. El edificio cuenta con el suministro y aire acondicionado. Los equipos necesarios se encuentran en un cuarto principal del edificio de control.

3.22

Servicios auxiliares

Se conocen como servicios auxiliares todos los servicios que complementan las necesidades de la Central para una operación segura y confiable. Se pueden

58 dividir en servicios auxiliares propios de la unidad y servicios auxiliares generales de la Central. (Patricio, 2006)

3.23

Sistema d telecomunicaciones y teletransmisión de datos

Se ha previsto un sistema de telecomunicaciones consistente de los siguiente: Teletransmisión de nivel y tubería del agua del río Pastaza, por vía VHF, desde la estación hidrológica de Baños hasta la caseta de control de la presa, y de allí al edificio de control. Comunicación telefónica interna entre la caseta de control de la presa, edificio de control y subestación. Transmisión de nivel de la descarga de las turbinas y la turbulencia del agua en el tanque desarenador al edificio de control y a la caseta de control de la presa. Para la comunicación se dispone de un sistema de onda portadora PLC con comunicación a todas las centrales, subestaciones, oficinas centrales y oficinas de despacho de carga del Sistema Nacional Interconectado. Este sistema sirve también para la protección por disparo transferido. (Patricio, 2006)

3.24

Subestación

Dadas las condiciones topográficas exteriores de la zona, la subestación es de tipo compacto. Utiliza equipo encapsulado aislado con gas SF6. Está situada sobre el hall de transformadores, en una loza de 31 x 18 m. a 1627 m.s.n.m. Los equipos instalados en esta plataforma son conocidos como “GIS” (Gas Insulation System) La subestación en SF6 está conformada por las cinco posiciones siguientes (Véase la Tabla. 18) (Patricio, 2006) Tabla 18 Subestación en SF6 posiciones Posiciones de la subestación Posición 11

Línea N°. 1 a Totoras

Posición 12

Unidad N°. 1

Posición 13

Acople a barras

Posición 14

Unidad N°. 2

Posición 15

Línea N°. 2 a Totoras

Fuente: (Patricio, 2006)

59 3.25

Sistema de suministro de agua principal La línea principal de suministro está prevista con una doble línea

intercambiable, el intercambio de líneas puede realizarse mediante el interruptor de control ubicado en el panel mímico. El agua es suministrada al enfriador de aire del generador, al cojinete guía superior, al cojinete guía de la turbina, al cojinete de empuje del generador, a los compresores de aire de servicio y al enfriador del tanque sumidero del regulador (Véase la Tabla. 19). (Cristina, 2013) Tabla 19 Sistema de suministro de agua principal Suministro de agua principal Equipo

Cantidad de agua de enfriamiento (lt/min)

Enfriador de aire del generador

5000

Cojinete de empuje y guías superior e inferior

650

Cojinete guía de la turbina

140

Sello del eje

60

Compresor de aire de servicio

40

Tanque sumidero del regulador

40

Fuente: (Patricio, 2006)

3.26

Sistema de enfriamiento del generador

Un sistema de ventilación cerrado con radiadores montados en la estructura del generador está provisto para su enfriamiento. La circulación del aire se lo consigue mediante ventiladores radiales localizados en la parte superior e inferior del rotor. El aire caliente que sale de la maquina se ve forzado a pasar por los radiadores para su enfriamiento y recirculación. (Cristina, 2013)

60 CAPÍTULO IV CONCLUSIONES

De acuerdo al estudio realizado para el Río Pastaza principalmente siendo las cuencas de nuestro interés Chambo y Patate a pesar de los desvíos realizados para la captación de agua de riego se puede observar que desde el año 1963 hasta el año 2000 el caudal medio observado es de 123,7 el caudal ha bajado a 114,85 existente es de 119,76

𝑚3 𝑠

𝑚3 𝑠

𝑚3 𝑠

, en lo posterior a partir del año 2001 al 2007

, a partir del año 2008 hasta el año 2016 el caudal

con lo cual se puede observar una variación no tan extrema

en el caudal de los ríos para el aprovechamiento de la central Agoyán, con lo cual se cumple con los requerimientos de dicha central.

Cabe mencionar, que existen registros de una lógica para el control automático de la limpieza de las rejas de la toma de carga que habría sido implementada y probada en el año 1987 con equipos y elementos antiguos; pero debido al paso de los años y con la evolución de la tecnología se ha creado nuevos mecanismos, en esa época el equipo estaba en desuso y la captación de caudal de agua no tenía un gran aprovechamiento es así que la tarea más importante consiste en mantener el flujo de agua dentro de un rango establecido de acuerdo al requerimiento de las turbinas. Esta operación debe llevarse a cabo con el fin de maximizar la energía producida por la Central a través del adecuado aprovechamiento del agua de la represa cuyo embalse máximo es de 1800000m3 con un volumen útil de 760000 m3.

En general la empresa CELEC-EP teniendo a su disposición de HIDROAGOYÁN con tres grandes centrales como lo son Agoyán, Pucará, y San Francisco contribuyen al Ecuador con un total del 16,16% en energía.

61 RECOMENDACIONES

Se recomienda para la investigación tomar fuentes confiables y actualizadas de entidades importantes donde puedan ser conseguidas tablas y demás datos importantes.

62 BIBLIOGRAFÍA

Alexander, L. (22 de 05 de 2011). https://smienergias.wordpress.com/2011/05/22/diferentes-tipos-de-turbinashidroelectricas/. Appleton Edison: La primer hidroeléctrica del mundo. (11 de 08 de 2015). Obtenido Centrales Hidroeléctricas. (22 de Enero de 2015). Comunitte, U.S. DOE: Electricity Advisory. (2011). Energy Storage Activities in the United States Electricity Grid. Obtenido de www.oe.energy.gov/SocumentsandMedia/FINAL_DOE_ReportStorage_Activities_5-1-11.pdf El Telégrafo . (03 de 08 de 2016). Gabriel, L. N. (2015). Sistema de control automático para la limpieza de las rejas en la toma de carga de la represa de la Central Hidroeléctrica Agoyán. 33-35. Javier, B. M. (2017). ANÁLISIS DE PERFILES DE VOLTAJE Y PÉRDIDAS TÉCNICAS EMPLEANDO CURVAS DE CARGA, EN EL RAMAL TOTORAS, PELILEO Y BAÑOS A NIVEL DE SUBTRANSMISIÓN . 112126. Luis, B. (12 de 11 de 2014). Centrales de generación de Energía Hidraúlica. Obtenido de https://sites.google.com/site/bmenergiahidroelectrica/principalescomponentes-de-una-central-hidroelectrica. Orlando, R. M. (2017). ANÁLISIS DE PERFILES DE VOLTAJE Y PÉRDIDAS TÉCNICAS EMPLEANDO CURVAS DE CARGA. 123-128. Patricio, H. L. (2006). Manual de operaciones del sistema de agua de enfriamiento en la central Hidroeléctrica Aagoyán. Ambato.

63 ANEXOS DESCRIPCIÓN DE LOS NÚMEROS ANSI / IEEE DE LOS ELEMENTOS DE PROTECCIÓN 1. Elemento principal, es el dispositivo de iniciación, tal como el interruptor de control, relé de tensión, interruptor de flotador, etc., que sirve para poner el aparato en operación o fuera de servicio, bien directamente o a través de dispositivos, tales como relés de protección con retardo. 2. Relé de cierre o arranque temporizado, es el que da la temporización deseada entre operaciones de una secuencia automática o de un sistema de protección, excepto cuando es proporcionado específicamente por los dispositivos 48, 62 y 79 descritos más adelante. 3. Relé de comprobación o de bloqueo, es el que opera en respuesta a la posición de un número de condiciones determinadas, en un equipo para permitir que continúe su operación, para que se pare o para proporcionar una prueba de la posición de estos dispositivos o de estas condiciones para cualquier fin. 4. Contacto principal, es un dispositivo generalmente mandado por el dispositivo Nº 1 o su equivalente y los dispositivos de permiso y protección necesarios, y sirve para cerrar y abrir los circuitos de control necesarios para reponer un equipo en marcha, bajo las condiciones deseadas o bajo otras condiciones anormales. 5. Dispositivo de parada, es aquel cuya función primaria es quitar y mantener un equipo fuera de servicio. 6. Interruptor de arranque, es un dispositivo cuya función principal es conectar la máquina a su fuente de tensión de arranque. 7. Interruptor de ánodo, es el utilizado en los circuitos del ánodo de un rectificador de potencia, principalmente para interrumpir el circuito rectificador por retorno del encendido de arco. 8. Dispositivo de desconexión de energía de control, es un dispositivo de desconexión (tal como un conmutador de cuchilla, interruptor o bloque de fusibles extraíbles) que se utiliza con el fin de conectar y desconectar, respectivamente, la fuente de energía de control hacia y desde la barra o equipo de control. Nota.- se considera que la energía de control incluye la energía auxiliar que alimenta aparatos pequeños como motores calefactores.

64 9. Dispositivo de inversión, es el que se utiliza para invertir las conexiones del campo de una máquina o bien para otras funciones especiales de inversión. 10. Conmutador de secuencia, es el que se utiliza para cambiar la secuencia de conexión o desconexión de unidades de un equipo de unidades múltiples. 11. Reservado para aplicaciones futuras. 12. Dispositivo de exceso de velocidad, es normalmente un interruptor de velocidad de conexión directa que actúa cuando la máquina embala. 13. Dispositivo de velocidad síncrona, es el que funciona con aproximadamente la velocidad normal de una máquina, tal como un conmutador de velocidad centrífuga, relés de frecuencia de deslizamiento, relé de tensión, relé de intensidad mínima o cualquier tipo de dispositivo similar. 14. Dispositivo de falta de velocidad, es el que actúa cuando la velocidad de la máquina desciende por debajo de un valor predeterminado. 15. Dispositivo regulador de velocidad o frecuencia, de una máquina o sistema a un cierto valor o bien entre ciertos límites 16. Reservado para aplicaciones futuras. 17. Conmutador para puentear el campo serie, sirve para abrir y cerrar un circuito en shunt entre los extremos de cualquier pieza o aparto (excepto una resistencia) tal como el campo de una máquina un condensador o una reactancia. Nota.- Eso incluye los dispositivos que realizan las funciones de shunt necesarias para arrancar una máquina por los dispositivos 6 ó 42, su equivalente, y también excluye la función del dispositivo 73 que sirve para la operación de las resistencias. 18. Dispositivo de aceleración o declaración, es el que se utiliza para cerrar o hacer cerrar los circuitos que sirven para aumentar o disminuir la velocidad de una máquina. 19. Contactos de transición de arranque a marcha normal. Su función es hacer las transferencias de las conexiones de alimentación de arranque a las de marcha normal de la máquina. 20. Válvula maniobrada eléctricamente, es una válvula accionada por solenoide o motor, que se utiliza en circuitos de vacío, aire, gas, aceite, agua o similares. 21. Relé de distancia, es el que funciona cuando al admitancia, impedancia o reactancia del circuito disminuyen o aumentan a unos límites preestablecidos. 22. Interruptor igualador, sirve para conectar y desconectar las conexiones para actualización de intensidad para los reguladores del campo de la máquina o de la tensión de la máquina, en una instalación de unidades múltiples.

65 23. Dispositivo regulador de temperatura, es el que funciona para mantener la temperatura de la máquina u otros aparatos dentro de ciertos límites. Nota.- Un ejemplo es un termostato que enciende un calentador en un elemento de aparellaje, cuando la temperatura desciende a un valor deseado que es distinto de un dispositivo usado para proporcionar regulación de temperatura automática entre límites próximos, y que sería designado como 90T. 24. Sobre excitación. Un relé que funciona cuando la relación V/Hz (tensión/frecuencia) excede un valor preajustado. El relé puede tener una característica temporizada o instantánea. 25. Dispositivo de sincronización o puesta en paralelo, es el que funciona cuando dos circuitos de alterna están dentro de los límites deseados de tensión, frecuencia o ángulo de fase, lo cual permite o causa la puesta en paralelo de estos circuitos. 26. Dispositivo térmico, es el que funciona cuando la temperatura del campo en shunt, o el bobinado amortiguador de una máquina, o el de una resistencia de limitación de carga o de cambio de carga, o de un líquido u otro medio, excede de un valor determinado con anterioridad. Si la temperatura del aparato protegido, tal como un rectificador de energía, o de cualquier otro medio, es inferior a un valor fijado con antelación. 27. Relé de mínima tensión, es el que funciona al descender la tensión de un valor predeterminado. 28. Detector de llama, su función es detectar la existencia de llama en el piloto o quemador principal, por ejemplo de una caldera o una turbina de gas. 29. Contactor de aislamiento, es el que se utiliza con el propósito especial de desconectar un circuito de otro, por razones de maniobra de emergencia, conservación o prueba. 30. Relé anunciador, es un dispositivo de reposición no automática que da un número de indicaciones visuales independientes al accionar el dispositivo de protección y además también puede estar dispuesto para efectuar la función de bloqueo. 31. Dispositivo de excitación separada, es el que conecta un circuito, tal como el campo shunt de una conmutatriz, a la fuente de excitación separada durante el proceso de arranque, o bien se utiliza para energizar la excitación y el circuito de encendido de un rectificador. 32. Relé direccional de potencia, es el que funciona sobre un valor deseado de potencia en una dirección dada o sobre la inversión de potencia como por ejemplo, la

66 resultante del retroceso del arco en los circuitos de ánodo o cátodo de un rectificador de potencia. 33. Conmutador de posición, es el que hace o abre contacto cuando el dispositivo principal o parte del aparato, que no tiene un número funcional de dispositivo, alcanza una posición dada. 34. Conmutador de secuencia movido a motor, es un conmutador de contactos múltiples el cual fija la secuencia de operación de los dispositivos principales durante el arranque y la parada, o durante otras operaciones que requieran una secuencia. 35. Dispositivo de cortocircuito de las escobillas o anillos rozantes, es para elevar, bajar o desviar las escobillas de una máquina, o para cortocircuitar los anillos rozantes. 36. Dispositivo de polaridad, es el que acciona o permite accionar a otros dispositivos con una polaridad solamente, 37. Relé de baja intensidad o baja potencia, es el que funciona cuando la intensidad o la potencia caen por debajo de un valor predeterminado. 38. Dispositivo térmico de cojinetes, es el que funciona con temperatura excesiva de los cojinetes. 39. Detector de condiciones mecánicas, es el que tiene por cometido funcionar en situaciones mecánicas anormales (excepto las que suceden a los cojinetes de una máquina, tal y como se escoge en la función 38), tales como vibración excesiva, excentricidad, etc. 40. Relé de campo, es el que funciona por un valor dado, anormalmente bajo, por fallo de la intensidad de campo de la máquina, o por un valor excesivo del valor de la componente reactiva de la corriente de armadura en una máquina de c.a., que indica excitación del campo anormalmente baja. 41. Interruptor de campo, es un dispositivo que funciona para aplicar o quitar la excitación de campo de una máquina. 42. Interruptor de marcha, es un dispositivo cuya función principal es la de conectar la máquina a su fuente de tensión de funcionamiento en marcha, después de haber sido llevada hasta la velocidad deseada desde la conexión de arranque. 43. Dispositivo de transferencia, es un dispositivo accionado a mano, que efectúa la transferencia de los circuitos de control para mo dificar el proceso de operación del equipo de conexión de los circuitos o de algunos de los dispositivos.

67 44. Relé de secuencia de arranque del grupo, es el que funciona para arrancar la unidad próxima disponible en un equipo de unidades múltiples cuando falta o no está disponible la unidad que normalmente precede. 45. Detector de condiciones atmosféricas. Funciona ante condiciones atmosféricas anormales, como humos peligrosos, gases explosivos, fuego, etc. 46. Relé de intensidad para equilibrio o inversión de fases, es un relé que funciona cuando las intensidades polifásicas están en secuencia inversa o desequilibrada o contienen componentes de secuencia negativa. 47. Relé de tensión para secuencia de fase, es el que funciona con un valor dado de tensión polifásica de la secuencia de fase deseada. 48. Relé de secuencia incompleta, es el que vuelve al equipo a la posición normal o “desconectado” y lo enclava si la secuencia normal de arranque, funcionamiento o parada no se completa debidamente dentro de un intervalo predeterminado. 49. Relé térmico para máquina, aparato o transformador, es el que funciona cuando la temperatura de la máquina, aparato o transformador excede de un valor fijado. 50. Relé instantáneo de sobre intensidad o de velocidad de aumento de intensidad, es el que funciona instantáneamente con un valor excesivo de velocidad de aumento de intensidad. 51. Relé de sobreintensidad temporizado, es un relé con una característica de tiempo inverso o de tiempo fijo que funciona cuando la intensidad de un circuito de c.a. sobrepasa in valor dado. 52. Interruptor de c.a. es el que se usa para cerrar e interrumpir un circuito de potencia de c.a. bajo condiciones normales, o para interrumpir este circuito bajo condiciones de falta de emergencia. 53. Relé de la excitatriz o del generador de c.c. es el que fuerza un campo de la máquina de c.c. durante el arranque o funciona cuando la tensión de la máquina ha llegado a un valor dado. 54. Reservado para aplicaciones futuras. 55. Relé de factor de potencia, es el que funciona cuando el factor de potencia de un circuito de c.a. no llega o sobrepasa un valor dado. 56. Relé de aplicación del campo, es el que se utiliza para controlar automáticamente la aplicación de la excitación de campo de un motor de c.a. en un punto predeterminado en el ciclo de deslizamiento.

68 57. Dispositivo de cortocircuito o de puesta a tierra, es el que funciona debido al fallo de uno o más de los ánodos del rectificador de potencia, o por el fallo de un diodo por no conducir o bloquear adecuadamente. 58. Relé de fallo de rectificador de potencia, es el que funciona debido al fallo de uno o más de los ánodos del rectificador de potencia, o por el fallo de un diodo por no conducir o bloquear adecuadamente. 59. Relé de sobretensión, es que funciona con un valor dado de sobretensión. 60. Relé de equilibrio de tensión, es el que opera con una diferencia de tensión entre dos circuitos. 61. Relé de parada o apertura temporizada, es el que se utiliza en unión con el dispositivo que inicia la parada total o la indicación de parada o apertura en una secuencia automática. 62. Reservado para aplicaciones futuras. 63. Relé de presión de gas, líquido o vacío, es el que funciona con un valor dado de presión del líquido o gas, para una determinada velocidad de variación de la presión. 64. Relé de protección de tierra, es el que funciona con el fallo a tierra del aislamiento de una máquina, transformador u otros aparatos, o por contorneamiento de arco a tierra de una máquina de c.c. Nota: Esta función se aplica sólo a un relé que detecta el paso de corriente desde el armazón de una máquina, caja protectora o estructura de una pieza de aparatos, a tierra, o detecta una tierra en un bobinado o circuito normalmente no puesto a tierra. No se aplica a un dispositivo conectado en el circuito secundario o en el neutro secundario de un transformador o transformadores de intensidad, conectados en el circuito de potencia de un sistema puesto normalmente a tierra. 65. Regulador mecánico, es el equipo que controla la apertura de la compuerta o válvula de la máquina motora, para arrancarla, mantener su velocidad o detenerla. 66. Relé de pasos, es el que funciona para permitir un número especificado de operaciones de un dispositivo dado o equipo, o bien, un número especificado de operaciones sucesivas con un intervalo dado de tiempo entre cada una de ellas. También se utiliza para permitir el energizado periódico de un circuito, y la aceleración gradual de una máquina. 67. Relé direccional de sobreintensidad de c.a. es el que funciona con un valor deseado de circulación de sobreintensidad de c.a. en una dirección dada. 68. Relé de bloqueo, es el que inicia una señal piloto para bloquear o disparar en faltas externas en

69 una línea de transmisión o en otros aparatos bajo condiciones dadas, coopera con otros dispositivos a bloquear el disparo o a bloquear el reenganche con una condición de pérdida de sincronismo o en oscilaciones de potencia. 69. Dispositivo de supervisión y control, es generalmente un interruptor auxiliar de dos posiciones accionado a mano, el cual permite una posición de cierre de un interruptor o la puesta en servicio de un equipo y en la otra posición impide el accionamiento del interruptor o del equipo. 70. Reóstato, es el que se utiliza para variar la resistencia de un circuito en respuesta a algún método de control eléctrico, que, o bien es accionado eléctricamente, o tiene otros accesorios eléctricos como contactos auxiliares de posición o limitación. 71. Relé de nivel líquido o gaseoso. Este relé funciona para valores dados de nivel de líquidos o gases, o para determinadas velocidades de variación de estos parámetros. 72. Interruptor de c.c. es el que se utiliza para cerrar o interrumpir el circuito de alimentación de c.c. bajo condiciones normales o para interrumpir este circuito bajo condiciones de emergencia. 73. Contactor de resistencia de carga, es el que se utiliza para puentear o meter en circuito un punto de la resistencia limitadora, de cambio o indicadora, o bien para activar un calentador, una luz, o una resistencia de carga de un rectificador de potencia u otra máquina. 74. Relé de alarma, es cualquier otro relé diferente al anunciador comprendido bajo el dispositivo 30 que se utiliza para accionar u operar en unión de una alarma visible o audible. 75. Mecanismo de cambio de posición, se utiliza para cambiar un interruptor desconectable en unidad entre las posiciones de conectado, desconectado y prueba. 76. Relé de sobreintensidad de c.c. es el que funciona cuando la intensidad en un circuito de c.c. sobrepasa un valor dado. 77. Transmisor de impulsos, es el que se utiliza para generar o transmitir impulsos, a través de un circuito de Telemedida o hilos pilotos, a un dispositivo de indicación o recepción de distancia. 78. Relé de medio de ángulo de desfase o de protección de salida de paralelo, es el que funciona con un valor determinado de ángulo de desfase entre dos tensiones o dos intensidades, o entre tensión e intensidad. 79. Relé de reenganche de c.a. es el que controla el reenganche enclavamiento de un interruptor de c.a.

70 80. Relé de flujo líquido o gaseoso, actúa para valores dados de la magnitud del flujo o para determinadas velocidades de variación de éste 81. Relé de frecuencia, es el que funciona con un valor dado de la frecuencia o por la velocidad de variación de la frecuencia. 82. Relé de reenganche de c.c. es el que controla el cierre y reenganche de un interruptor de c.c. generalmente respondiendo a las condiciones de la carga del circuito. 83. Relé de selección o transferencia del control automático, es el que funciona para elegir automáticamente entre ciertas fuentes de alimentación o condiciones en un equipo, o efectúa automáticamente una operación de transferencia. 84. Mecanismo de accionamiento, es el mecanismo eléctrico completo, o servomecanismo, incluyendo el motor de operación, solenoides, auxiliares de posición, etc., para un cambiador de tomas, regulador de inducción o cualquier pieza de un aparato que no tenga número de función. 85. Relé receptor de ondas portadoras o hilo piloto, es el que es accionado o frenado por una señal y se usa en combinación con una protección direccional que funciona con equipos de transmisión de onda portadora o hilos piloto de c.c. 86. Relé de enclavamiento, es un relé accionado eléctricamente con reposición a mando o eléctrica, que funciona para parar y mantener un equipo fuera de servicio cuando concurren condiciones anormales. 87. Relé de protección diferencial, es el que funciona sobre un porcentaje o ángulo de fase u otra diferencia cuantitativa de dos intensidades o algunas otras cantidades eléctricas. 88. Motor o grupo motor generador auxiliar, es el que se utiliza para accionar equipos auxiliares, tales como bombas, ventiladores, excitatrices, etc. 89. Desconectador de línea, es el que se utiliza como un desconectador de desconexión o aislamiento en un circuito de potencia de c.a. o c.c. cuando este dispositivo se acciona eléctricamente o bien tiene accesorios eléctricos, tales como interruptores auxiliares, enclavamiento electromagnético, etc. 90. Dispositivo de regulación, es el que funciona para regular una cantidad, tal como la tensión, intensidad, potencia, velocidad, frecuencia, temperatura y carga a un valor dado, o bien ciertos límites para las máquinas, líneas de unión u otros aparatos.

71 91. Relé direccional de tensión, es el que funciona cuando la tensión entre los extremos de un interruptor o contactor abierto sobrepasa de un valor dado en una dirección dada. 92. Relé direccional de tensión y potencia, es un relé que permite y ocasiona la conexión de dos circuitos cuando la diferencia de tensión entre ellos excede de un valor dado en una dirección predeterminada y da lugar a que estos dos circuitos sean desconectados uno del otro cuando la potencia circulante entre ellos excede de un valor dado en la dirección opuesta. 93. Contador de cambio de campo, es el que funciona para cambiar el valor de la excitación de la máquina. 94. Relé de disparo o disparo libre, es el que funciona para disparar o permitir disparar un interruptor, contactor o equipo, o evitar un reenganche inmediato de un interruptor en el caso que abra por sobrecarga, aunque el circuito inicial de mando de cierre sea mantenido. 95. Reservado para aplicaciones especiales. 96. Reservado para aplicaciones especiales. 97. Reservado para aplicaciones especiales. 98. Reservado para aplicaciones especiales. 99. Reservado para aplicaciones especiales