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DISEÑO DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LOS GENERADORES ELÉCTRICOS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

ANGIE JULIETH ROMERO GUARÍN LAURA VIVIANA SOLER RODRÍGUEZ

UNIVERSIDAD CATÓLICA DE COLOMBIA FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA INDUSTRIAL ALTERNATIVA VISITA TÉCNICA INTERNACIONAL

BOGOTÁ 2017

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DISEÑO DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LOS GENERADORES ELÉCTRICOS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

ANGIE JULIETH ROMERO GUARÍN LAURA VIVIANA SOLER RODRÍGUEZ

Trabajo de grado para optar al título de Ingeniera Industrial

Director Mary Alejandra Mendoza Pérez

Ingeniera Industrial

UNIVERSIDAD CATÓLICA DE COLOMBIA FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA INDUSTRIAL ALTERNATIVA VISITA TÉCNICA INTERNACIONAL

BOGOTÁ 2017

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Nota de Aceptación

__________________________________

__________________________________ __________________________________ __________________________________ __________________________________

_________________________________ Firma del Presidente del Jurado

_________________________________ Firma del Jurado

_________________________________ Firma del Jurado

Bogotá, 23, mayo, 2017

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CONTENIDO

pág. INTRODUCCIÓN 12 1. GENERALIDADES 13 1.1 ANTECEDENTES 13 1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 17

1.2.1 Descripción del Problema. 17 1.2.2 Formulación del Problema 19 1.3 OBJETIVOS 19

1.3.1 Objetivos General 19 1.3.2 Objetivos Específicos. 20 1.4 JUSTIFICACIÓN 20

1.5 DElimitaciones 21 1.5.1 Tiempo 21 1.5.2 Contenido 21

1.5.3 Alcance 21 1.6 MARCO REFERENCIAL 22

1.6.1 Marco Teórico. 22 1.6.1.1 Mantenimiento Predictivo. 22 1.6.1.2 Ventajas y Desventajas del Mantenimiento Predictivo. 23

1.6.1.3 Evolución de Fallas de un Equipo y Aplicación del Mantenimiento Predictivo. 24

1.6.1.4 Técnicas de Mantenimiento Predictivo. 27 1.6.1.5 Plan de Mantenimiento. 30

1.6.1.6 Mantenimiento del Generadores 36 1.6.2 Marco Conceptual 39 1.6.3 Marco Legal 41

1.7 METODOLOGÍA 42 1.7.1 Tipo de Estudio 42 1.7.2 Fuentes de Información. 42 1.7.2.1 Fuentes Primarias 42

1.7.2.2 Fuentes Secundarias. 42 1.8 DISEÑO METODOLÓGICO 42 2. CARACTERIZACIÓN DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS, GENERADORES Y GENERACIÓN DE ENERGÍA HIDRÁULICA EN COLOMBIA Y BRASIL 44 2.1 COMPONENTES BÁSICOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 44

2.2.1 Azudes y Presa 44 2.2.1.1 Azud. 44 2.2.1.2 Presas 44 2.2.2 Aliviaderos y compuertas 45

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pág.

2.2.3 Tomas de agua y compuertas 48 2.2.4 Canales, túneles y tuberías 49

2.2.5 Sala de máquinas 50 2.2.6 Turbinas hidráulicas 51 2.3 CARACTERIZACIÓN DE LOS GENERADORES DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 53 2.3.1 Partes del generador 54

2.3.1.1 Eje 54 2.3.1.2 Cuerpo del rotor 54 2.3.1.3 El estator (o inducido fijo) 54

2.3.1.4 Cojinetes 54 2.3.1.5 La excitatriz 55 2.3.2 Funcionamiento del generador 56

2.3.3 Tipos de generador de energía 57 2.3.3.1 Generador síncrono 57 2.3.3.2 Generador Asíncrono 59

2.3.4 Parámetros para la elección de los generadores 59 2.3.4.1 Potencia del generador. 59

2.3.4.4 Rendimiento de la máquina motriz. 60 2.3.4.5 El carácter progresivo o el rendimiento de un carga. 60 2.3.4.6 La tensión del generador. 60

2.4 GENERACIÓN DE HIDROENERGÍA EN BRASIL 61 2.4.1 Generalidades de las Plantas Hidroeléctricas de Brasil 62

2.5 TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE BRASIL 64 2.5.1 Centrales Hidroeléctricas Según Salto de Altura 64

2.5.1.1 Funcionamiento. 65 2.6 GENERACIÓN DE HIDROENERGÍA EN COLOMBIA 67 2.6.1 Generalidad de las Centrales Hidroeléctricas en Colombia 67

2.7 TIPO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE COLOMBIA 68 2.7.1 Central Hidroeléctrica de agua fluyente o filo de agua 68 2.7.1.1 Funcionamiento. 69 2.7.2 Centrales Hidroeléctricas con embalse o de regulación 71

2.7.2.1 Funcionamiento. 71 2.7.3 Centrales hidroeléctricas de acumulación por bombeo 73 2.7.3.1 Funcionamiento. 73

3. PRINCIPALES FALLOS Y PUNTOS CRÍTICOS EN LOS GENERADORES DE ENERGÍA DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA 76 3.1 GENERADORES ELÉCTRICOS 76

3.2.1 Fallas o Desgastes del Generador de Energía 76 3.2.1.1 Desequilibrado del Generador 76 3.2.2.2 Generador con Neutro desconectado de tierra 76 3.2.2.3 Cortocircuito 76

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pág. 3.2.2.4 Sobrecalentamiento 77 3.2.2.5 Sobretensiones 77

3.2.2.6 Pérdida de excitación 77 3.2.2.7 Respaldo-fallas externas al generador 78 3.2.2.8 Motoreo 78 3.2.2.9 Fallas en la Resistencia de aislamiento del Estator 78 3.2.2.10 Daños o fallas en barniz y cuñas 78

3.2.2.11 Fallas de refrigeración 78 4. DISEÑO DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LOS GENERADORES DE ENERGÍA DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA 80 4.1 CONSIDERACIONES PREVIAS 80 4.1.1 Objetivos del Plan de Mantenimiento Predictivo 81

4.2 FASES DEL PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO 81 4.2.1 Identificación del Generador 82 4.2.2 Relación Puntos de Fallas y signos de avería 82

4.2.3 Revisión de Criticidad de Fallas 83 4.2.4 Diseño de Rutas de Inspección 84

4.2.5 Técnicas de monitoreo 85 4.2.6 Generación de Reportes 86 5. CONCLUSIONES 87 6. RECOMENDACIONES 89 BIBLIOGRAFÍA 90 ANEXOS 94

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LISTA DE FIGURAS

Pág. Figura 1. Causas de la Pérdida de la Función de las Máquinas (Fallas) 25

Figura 2. Curva P-F 26

Figura 3. Fichas o Rutas Diarias de Mantenimiento 32

Figura 4. Inspecciones diarias de mantenimiento predictivo 33

Figura 5. Rutas de Inspección Mensuales Mantenimiento 33

Figura 6. Actividades de Mantenimiento Predictivo Anuales 34

Figura 7. Reporte de Mantenimiento del motor del generador electrico. 35

Figura 8. Plan de Mantenimiento de Generadores Basados las Instrucciones de los Fabricantes. 37

Figura 9. Tipos de Azudes 44

Figura 10. Tipos de Presas 45

Figura 11. Vertederos 46

Figura 12. Aliviadores y Compuertas 47

Figura 13. Compuerta de Servicio 49

Figura 14. Tuberías 50

Figura 15. Sala de Máquinas 51

Figura 16. Esquema de instalación con turbina de acción 52

Figura 17. Esquema de instalación con turbina de reacción 53

Figura 18. Cojinete de empuje 55

Figura 19. Perfil Grupo Turbina Generador 56

Figura 20. Generador 57

Figura 21. Turbina Francis 63

Figura 22. Turbinas Kapla 63

Figura 23. Turbina Pelton 64

Figura 24. Central Hidroeléctrica de Salto de Altura 65

Figura 25. Central Hidroeléctrica Itaipú 65

Figura 26. Central Hidroeléctrica de Agua Fluyente o Filo de Agua 68

Figura 27. Central Hidroeléctrica del Río Amoyá a “Filo de Agua” (Sin Embalse) 69

Figura 28. Central Hidroeléctrica con Embalse o de Regulación 71

Figura 29. Funcionamiento Centrales Hidroeléctricas con Embalse o de Regulación 72

Figura 30. Centrales Hidroeléctricas de Acumulación por Bombeo 73

Figura 31. Funcionamiento Centrales Hidroeléctricas de Acumulación por Bombeo 74

Figura 32. Fases de Plan de Mantenimiento Predictivo 81

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LISTA DE CUADROS

pág. Cuadro 1. Funcionamiento del Central Hidroeléctrica de Salto de Altura 66

Cuadro 2. Funcionamiento Central Hidroeléctrica a Filo de Agua (sin Embalse) 70

Cuadro 3. Criterios para Calificación de Falla por Consecuencia 83

Cuadro 4. Criterio para la Calificación de falla por Probabilidad 83

Cuadro 5. Criterio de Intervención 84

Cuadro 6. Formato Fallas Funcionales y los Parámetros para Realizar el Mantenimiento Predictivo 84

Cuadro 7. Ruta de Mantenimiento Predictivo 85

Cuadro 8. Instrumentos Avanzados Específicos Técnicos de Control 85

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LISTA DE ANEXOS

pág.

Anexo A. Plan De Mantenimiento Predictivo para Generadores Eléctricos de Centrales Hidroeléctricas 95

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GLOSARIO

ENERGÍA CINÉTICA: es la energía que poseen los cuerpos que están en movimiento. Un coche si está parado y lo ponemos en movimiento, quiere decir que ha adquirido una energía de algún sitio y que se ha transformado en movimiento. Esta energía que tiene ahora es una energía potencial o de movimiento. ENERGÍA HIDRÁULICA: es una energía que se obtiene de la caída del agua desde cierta altura a un nivel inferior, provocando un movimiento de rotación que finalmente, se transforma en energía eléctrica por medio de los generadores. ENERGÍA: se define como la capacidad de realizar trabajo, de producir movimiento, de generar cambio GENERADOR: un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de potencial eléctrico entre dos de sus puntos, llamados polos, terminales o bornes. Los generadores eléctricos son máquinas destinadas a transformar la energía mecánica en eléctrica Esto permite poder transportar la energía a largas distancias, desde donde se genera hasta donde se usa. GENERADORES ELECTROMECÁNICOS: generadores en los que un motor de cualquier tipo mueve el eje de una máquina para producir electricidad tales como : E. Eólica, E. Nuclear, E. Hidráulica MANTENIMIENTO PREDICTIVO: es una técnica para pronosticar el punto futuro de rotura o avería de un componente de una máquina, de tal forma que dicho componente pueda reemplazarse, con base en un plan, justo antes de que falle. Así, el tiempo muerto del equipo se minimiza y el tiempo de vida del componente se maximiza. MANTENIMIENTO: el mantenimiento se define como un conjunto de actividades desarrolladas con el fin de asegurar que cualquier activo continúe desempeñando las funciones deseadas. TURBINA HIDRÁULICA: son máquinas que transforman la energía cinética del agua en energía mecánica de rotación (manual de capacitación en operación y mantenimiento de pequeñas centrales hidráulicas).

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INTRODUCCIÓN En países como Colombia, la generación de energía mediante fuentes renovables como las centrales hidroeléctricas es una de las maneras más usadas para llevar electricidad a las diferentes zonas del país, permitiendo según la Asociación Latinoamericana de Minería y Energía ALAME, el aprovechamiento de una oferta hídrica de más de 2.084 km3 para la generación de electricidad de forma auto sostenible. Dada la importancia que tiene la generación de energía por medio de métodos renovables y la cantidad de centrales hidroeléctricas del país, se resalta la necesidad de, indagar sobre la relevancia de llevar a cabo periódicamente el mantenimiento de cada uno de los componentes de estas centrales, en este caso, del generador, que es uno de los elementos fundamentales en este tipo de instalaciones y, cuyo estado y funcionamiento es indispensable para cumplir con las demandas de energía de las diferentes poblaciones. Es por esto que, se ha realizado la presente investigación con el propósito de plantear una propuesta de mantenimiento predictivo para los generadores eléctricos, a través de una metodología de tipo descriptiva que permita identificar cómo es el funcionamiento y cuáles son los principales fallos que se presentan en esta maquinaría y, que deben ser controlados y monitoreados, para evitar daños, mayores que alteren la productividad de las centrales hidroeléctricas. Por tanto, para desarrollar lo propuesto en este trabajo, se vio la necesidad de dividir las actividades en cuatro capítulos en donde primero se exponen las características del mantenimiento predictivo; luego se explica la clasificación de las centrales hidroeléctricas y la generación de energía hidráulica en Colombia y Brasil; para así poder identificar y describir los principales fallos y puntos críticos en los generadores de energía, y finalmente diseñar la propuesta del plan de mantenimiento predictivo para generadores de centrales hidroeléctricas en Colombia.

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1. GENERALIDADES 1.1 ANTECEDENTES En Colombia, generar energía eléctrica es una necesidad básica fundamental en la vida de las personas, gracias a las nuevas tecnologías la oferta para innovar energía distinta a la utilización de combustibles fósiles como el petróleo, hace posible que surjan diversas alternativas para la creación de energía renovable. Una de esas alternativas es el uso de centrales hidroeléctricas como un recurso local que se convierte en una solución eficaz para generar y transportar energía a diferentes zonas del país como también contribuye a la conservación del medio ambiente, estas razones han creado la necesidad de optimizar las diferentes centrales hidroeléctricas del país. Lo anterior implica que diferentes entidades como el PROURE(*), el UPME dediquen parte de su tiempo en la elaboración de material de apoyo para las actividades que se desarrolla en éstas, como manuales de mantenimiento, guías de construcción, planes de manejo, entre otros. Ya que algunos de los existentes han sido elaborados por empresas extranjeras. A continuación, se hace un recuento sobre de los documentos que aportan elementos significativos y que sustentan el desarrollo de la presente investigación. Inicialmente se cuenta con un “Manual de Energía Renovable Microcentrales Hidroeléctricas”, realizado por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo de España, en donde se describen los aspectos técnicos, económicos y administrativos para “poder analizar de forma real la viabilidad de futuros proyectos de energía hidroeléctrica en minicentrales; así mismo se describen los diferentes tipos de hidroeléctricas y equipamientos mecánicos, haciendo énfasis en los tipos de turbinas, su utilización y rendimientos”1. Por otro lado, está el trabajo desarrollado por José Daniel Vásquez De León en 2007, para la Universidad de San Carlos de Guatemala titulado “Micro-hidroeléctrica tipo Michell Banki, funcionamiento, mantenimiento y componentes”, en donde se encuentra “la información necesaria, para conocer los principios básicos en una micro-central hidroeléctrica, específicamente de una turbina tipo Michell Banki. Se adjunta información como por ejemplo: la historia de la

(*)Programa de Uso Racional y Eficiente de la energía Unidad de Planeación Minero Energética 1 ESPAÑA. MINISTERIO DE INDUSTRIA, COMERCIO Y TURISMO. Manual de Energía Renovable Microcentrales Hidroeléctricas. Madrid: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, 2006. p. 5

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generación eléctrica, clasificaciones de las micro-centrales y los componentes de las micro-centrales entre otros”2. En el ámbito nacional, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó en 1997 la “Guía de diseño de pequeñas centrales hidroeléctricas”, en donde se manifiesta que Colombia a pesar de contar con un amplio inventario de recursos energéticos entre los que se tiene carbón, gas, petróleo y recursos hídricos, enfrenta problemas para suministrar energía a las diferentes zonas del país, especialmente a las que están aisladas, circunstancia que refleja la importancia de aprovechar más los recursos energéticos no convencionales y de carácter renovable como es el caso de las centrales hidroeléctricas3. En esta guía se proporciona adicionalmente, información para desarrollar una metodología para la generación de energía hidráulica, y le dedica un capítulo completo a los generadores como pieza fundamental para la trasformación de energía hidráulica en corriente eléctrica, en este e relaciona detalladamente los tipos de generadores, sus partes y funcionamiento, información con la cual se puede elaborar el plan de mantenimiento predictivo. Por otro lado, el artículo titulado “Modelado de un grupo generador síncrono - turbina hidráulica para su estudio y operación en pequeños sistemas aislados”, en el que se muestra “el montado y modelado de una planta formada por una turbina hidráulica y un generador síncrono para su funcionamiento como parte de una Micro Central Hidroeléctrica (MCH) para su operación en pequeños sistemas aislados”4. En éste se describe el funcionamiento de este tipo de generador, y se propone una técnica de verificación de la tensión de salida de la energía eléctrica generada, y con la cual se puede hacer seguimiento al comportamiento dinámico de éste en la planta. En el ámbito internacional se tiene el material de estudio titulado “Centrales eléctricas. El generador - alternador”5, con el cual se describe la generación de energía en las centrales eléctricas a través de los generadores, además de describir el funcionamiento de los generadores sincrónicos en las CH los factores que afectan su estabilidad y funcionalidad, y así mismo se hace un recuento detallado técnicas de control y medición de la generación de energía.

2 VÁSQUEZ DE LEÓN, José Daniel. Micro-hidroeléctrica tipo Michell Banki, funcionamiento, mantenimiento y componentes. Guatemala: Universidad de San Carlos de Guatemala. Facultad de Ingeniería. Modalidad trabajo de grado, 2007. p. 9 3 COLOMBIA. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA DE COLOMBIA. Guía de diseño de pequeñas centrales hidroeléctricas. Bogotá: El Ministerio, 1997. p. 12 4 MONTAÑO GONZALES, Emiliano y MONTAÑO SAAVEDRA, Álvaro Christian. Modelado de un grupo generador síncrono – turbina hidraúlica para su estudio y operación en pequeños sistemas aislados. En: Ingeniería y Tecnología. Enero – marzo, 2011. vol. 2, no. 1, p. 27. 5 E.T.S. DE INGENIEROS INDUSTRIALES. Centrales Eléctricas. El generador – Alternador en línea.

Madrid: UNED citado 26 abril, 2017. Disponible en Internet: URL: http://www.ieec.uned.es/Web_docencia/

Archivos/material/Libro%20de%20centrales%202011.pdf

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En cuanto al tema del mantenimiento, se observa que el artículo titulado “elaboración de procedimientos para el mantenimiento eléctrico en la central hidroeléctrica Pucara”, exponen la necesidad de contar con un eficiente programa de mantenimiento, en este caso preventivo, el cual debe ser conocido por todo el personal para que lleve a cabo de la menor manera, al poder entregar al personal herramientas para ejecutar tareas diarias con miras a prevenir daños mayores. Así mismo expresan que una central hidroeléctrica está constituida por gran cantidad de máquinas y equipos, a los que se les debe “dar un adecuado mantenimiento preventivo, a sabiendo que el mantenimiento correctivo es mucho más costoso, y además implica la paralización de actividades, dejando de producir, dejando de generar ingresos. Además de asegurar la disponibilidad y confiabilidad de las instalaciones y equipos en todo momento de al área de operación”6. Por otro lado se tiene el artículo titulado “Técnicas de mantenimiento predictivo utilizadas en la industria” en donde se manifiesta la importancia que tiene el mantenimiento industrial, el cual radica en “la necesidad que tienen las empresas de conservar todas sus máquinas e instalaciones trabajando continua y eficientemente”7, adicionalmente, exponen como el realiza un seguimiento de cada una de las variables relacionadas con el funcionamiento de las máquinas para poder predecir posibles fallas y tomar las acciones correctivas más apropiadas en el momento oportuno, por lo cual en la actualidad es una de los mantenimientos más implementado, debido a la ventaja que tiene de poder mostrar en cualquier momento el estado general de cada máquina permitiendo el control óptimo de su funcionamiento. Otro documento que hace un gran aporte para el estudio del mantenimiento predictivo es el trabajo titulado “Manual de aplicaciones de herramientas y técnicas del mantenimiento Predictivo”, que es básicamente una guía básica de aplicación de las diferentes técnicas para realizar este tipo de mantenimiento que se presentan, con la finalidad de aprovechar las ventajas que un buen programa de mantenimiento predictivo implica, teniendo en cuenta que “dicho programa es un proceso que involucra una serie de técnicas de diagnóstico destinadas a evaluar la condición de una máquina con el objetivo de detectar una eventual falla y anticiparse a que esta ocurra evitando así una parada no planificada, disminuyendo con ello las pérdidas de producción y los costos de mantenimiento en una empresa”8.

6 SARITAMA LUZURIAGA, Diego y CHIRIBOGA, Jorge. Elaboración de procedimientos para el

mantenimiento eléctrico en la central hidroeléctrica Pucara en línea. Guayaquil: Escuela Superior Politécnica

del Litoral citado 29 marzo, 2017. Disponible en Internet: URL: https://www.dspace.espol.edu.ec

/bitstream/123456789 /140/1/207.pdf 7 OLARTE C., William; BOTERO A., Marcela y CAÑON A., Benhur. Técnicas de mantenimiento predictivo utilizadas en la industria. En: Scientia et Technica. Agosto – Septiembre, 2010. vol. 16, no. 45, p. 223. 8 ROSA PÉREZ, Manuel Alexander; MILES HERNÁNDEZ, Luis Alonso y PÉREZ LÓPEZ, José Ricardo. Manual de aplicaciones de herramientas y técnicas del mantenimiento Predictivo. Buenos Aires: Universidad de El Salvador. Facultad de Ingeniería y Arquitectura. Modalidad trabajo de grado, 2009. p. 1

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Adicionalmente en el documento se hace la caracterización de las diferentes técnicas o herramientas del mantenimiento predictivo, igualmente, se desarrollan las técnicas de mayor uso en la industria, y se identifican las distintas normas internacionales, congruentes con la aplicación de dichas técnicas. También se cuenta con libros sobre mantenimiento como es el caso del libro titulado “Maintenance Engineering Handbook (Manual de Ingeniería de Mantenimiento)” en el cual se hace recopilan teorías de mantenimiento y buenas prácticas para cualquier industria. En la segunda sección del libro se dedica un capítulo al mantenimiento predictivo, manifestando que éste es “mucho más que una herramienta de programación de mantenimiento y no debe restringirse a la gestión de mantenimiento. Como parte de un programa de gestión de rendimiento de planta integrada, total, puede proporcionar los medios para mejorar la capacidad de producción, calidad del producto y eficacia global de nuestras plantas de fabricación y producción”9. En cuando al mantenimiento de generadores se tiene el “Libro práctico de los generadores, transformadores y motores eléctricos”, que “tiene un enfoque basado en los conceptos teórico – prácticos básicos de cada tema pero con aplicaciones prácticas de éstos”10, en éste además se describen procedimientos para hacer pruebas a los generadores y las instalaciones en donde éstos están instalados, haciendo énfasis en que el mantenimiento para este tipo de máquinas es fundamental para óptimo funcionamiento. Finalmente, se tiene el trabajo de la Universidad de Brasilia titulado “Metodología y desarrollo de un sistema de mantenimiento predictivo para mejorar la confiabilidad de los activos de energía hidroeléctrica”, en donde desarrolló una metodología para la construcción de un sistema de mantenimiento basado en condiciones para “apoyar las actividades de mantenimiento de activos de las plantas de energía hidroeléctrica y mejorar la fiabilidad de estos activos. La metodología propuesta presenta conceptos de mantenimiento centrado en confiabilidad y técnicas de sistemas expertos, montado un sistema inteligente para apoyar la toma de decisiones”11. Como se puede observar, el manejo de centrales hidroeléctricas, los generadores que se usan éstas y el mantenimiento predictivo en general y específicamente el relacionado con los generadores eléctricos, son temas que cuentan con varios aportes de tipo teórico y práctico, brindando herramientas para su desarrollo y

9 MOBLEY, Keith; HIGGINS, Lindley R. y WIKOFF, Darrin J. Maintenance Engineering Handbook. 7 ed. New York: Mac Graw Hill, 2008. p. 112. 10 ENRÍQUEZ HARPER, Gilberto. El libro práctico de los generadores, transformadores y motores eléctricos. México: Limusa, 2005. p. 22 11 DE QUEIROZ SOUZA, Rodrigo. Metodologia e desenvolvimento de um sistema de manutenção preditiva visando à melhoria da confiabilidade de ativos de usinas hidrelétricas. Brasilia: Universidade de Brasília. Faculdade de Tecnologia. Modalidad trabajo de grado, 2008. p. 7

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aplicación, con lo cual se tiene material suficiente para poder desarrollar la presente investigación en pro de la consecución de los objetivos que se plantean. 1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1.2.1 Descripción del Problema. El uso de grandes maquinarías y equipos en la industria energética, en este caso las centrales hidroeléctricas, conlleva a desarrollar medidas preventivas en las que se tienen que implementar actividades de mantenimiento en sus tres modalidades preventivo, predictivo y correctivo, debido al desgaste natural que éstas sufren o a factores que lo aceleran. En este sentido, la falta de mantenimiento en grandes maquinarías, ocasiona pérdidas no sólo económicas, al detener sus actividades, sino que afecta muchas veces a terceros que dependen de éstas, en las centrales hidroeléctricas, por ejemplo, al interrumpirse su funcionamiento deja de generar energía lo que afecta directamente a la sociedad, y en zonas apartadas en donde generalmente no se cuenta con otra fuente de energía, la afectación es mucho mayor. Se ha podido establecer que una de las partes de las centrales hidroeléctricas que presentan mayor desgaste y que requieren, por tanto, desarrollar un mantenimiento predictivo más eficiente, son las turbinas hidráulicas, que según ingenieros tienen desgaste en las diferentes piezas y éste depende fundamentalmente de 5 factores:

Del contenido y del tipo de sólidos abrasivos del agua con que trabajan. De la cavitación, producida por la disminución de la presión del agua en las piezas en que la velocidad alcanza valores máximos y/o presiones mínimas. Del material con que están fabricadas las diferentes piezas, el cual debería poseer las características anti desgaste adecuadas para las condiciones en que trabajan. Del diseño adecuado de las obras y de una buena selección de los equipos y sus materiales. Del mantenimiento de los sistemas, especialmente de lubricación y de enfriamiento12.

Así mismo se ha encontrado que los generadores de las centrales hidroeléctricas presentan problemas de vibraciones, de aceites, de cortos circuitos y potencia, entre otros, aspecto importante que debe ser teniendo en cuenta durante el

12 SÖDERBERG, Axel y SÖDERBERG, Nils. Desgastes usuales en turbinas hidráulicas, para pequeñas

centrales hidroeléctricas (PCH´s) en línea. La Libertad: Universidad Centroamericana José Simeón Cañas

citado 28 marzo, 2017. Disponible en Internet: URL: http://www.uca.edu.sv/noticias/descargar-

1393541414-530fc126d0bfa.pdf

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diseño, funcionamiento y especialmente en el mantenimiento, pues “el deterioro de los rotores debido a movimientos oscilatorios no deseados conforma una gran parte de las causas de falla de las máquinas rotativas”13. Igualmente se evidencia que al ejecutarse mantenimientos en diferentes partes de las maquinarías se pueden provocar fallas como impedir la salida del agua por un eje, sufriendo desgastes por abrasión o por oxidación, lo que requerirá reparaciones adicionales complicando el funcionamiento de toda la hidroeléctrica. En Colombia por ejemplo se han presentado incidentes en algunas centrales hidroeléctricas como es el caso de la central del Guabio, que en 2016 presentó un “fallo en la potencia, lo que ubicó muy por debajo los niveles mínimos para operar el SIN con los criterios de seguridad, confiabilidad y calidad”14. Otro caso, se observó también en 2016, en la central hidroeléctrica de Guatape por un incendio en la casa de máquinas, y aunque esta central tiene y ha tenido un plan de mantenimiento preventivo y predictivo que se ha cumplido estrictamente, se presentó este incendio, provocando alteraciones en el suministro de energía. En Brasil, por otro lado, el consumo de energía de fuentes renovables ha crecido, notablemente, haciendo que las empresas de generación, en este caso las hidroeléctricas, sean más rigurosas en cuanto a los estándares de calidad, continuidad y seguridad de sus instalaciones, lo que vuelve al área de mantenimiento imprescindible, al ser la responsable no solo de la calidad de la energía generada, sino que el equipo generador sea constante y funcione correctamente para cubrir con la demanda, contar con sistemas adecuados que permitan hacer seguimiento a sus maquinarías y equipos, así mismo las hidroeléctricas brasileras enfrentan un reto de supervivencia para no quedar en obsolescencia tecnológica, por tanto es indispensable desarrollar tareas cada vez más eficaces en el tema de mantenimiento, según piensa Rodrigo De Queiroz, quien manifiesta que:

Para reducir la probabilidad, frecuencia, duración y efectos de los eventos de fallas, es necesario realizar inversiones para aumentar la confiabilidad de sistemas y equipos para generación de energía eléctrica. La integridad de los equipos se ha convertido en un tema estratégico, puesto que hoy en día una indisponibilidad operativa puede representar, en términos de costo, muchas veces más de lo que costaría para reparar el fallo en sí mismo. Por lo tanto, el área de mantenimiento sufre más retos que cualquier otra área de la gestión. Las técnicas de mantenimiento predictivo, controlan al equipo durante su operación, identificando

13 COBO GIL, Carlos Manuel. Vibraciones mecánicas de ejes de turbinas hidráulicas y gestión de embalses. Sartenejas: Universidad Simón Bolívar. Facultad de Ingeniería Mecánica. Modalidad trabajo de pasantía, 2013. p. 1 14 PERIÓDICO EL PAÍS. Falla en hidroeléctrica El Guavio generó apagón en el 10% de Colombia [en línea]. Bogotá: El País [citado 8 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://m.elpais.com.co/colombia/falla-en-hidroelectrica-el-guavio-genero-apagon-en-el-10-de.html>

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no sólo posibles fallas sino si han llegado al final de su vida útil y por tanto deben ser reemplazados15.

Dado lo anterior, se ha determinado que la importancia del mantenimiento predictivo en maquinaria pesada como la usada en las centrales hidroeléctricas, permite evitar problemas, entre los que se encuentran por ejemplo evitar accidentes al poder identificarse fallas que puede presentar la maquinaría e instalaciones antes de provocar daños mayores; igualmente se optimiza el trabajo, permitiendo que éste se realice con mayor eficiencia y se aumenta el tiempo de vida de la maquinaría e instalaciones. Como se puede observar las fallas en las maquinarías e instalaciones de centrales hidroeléctricas se pueden presentar en cualquier momento, más aún cuando no se cuente con un plan de mantenimiento predictivo actualizado, diseñado de acuerdo al tipo de central hidroeléctrica, sus componentes y forma de operación, pues no todas funcionan de igual manera, por tanto requerirá mayores o menores medidas en las actividades de mantenimiento, garantizando de esta forma su correcto funcionamiento, que a su vez se traduce en menores costos y prevención de fallos que afecten tanto la empresa como sus usuarios. En este caso el diseño de un plan de mantenimiento predictivo de los generadores eléctricos de una centrales hidroeléctricas, permitirá pronosticar futuros fallos de componentes o piezas de sus maquinarías o instalaciones, permitiendo tomar acciones correctivas a tiempo, es por esto que se ha querido realizar la presente investigación, con la cual se podrá identificar el tipo de centrales hidroeléctricas que se usan en Colombia, para poder diseñar un plan de mantenimiento predictivo que contribuya con la prevención de daños que puedan afectar su correcto funcionamiento. 1.2.2 Formulación del Problema. ¿Cuál es el modelo ideal de mantenimiento predictivo en los generadores eléctricos de una central hidroeléctrica? 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 Objetivos General. Diseñar un plan de mantenimiento predictivo para los generadores eléctricos de una central hidroeléctrica en Colombia, teniendo en cuenta su composición básica y funcionamiento.

15 DE QUEIROZ SOUZA, Op. cit., p. 22

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1.3.2 Objetivos Específicos. Recopilar información acerca de las centrales hidroeléctricas y la generación de energía hidráulica en Colombia y Brasil. Determinar los principales fallos y puntos críticos en los generadores de energía de una central hidroeléctrica. Diseñar un plan de mantenimiento predictivo para los generadores de energía de una central hidroeléctrica en Colombia. 1.4 JUSTIFICACIÓN A partir de la crisis energético-económica, conocida como "crisis del petróleo" de 1973, se crea la necesidad de implementar centrales hidroeléctricas como medidas para promover la sustitución del consumo del petróleo por otras fuentes que incrementen la independencia energética nacional mediante el uso preferente de recursos autóctonos e impulsar el ahorro y la utilización racional de la energía. De acuerdo a los antecedentes, el mantenimiento predictivo representa una inversión a mediano y largo plazo, que podría generar ganancias para las empresas, mejorando su producción, y evitando riesgos laborales con los empleados al lograr índices de accidentalidad bajos, debido a que un gran porcentaje de estos accidentes son causados por desperfectos en los equipos. Así mismo, el mantenimiento predictivo busca “reunir bajo una sola actividad distintas tareas como inspecciones, detecciones, reparaciones y calibraciones, mejoramientos mediante planificación de recursos humanos y la implementación de herramientas para mantener las condiciones adecuadas para el desenvolvimiento óptimo del generador, previniendo igualmente una producción defectuosa en caso de que la maquinaria tenga un daño mínimo”16. Finalmente la ejecución del mantenimiento predictivo en generadores va a permitir: reducir el tiempo de paralización del equipo que afectan la operación, reparar en tiempo oportuno los daños que se presenten y garantiza el funcionamiento de las instalaciones de manera que se satisfagan criterios establecidos por el control de la calidad y estándares preestablecidos. En este sentido, durante la visita técnica realizada a Brasil, se evidenció que el tema del mantenimiento a centrales hidroeléctricas y sus generadores, es mínimo y restringido. Al respecto en la conferencia de Energías Alternativas dada por el Ing. Frederico Fabio Mauad se hizo énfasis en la importancia de revisar

16 MAQUICLICK. Importancia del Mantenimiento Industrial [en línea]. Bogotá: La Empresa [citado 8 abril 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://www.fabricantes-maquinaria-industrial.es/importancia-del-mantenimiento-industrial/>

http://www.fabricantes-maquinaria-industrial.es/wireless-en-la-industria/

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periódicamente las variaciones en los niveles de agua en los embalses y la limpieza de la maquinaría que permiten el funcionamiento de las centrales. Por lo anterior, el presente trabajo se centra en conocer y caracterizar las centrales hidroeléctricas que hay en Colombia y en Brasil, y así identificar el tipo de generador usado en éstas para la generación de energía, a partir de esta información describir las fallas y puntos críticos que pueden ocasionar daños más severos, para finalmente proponer un plan de mantenimiento predictivo básico, que permita hacer seguimiento, control y valoración del nivel de criticidad de los hallazgos encontrados, para emprender las medidas necesarias que impidan un daño más grave o que provoquen que el generador deje de funcionar. Por tanto, es importante para las centrales hidroeléctricas contar con un plan de mantenimiento predictivo orientado principalmente a los generador, que sea funcional, adaptado a sus necesidades y requerimientos, teniendo en cuenta su composición y funcionamiento básico, con el que se pueda contribuir con la prevención de fallos que afecten la generación de energía, además del desarrollo de mejores prácticas en el proceso de vigilancia y control de los generadores. 1.5 DELIMITACIONES 1.5.1 Tiempo. El proyecto se realiza en un tiempo de cuatro (4) meses comprendidos entre los meses de febrero a mayo del año 2017. 1.5.2 Contenido. El proyecto se encuentra enfocado en el diseño de un plan de mantenimiento predictivo de los generadores eléctricos de una central hidroeléctrica, para lo cual se desarrollarán las siguientes actividades principales: Generalidades de proyecto Recopilación de información sobre las centrales hidroeléctricas y la generación de energía hidráulica en Colombia y Brasil. Caracterización de los principales fallos y puntos críticos en los generadores de energía de una central hidroeléctrica. Diseño de un plan de mantenimiento predictivo para los generadores eléctricos de una central hidroeléctrica. Conclusiones y recomendaciones finales. 1.5.3 Alcance. El alcance del proyecto se centra en la recopilación de información existente sobre centrales hidroeléctricas del país, conocer que estrategias se utilizan como mantenimiento predictivo y así mismo diseñar un plan predictivo que

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beneficie el funcionamiento de los generadores eléctricos. Apoyándonos en la visita técnica a Brasil sobre este tema. 1.6 MARCO REFERENCIAL 1.6.1 Marco Teórico. 1.6.1.1 Mantenimiento Predictivo. De acuerdo con Mobley, Higgins y Wikoff el mantenimiento predictivo es “una técnica de gestión que, en pocas palabras, utiliza la evaluación periódica de la condición real de funcionamiento de equipos, sistemas de producción y las funciones de gestión para optimizar la operación total de la planta”17. Por otro lado, la norma ISO 13372:2004 “Monitoreo de condición y diagnóstico de máquinas”, define el mantenimiento predictivo como “el mantenimiento enfocado en la predicción de la falla y en la toma de decisiones basadas en la condición del equipo para prevenir su degradación o falla”18. Adicional a este concepto, la EPRI - Electric Power Research Institute, define el mantenimiento predictivo como: “un proceso que requiere de tecnologías y personal capacitado, que integra todos los indicadores disponibles de la condición de los equipos (datos de diagnóstico y rendimiento, registro de datos del operador), históricos de mantenimiento, y el conocimiento de diseño para tomar decisiones oportunas sobre los requisitos de mantenimiento de los equipos importantes”19. El mantenimiento predictivo es por tanto, un proceso documentado, integrado por una serie de procedimientos o actividades, realizadas por personal capacitado, que permiten desarrollar el seguimiento y evaluación de equipos y maquinarías industriales con el fin de predecir fallas que afecten el funcionamiento general y productividad de plantas o industrias, hasta que se adopten medidas para resolver los fallos o problemas encontrados. Así mismo, el mantenimiento predictivo, correctamente utilizado puede proporcionar los medios para eliminar todos los factores que limitan el rendimiento de la planta, mediante la evaluación regular de todos los factores que limitan su rendimiento. La tecnología predictiva puede utilizarse para medir con precisión la eficacia y eficiencia de todas las funciones de la planta, no sólo la maquinaria. Los datos generados por la evaluación periódica pueden aislar limitaciones concretas en niveles, procedimientos inadecuados y métodos de gestión deficiente, así como máquina incipiente o problemas del proceso de sistema.

17 MOBLEY; HIGGINS y WIKOFF, Op, cit., p. 113 18 ORGANIZACIÓN INTERNACIONAL DE NORMALIZACIÓN ISO. Monitoreo de condición y diagnóstico de máquinas — vocabulario. ISO 13372. Ginebra, 2004. p. 2 19 RUIZ ACEVEDO, Adriana María. Modelo para la implementación de mantenimiento predictivo en las facilidades de producción de petróleo. Bucaramanga: Universidad Industrial de Santander. Facultad de Ingenierías Físico – Mecánicas. Modalidad trabajo de grado, 2012.p.31.

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Finalmente, Carlos Gonzáles, explica que el mantenimiento predictivo “se trata básicamente de la aplicación de técnicas que buscan definir la tendencia operacional de un equipo, bien sea a través de la extrapolación o el resultado de la toma de datos, por medio del monitoreo de diferentes variables”20 como por ejemplo: Temperatura Condición de aceites Presión Humedad Movimiento mecánico Tensión y deformación Impulsos, choques Vibración Ultrasonido Sonido, ruido Aceleración y desaceleración Posición mecánica Acción cíclica Desplazamiento Grado de cambio Tiempo Función y características eléctricas Composición Función mecánica Características magnéticas y electromagnéticas Como se puede observar las técnicas de mantenimiento predictivo no sólo se aplican a la parte física de las máquinas, sino especialmente a su funcionamiento y rendimiento, ya que cualquier alteración en su funcionalidad puede ser causada por una falla o desgaste más grave, por tanto poder hacer seguimiento y control a las máquinas en cada una de sus características funcionales, permite aumentar la confiabilidad y en desempeño operacional, terminando así mismo, el momento preciso para hacer una intervención técnica avanzada. 1.6.1.2 Ventajas y Desventajas del Mantenimiento Predictivo. Desarrollar planes de mantenimiento predictivo tiene ventajas y desventajas para la empresa, sin embargo, la efectividad de éste tiene un índice elevado si es desarrollado de forma correcta, mostrando mayor número de ventajas las cuales son21:

20 GONZÁLEZ BOHÓRQUEZ, Carlos Ramón. Principios de Mantenimiento. Cartagena: Universidad Industrial de Santander. Posgrado en Gerencia de Mantenimiento. Modalidad trabajo de grado, 2007. p. 37. 21 OPERATIONS & MAINTENANCE – O&M BEST PRACTICES GUIDES. A Guide to Achieving Operational Effiency Release 2.0. Miami: Types of maintenance programs, 2004. p. 5.3

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Incremento en la vida útil y disponibilidad (alrededor de un 30%22) de los equipos. Permite acciones correctivas de manera preventiva (fallas inesperadas se reducen en un 55% y tiempo de reparación en un 60%) Disminuye el tiempo de parada del activo (aumenta 33% el tiempo de funcionamiento) Disminuye costos y mano de obra (casi en un 50%) Incrementa la seguridad al medio ambiente Genera ahorros de energía porque el equipo opera correctamente por mayor tiempo Reducción del tiempo de reparación en un 60% Incremento del 30% en el MTBF de equipos Además de los mencionados anteriormente, existen otros beneficios indirectos u ocultos alrededor de un programa de mantenimiento predictivo: Menos estrés Mayor tranquilidad Facilita el trabajo Más tiempo libre Mejores relaciones laborales23

Así mismo no se puede dejar de lado las desventajas que presenta el mantenimiento predictivo que son: Aumenta la inversión en equipos de diagnóstico o subcontratación para realizar las rutinas. Mayor inversión en la capacitación del personal involucrado debido a que deben conocer las técnicas a aplicar y las alarmas que se presentan para tomar decisiones asertivas. El potencial de ahorro no es fácilmente visto por la dirección. 1.6.1.3 Evolución de Fallas de un Equipo y Aplicación del Mantenimiento Predictivo. Las máquinas fallan por diversas razones. “El término “falla de máquina” o “descompostura” usualmente implica que la máquina ha dejado de

22 Datos estadísticos: MOBLEY, Keith. An introduction to Predictive Maintenance. Secon Edition, 2002 23 RUIZ ACEVEDO, Op. Cit.,p. 38.

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hacer la función de diseño o lo que se espera de ella. Esto es lo que se llama “pérdida de función” de la máquina o componente. Esta pérdida de función se divide en tres categorías principales: obsolescencia, accidentes y degradación de la superficie”24 (véase la Figura 1). Figura 1. Causas de la Pérdida de la Función de las Máquinas (Fallas)

Fuente. TRUJILLO CORONA, Roberto. Causas más comunes de falla de las máquinas [en línea]. México: Noria Latín América [citado 8 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://noria.mx/lublearn/causas-mas-comunes-de-falla-de-las-maquinas/>

De las tres, la degradación de la superficie de los componentes internos es la causante de la pérdida de la función de las máquinas en la gran mayoría de los casos. Esta degradación de la superficie se debe principalmente al desgaste corrosivo y al desgaste mecánico. La corrosión de los componentes de la maquinaria es bastante común, especialmente para aquellos que tienen problemas de contaminación con agua. El agua no sólo provoca herrumbre en las superficies de hierro, también puede acelerar la oxidación del aceite, generando un ambiente ácido dentro del componente. Los ácidos pueden formarse como subproductos de las reacciones entre el agua y ciertos aditivos en el aceite. También pueden ingresar sustancias del proceso a través de los sellos, creando un ambiente ácido. Algo tan simple como tener un aditivo extrema presión en contacto con metales amarillos (cobre, bronce, latón, etc.) puede causar corrosión. El desgaste mecánico ocurre cuando las superficies de la máquina se desgastan mecánicamente una sobre la otra. El desgaste abrasivo es un método en el cual la contaminación con partículas causa la mayor parte del desgaste. Partículas como la tierra o las partículas de desgaste pueden causar abrasión de tres cuerpos o fatiga de la superficie, lo que da como resultado que la superficie se pique o

24 TRUJILLO CORONA, Roberto. Causas más comunes de falla de las máquinas [en línea]. México: Noria Latín América [citado 8 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://noria.mx/lublearn/causas-mas-comunes-de-falla-de-las-maquinas/>

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rasgue. El desgaste adhesivo involucra a dos superficies que entran en contacto directo entre sí, transfiriendo metal de una a la otra. Este desgaste se presenta en áreas en donde el lubricante no puede soportar la carga o en áreas donde hay escasez de lubricante. La fatiga del metal es similar a lo que pasa cuando trata de cortar un alambre sin utilizar herramientas. Conforme el alambre se dobla hacia atrás y adelante, una y otra vez, el metal comienza a trabajar más intensamente y se fatiga. Después de varios ciclos de este tipo de estrés, el metal finalmente se debilita y se rompe. El mismo proceso ocurre en las máquinas. Por ejemplo, una partícula puede causar que aumente el estrés en la pista interna de un rodamiento. Con el tiempo y flexión constante, el metal comienza a fatigarse, se propaga y forma fisuras en el material25.

Ahora bien, los fallos en las máquinas no se presentan en un solo momento, pestos van evolucionando desde una falla leve hasta una crítica, por tanto la frecuencia con que se realizan las tareas de acondicionamiento se basan en la duración del período de desarrollo de la falla o tiempo que demora hasta la falla que se conoce como intervalo P-F, que es la mejor forma de ilustrar la evolución de las fallas en un equipo en general, así como los diferentes momentos donde aplica cada uno de los tipos de mantenimiento (véase la Figura 2). Figura 2. Curva P-F

Fuente. TRUJILLO CORONA, Roberto. Causas más comunes de falla de las máquinas [en línea]. México: Noria Latín América [citado 8 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://noria.mx/lublearn/causas-mas-comunes-de-falla-de-las-maquinas/>

25 TRUJILLO CORONA, Roberto. Causas más comunes de falla de las máquinas [en línea]. México: Noria Latín América [citado 8 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://noria.mx/lublearn/causas-mas-comunes-de-falla-de-las-maquinas/>

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Según lo observado en la Figura 2, en el inicio de la falla se encuentran síntomas leves, pero que si se pueden detectar a través del uso de técnicas predictivas, sin embargo como en este punto aún se habla de una falla incipiente se puede decir que hay un riesgo “bajo ” en la operación del equipo. Sin embargo al no tener implementado el mantenimiento predictivo o hacer caso omiso de las recomendaciones de las técnicas predictivas aplicadas, la falla del equipo evoluciona y ya se hace perceptible a los sentidos, los operadores comienzan a sentir un ruido particular o que el equipo se calienta más de la cuenta. En este punto, debido a que la falla ya es perceptible, por lo general se toma la decisión de intervención, “lamentablemente en muchos casos, la evolución del daño ha sido tan rápida que al parar el equipo ya se aproxima a la falla catastrófica (último nivel de la curva) y ya no se habla de un mantenimiento preventivo si no de un correctivo. Por tanto, al momento de iniciar la implementación del mantenimiento predictivo, se tienen la oportunidad de demostrar el beneficio de hacer un monitoreo continuo de manera optimizada26.

1.6.1.4 Técnicas de Mantenimiento Predictivo. Según Mobley, Higgins y Wikoff, hay una gran variedad de tecnologías que pueden y deben ser utilizadas como parte de un programa de mantenimiento predictivo integral. Al respecto Adriana Ruiz manifiesta que “la característica básica del proceso de mantenimiento predictivo es monitorizar parámetros que caracterizan el estado de funcionamiento del equipo, por lo que los métodos incluyen técnicas y procedimientos de medición, monitoreo y análisis de estos parámetros”27; y teniendo en cuenta que el éxito del mantenimiento radica en proporcionar información sobre todo tipo de sistemas que conforman las máquinas, las técnicas de mantenimiento predictivo deben tener métodos para el monitoreo de las condiciones y métodos para el diagnóstico o pronóstico. En el ámbito del mantenimiento predictivo relacionado con hidroeléctricas, estas técnicas incluyen: Análisis de vibraciones Análisis de aceite Análisis estructural Análisis de la disipación de energía Monitoreo punto alerta Análisis de diagnóstico y Pronósticos. Inspecciones visual Análisis de vibraciones. El análisis de vibraciones es la técnica dominante para la gestión de mantenimiento predictivo, puesto que la mayor cantidad de

26 DE QUEIROZ SOUZA, Op. cit, p. 36 27 Ibíd.,p. 30

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equipos de una planta son mecánicos, esta técnica tiene la más amplia aplicación y beneficios en un programa total de mantenimiento predictivo. “Esta técnica utiliza el ruido o la vibración creada por el equipo mecánico y en algunos casos por sistemas de la planta para determinar su condición real”28. De acuerdo con Rosa Pérez, Miles Hernández y Pérez López (2009), con el análisis de las vibraciones, “funcionamiento de vibraciones mecánicas, es un buen parámetro para poder determinar la condición de funcionamiento de una máquina o de los elementos que la componen. Todas las máquinas vibran y cada una tiene un patrón normal de funcionamiento. A través del análisis fuera del rango normal de vibración correspondiente a una falla potencial en los equipos e inclusive precisar la causa raíz de ese problema”29. Las consecuencias de las vibraciones mecánicas son el aumento de los esfuerzos y las tensiones, pérdidas de energía, desgaste de materiales, y las más temidas, daños por fatiga de los materiales, además de ruidos molestos en el ambiente laboral, etc. Por tanto el análisis de vibraciones permite reducir costos de mantenimiento, paros inesperados, pérdidas de producción y aumentando la disponibilidad de los equipos. Análisis de aceite. Esta es una técnica que determina la condición de aceites lubricantes usados en equipos mecánicos y eléctricos. No es una herramienta para determinar la condición de funcionamiento de la maquinaria. “La metodología utilizada es la medida de la tasa de contaminación del aceite y el análisis de esta contaminación. La idea implicada es que, a lo largo de la operación, las piezas lubricadas contaminan el lubricante con los materiales de su desgaste, con la tasa de contaminación por partículas sólidas y su dimensión material, es posible identificar la presencia de un mal funcionamiento y su fuente”30. Así mismo una comparación de la cantidad de metales traza en aceite sucesiva muestras pueden indicar usar patrones de piezas en contacto con el aceite en equipos y darán una indicación de inminente falla de máquina. El análisis de aceite permite planificar las detenciones y reparaciones con tiempo de anticipación, reduciendo los costos y tiempos de detención involucrados.

Los objetivos por lo que se realiza un análisis de lubricantes son los siguientes: Control de la degradación del lubricante. Monitorear daño mecánico de componentes (desgaste). Control de contaminantes por sólidos, fluidos o gases. Verificar que se está usando el lubricante adecuado.

28 MOBLEY, HIGGINS Y WIKOFF, Op. cit.,p.115 29 ROSA PÉREZ; MILES HERNÁNDEZ y PÉREZ LÓPEZ, Op. cit., p. 403 30 DE QUEIROZ SOUZA, Op. Cit.,p. 51

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Entre los análisis que se realizan al aceite se encuentran: Análisis espectrométrico del aceite (SOAP Analysis: Spectrometric Oil Analysis Procedure). Análisis de los residuos en el aceite: ferrografía directa, ferrografía analítica, análisis de astillas (chips). Análisis de la contaminación en los aceites hidráulicos, evaluando mediante diversos procedimientos, la viscosidad, el grado de oxidación y el contenido de cenizas31.

Análisis estructural. Este análisis puede orientarse para comprobar las grietas y defectos en soldaduras, para verificar la pérdida de rigidez por aflojamiento o rotura de chapa, tubos o las estructuras de hormigón. Se utiliza, principalmente, la técnica de medición ultrasónica de pulso-eco. “Las pruebas de ultrasonido se han llevado a con éxito en la detección de grietas y pérdida de rigidez en planta hidroeléctrica Machadinho en el estado de Santa Catarina. Las principales ventajas de este método son el bajo costo de transductores, excelente precisión y no interferencia en el funcionamiento de la unidad generadora”32. Análisis de la disipación de energía. Se aplican para controlar el desgaste en motores eléctricos, transformadores y generadores y bombas de agua. Puede utilizarse para comprobar calentamiento cojinetes, cajas de cambio y, sobre todo, para comprobar el calentamiento normal (puntos calientes) en las instalaciones eléctricas. “La principal técnica para la medición de la disipación de la energía es la termografía, que sirve, principalmente para encontrar los componentes eléctricos que estén más calientes de lo normal, lo que generalmente indica un desgaste o aflojamiento. Por lo tanto, esta técnica permite realizar el mantenimiento a los componentes eléctricos que requieren atención sin necesidad de intervenir el resto de los componentes”33. Así mismo la termografía es una técnica de inspección extremadamente útil, ya que permite: medición sin contacto físico con la instalación (seguridad); verificar el equipo en pleno funcionamiento (sin interferir en la producción); e inspeccionar grandes zonas en poco tiempo (alta producción). Monitoreo punto alerta. De los puntos predeterminados del equipo de monitoreo puede identificarse las condiciones específicas que tienden a causar

31 ROSA PÉREZ; MILES HERNÁNDEZ y PÉREZ LÓPEZ, Op. cit., p. 323 32 DE QUEIROZ SOUZA, Op. Cit.,p. 51 33 RUIZ ACEVEDO, Op. cit., p. 53.

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fallas prematuras. Así, se identifican las condiciones anormales antes de que ocurran daños al equipo. “Los puntos de muestreo se identifican según el tipo de equipo en su importancia para el funcionamiento de la instalación, el coste de la reparación y las normas. Los parámetros son monitoreados por sensores y, en General, variables como: temperatura, presión, flujo, entre otros, que proporcionan información importante sobre el estado operativo del proceso”34. Por medio de estos equipos, se pueden detectar: Fugas en válvulas, estabilidad de resortes, apertura de válvulas, funcionamiento de válvulas, problemas mecánicos en cigüeñal y pistones. Análisis de diagnóstico y Pronósticos. Se trata de la recolección de datos de monitoreo, diagnóstico de fallas y pronósticos. El diagnóstico de fallas en máquinas es un procedimiento para la asignación de información de la condición de monitoreo de datos y eventos en un área de modos de falla, también conocido como reconocimiento de patrones, permite identificar los patrones que conforman un modo particular de falla incipiente. Inspección Visual. Inspección periódica visual de la maquinaria y sistemas en una planta es una parte necesaria de cualquier programa de mantenimiento predictivo.

En muchos casos, el propósito de la inspección visual será detectar posibles problemas que no se detectaron con las otras técnicas de mantenimiento predictivo. Incluso con las técnicas predictivas discutidas, muchos problemas potencialmente graves pueden permanecer sin ser detectados. Así mismo la inspección visual de rutina de todos los sistemas críticos de la planta permitirá aumentar las otras técnicas y asegurar que posibles problemas se detectan antes de que pueden producir daños graves. Todos los equipos y sistemas en la planta deben inspeccionarse en forma regular35.

Como se pude observar el mantenimiento predictivo abarca varias técnicas que facilitan la detección de fallas en las maquinarías y estructuras de las centrales hidroeléctricas, sin embargo también se requiere contar con la estrategia de mantenimiento más apropiada y con el personal capacitado tanto en el uso de las técnicas de análisis y diagnóstico de averías como también con conocimiento suficiente sobre las características de diseño y funcionamiento de las máquinas. 1.6.1.5 Plan de Mantenimiento. Un plan de mantenimiento programado no es más que el conjunto de actividades de mantenimiento elaboradas para atender una instalación. “Este plan contiene todas las tareas necesarias para prevenir los

34 Ibíd., p. 54 35 MOBLEY, HIGGINS Y WIKOFF, Op. cit.,p.115

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principales fallos que puede tener la instalación. Es importante entender bien esos dos conceptos: que el plan de mantenimiento es un conjunto de tareas de mantenimiento agrupados en actividades, y que el objetivo de este plan es evitar determinadas averías”36. Información que debe tener un plan de mantenimiento. Un plan de mantenimiento es una lista de tareas a realizar en un equipo, en una instalación, en un sistema o incluso en una planta completa. La información básica que debería tener una gama de mantenimiento es la siguiente:

Equipo en el que hay que realizar la tarea Descripción de la tarea a realizar Resultado de la realización Valor de referencia, en el caso de que la tarea consista en una lectura de parámetros, una medición o una observación.

Según García Garrido, las tareas se agrupan en “fichas siguiendo alguna característica común a todas las que la integran. Así, existen fichas por frecuencia (fichas diarias, fichas mensuales, fichas anuales, etc.) o por especialidad (fichas de operación, fichas mecánicas, fichas eléctricas, fichas predictivas, etc.)” 37, a continuación se describen a continuación: Fichas diarias. Las fichas o rutas diarias contienen tareas que se realizan fácilmente. “La mayor parte de ellas se refieren a controles visuales (ruidos y vibraciones extrañas, control visual de fugas), mediciones (tomas de datos, control de determinados parámetros) y pequeños trabajos de limpieza y/o engrase. En general, todas las tareas pueden hacerse con los equipos en marcha. Son la base de un buen mantenimiento preventivo, y permiten ‘llevar al día’ la planta”38 (véase la Figura 3)

36 GARCÍA GARRIDO, Santiago Mantenimiento programado en centrales de ciclo combinado: Operación y mantenimiento de centrales de ciclo combinado. Madrid: Díaz de Santos, 2012, p. 109 37 Ibíd., p. 109 38 Ibíd., p. 110

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Figura 3. Fichas o Rutas Diarias de Mantenimiento

Fuente. RENOVETEC. Ejemplo de un plan de mantenimiento en línea. Madrid:

La Empresa citado 27 abril, 2017. Disponible en Internet: URL: http://www.renovetec.com/597-planes-de-mantenimiento/112-planes-de-

mantenimiento/294-ejemplo-de-plan-de-mantenimiento

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Figura 4. Inspecciones diarias de mantenimiento predictivo


La Empresa citado 27 abril, 2017. Disponible en Internet: URL: http://www.renove tec.com/597-planes-de-mantenimiento/112-planes-de-

mantenimiento/294-ejemplo-de-plan-de-mantenimiento Fichas semanales y mensuales. Las fichas semanales y mensuales contemplan tareas más complicadas, que no está justificado realizar a diario. Implican en algunos casos desmontajes, paradas de equipos o tomas de datos más laboriosas. Es el caso de limpiezas interiores que necesiten del desmontaje de determinados elementos, o medidas del consumo de un motor (medida de intensidad) en cuadros de acceso complicado, etc. También incluyen tareas que no se justifica realizar a diario, como los engrases (véase la Figura 5). Figura 5. Rutas de Inspección Mensuales Mantenimiento




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Gamas anuales. Suponen en algunos casos una revisión completa del equipo (Overhaul), y en otros, la realización de una serie de tareas que no se justifica realizar con una periodicidad menor. Es el caso de cambios de rodamientos, limpieza interior de una bomba, medición de espesores en depósitos, equilibrado de aspas de un ventilador, entre otros. Siempre suponen la parada del equipo durante varios días, por lo que es necesario estudiar el momento más adecuado para realizarlo (véase la Figura 6). Figura 6. Actividades de Mantenimiento Predictivo Anuales



mantenimiento/294-ejemplo-de-plan-de-mantenimiento Informes tras la realización de fichas y rutas. La realización de fichas y Rutas de Mantenimiento debe ser completada con un informe en el que se detallen todas las anomalías encontradas y todas las reparaciones que se han efectuado o que son necesarios. Es conveniente recoger todas las incidencias encontradas en la realización de todas las rutas diarias en un único informe, que puede denominarse Parte de Incidencias. “En él se deben detallar todos los parámetros observados fuera de rango, todas las observaciones referentes a fugas, vibraciones y ruidos anómalos, y todas las observaciones que se consideren de interés. Posteriormente, una persona autorizada debe revisar este Parte de Incidencias y emitir tantas Órdenes de Trabajo como anomalías se hayan detectado”39 (véase la Figura 7).

39 GARCÍA GARRIDO, Santiago. Ejemplo de plan de mantenimiento [en línea]. Madrid: Renove Tecnología [citado 8 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://renovetec.com/index.php/ planes-de-mantenimiento/294-ejemplo-de-plan-de-mantenimiento>

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Figura 7. Reporte de Mantenimiento del motor del generador eléctrico.




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1.6.1.6 Mantenimiento del Generadores. La generación de hidroelectricidad es el proceso mediante el cual se convierte energía primaria proveniente de la fuente hídrica, en energía eléctrica, para lo cual se requiere del uso del generador eléctrico que requiere de un monitoreo y medición constante, así como, cada cierto tiempo requiere que se lleven a cabo tareas de reparación y mantenimiento. En este sentido, las labores de mantenimiento se centran en dos elementos fundamentales: el motor y el alternador: Mantenimiento del motor del generador eléctrico. Aquí se desarrollan actividades de medición de los siguientes elementos: Controlar el nivel de aceite Aceite y filtros de aceite Filtro del aire Correas de elementos auxiliares Filtro de combustible Mantenimiento del alternador. Aquí se debe examinar el estado de los devanados para verificar el buen estado de éste y de los cojinetes, para verificar cada cierto tiempo si se recalientan o si producen ruido excesivo durante el funcionamiento del generador. Por otro lado, los planes de mantenimiento para generadores hidroeléctricos, se pueden planificar de dos formas: Plan de mantenimiento según las instrucciones de genéricas de los fabricantes. “En este lo principal es consultar los manuales de los fabricantes, así mismo se añaden obligaciones legales de mantenimiento”40, e implica el desarrollo de las 5 etapas principales (véase la Figura 8:

Listado de equipos significativos, incluye todos los elementos que conforman el generador. Tareas genéricas. Para cada elemento se debe prepara las tareas que serán aplicadas. Aplicación de las tareas genéricas a los diferentes equipos. Para casa parte del generador. Consulta de manuales. En este punto es donde se incluye las recomendaciones de los fabricantes.

40 GARCÍA GARRIDO, Op. cit., p. 86

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Obligaciones legales. En esta etapa es donde se debe asegurar el cumplimiento de las normas reglamentarias referentes al mantenimiento que puedan ser aplicables a éste41.

Figura 8. Plan de Mantenimiento de Generadores Basados las Instrucciones de los Fabricantes.

Fuente. GARCÍA GARRIDO, Santiago Mantenimiento programado en centrales de ciclo combinado: Operación y mantenimiento de centrales de ciclo combinado. Madrid: Díaz de Santos, 2012, p. 86 Plan de Mantenimiento Basado en el Análisis de Fallos. Es una técnica para elaborar el plan de mantenimiento en una central hidroeléctrica, y tiene algunas ventajas importantes sobre otras técnicas. Su objetivo aumentar la disponibilidad y disminuir costos de mantenimiento. El análisis de este plan de mantenimiento aporta una serie de resultados:

Mejora la comprensión del funcionamiento de los equipos Analiza todas las posibilidades de fallo de un sistema y desarrolla mecanismos que tratan de evitarlos, ya que sean producidos por causas intrínsecas al propio equipo o por actos personales.

41 Ibíd., p. 87

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Determina una serie de acciones que permiten garantizar una alta disponibilidad de la planta. Estas acciones pueden ser de varios tipos: Procedimientos operativos, tanto de producción como de mantenimiento. Modificaciones o mejoras posibles. Adopción de medidas provisionales n caso de fallo, que minimizan los efectos de éste. El proceso de análisis de fallos e implantación de medidas atraviesa una serie de fases: Fase 1: Definición clara de lo que se pretende implantando RCM. Determinación de indicadores, y valoración de éstos antes de iniciar el proceso. Fase 2: Codificación y listado de todos los sistemas, subsistemas y equipos que componen la planta. Para ello es necesario recopilar esquemas, diagramas funcionales, diagramas lógicos, etc. Fase 3: Estudio detallado del funcionamiento del sistema. Determinación de las especificaciones del sistema Listado de funciones primarias y secundarias del sistema en su conjunto. Listado de funciones principales y secundarias de cada subsistema. Fase 4: Determinación de los fallos funcionales y fallos técnicos. Fase 5: Determinación de los modos de fallo o causas de cada uno de los fallos encontrados en la fase anterior. Fase 6: Estudio de las consecuencias de cada modo de fallo. Clasificación de los fallos en críticos, significativos, tolerables o insignificantes en función de esas consecuencias. Fase 7: Determinación de medidas preventivas que eviten o atenúen los efectos de los fallos. Fase 8: Agrupación de las medidas preventivas en sus diferentes categorías: Elaboración del Plan de Mantenimiento, lista de mejoras, planes de formación, procedimientos de operación y de mantenimiento, lista de repuesto que debe permanecer en stock y medidas provisionales a adoptar en caso de fallo. Fase 9: Puesta en marcha de las medidas preventivas. Fase 10: Evaluación de las medidas adoptadas, mediante la valoración de los indicadores seleccionados en la fase 142.

42 Ibíd., p. 90

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Metodología de las inspecciones del mantenimiento predictivo en generadores. El objetivo de esta parte es revisar en forma detallada las técnicas comúnmente usadas en el monitoreo según condición, de manera que sirvan de guía para su selección general. La finalidad del monitoreo es obtener una indicación de la condición (mecánica) o estado de salud del generador, de manera que pueda ser operado y mantenido con seguridad y economía.

De acuerdo a los objetivos que se pretende alcanzar con el monitoreo de la condición de una máquina debe distinguirse entre vigilancia, protección, diagnóstico y pronóstico. Vigilancia de máquinas. Su objetivo es indicar cuándo existe un problema. Debe distinguir entre condición buena y mala, y si es mala indicar cuán mala es. Protección de máquinas. Su objetivo es evitar fallas catastróficas. Una máquina está protegida, si cuando los valores que indican su condición llegan a valores considerados peligrosos, la máquina se detiene automáticamente. Diagnóstico de fallas. Su objetivo es definir cuál es el problema específico. Pronóstico de vida la esperanza a. Su objetivo es estimar cuánto tiempo más Podría funcionar la máquina sin riesgo de una falla catastrófica. En el último tiempo se ha dado la tendencia a aplicar mantenimiento predictivo o sintomático, sea, esto mediante vibroanálisis, análisis de aceite usado, control de desgastes, etc.43.

1.6.2 Marco Conceptual. El siguiente es el marco conceptual: Confiabilidad. Es la probabilidad de que una máquina se desempeñe del modo que se había propuesto, durante un tiempo establecido, bajo condiciones especificadas de operación. La labor del departamento de mantenimiento, está relacionada muy estrechamente en la prevención de accidentes y lesiones en el trabajador ya que tiene la responsabilidad de mantener en buenas condiciones, la maquinaria y herramienta, equipo de trabajo, lo cual permite un mejor desenvolvimiento y seguridad evitando en parte riesgos en el área laboral. Criticidad del Fallo. Los sistemas críticos son, aquellos cuyo fallo afecta a la seguridad, al medioambiente o a la producción de energía. Por tanto, las piezas necesarias para subsanar un fallo que afecte de manera inadmisible a cualquiera de esos tres aspectos deben ser tenidas en cuenta como piezas que deben integrar el stock de repuesto.

43 FRANCO, Irene. Mantenimiento Predictivo en línea. Ayacucho: Universidad Gran Mariscal de Ayacucho

citado 27 abril, 2017. Disponible en Internet: URL: http://www.monografias.com/trabajos17/mantenimiento-

predictivo/mantenimiento-predictivo.shtml

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Energía del Agua o energía hidráulica. Es esencialmente una forma de energía solar. El Sol comienza el ciclo hidrológico evaporando el agua de lagos y océanos y calentando el aire que la transporta. El agua caerá en forma de precipitación (lluvia, nieve, etc.) sobre la tierra y la energía que posee aquella por estar a cierta altura (energía potencial) se disipa al regresar hacia lagos y océanos, situados a niveles más bajos. Es la energía que tiene el agua cuando se mueve a través de un cauce (energía cinética) o cuando se encuentra embalsada a cierta altura (es decir, en forma de energía potencial). En este momento toda la energía hidráulica del agua estará en forma de energía potencial. Cuando se deje caer, se transformará en energía cinética, que puede ser aprovechada para diversos fines. Se trata de una energía renovable. Gestión de mantenimiento predictivo. Es una herramienta que puede proporcionar los datos necesarios para programar tareas de mantenimiento preventivo y correctivo sobre una base de necesidad. En lugar de estadísticas industriales de media vida, como media tiempo en fracaso, para programar las actividades de mantenimiento, el mantenimiento predictivo utiliza monitoreo directo de las condiciones de funcionamiento, eficacia del sistema y otros indicadores para determinar el tiempo real medio de falla o pérdida de eficiencia para cada tren de máquina y sistema dentro de la planta. Herramientas de diagnosis y monitorización. La función de estas herramientas es la de controlar y ayudar a tomar decisiones sobre la operación y el mantenimiento ya que una parte importante de las paradas de mantenimiento se derivan de esta supervisión de la operación. Inspección o mantenimiento de rutina. Servicio caracterizado por la alta frecuencia (baja periodicidad) y corta duración, normalmente efectuada utilizando los sentidos humanos y sin ocasionar la indisponibilidad del equipo, con el objetivo de acompañar el desempeño de sus componentes - mantenimiento preventivo por tiempo. Esta actividad puede ser desarrollada por el personal de operación, a partir de la programación desarrollada por el Departamento de Mantenimiento o por "inspectores" vinculados al área de Mantenimiento con esta función específica. Debido a su corta duración, exige control simplificado que debe, sin embargo ser procesado, pues ofrece una gran contribución al diagnóstico del estado de los equipos. Mantenimiento Periódico o Sistemático. Actividad en que cada equipo es puesto fuera de servicio, tras un período de funcionamiento, para que sean efectuadas mediciones, ajustes y si es necesario cambio de piezas, en función de un programa preestablecido a partir de la experiencia operativa, recomendaciones de los fabricantes o referencias externas - mantenimiento preventivo por tiempo. Un buen control del Mantenimiento Preventivo Sistemático requiere registros históricos, debiendo por lo tanto ser implantado después de algún tiempo de funcionamiento de los equipos, ya que normalmente los fabricantes omiten o

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desconocen los puntos de falla de sus líneas de producción. Como alternativa para la implantación inmediata puede ser atribuida una periodicidad a cada uno, en base a las experiencias profesionales de los ejecutantes del Mantenimiento, que irán siendo ajustadas a través del acompañamiento de la incidencia de correctivos entre preventivos o por la inexistencia de defectos constatados en las paradas programadas. Turbina Hidráulica. Es una turbo máquina motora hidráulica, que aprovecha la energía de un fluido que pasa a través de ella para producir un movimiento de rotación que, transferido mediante un eje, mueve directamente una máquina o bien un generador eléctrico que transforma la energía mecánica en eléctrica, así son el órgano fundamental de una central hidroeléctrica. Turbina. Una turbina es una máquina impulsada por agua, que aprovecha la energía de un líquido que pasa a través de ella para producir un movimiento de rotación que, mediante un eje, mueve una máquina o un generador que transforma la energía mecánica en eléctrica.

1.6.3 Marco Legal Ley 142 y 143 de 1994 Por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, trasmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética. Se conoce como la ley eléctrica, estipula las condiciones de generación de energía para los proyectos con este fin. Decreto 1933 de 1994 Por el cual se reglamenta el Artículo 45 de la Ley 99 de 1993 sobre Transferencias del sector eléctrico. Los proyectos transferirán un porcentaje de ventas para proyectos de saneamiento básico y mejoramiento. Decreto 255 de 2004: Por el cual se modifica la estructura de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y se dictan otras disposiciones. Se crea la UPME, como entidad de carácter técnico especializada en la planeación del desarrollo sostenible de los sectores de minas y energía. Ley 697 del 2001 (Ley de Energías Renovables), “mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la energía, se promueve la utilización de energías alternativas”, por medio de estímulos para la investigación a través de Colciencias y préstamos para educación por medio del Icetex. En esta Ley, además, se crea Proure: Programa de Uso Racional y Eficiente de la energía y demás formas de energía no convencionales, cuyo objeto es aplicar gradualmente programas para que toda la cadena energética cumpla permanentemente con los niveles mínimos de eficiencia energética, sin perjuicio de lo dispuesto en la normatividad vigente sobre medio ambiente y recursos naturales renovables

https://es.wikipedia.org/wiki/Generador_el%C3%A9ctrico

https://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_mec%C3%A1nica

https://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

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Ley 1715 de Mayo del 2014 La cual fue diseñada para promover energías altenas Resolución CREG-020 de 1996 Por la cual se dictan normas con el fin de promover la libre competencia en las compras de energía eléctrica en el mercado mayorista. 1.7 METODOLOGÍA 1.7.1 Tipo de Estudio. El proyecto se basa en una propuesta de mantenimiento de una central hidroeléctrica, consiste en un estudio descriptivo que permite identificar cómo se maneja las actividades y de ahí poder proporcionar una mejora es su mantenimiento, tiempo entre otros aspectos a tener en cuenta con el fin de aplicar una metodología adecuada, enfocada en los procesos para mejorar su rendimiento y llegar una propuesta de mantenimiento. 1.7.2 Fuentes de Información. 1.7.2.1 Fuentes Primarias. Visita al campus de la Universidad de Sao Pablo en Brasil al Embalse Do Broa en donde se a sustenta la parte teórica y dan apoyo al proyecto. Conferencias en el contexto de introducción a la planeación y control de mantenimiento así como fuentes alternativas de generación de energía, una visita monitoreada a las instalaciones del CRHEA – USP, donde se encuentra ubicada la represa Do Broa, Itirapina lugar donde se obtuvo la información y documentación de los procesos que hacen parte del sistema de mantenimiento, además de los principales oradores del evento ingenieros que hicieron parte de esta sema de ciencia y tecnología también los sistemas de información actuales como la internet, entre otros. Así mismo estudios e informes sobre el desarrollo de programas de mantenimiento predictivo en hidroeléctricas colombianas y entrevistas a ingenieros de mantenimiento. 1.7.2.2 Fuentes Secundarias. Normas, artículos de investigaciones, libros y textos alrededor de mantenimiento y de una central hidroeléctrica. 1.8 DISEÑO METODOLÓGICO La investigación se desarrolla en 4 etapas principales que son: Primera Etapa. Recopilación de información sobre las generalidades del mantenimiento predictivo. Segunda Etapa. Caracterización de las centrales hidroeléctricas y la generación de energía hidráulica en Colombia y Brasil, en donde se describirían los tipos de centrales hidroeléctricas, elementos que las componente, funcionamiento y forma en que se genera la energía hidráulica.

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Tercera Etapa. Caracterización de los principales fallos y puntos críticos en los generadores de energía de una central hidroeléctrica, identificado los factores determinantes en la generación de las fallas. Cuarta Etapa. Diseño de un plan de mantenimiento predictivo para los generadores eléctricos de una central hidroeléctrica, en donde se tendrá en cuenta los tipos de generadores usados principalmente en Colombia, y los hallazgos encontrados en la segunda etapa, para diseñar estrategias de mantenimiento predictivo centradas en éstos.

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2. CARACTERIZACIÓN DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS, GENERADORES Y GENERACIÓN DE ENERGÍA HIDRÁULICA EN COLOMBIA

Y BRASIL 2.1 COMPONENTES BÁSICOS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Tanto en Colombia como en Brasil los componentes básicos de las centrales hidroeléctricas son los siguientes: 2.2.1 Azudes y Presa. Se encarga de contener el agua de un río y almacenarla en un embalse, pueden ser de dos tipos: 2.2.1.1 Azud. Muro trasversal al curso del río, de poca altura, que provoca un remanso de agua sin producir una elevación notable del nivel. “Su objetivo es desviar parte del caudal del río hacia la toma de la central. Aquella parte que no es derivada vierte por el aliviadero y sigue su curso normal por el río. El azud puede construirse de hormigón, ladrillos, escollera o tierra. Resiste al empuje del agua por su propio peso, aunque en los azudes de tierra y escollera se suele colocar un anclaje al terreno con el fin de aumentar su estabilidad”44 (véase la Figura 9). Figura 9. Tipos de Azudes

Fuente. ESPAÑA. MINISTERIO DE INDUSTRIA, COMERCIO Y TURISMO. Manual de Energía Renovable Microcentrales Hidroeléctricas. Madrid: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, 2006. p. 39 2.2.1.2 Presas. En este caso el muro que retiene el agua tiene una altura considerable y provoca una elevación notoria del nivel del río mediante la creación de un embalse. En función del tamaño de éste se podrán regular las aportaciones. Hay varios tipos de presas, según la forma de resistir el empuje hidrostático. Algunas, como la presa de contrafuertes o la de bóveda, requieren mayor complejidad en su construcción, estos son tipos:

Presa de gravedad. Aquella que contrarresta el empuje del agua con su propio peso, por lo que se confía su estabilidad también en el esfuerzo del terreno sobre el que se asienta. Dentro de este tipo y según el material con el que esté hecha se distinguen en: Presa de gravedad de tierra o escollera. Suelen tener una gran base y poca altura. No utilizan hormigón y están constituidas normalmente por los materiales

44 ESPAÑA. MINISTERIO DE INDUSTRIA, COMERCIO Y TURISMO, Op. cit., p. 39

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propios del terreno donde se asientan. Se emplean en centrales grandes y pequeñas. Presa de gravedad propiamente dicha. Se construye de hormigón y el terreno que la sujeta tiene que ser muy consistente. Presa en arco. En este caso el esfuerzo del empuje del agua se transmite hacia las laderas del valle, de ahí que su forma implique cierta curvatura. La convexidad que forma la presa está vuelta hacia el embalse. Suelen situarse en valles angostos con laderas rocosas de buena calidad45 (véase la Figura 10).

Figura 10. Tipos de Presas

Fuente. RODRÍGUEZ QUINTANA, Abel David. Centrales hidroeléctricas en

línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/centrales-hidroelectricas-crackeado> 2.2.2 Aliviaderos y compuertas. En toda presa se construye algún tipo de aliviadero, calculado para el caudal máximo de crecida, que tiene por objeto proteger el lugar y la presa misma contra las inundaciones. Este puede formar parte integral de la presa o constituir estructura aparte. Los aliviaderos pueden der fijos o móviles. Los aliviaderos móviles se denominan compuertas. Los aliviaderos

45 Ibíd., p. 39

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fijos pueden reducirse a tres tipos: a) vertederos; b) pozos; c) sifones o vertederos sifónicos (véase la Figura 11). Figura 11. Vertederos


línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/centrales-hidroelectricas-crackeado> Los móviles o compuertas, cuyo accionamiento puede ser manual, mecánico, eléctrico, hidráulico o neumático, total o parcialmente automático, suelen construirse según los tipos siguientes: 1) compuertas deslizantes; 2) compuertas basculantes; 3) compuertas de segmento tipo Taintor; 4) compuertas de sector; 5) compuertas de tejado; 6) compuertas cilíndricas (véase la Figura 12).

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Figura 12. Aliviadores y Compuertas


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2.2.3 Tomas de agua y compuertas. La obra de toma consiste en un ensanchamiento al inicio del conducto, que facilita la entrada del agua retenida por el azud o la presa y está diseñada para que las pérdidas de carga producidas sean mínimas. La función primaria de la toma es permitir la extracción del agua desde el vaso con la variación o amplitud de niveles de embalse en el mismo.

En general la toma dispone de una rejilla que impide la entrada de elementos sólidos al canal, y una compuerta, que controla el caudal que debe pasar dentro de las posibilidades de capacidad de la conducción y para interrumpir la entrada de agua y proceder al vaciado, limpieza o reparación de las conducciones. Puede estar situada sobre la propia presa o separada de ella. Cualesquiera que sean su profundidad y su caudal disponen siempre de unos determinados elementos: Una rejilla de entrada que impide el paso de los cuerpos flotantes o en suspensión que podrían dañar las tuberías o las turbinas. Están formados por barrotes metálicos o de concreto y el espaciado entre ellos puede oscilar entre 3 y 20 cm. Pueden tener distintas formas. Un dispositivo de obturación que permita cortar y, en su caso, regular el caudal de agua. Está formado generalmente por compuertas, de las cuales se disponen dos en cada toma. La situada aguas abajo se utiliza para el servicio normal. La de aguas arriba en cambio es la de emergencia y se denomina ataguía. Se utiliza para cerrar el paso de agua cuando se necesita inspeccionar o revisar la compuerta de servicio. Consiste normalmente en una plancha de acero reforzada con perfiles metálicos que se maneja mediante un puente grúa. Las compuertas pueden ser planas, de desplazamiento lineal accionadas mediante cabrestantes o cilindros hidráulicos, o bien en forma de sector, de desplazamiento angular. Estas últimas son las que se utilizan normal-mente en aliviaderos de superficie. En el caso de compuertas planas se suelen disponer orugas o rodillos para disminuir el rozamiento con las guías o durmientes. En cualquier caso hay que disponer en las tomas de agua con los elementos necesarios para evitar la cavitación, cuando se obtura parcialmente la entrada, tales como inyección de aire

o aireadores46 (véase la Figura 13).

46 RODRÍGUEZ QUINTANA, Abel David. Centrales hidroeléctricas en línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193 /centrales-hidroelectricas-crackeado>

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Figura 13. Compuerta de Servicio


línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/centrales-hidroelectricas-crackeado> 2.2.4 Canales, túneles y tuberías. Según el tipo de central se necesita una red mayor o menor de conducciones. Las instalaciones situadas a pie de presa no tienen cámara de carga (es el propio embalse), al contrario que las centrales en derivación donde el agua tiene que hacer un recorrido más largo: primero desde la toma a la cámara de carga, y después hasta la turbina.

El primer tramo que recorre el agua se realiza a través de canales, túneles o tuberías. En el segundo tramo hasta la turbina, se utilizan siempre tuberías. Los canales que transportan el agua de la toma a la cámara de carga pueden

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realizarse a cielo abierto, enterrados o en conducción a presión: Las conducciones superficiales pueden realizarse excavando el terreno, sobre la propia ladera o mediante estructura de hormigón. Normalmente se construyen sobre la propia ladera, con muy poca pendiente, ya que el agua debe circular a baja velocidad para evitar al máximo las pérdidas de carga. Éstas conducciones, que siguen las líneas de nivel, tienen una pendiente de aproximadamente el 0,5 por mil. Al realizar estos trazados hay que procurar que el movimiento de tierras sea el mínimo posible, adaptándose al terreno. Los túneles son conducciones bajo tierra que se ex-cavan en el terreno y aunque tienen un coste más elevado, se adaptan mejor a éste. El túnel suele ser de superficie libre y funciona como un canal abierto (es decir, el agua no circula en presión). Las tuberías también se emplean en las conducciones bajo tierra, pero si son del tipo sin superficie libre, el fluido estará sometido a presión. Cuando la presión interna es muy alta, se incluye un armazón metálico como refuerzo47.

La sección transversal a adoptar dependerá de la clase de terreno, ya que habitualmente se utiliza la sección rectangular para canales en roca y la sección trapezoidal para canales en tierra. Para conducciones en lámina libre enterradas se suelen utilizar tuberías prefabricadas de hormigón (véase la Figura 14). Figura 14. Tuberías


línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/centrales-hidroelectricas-crackeado> 2.2.5 Sala de máquinas. Construcción donde se sitúan las máquinas (turbinas, alternadores) y elementos de regulación y control de la central. “En su interior están albergadas las turbinas con sus correspondientes bancadas, los generadores, cuadros eléctricos y de control, etc. La configuración física del edificio depende del tipo y número de máquinas a utilizar y del tamaño de las

47 RODRÍGUEZ QUINTANA, Abel David. Centrales hidroeléctricas en línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/ centrales-hidroelectricas-crackeado>

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mismas. En las instalaciones de eje vertical la estructura de la central suele dividirse verticalmente en tres niveles, de abajo hacia arriba”48. Nivel de tubos de aspiración, pozos o galería de desagüe Nivel de turbina y final de tubería forzada Nivel de generadores En las instalaciones de eje horizontal lógicamente las zonas b y c, están al mismo nivel. La zona a, junto con la cimentación de la maquinaria, componen lo que se llama infraestructura y la zona b y c, la superestructura consta en primer lugar de la sala de máquinas, de la sala de reparaciones y de las restantes instalaciones y oficinas de la central (véase la Figura 16). Figura 15. Sala de Máquinas

RODRÍGUEZ QUINTANA, Abel David. Centrales hidroeléctricas en línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/centrales-hidroelectricas-crackeado> 2.2.6 Turbinas hidráulicas. La turbina es el elemento que aprovecha la energía cinética y potencial del agua para producir un movimiento de rotación, que transferido mediante un eje al generador produce energía eléctrica. En cuanto al modo de funcionamiento, las turbinas hidráulicas se pueden clasificar en dos grupos: Turbinas de acción. Turbinas de reacción.

48 RODRÍGUEZ QUINTANA, Abel David. Centrales hidroeléctricas en línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/ centrales-hidroelectricas-crackeado>

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La diferencia entre ambos tipos es que las turbinas de acción aprovechan únicamente la velocidad de flujo de agua para hacerlas girar, mientras que las de reacción aprovechan, además, la presión que le resta a la corriente en el momento de contacto. Es decir, mientras que las turbinas de reacción aprovechan la altura total disponible hasta el nivel de desagüe, las de acción aprovechan únicamente la altura hasta el eje de turbina. El tipo de turbina de acción más conocido es la Pelton, pero existen otros tipos como pueden ser la Turgo con inyección lateral y la turbina de doble impulsión o flujo cruzado, también conocida por turbina Ossberger o Ban-ki-Michell. Dentro de las turbinas de reacción, las más conocidas son la Francis y la Kaplan49 (véase las Figuras17 y 18).

Figura 16. Esquema de instalación con turbina de acción

RODRÍGUEZ QUINTANA, Abel David. Centrales hidroeléctricas en línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/centrales-hidroelectricas-crackeado>

49 RODRÍGUEZ QUINTANA, Abel David. Centrales hidroeléctricas en línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193 /centrales-hidroelectricas-crackeado>

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Figura 17. Esquema de instalación con turbina de reacción

RODRÍGUEZ QUINTANA, Abel David. Centrales hidroeléctricas en línea. Bogotá: Scribd [citado 27 marzo, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://es.scribd.com/document/72006193/centrales-hidroelectricas-crackeado> 2.3 CARACTERIZACIÓN DE LOS GENERADORES DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Uno de los principales elementos dentro de una central hidroeléctrica es el generador hidráulico, que se encarga de convertir la energía mecánica en eléctrica, utilizando ya sea corriente alterna o corriente continua y basando su funcionamiento en el principio de inducción electromagnética. “El generador acoplado al eje de la turbina que gira por la acción del agua genera una corriente alterna de alta intensidad y baja tensión, esta corriente posteriormente pasa a un transformador que la convierte en alta tensión y baja corriente, apta para su transporte a grande distancias con un mínimo de pérdidas”50. Más tarde, en los centros de consumo, un nuevo transformador la transforma en una corriente de baja tensión para su aplicación directa a los receptores domésticos e industriales. Solidario con el eje de la turbina y del generador, gira un generador de corriente continua llamado excitatriz, que se utiliza para excitar magnéticamente los polos del estator del generador, creando un campo magnético que posibilita la generación de corriente alterna en el rotor. El generador es una máquina, basada en la inducción electromagnética, que se encarga de transformar la energía mecánica de rotación, que proporciona la turbina, en energía eléctrica. El principio

50 ORGANIZACIÓN LATINOAMERICANA DE ENERGÍA OLADE. Hidroeléctricas - componentes básicos. Bogotá: OLADE, 2008. p. 130.

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de funcionamiento está basado en la ley de Faraday. Cuando un conductor eléctrico se mueve en un campo magnético, se produce una corriente eléctrica a través de él. 2.3.1 Partes del generador. El generador (o alternador) está compuesto por: el rotor (o inductor móvil). Se encarga de generar un campo magnético variable al girar arrastrado por la turbina. Está conformado por: 2.3.1.1 Eje. Es de acero forjado y sometido a los ensayos precisos para verificar la perfecta homogeneidad del material. Mecanizado en toda su longitud y pulido en las superficies de deslizamiento de los cojinetes. 2.3.1.2 Cuerpo del rotor. La corona rotorica está constituida por una llanta de acero forjado en forma de cilindro, que se colará sobre el disco rotórico constituyendo junto con el eje, un conjunto compacto, que formará la línea básica del eje. 2.3.1.3 El estator (o inducido fijo). Sobre el que se genera la corriente eléctrica aprovechable. Este está conformado por:

Carcasa. Es una estructura soldada diseñada para alcanzar gran rigidez torsional y resistencia al pandeo y a las vibraciones. Bobinador. Es el conjunto de bobinas donde se induce el voltaje de salida del generador principal debido al efecto del campo magnético giratorio producido por la bobina de campo del rotor. El bobinado del estator es del tipo trifásico, con bobinas dispuestas en dos capas para conexión en estrella. Los dos extremos de cada fase se conectan a terminales sujetos a la carcasa51.

2.3.1.4 Cojinetes. Los cojinetes constituyen los rodamientos del generador y se clasifican en: Cojinete de empuje combinado. El cojinete de empuje, o pivote, que va combinado con el guía superior, es del tipo de deslizamiento para funcionar con carga axial, y consta principalmente de un anillo espejo de acero especial, de los patines o segmentos de apoyo, de material antifricción, de un aro y de los accesorios de base. “En funcionamiento, entre el anillo espejo y los patines se forma una película de aceite a alta presión que mantiene al primero “a flote”, evitando el contacto entre metales. La película de aceite se forma debido a las inclinaciones que toman los patines con el giro y a los propios biseles de entrada. Para el cojinete pivote, hay un sistema de lubricación de aceite de alta presión, a base de una moto-bomba que inyecta aceite entre los segmentos y el anillo durante el arranque y parada”52.

51 Ibíd.,p.131 52 Ibíd., p. 131

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El sistema está en servicio hasta que la maquina gira a la velocidad necesaria para que el cojinete se auto lubrique de manera normal (véase la Figura 19).

Figura 18. Cojinete de empuje

Fuente. UNIVERSIDAD DE ANTIOQUIA. Centrales hidráulicas [en líneas]. Medellín: La Universidad [citado 15 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://jaibana.udea.edu.co/grupos/centrales/files/capitulo%205.pdf>

Cojinetes guía. Los cojinetes guía serán del tipo de deslizamiento, aptos para “soportar esfuerzos radiales, y constarán principalmente de un mango de acero forjado, subdivididos en segmentos ajustables, con un recubrimiento de metal antifricción en la superficie interior. La lubricación se efectúa por el paso de aceite desde la cámara de nivel a través de unos taladros practicados en la parte inferior de la campana y por la acción centrifuga de esta, ascendiendo por los huecos entre segmentos”53. 2.3.1.5 La excitatriz. Es la máquina encargada de suministrar la corriente de excitación a las bobinas del estator, parte donde se genera el campo magnético. Según la forma de producir el flujo magnético inductor podemos hablar de:

Excitación independiente. La corriente eléctrica proviene de una fuente exterior. Excitación serie. La corriente de excitación se obtiene conectando las bobinas inductoras en serie con el inducido. Toda la corriente inducida a las bobinas del rotor pasa por las bobinas del estator. Excitación shunt o derivación. La corriente de excitación se obtiene conectando las bobinas del estátor en paralelo con el inducido. Solo pasa por las bobinas del estátor una parte de la corriente inducida.

53 Ibíd.,p.132

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Excitación compound. En este caso las bobinas del estátor están conectadas tanto en serie como en paralelo con el inducido54.

2.3.2 Funcionamiento del generador. Para el arranque de la unidad de generación es necesario que se cumplan ciertas condiciones de seguridad las cuales permitan tener las condiciones necesarias para un rendimiento óptimo de la turbina, en donde la condición principal es que los cojinetes combinado e inferior del generador estén debidamente lubricados, verificando que la temperatura y nivel de aceite sean los óptimos, para lo cual se considera lo siguiente (véase la Figura 19). Figura 19. Perfil Grupo Turbina Generador

Fuente. GÓMEZ MUÑOZ, Geovanny Patricio; MÉNDEZ PEÑALOZA, Gino Fabricio. Gestión de Mantenimiento de la Central Hidroeléctrica Ocaña. Calle Vieja: Universidad Politécnica Salesiana. Facultad de Ingeniería. Modalidad trabajo de grado, 2011 p. 100.

Lubricación y Temperatura del Cojinete. El cojinete de tipo auto lubricado en baño de aceite, al servir de guía en la rotación de la turbina y generador va a estar expuesto al calentamiento generado por fricción, por lo que se debe controlar la temperatura y el nivel de aceite en los cojinetes mediante sensores, estos sensores controlarán la temperatura en el metal del cojinete, temperatura del aceite del cojinete, así como las seguridades del nivel bajo y alto de aceite.

54 ENDESA. Los generadores eléctricos [en línea]. Bogotá: La Empresa [citado abril 22, 2017]. Disponible en Internet: <URL: https://www.endesaeduca.com/Endesa_educa/recursos-interactivos/ conceptos-basicos/v.-funcionamento-basico-de-generadores>

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Temperaturas del Generador. Se consideran las temperaturas en el bobinado del estator en cada una de las fases mediante los sensores de temperatura, así como las temperaturas a la salida. Es decir en los bornes del generador, mediante el relé de protección. En centrales menores de 1000 KW la tensión de trabajo del generador es de 380 o 500 voltios, y para potencias más elevadas la generación se produce en media tensión (3000, 5000 o 6000 voltios)55 (véase la Figura 20).

Figura 20. Generador

GÓMEZ MUÑOZ, Geovanny Patricio; MÉNDEZ PEÑALOZA, Gino Fabricio. Gestión de Mantenimiento de la Central Hidroeléctrica Ocaña. Calle Vieja: Universidad Politécnica Salesiana. Facultad de Ingeniería. Modalidad trabajo de grado, 2011 p. 101. 2.3.3 Tipos de generador de energía. El generador puede ser de dos tipos: Síncrono o asíncrono 2.3.3.1 Generador síncrono. En máquinas de baja velocidad, el rotor puede estar situado horizontal o verticalmente; en máquinas de alta velocidad el rotor es siempre horizontalmente. En el rotor está colocado el devanado de excitación, por el que circula corriente continua. Dicha corriente se aporta del exterior, a través do dos anillos rozantes. Las partes magnéticas del rotor son de acero.

55 GÓMEZ MUÑOZ, Geovanny Patricio; MÉNDEZ PEÑALOZA, Gino Fabricio. Gestión de Mantenimiento de la Central Hidroeléctrica Ocaña. Calle Vieja: Universidad Politécnica Salesiana. Facultad de Ingeniería. Modalidad trabajo de grado, 2011 p. 100.

58

Los rotores para velocidades lentas están dotados do polos salientes, con nucicos polares macizos o de chapa. Un rotor de este tipo se llama también rueda polar. Los rotores para velocidades elevadas se construyen en forma de rotores lisos (sin polos salientes). Con frecuencia, el árbol del rotor lleva montado también el inducido de un generador de corriente continua, llamado generador de excitación, y que suministra la corriente de excitación necesaria a la máquina síncrona. Las máquinas síncronas sin generador de excitación reciben la corriente de excitación a través de rectificadores alimentados por Ia red o emplean corno tensión de excitación la tensión generada por el propio generador. Para silo, la tensión alterna inducida se debe rectificar. La tensión inducida en el generador síncrono depende de la corriente de excitación y de la velocidad de giro. De dicha velocidad depende también la frecuencia, que normal mente está fijada de antemano. Al aumentar la corriente de excitación se llega a In saturación y la característica de vado se apiana. El generador síncrono suministra a la red tanta más potencia, cuanto con más fuerza es accionado. Conectado a una red estable, es decir, cuya frecuencia es fija, al aumentar la carga en rueda polar mantiene su velocidad, pero aumenta el adelanto o Angulo de carga respecto al campo rotativo. Los generadores acoplados a la red actúan coma condensadores si están sobreexcitados y coma inductores en caso contrario. Un generador síncrono se puede conectar en paralelo con otros generadores síncronos o bien con una red, si los valores instantáneos de las tensiones en bornes de los dos generadores a acoplar son permanentemente iguales. Por lo tanto, son necesarias igualdad de sucesión de fases, igualdad de fase, igualdad de frecuencia e igualdad de valor efectivo de las tensiones56.

Funcionamiento. En este tipo de generador la conversión de energía mecánica en eléctrica se produce a una velocidad constante llamada velocidad de sincronismo. Las bobinas arrolladas crean el campo magnético en los polos del rotor. Para que esto ocurra, por estas bobinas debe circular una corriente eléctrica continua. Para producir esta corriente continua pueden emplearse diferentes sistemas de excitación: Autoexcitación estática. La corriente proviene de la propia energía eléctrica generada, previamente transformada de alterna en continua.

56 COLOMBIA. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA DE COLOMBIA, Op. cit., p. 83

59

Excitación con diodos giratorios. Se crea una corriente alterna invertida, con polos en el estator y se rectifica por un sistema de diodos, situado en el eje común. Excitación auxiliar. La corriente necesaria se genera mediante una dinamo auxiliar regulada por un reóstato. 2.3.3.2 Generador Asíncrono. Debido a la simplicidad, robustez y bajo costo de los clásicos motores eléctricos, éstos han venido utilizándose como generadores eléctricos sobre todo en centrales de pequeña potencia. Para ello es necesario que el par mecánico comunicado al rotor produzca una velocidad de giro superior a la de sincronismo. Este exceso de velocidad produce un campo giratorio excitador. Es importante que la diferencia entre las velocidades de funcionamiento y la de sincronismo sea pequeña, para reducir las pérdidas en el cobre del rotor. El generador toma la corriente de la red para la creación del campo magnético. También es necesaria la colocación de una batería de condensadores que compense la energía reactiva generada. El uso de este tipo de generadores no precisa regulador de velocidad en la turbina. Para arrancar el grupo se abre el distribuidor de la turbina hasta que se llega a una velocidad superior a la de sincronismo (aunque próxima a la misma) y en este momento se conecta a la red por medio de un interruptor automático. 2.3.4 Parámetros para la elección de los generadores. La potencia, la tensión y características de un generador deben determinarse teniendo debidamente en cuenta la carga, la situación respecto al resto de la central y del sistema considerados en conjunto, así como las características y potencia disponible de las máquinas motrices. A continuación se describen los principales parámetros que se deben tener en cuenta para elegir el tipo de generador para una central hidroeléctrica. 2.3.4.1 Potencia del generador. Dependerá del volumen total del presupuesto de la central, incluida la capacidad de reserva, y el costo anual de explotación y la magnitud probable del incremento de la carga. Antes de efectuar la elección es necesario examinar varias alterativas y combinaciones de diferentes capacidad unitarias, basadas en curvas de duración de la carga, reales y supuestos, para obtener un mínima del costo anual, incluyendo el servicio de interés del capital y los gastos de la explotación. 2.3.4.2 El precio de compra. Al igual que el de costo por kilovatio instalado de un generador decrecen y el rendimiento aumenta, at aumentar la potencia unitaria, dentro de los límites normales de construcción del tipo de generador y de la maquina motriz, aunque el beneficio relativo en el costo y en el rendimiento, decrecen a medida que aumenta la potencia unitaria.

60

Los gastos de mano de obra de explotación guardan mayor proporción en el número de unidades que con la potencia total de la central. 2.3.4.3 Factor de carga diario y anual. Constituyen importantes puntos a considerar, para determinar la potencia de los generadores. Con un alto factor de carga diario y anual puede ser más económica la explotación por medio de relativamente pocas unidades de gran potencia, mientras que un bajo factor de carga, requiere unidades de potencia más reducidas. Las características de carga pueden ser de tal naturaleza que se obtenga la solución más económica mediante pocas unidades de gran potencia para los periodos de fuerte carga y una o más unidades pequeñas para los periodos de carga (Whiles) 2.3.4.4 Rendimiento de la máquina motriz. En las diferentes cargas de funcionamiento constituye un factor importante para la determinación de la potencia de las unidades.

Mientras las turbinas y máquinas de vapor se caracterizan por tener una curva de consumo de vapor bastante plana, entre la media y la plena carga. Las características de rendimiento de las turbinas hidráulicas varia gestión el tipo y la altura del salto, pero el rendimiento tiende, generalmente, a disminuir rápidamente con cargas Este es un factor importante cuando la potencia de la central ha sido adaptada al caudal del rio y donde existen embalses dc agua, mientras que en el caso de haber exceso de agua o cuando no hay embalse o reservas de agua, el rendimiento de la turbina hidráulica, especialmente bajo cargas parciales, es de menor importancia57.

2.3.4.5 El carácter progresivo o el rendimiento de un carga. La progresión de la carga influye en la elección de la potencia. Las grandes unidades resultan más económicas en un sistema de rápido crecimiento que en un sistema estático. En contra de las grandes unidades, en las centrales de carga creciente hay que evaluar el exceso de carga financiera causado por el exceso de potencia instalada durante los periodos en que se dispone de sobrante de potencia. 2.3.4.6 La tensión del generador. La tensión depende de la carga a suministrar, de la distancia de la misma y la tensión del sistema a que está conectado, pero puede estar limitada por la potencia de la propia unidad.

Los generadores de corriente alterna pueden tener la misma tensión que la red o una tensión distinta, según sea la longitud de las líneas de transmisión y la economía que resulte de la interposición de transformadores. Los pequeños

57 Ibíd., p. 86

61

generadores de corriente alterna que suministran energía a una distancia del orden de un centenar de metros, producen la corriente a 120 0 240 6 120/208 sistema tetrafilar y en algunas fábricas a 440 voltios. Los generadores de pocos megavatios, que suministran corriente dentro de un radio de pocos kilómetros producen la energía a 2300 0 a 4000 voltios. Para grandes distancias y potencias mayores se construyen normalmente sobre tensiones de 13.800 voltios, aunque algunas centrales existentes poseen unidades de tensión intermedias como 6.600, 7.800, u 11000 voltios58.

Como se puede observar, a la hora de elegir un generador eléctrico se deben tener en cuenta una serie de parámetros, enfocándolos siempre al tipo de necesidad que se tenga, que se ajuste además a los demás componentes para la generación de energía, en el caso de las centrales hidroeléctricas, para la elección del generador, se debe entonces, analizar y comparar la información de los parámetros anteriormente escritos, con el tipo de central en la que se va a instalar, el nivel de carga energética que se va a producir, todo el con el fin de permitir que el generador tenga la capacidad de responder a las características de la energía que se proyecta producir en cada central. Tener en cuenta estos parámetros permite, además adquirir el generador que se requiere, evitando de este modo que se puedan presentar con mayor rapidez fallas, desgastes o malos funcionamientos, al no tener el generador que cumpla con las especificaciones del planta donde será instalado y de los demás dispositivos que trabajaran en conjunto con éste para generar energía y por consiguiente electricidad. 2.4 GENERACIÓN DE HIDROENERGÍA EN BRASIL La generación de energía hidroeléctrica en Brasil es la más representativa, ya que las centrales hidroeléctricas generan el 90% de la electricidad producida en el país. La instalación de represas para la construcción de plantas de energía comenzó en Brasil desde finales del siglo XIX, pero fue después de la Segunda Guerra Mundial (1939-1945) que la adopción de la energía hidroeléctrica se ha convertido en relevante en la producción de energía de Brasil. El potencial técnico para la explotación de la energía hidroeléctrica en Brasil está entre los cinco más grandes del mundo; “el país tiene 12% de la superficie del agua dulce en el planeta y condiciones adecuadas para la exploración. El potencial hidroeléctrico se estima en alrededor de 260 GW, de los cuales el 40,5% se encuentra en la cuenca del Amazonas - para la comparación, las cuentas

58 Ibíd., p. 85

62

cuenca del Paraná el 23% del Tocantins, 10,6% y de San Francisco, en un 10%. Sin embargo, fue inventariado sólo el 63% del potencial”59. 2.4.1 Generalidades de las Plantas Hidroeléctricas de Brasil. Una planta hidroeléctrica en Brasil puede ser clasificado de acuerdo a su generación de energía que puede ser dos tipos principales: plantas hidroeléctricas PCH o pequeñas centrales hidroeléctricas que producen 1 MW a 30 MW y tiene un área de depósito de menos de 3 kilómetros cuadrados, y GCH o grandes centrales hidroeléctricas que producen más de 30 MW.

El uso de la energía hidráulica se realiza mediante el uso de turbinas hidráulicas, correctamente acoplada a un generador de corriente eléctrica. Con eficiencia hasta el 90%, las turbinas de agua son actualmente las formas más eficientes de conversión de energía primaria en energía secundaria. Las turbinas hidráulicas disponen de una amplia variedad de formas y tamaños. El modelo más utilizad es el modelo Francis, una vez que se adapta a ambos los sitios de cabeza baja como lugares de alta caída, como funciona totalmente sumergido, su eje puede ser horizontal o vertical. Entre otros modelos de turbinas hidráulicas, los más significativos son el Kaplan conveniente para sitios bajo cabeza (10 m a 70 m) y la Pelton más apropiado, accidente alta (200 m a 1.500 m)60.

Las turbinas Francis se diseñan para un amplio rango de saltos y caudales, así mismo se usan para la producción de energía eléctrica mediante centrales hidroeléctricas (véase la Figura 21).

59 PORTAL BRASIL. El potencial hidroeléctrico de Brasil es uno de los cinco más grandes del mundo [en línea]. Brasilia [citado 10 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://www.brasil.gov.br/infraestrutura /2011/12/potencial-hidreletrico-brasileiro-esta-entre-os-cinco-maiores-do-mundo> 60 AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL. Atlas de energia elétrica do Brasil. Brasília: ANEEL, 2010. p. 23

63

Figura 21. Turbina Francis

Fuente. CORTES, Natalia; ATANACHE, Paula Alejandra y ACOSTA, Paola Andrea. Hidroeléctricas. Bogotá: Universidad El Bosque, 2014. p. 31 Las turbinas Kaplan son turbinas de agua funciona de manera semejante a la hélice de un barco, éstas son impulsadas por agua a alta presión liberada por una compuerta (véase la Figura 22). Figura 22. Turbinas Kapla

Fuente. CORTES, Natalia; ATANACHE, Paula Alejandra y ACOSTA, Paola Andrea. Hidroeléctricas. Bogotá: Universidad El Bosque, 2014. p. 32 Finalmente las turbinas Pelton que consiste en una rueda dotada de cucharas, las cuales están realizadas para convertir la energía (véase la Figura 23).

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Figura 23. Turbina Pelton

Fuente. CORTES, Natalia; ATANACHE, Paula Alejandra y ACOSTA, Paola Andrea. Hidroeléctricas. Bogotá: Universidad El Bosque, 2014. p. 33 Este tipo de turbinas están diseñadas para explotar grandes saltos hidráulicos de bajo caudal. 2.5 TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE BRASIL 2.5.1 Centrales Hidroeléctricas Según Salto de Altura. Teniendo en cuenta las características hídricas de Brasil las plantas hidroeléctricas que predominan en el país son de tipo según salto de altura. Éstas son muy importantes ya que el salto determina el tipo de las instalaciones del aprovechamiento hidroeléctrico. Algunas de sus características son: Terreno: montañoso (centrales de alta montaña). Influjo preponderante del caudal en la potencia pequeño Tipo de embalse grande, acumulación anual. Canal de derivación o túnel y tubería forzada Tipo de turbina: francis lenta, Pelton. Costo menos elevado Tiene capacidad de almacenar agua y de esta manera se puede desacoplar el flujo de agua que trae el río, de la generación eléctrica. La capacidad de regulación del embalse puede ser baja o alta, dependiendo de las características del sitio y de los costos. La casa de máquinas se puede encontrar a pie de presa o a una cierta distancia de ésta con el fin de ganar salto. En este último caso se debe derivar (conducir) el agua por medio de canales y/o tuberías61 (véase la Figura 24 y 25).

61 CORTES, Natalia; ATANACHE, Paula Alejandra y ACOSTA, Paola Andrea. Hidroeléctricas. Bogotá: Universidad El Bosque, 2014. p. 23

65

Figura 24. Central Hidroeléctrica de Salto de Altura

Fuente. CORTES, Natalia; ATANACHE, Paula Alejandra y ACOSTA, Paola Andrea. Hidroeléctricas. Bogotá: Universidad El Bosque, 2014. p. 33. La central hidroeléctrica de este tipo más representativa de Brasil y una de las más grandes del mundo es la Central de Itaipú Figura 25. Central Hidroeléctrica Itaipú

Fuente. CORTES, Natalia; ATANACHE, Paula Alejandra y ACOSTA, Paola Andrea. Hidroeléctricas. Bogotá: Universidad El Bosque, 2014. p. 33. 2.5.1.1 Funcionamiento. Las centrales con embalse son aprovechamientos hidroeléctricos que tienen la posibilidad de almacenar las aportaciones de agua de un río. Estas centrales pueden regular el caudal de agua que se envía a las turbinas con el propósito de adaptar la energía eléctrica producida a la demanda. A continuación se describe su funcionamiento (véase el Cuadro 1).

66

Cuadro 1. Funcionamiento del Central Hidroeléctrica de Salto de Altura

El agua cae desde la presa hasta unas turbinas

Al recibir la fuerza del agua las turbinas comienzan a girar

El agua en la tubería se transforma

Las turbinas están conectadas a unos generadores, que al girar, producen electricidad.

La electricidad viaja desde los generadores hasta unos transformadores, donde se eleva la tensión.

Fuente. CORTES, Natalia; ATANACHE, Paula Alejandra y ACOSTA, Paola Andrea. Hidroeléctricas. Bogotá: Universidad El Bosque, 2014. p. 33. Como se puede observar en el Cuadro 1 en este tipo de central hidroeléctrica los elementos de más relevancia para la generación de energía son las turbinas y el generador, pues son las turbinas las que con su fuerza trasladan la energía

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producida por la caída del agua hacia el generador, que en este caso es un generador síncrono, que es capaz de transformar la energía mecánica que se forma a través de la rotación del agua, en energía eléctrica que luego pasa a las líneas de transmisión de electricidad. En este sentido, para el plan de mantenimiento predictivo del generador, se debe tener hacer la modelación de este tipo de generador, para aplicar técnicas predictivas que simulen la dinámica del sistema eléctrico y detecten perturbaciones del mismo. 2.6 GENERACIÓN DE HIDROENERGÍA EN COLOMBIA Colombia es un país privilegiado en potencial hidroeléctrico, debido básicamente a la alta pluviosidad en casi todo el territorio, sumada a la extensa región montañosa, algunas estimaciones del potencial hidroeléctrico del país arrojan valores de 90000 MW. En términos generales, el potencial hidroeléctrico técnico de Colombia se podría considerar elevado, si se compara con el crecimiento de la demanda del sector interconectado y las demandas aisladas de las zonas no interconectadas, y sin incluir restricciones económicas o ambientales, entre otras. En este sentido, y dado el amplio rango de capacidades instaladas consideradas en el presente estudio, puede considerarse como zonas potenciales totales (para todo el rango de capacidades instaladas consideradas) toda la red de drenaje nacional. 2.6.1 Generalidad de las Centrales Hidroeléctricas en Colombia. Una central hidroeléctrica es una instalación que permite el aprovechamiento de las masas de agua en movimiento que circulan por los ríos, para transformarlas en energía eléctrica, utilizando turbinas acopladas a generadores. Después de este proceso, el agua se devuelve al río en las condiciones en que se tomó, de modo que se puede volver a usar por otra central situada aguas abajo o para consumo.

En Colombia sin embargo, predominan las pequeñas centrales hidroeléctricas, por tanto entre los diversos tipos de turbinas utilizados se tiene las turbinas Francis (el 31,61% de las centrales utilizan esta turbina) y las tipo Pelton (utilizadas por el 27,98% de las centrales). Las turbinas Kaplan son las menos comunes; solo una pequeña central cuenta con este tipo de turbina; las bombas centrífugas son utilizadas como turbinas especialmente en las microcentrales. Iguamente, las turbinas Francis son las utilizadas en las centrales pequeñas y minicentrales, en tanto que, las turbinas Michell-Banki son las más utilizadas en las centrales tipo minicentrales62.

62 TORRES QUINTERO, Ernesto. Investigación en pequeñas centrales en Colombia en línea. Bogotá:

Universidad Libre citado 27 abril, 2017. Disponible en Internet: URL: http://www.unilibre.edu.co/revistaing

eniolibre/revista-12/ar9.pdf

68

2.7 TIPO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE COLOMBIA 2.7.1 Central Hidroeléctrica de agua fluyente o filo de agua. Estas centrales se construyen en los lugares en que la energía hidráulica debe emplearse en el instante en que se dispone de ella, para accionar las turbinas hidráulicas. No cuentan con reserva de agua, oscilando el caudal suministrado según las estaciones del año. “En la temporada de precipitaciones abundantes (de aguas altas), desarrollan su potencia máxima y dejan pasar el agua excedente. Durante la época seca (aguas bajas), la potencia disminuye en función del caudal, llegando a ser casi nulo en algunos ríos en la época del estío”63. Dependiendo del emplazamiento donde se sitúe la central será necesario la construcción de todos o sólo algunos de los siguientes elementos: Azud. Toma. Canal de derivación. Cámara de carga. Tubería forzada. Edificio central y equipamiento electro-mecánico. Canal de descarga. Subestación y línea eléctrica (véase las Figuras 26 y 27). Figura 26. Central Hidroeléctrica de Agua Fluyente o Filo de Agua

Fuente. CORTES, Natalia; ATANACHE, Paula Alejandra y ACOSTA, Paola Andrea. Hidroeléctricas. Bogotá: Universidad El Bosque, 2014. p. 8.

63 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA UPME. Atlas potencial energético de Colombia 2015. Bogotá: UPME, 2015. p.27.

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Figura 27. Central Hidroeléctrica del Río Amoyá a “Filo de Agua” (Sin Embalse)

Fuente. ISAGEN. Central Hidroeléctrica del Río Amoyá. Bogotá: ISAGEN, 2013. p. 5 2.7.1.1 Funcionamiento. “Aprovecha el caudal de la corriente que trae el río para generar energía y luego devolverla a su cauce natural. Durante el proceso de generación de energía no se adicionan sustancias químicas al agua y ésta no sufre transformaciones”64. A continuación se muestra el funcionamiento de este tipo de centrales hidroeléctricas (véase El Cuadro 2).

64 ISAGEN. Central Hidroeléctrica del Río Amoyá. Bogotá: ISAGEN, 2013. p. 5

70

Cuadro 2. Funcionamiento Central Hidroeléctrica a Filo de Agua (sin Embalse) Pequeña presa - vertedero llamada azud que en la parte superior tiene unas rejas

que dejan pasar el agua que será utilizada para la generación.

El desgravador es la estructura que atrapa las gravas para la toma del agua y las

conduce al desarenador quien retiene las partículas que podrían causar desgaste en

las

turbinas

El agua llega a la central subterránea donde se encuentran dos turbinas Pelton conectadas a dos generadores eléctricos

con potencia de 40 MW cada uno. La presión del agua hace girar la turbina para

crear un campo electromagnético y así generar la energía cinética.

El generador cuenta con un sistema de imanes y circuitos que transforman la energía cinética en energía eléctrica

Finalmente la energía eléctrica es entregada por unos ductos de barras a dos

transformadores que regulan el voltaje.

Fuente. ISAGEN. Central Hidroeléctrica del Río Amoyá. Bogotá: ISAGEN, 2013. p. 7 Como se observa este tipo de centrales no requieren de un embalse o presa, sino que su funcionamiento es a través de un vertedero que transporta el agua hasta la turbina que gira creando un campo magnético con el cual el generado que también es de tipo síncrono, transforma la energía cinética en energía eléctrica, mediante el uso de un sistema de imanes y circuitos que transforman la energía. De acuerdo con funcionamiento de este tipo de centrales, los aspectos que se deben tener en cuenta en el plan de mantenimiento predictivo del generador, es el

71

sistema de imanes, mediante el control de entrehierro y cambios de diodos rodantes. 2.7.2 Centrales Hidroeléctricas con embalse o de regulación. “En este tipo de centrales se embalsa un volumen considerable de agua mediante la construcción de una o más presas que forman lagos artificiales; el embalse permite regular la cantidad de agua que pasa por las turbinas, con el fin de unificar las variaciones temporales de los caudales afluentes en el río”65. El proceso suele iniciarse en un azud o presa de derivación, donde se desvía el agua por un canal hasta una cámara de carga. Desde allí parte una tubería que lleva el agua hasta la turbina, situada en el edificio de la central, junto con el generador eléctrico. Luego el agua se devuelve al río a través de un canal de desagüe (véase la Figura 28). Figura 28. Central Hidroeléctrica con Embalse o de Regulación

Fuente. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA UPME. Atlas potencial energético de Colombia 2015. Bogotá: UPME, 2015. p.27. 2.7.2.1 Funcionamiento. Una central de pasada es aquella en la que no existe una acumulación apreciable de agua corriente arriba de las turbinas, mientras que las centrales con embalse aprovechan la diferencia de elevación entre un embalse y una central hidroeléctrica situada por debajo. El agua fluye a través de unos túneles o tuberías hasta alcanzar las tuberías de la central ubicada en el valle. Esta capacidad para regular la cantidad de agua que pasa por las turbinas permite

65 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA UPME. Op. cit., p.27.

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cubrir eficientemente las horas punta del despacho de carga diario. Su funcionamiento se muestra a continuación (véase la Figura 29). Figura 29. Funcionamiento Centrales Hidroeléctricas con Embalse o de Regulación El agua es filtrada por unas rejas (1) para protejer las turbinas (2), las cuales giran al recibir el agua. Esta rotación es transmitida al generador (4) por un eje (3). Un sistema de control se ubica en la sala de control (5). En una central de este tipo las turbinas deben aceptar todo el caudal disponible del río “como viene”, con sus variaciones de estación en estación.

Central con Embalse

Fuente. EPEC. La tecnología hidroeléctrica. Santiago de Chile: La Empresa, 2014. p. 13-14. El funcionamiento de este tipo de hidroeléctricas es igual al explicado en el numeral 2.2.1.1, ya que es el mismo tipo de central que se usa en Brasil.

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2.7.3 Centrales hidroeléctricas de acumulación por bombeo. Disponen de dos embalses situados a diferente nivel; cuando la demanda de energía eléctrica alcanza su máximo nivel a lo largo del día, el agua almacenada en el embalse superior hace girar el rodete de la turbina el cual se une a un generador de energía. Después el agua queda almacenada en el embalse inferior. Durante las horas del día en las que la demanda es menor el agua se bombea al embalse superior para que inicie nuevamente el ciclo productivo. Para ello la central dispone de un grupo de motores-bomba o, alternativamente, sus turbinas son reversibles de manera que puedan funcionar como bombas y los generadores de energía como motores66 (véase la Figura 30). Figura 30. Centrales Hidroeléctricas de Acumulación por Bombeo

Fuente. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA UPME. Atlas potencial energético de Colombia 2015. Bogotá: UPME, 2015. p.27. 2.7.3.1 Funcionamiento. Al caer el agua, almacenada en el embalse superior, hace girar el rodete de la turbina asociada a un generador. Después el agua queda almacenada en el embalse inferior. El agua es bombeada al embalse superior para que pueda iniciar el ciclo productivo nuevamente.

66 Ibíd., p.27.

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Para ello la central dispone de grupos de motores-bomba o, alternativamente, sus turbinas son reversibles de manera que puedan funcionar como bombas y los generadores como motores (véase la Figura 31). Figura 31. Funcionamiento Centrales Hidroeléctricas de Acumulación por Bombeo

Fuente. EPEC. La tecnología hidroeléctrica. Santiago de Chile: La Empresa, 2014. p. 16. En este tipo de centrales hidroeléctricas los generadores son de tipo síncronos pero actúan como motores, transformando la energía en electricidad de media tensión y alta tensión. De acuerdo con el funcionamiento del generador en esta central hidroeléctrica, para el plan de mantenimiento predictivo del generador, se deben hacer énfasis en la medición y control de la potencia y el control de voltaje del mismo. Como se pude observar en Brasil se usa un solo tipo de central hidroeléctrica mientras que en Colombia se usan diferentes tipos de centrales que se ajustan principalmente a las fuentes hídricas donde se ubican; en general se pudo observar que todas estas centrales usan generadores tipo síncrono, pero su disposición y funcionamiento para cada tipo de central es diferente, ya que en algunas actúa como generador típico, en otras actúa como motor mecánico, éstas características deben ser tomadas en cuenta para el diseño del plan de mantenimiento predictivo, especialmente en la detección de fallas, pues de la disposición del generador depende el desgaste mayor o menor de sus partes.

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En cuanto a los generadores de las centrales hidroeléctricas usadas tanto en Brasil como en Colombia, se pudo observar que el tipo de generador que predomina es el generador síncrono, ya que éste se amolda a las características estructurales y técnicas de cada una de las centrales hidroeléctricas vistas anteriormente, además éste tipo de generador es capaz de transformar la energía en diferentes modos, mecánica, cinética, magnética etc., logrando aprovechar al máximo las diferentes variantes del generador, para trabajar lo más cercano posible al punto nominal (rendimiento máximo), amoldándose al número de revoluciones que se puedan obtener mediante la turbina, el salto del agua o paso de la misma obteniendo mayor potencia, logrando generar energía eléctrica que puede ser transmitida a grandes distancias y así poder ser usada por varios usuarios. Así mismo, través de este generador eléctrico, se puede regular la tensión o voltaje evitando sobrecargas o cortos, así como regular la velocidad de acuerdo al rendimiento de las turbinas.

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3. PRINCIPALES FALLOS Y PUNTOS CRÍTICOS EN LOS GENERADORES DE ENERGÍA DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

Las centrales hidroeléctricas, requieren que todos sus componentes estén en condiciones óptimas para su buen funcionamiento, el generador es una de las principales partes con más supervisión en cuanto a mantenimiento se refiriere, Por tanto, es necesario identificar los tipos de fallas, desgastes o daños a los que está expuestos, con el fin de diseñar un plan de mantenimiento eficiente. 3.1 GENERADORES ELÉCTRICOS 3.2.1 Fallas o Desgastes del Generador de Energía. Los generadores representan el equipo más caro en un sistema eléctrico de potencia y se encuentran sometidos, más que ningún otro equipo del sistema, a los más diversos tipos de condiciones anormales. A continuación se pueden observar las principales fallas o desgastes del generador de energía. 3.2.1.1 Desequilibrado del Generador. El desequilibrio de un rotor es el resultado de una distribución másica desigual en el mismo, lo cual produce vibraciones. Estas vibraciones, que se deben a la interacción entre la componente másica desequilibrada y la aceleración radial debida al giro, las cuales conjuntamente generan una fuerza centrípeta, se transmiten a los cojinetes del rotor, de tal forma que cualquier punto de los mismos experimenta una fuerza radial por revolución. En un grupo hidroeléctrico los componentes susceptibles de presentar desequilibrio másico son: el rodete de la turbina hidráulica, el rotor del alternador y el cuerpo de la excitatriz. El desequilibrio puede deberse a posibles defectos en la construcción, fabricación, montaje y operación del grupo hidroeléctrico. 3.2.2.2 Generador con Neutro desconectado de tierra. Se trata de una de las alternativas con mayor difusión, particularmente con esquema en bloque, es decir generador conectado sin interruptor en el lado de alta tensión. Como consecuencia del bajo nivel de las corrientes capacitivas que circulan en este caso para un cortocircuito de una fase a tierra, la protección longitudinal no podrá individualizar el cortocircuito. 3.2.2.3 Cortocircuito. En los generadores se pueden presentar diferentes tipos de cortocircuitos en varias de sus partes a continuación se mencionan:

Cortocircuito entre fases. Este tipo de cortocircuitos genera la circulación de elevadas corrientes. Estas pueden producir daños significativos en el lugar del cortocircuito. Se trata de uno de los cortocircuitos más perjudiciales que puede tener lugar en el estator de un generador, ya que en el caso de no ser despejado prontamente puede originar la destrucción de las láminas del estator en el área del cortocircuito.

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Cortocircuito entre fase y tierra. El núcleo del estator se ve forzadamente comprometido cuando tiene lugar un cortocircuito entre fase y tierra del estator de un generador, debido a que, independientemente de la conexión del neutro del generador con respecto a tierra, la carcasa del generador se encuentra conectada a tierra. El daño que originará el cortocircuito a tierra en las láminas del estator estará supeditado a la intensidad de la corriente del cortocircuito y al tiempo que circule dicha corriente. Cortocircuito entre espiras misma fase y fases abiertas. Un cortocircuito entre espiras de una misma fase debe ser localizado y el generador desconectado del sistema, debido a que puede convertirse con facilidad en un cortocircuito de fase a tierra comprometiendo el núcleo del estator. Cortocircuito a tierra del campo. Debido a que los circuitos de campo operan desconectados de tierra, un cortocircuito o contacto a tierra no ocasionará ningún daño ni afectará la operación del generador. No obstante, la existencia de un cortocircuito a tierra incrementa la tensión a tierra en otros puntos del enrollado de campo cuando se inducen en éste tensiones debido a fenómenos transitorios en el estator. Como consecuencia, aumenta la probabilidad que ocurra un segundo cortocircuito a tierra67.

3.2.2.4 Sobrecalentamiento.

Sobrecalentamiento del estator. Las principales causas del sobrecalentamiento del estator de un generador radican en: el desperfecto en el sistema de refrigeración, la Sobrecarga, el Cortocircuito de varias láminas del estator. Sobrecalentamientos del rotor. La circulación de corrientes de secuencia negativa en el estator de un generador, producidas por cortocircuitos asimétricos internos o externos al generador y cargas desequilibradas, originan un campo rotatorio que gira con una velocidad igual al doble de la síncrona con respecto al rotor e inducen en el fierro de éste corrientes de una frecuencia doble de la fundamental. Dichas corrientes originan un sobrecalentamiento del rotor y pueden producir importantes daños si el generador continúa operando en esas condiciones68.

3.2.2.5 Sobretensiones. La sobre velocidad originada por pérdidas de carga o desperfectos en el regulador de tensión producen sobretensiones. 3.2.2.6 Pérdida de excitación. En el caso que un generador pierda su excitación, trabaja como generador de inducción girando a una velocidad mayor a la síncrona. Los generadores con rotor cilíndrico no están adecuados para estas operaciones, debido a que no tienen enrollados amortiguadores que puedan llevar las corrientes

67 INSTITUTO ARGENTINO DE ENERGÍA. Protección de generadores [en línea]. Buenos Aires: IAE [citado 10 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://www.iae.org.ar/archivos/educ7.pdf> 68 INSTITUTO ARGENTINO DE ENERGÍA. Protección de generadores [en línea]. Buenos Aires: IAE [citado 10 abril, 2017]. Disponible en Internet: <URL: http://www.iae.org.ar/archivos/educ7.pdf>

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inducidas en el rotor. El tiempo para alcanzar un sobrecalentamiento peligroso puede ser tan corto como 2 a 3 minutos. El estator de cualquier clase de generador síncrono puede sobrecalentarse debido a la sobre corriente en los enrollados del estator mientras la máquina está operando como un generador de inducción. 3.2.2.7 Respaldo-fallas externas al generador. Es preciso instalar en los generadores protecciones de respaldo que impidan que el generador continúe entregando corriente de cortocircuito para fallas en el sistema eléctrico externo, como consecuencia de la no operación de las protecciones principales respectivas. 3.2.2.8 Motoreo. El efecto de un desperfecto en la máquina motriz es que el generador comienza a operar como motor tomando energía del sistema. 3.2.2.9 Fallas en la Resistencia de aislamiento del Estator. Envejecimiento del aislamiento del estator, de su contaminación y de la estabilidad del aislamiento, provocando avería intempestiva que siempre genera indisponibilidad e importantes daños añadidos. 3.2.2.10 Daños o fallas en barniz y cuñas. Presencia de grietas y cierta cantidad de polvo amarillento sobre las cuñas en las ranuras, lo que indica un desgaste de estas, además de defecto por propagación de fracturas en las cuñas del rotor, deterioro de por desprendimiento de cuñas centrales, daño del núcleo, generación de puntos calientes, lo que trae como consecuencia falla del aislamiento del devanado por temperatura excesiva de operación. 3.2.2.11 Fallas de refrigeración. Fallas en los generadores con enfriamiento directo de agua, genera defectos de desconexión o falla de las resistencias equipotenciales, además se da un proceso de deterioro de descargas externas en zonas críticas, ionización del hidrógeno, como consecuencia se genera el rompimiento dieléctrico del gas y falla entre ductos de enfriamiento de diferente fase. Como se puede observar los generadores hidroeléctricos pueden presentar diferentes tipos de fallas, desgastes, pérdidas de potencia etc., provocando un mal funcionamiento paulatino; así mismo se observa que en estos generadores pueden presentar otro tipo de fallas como corto circuitos, trayendo consecuencias graves como pequeños incendios afectando no sólo la maquinaría, sino posiblemente a las personas que estén cerca. También se observa que el control de algunas de estas fallas sólo requieren seguimientos que permita medir su funcionamiento, mientras que las más graves, requieren de intervenciones a sus partes físicas o de reparaciones, por tanto para el plan de mantenimiento predictivo se debe hacer un recuento detallado de todas

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estas fallas para planificar actividades de inspección minuciosas que tengan en cuenta cada una de éstas y no se pase nada por alto.

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4. DISEÑO DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA LOS GENERADORES DE ENERGÍA DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA

4.1 CONSIDERACIONES PREVIAS El generador hidráulico, es uno de los principales componentes de las centrales hidroeléctricas, pues siendo una máquina eléctrica rotativa, se encarga de convertir la energía mecánica en eléctrica, utilizando ya sea corriente alterna o corriente continua y basando su funcionamiento en el principio de inducción electromagnética. Esta máquina está compuesta por una serie de partes, que deben ser inspeccionadas constantemente con el fin de predecir e identificar posibles fallas que afecten el funcionamiento normal del generador. En este sentido, el mantenimiento predictivo se convierte en una herramienta eficaz para la gestión del buen funcionamiento de los generadores hidroeléctricos, ya que “se basa en la inspección para determinar el estado y operatividad de los equipos, mediante el conocimiento de valores de variables que ayudan a descubrir el estado de operatividad; esto se realiza en intervalos regulares para prevenir las fallas o evitar las consecuencias de las mismas”69. De acuerdo a lo anterior y la previa identificación de puntos críticos y falla del generador eléctrico con el mantenimiento predictivo se pretende evaluar principalmente los siguientes puntos: Estator: Se evalúa el nivel de desbalance resistivo y el nivel de desbalance inductivo en los bobinados estatóricos para determinar problemas de bobinas/espiras en corto circuito en bobinados de alambre magneto y barra sólida de cobre. Se evalúa el nivel de degradación del cobre en el bobinado. Rotor: Se evalúan rotores de jaula de ardilla y rotores bobinados. Mediante un espectro de Fourier FFT, se obtiene el patrón en función de la frecuencia para encontrar bandas laterales con cierta amplitud para detectar barras flojas, barras degradadas o completamente rotas en el rotor. Entrehierro (airgap): Se evalúa el espacio físico entre el rotor y estator, de manera que es posible detectar condición de excentricidad estática y dinámica relacionada con deformaciones en el rotor o condiciones mecánicas inapropiadas externas al motor.

69 VALDES ATENCIO, Jorge Luis y SAN MARTÍN PACHECO, Erick Armando. Diseño de un plan de mantenimiento preventivo-predictivo aplicado a los Equipos de la empresa Remaplast. Cartagena: Universidad de Cartagena. Facultad de Ciencias Económicas. Modalidad trabajo de grado, 2009. p. 63

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4.1.1 Objetivos del Plan de Mantenimiento Predictivo. El plan de mantenimiento predictivo para el generador eléctrico de CH se enfoca hacia el cumplimiento de los siguientes objetivos: Optimización de la disponibilidad del equipo. Disminución de los costos de mantenimiento. Maximización de la vida de la máquina. Evitar, reducir, y en su caso, reparar, las fallas. Disminuir la gravedad de las fallas que no se lleguen a evitar. Evitar detenciones inútiles o para de máquinas. Evitar accidentes. Evitar incidentes y aumentar la seguridad para las personas. Conservar los bienes productivos en condiciones seguras y preestablecidas de operación. El mantenimiento adecuado, tiende a prolongar la vida útil de los bienes, a obtener un rendimiento aceptable de los mismos durante más tiempo y a reducir el número de fallas. 4.2 FASES DEL PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO El plan de mantenimiento predictivo del generador eléctrico de una central hidroeléctrica está conformado por una serie de procesos con diferentes procedimientos y actividades que permitirá a las centrales hidroeléctricas implementarlo fácil y eficazmente, a continuación se describen sus fases principales, a continuación se presentan el esquema de las fases que se desarrollaran en el plan (véase la Figura 32), cabe mencionar que está planificación se ha elaborado teniendo en cuenta el método de mantenimiento con base en el análisis de fallas explicado en el númeral 1.6.1.6 Mantenimiento del Generadores del capítulo 1 del presente trabajo. Figura 32. Fases de Plan de Mantenimiento Predictivo

Fuente. Los Autores.

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Cada una de estas fases tiene un propósito y en algunas se deben desarrollar más de una actividad, a continuación se explica cada una de las fases. 4.2.1 Identificación del Generador. Se va a diseñar una tarjeta básica de identificación del generador la cual tiene entre otros datos: Información general del equipo Datos Técnicos Datos de Adquisición Lubricantes Datos de motor, Generador y transferencia Rodamientos del generador Transmisión de potencia Generalidades adicionales Además de la ficha técnica, el Responsable de Mantenimiento archiva otros documentos relacionados con el equipo o máquina, como pueden ser catálogos, manual del usuario, esquemas de funcionamiento, instrucciones de uso, medidas preventivas a tomar para evitar riesgos sobre las personas y material, etc., y el resto de documentos citados en este procedimiento. Este formato de identificación será diligenciado por el Responsable de Mantenimiento y aprobado por Gerencia (véase el Anexo A). Formato de Historial de Revisiones y Reparaciones. Formato en el que se registra cada una de las operaciones realizadas en el equipo, tanto si se trata de mantenimiento preventivo, correctivo o actividades predictivas. En este formato se registrará información como: Identificación del equipo Descripción técnica Fecha de inspección Procedimiento ejecutado Repuestos y equipos usados Observaciones (véase el Anexo A). 4.2.2 Relación Puntos de Fallas y signos de avería. Esta fase se realizó teniendo en cuenta los resultados del capítulo 3 del presente documento, en donde se identificaron los fallos y puntos críticos generadores de las centrales hidroeléctricas. Teniendo en cuenta esta información se diseña una matriz (véase el Anexo A) donde se registran los datos relacionados con: Modos de Fallas Signos de avería

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A partir de este formato se hace la revisión de criticidad de las fallas. 4.2.3 Revisión de Criticidad de Fallas. En esta fase se realizó en análisis de las Fallas funcionales y los parámetros para realizar actividades de mantenimiento predictivo. Se trata de una matriz de evaluación que será desarrollada por el equipo que realice las inspecciones. Esta matriz de evaluación es indispensable, ya que a partir de ésta se determina la estrategia de mantenimiento, priorizar trabajos y tomar mejores decisiones de manejo de riesgo, es decir, centrarse en lo realmente importante o lo que requiere acciones inmediatas. Consiste en un puntaje sencillo de evaluación de fallas mediante dos factores principales: Fallas por consecuencia Fallas Probabilidad En los cuadros se asigna un rango numérico de acuerdo al criterio de consecuencia de la falla (véase los Cuadros 3 y 4) Cuadro 3. Criterios para Calificación de Falla por Consecuencia

VALOR CONSECUENCIA CRITERIO

10 Extremadamente dañino Enorme pérdida financiera

7 Muy dañino Lesionados y perdías considerables

5 Dañino Pocos lesionados y pérdidas considerables

3 Leve Ningún lesionado o daño

Fuente. SILVA PABÓN, Diego Andrés. Diseño de un plan de mantenimiento predictivo para Generadores eléctricos. Bucaramanga: Universidad Industrial de Santander. Facultad de Ingeniería Físico-Mecánicas. Especialización en Gerencia de Mantenimiento, 2010. p. 62. Cuadro 4. Criterio para la Calificación de falla por Probabilidad


10 Muy probable El daño ocurrirá siempre o casi siempre

7 Probable El daño ocurrirá en algunas ocasiones

5 Poco probable El daño ocurrirá ocasionalmente

3 Improbable El daño no ocurrirá

Fuente. SILVA PABÓN, Diego Andrés. Diseño de un plan de mantenimiento predictivo para Generadores eléctricos. Bucaramanga: Universidad Industrial de Santander. Facultad de Ingeniería Físico-Mecánicas. Especialización en Gerencia de Mantenimiento, 2010. p. 62.

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Luego de haber evaluado numéricamente el nivel de consecuencia se hace una sumatoria para determinar el criterio de intervención (véase el Cuadro 5). Cuadro 5. Criterio de Intervención

Valor SEÑAL DE INTERVENCIÓN

COLOR REPRESENTATIVO

70-100 Máximo

50-69 Tolerable

9-49 Mínimo

Fuente. SILVA PABÓN, Diego Andrés. Diseño de un plan de mantenimiento predictivo para Generadores eléctricos. Bucaramanga: Universidad Industrial de Santander. Facultad de Ingeniería Físico-Mecánicas. Especialización en Gerencia de Mantenimiento, 2010. p. 62. De acuerdo con estos datos se realiza el análisis de fallas funcionales y los parámetros realizar el mantenimiento predictivo (véase el Cuadro 5). Cuadro 6. Formato Fallas Funcionales y los Parámetros para Realizar el Mantenimiento Predictivo

Falla funcional

Síntoma de la falla

funcional

Modo de falla

Efecto de la falla

funcional

Criticidad de la falla

Intervención Tareas a

realizar

Herramienta predictiva

Rango de medición adecuada Cons. Prob.

Fuente. SILVA PABÓN, Diego Andrés. Diseño de un plan de mantenimiento predictivo para Generadores eléctricos. Bucaramanga: Universidad Industrial de Santander. Facultad de Ingeniería Físico-Mecánicas. Especialización en Gerencia de Mantenimiento, 2010. p. 64. A partir de esta información se determinan las actividades que se deben realizar. 4.2.4 Diseño de Rutas de Inspección. Las rutas de inspección sirven para dos propósitos: Detectar daños accidentales. Estos chequeos pueden incluir, por razones de conveniencia, ciertas tareas a condición específicas, pero, en general, los daños pueden ocurrir en cualquier momento y no se relacionan con ningún nivel definible de resistencia a la falla. No existe una base para definir un estado de falla potencial explícito o un intervalo probabilidad-fallo previsible. Detectar excepciones imprevistas en el comportamiento de la falla. También pretende detectar problemas debidos a limpieza y conservación y proporcionar a los gerentes una oportunidad de asegurar que los parámetros generales de

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mantenimiento sean satisfactorios. Así se puede ayudar a controlar que las rutinas de mantenimiento sean satisfactorias y se están realizando correctamente. Para desarrollar esta actividad se diseñó un formato de recorridos para la inspección de puntos clave. Es importante resaltar que las inspecciones se harán de forma diaria, semanal y anual, cada uno de estos recorridos comprende actividades diferentes. A continuación se muestra el formato de rutas de inspección (véase el Cuadro 7). Cuadro 7. Ruta de Mantenimiento Predictivo LOGO PUNTOS CLAVE DE INSPECCIÓN Ubicación

Nombre Código Hoja de Programa de mantenimiento

ITEM DETALLE DE INSPECCIÓN

CANTIDAD DE PUNTOS

LÍMITES TIEMPO (min) FRECUENCIA (Semanas)

OBSERVACIONES

Fuente. Los Autores. 4.2.5 Técnicas de monitoreo. Las técnicas de monitoreo son métodos de orden instrumental con las que se aportan resultados importantes para analizar las situaciones que genera alguna o todas las causas de las fallas presentadas en los análisis y rutas de recorrido. Las técnicas que se usarán para el plan de mantenimiento predictivo de generadores de centrales hidroeléctricas son: Técnicas de monitoreo térmicas Técnicas de monitoreo de tribiología Técnicas de monitoreo de vibraciones (véase el Cuadro Cuadro 8. Instrumentos Avanzados Específicos Técnicos de Control

Elementos de Estudios y vigilancia Monitoreo Vigilancia con control térmicos tribológico vibraciones

Medios para la transmisión de

información a través de la máquina

Objetos o elementos sólidos o fluidos, que posean conductividad

térmica.

Aceites lubricanes o de refrigeración,

grasas u otro fluido con características

medibles.

Elementos sólidos. Están en función de las características

elásticas y másicas de los sólidos.

Elementos vigilados y monitoreados

Elementos o sistemas que desprenden calor

por movimientos físicos o transmisión de energía. Sistemas térmicos con fluidos para transmitir calor.

Intercambiadores.

Cualquier componente que esté lubricado:

cojinetes, componentes de

trasmisión (engranes, acoples, levas, ejes), bombas de lubricación

etc.

Elementos, componentes o máquinas con

movimiento independiente o relativo

entre sus partes.

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Cuadro 8. (Continuación) Elementos de Estudios y vigilancia Monitoreo Vigilancia con

control térmicos tribológico vibraciones

Averías encontradas

Averías en el sistema de daño en

mecanismos, bloqueo de contactos, fugas de calor, contaminación de líquidos refrigerantes. Excesos de carga en equipos estándares y

convencionales.

Daños, averías, fugas, grietas, etc. O cualquier

otro tipo de deterioro puntual o progresivo de

sistema. Características de

materiales, de desgaste, de aceites o

fugas en los sistemas lubricados.

Elementos de reposición de elementos

en movimiento, formas de desgaste en materiales

por fricción.

Elementos de rotación ejes y flechas.

Maquinas de vigilancia y monitoreo

Termocuplas, termómetros de

fluidos o bimetálicos, termopares, termo-

resistencias, termistores, instrumentos asociados

a registros de temperatura, infrarrojos,

aparatos ópticos, cámaras de

infrarrojos, etc.

Elementos o filtros cambiables en carga, clavijas magnéticas para examen visual de restos utilizando

microscopio, espectrómetro para el

análisis de material en suspensión, ferrografo para separación de

residuos y medida de presión

Acelerómetro más equipos electrónicos de proceso para visualizar

valores promedios en el tiempo. Filtros de frecuencias y

registradores para análisis de vibraciones.

frecuencia Permanente y cíclica Inicialmente cíclica Permanente y cíclica

Fuete. MORA Alberto. Mantenimiento Industrial Efectivo. 1 ed. Medellín: Fuentes Litográficas, 2009. p. 45 En el plan de mantenimiento (véase el Anexo A) se describen las técnicas de monitoreo que se pueden aplicar durante el mantenimiento predictivo al generador de las centrales hidroeléctricas. 4.2.6 Generación de Reportes. Para la generación de reportes se diseñó un formato en el cual se ingresa la siguiente información: Información general del equipo Descripción de trabajo realizado Materiales utilizados Cantidad Descripción Proveedor

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5. CONCLUSIONES Con el desarrollo de esta investigación se pudo establecer que las centrales hidroeléctricas son una fuente de energía renovable y auto sostenible, que se usan principalmente en los países que poseen gran cantidad de fuentes hídricas como es el caso de Colombia y Brasil; pues es a partir de éstas fuentes hídricas que se genera la energía y a su vez, está se transforma mediante generadores en electricidad. Al respecto se pudo determinar que las centrales hidroeléctricas están formadas por diferentes elementos según el tipo de central, sin embargo, hay dos elementos principales que son los que están involucrados directamente en la generación de energía éstos son las turbinas y los generadores, que trabajan en conjunto, pues son las turbinas las que conducen la energía del agua hacia el generador para que éste la transforme en electricidad mediante diferentes métodos. Así miso se pudo determinar, que en Brasil predomina un tipo de central hidroeléctrica, conocida como salto de agua que usa presas de diferentes tamaños, mientras que en Colombia principalmente se usan tres tipos de centrales hidroeléctricas diferentes, las cuales son diseñadas teniendo en cuenta las características de las fuentes hídricas en donde se van a ubicar, estas son la central hidroeléctrica de agua fluyente o filo de agua, CH con embalse o de regulación y CH de acumulación por bombeo, cada una tiene una infraestructura diferente, al igual que el tipo de funcionamiento del generador síncrono que se usa en ellas, en algunas centrales funciona como motor mecánico, en otras como generador cinético y en otras como generador eléctrico directo. En cuanto a los generadores, se pudo determinar que para las centrales hidroeléctricas hay dos tipos: generadores síncronos y los asíncronos, sin embargo, se prefieren los generadores síncronos porque éstos permiten un control perfecto de la tensión y/o de la energía reactiva (inductiva o capacitiva) que vierten a la red. Así mismo se evidenció que éstos cumplen una función muy importante para la generación de energía, al tratarse de máquinas sencillas, eficientes y seguras, que puede ponerse en marcha, detenerse con rapidez y que son capaces de generar grandes cantidades de electricidad, como cualquier equipo se va desgastando a medida que es usado y por tratarse de una maquinaría de tipo industrial, los generadores empiezan a presentar deterioros y desgastes en sus diferentes componentes, lo que finalmente confluye en fallas de mayor o menor gravedad, en este sentido, se pudo establecer que las causas de fallas más frecuentes en los generadores eléctricos son las vibraciones, la contaminación, la falta de lubricante o el uso de lubricantes inadecuados, causando principalmente desgastes en sus partes, aunque también se pueden presentar fallas relacionadas directamente con la generación, estas tiene que ver con la pérdida de potencia, pérdida de excitación.

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En cuanto al mantenimiento predictivo, está dirigido a la gestión de activos, al mejor rendimiento en los equipos como el generador eléctrico. Este busca a través de la inspección y el seguimiento la prevención de fallas, evitar correcciones innecesarias a los generadores, daños graves que implique parar las actividades de las centrales hidroeléctricas y reducción de tiempos muertos de producción; igualmente con el monitorizado de los parámetros relacionados con el estado de las máquinas, se puede permitir planificar las acciones correctivas de forma que se minimicen dichos tiempos muertos. Así mismo, su importancia como herramienta en seguridad laboral radica en la disminución de accidentes causados por desperfectos en la maquinaría. Finalmente, los planes de mantenimientos predictivos pueden ser diseñados a partir de dos aspectos: el primero relacionado con las especificaciones de los fabricantes sobre las máquinas, para lo cual se deben tener en cuenta los manuales técnicas y operativos de cada una de ellas, y de este modo dar inicio al diseño de las actividades del plan de mantenimiento; el segundo aspecto se da a partir del análisis de las fallas de las máquinas, para lo cual se deben tener en cuenta no sólo las especiaciones técnico operativas, sino que adicionalmente, se realiza un análisis minucioso de cada parte que la conforma durante su funcionamiento, igualmente se debe contemplar otro tipo de elementos, como el entorno y ambiente en el que está instalada la máquina, que también pueden influir en su deterioro, detectándose fallas que sin importar si son de menor o mayor criticidad pueden tener consecuencias graves en las maquinarías. Para el diseño del plan de mantenimiento predictivo del presente trabajo, se tuvo en cuenta la planeación a partir del análisis de las fallas, ya que éste permite obtener el máximo beneficio de la adopción de las técnicas de mantenimiento predictivo y diagnósticos para la aplicación de otros tipos de mantenimiento como preventivo y correctivo en el momento indicado.

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6. RECOMENDACIONES

Se recomienda tener en cuenta las diferentes caracterizaciones elaboradas en la investigación como punto de partida para otros estudios, en los que se pueda comparar diferentes partes de las centrales hidroeléctricas según su tipo y funcionalidad, y como se pueden aprovechar mejor en el territorio colombiano. Se recomienda diseñar nuevos planes de mantenimiento predictivo, incorporando otras partes fundamentales de las centrales hidroeléctricas, ya que en esta investigación solo se tomó uno de sus componentes (generador), sin embargo, es importante integrar los demás elementos, ya que éstos pueden influir en el comportamiento del generador siendo el origen de las fallas. Se recomienda seguir realizando las visitas técnicas internacionales, como mecanismos de interacción interinstitucional y académica, ya que a través de éstas los estudiantes y futuros profesionales de los diferentes programas de la Universidad Católica de Colombia no solo intercambian cultura sino adquieren nuevos conocimientos relacionados con las diferentes industrias para tomarlas como experiencias aplicables en el país, o como puntos de partida para mejorar las industrias colombianas. Se sugiere desarrollar más investigaciones en las que se pueda aplicar el diseño del plan de mantenimiento propuesto, para determinar su funcionamiento y efectividad o si se requiere de mejoras.

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94

ANEXOS

CENTRAL HIDROELÉCTRICA

PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO

FECHA

CÓDIGO

PÁGINA

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ANEXO A. PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA GENERADORES ELÉCTRICOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS



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1. OBJETO

En este documento describe el procedimiento para ejecutar un plan de mantenimiento predictivo para Generadores Eléctricos de las Centrales Hidroeléctricas en Colombia. El plan de mantenimiento predictivo para el generador eléctrico de CH se enfoca hacia el cumplimiento de los siguientes objetivos: Optimización de la disponibilidad del equipo. Disminución de los costos de mantenimiento. Maximización de la vida de la máquina. Evitar, reducir, y en su caso, reparar, las fallas. Disminuir la gravedad de las fallas que no se lleguen a evitar. Evitar detenciones inútiles o para de máquinas. Evitar accidentes. Evitar incidentes y aumentar la seguridad para las personas. Conservar los bienes productivos en condiciones seguras y preestablecidas de operación.



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2. DEFINICIONES

GENERADOR ELÉCTRICO: Es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de potencial eléctrico entre dos de sus puntos, llamados polos, terminales o bornes. Los generadores eléctricos son máquinas destinadas a transformar la energía mecánica en eléctrica. Esta transformación se consigue por la acción de un campo magnético sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una armadura (denominada también estator). Si mecánicamente se produce un movimiento relativo entre los conductores y el campo, se generara una fuerza electromotriz (F.E.M.). DISPONIBILIDAD: Se calcula como la relación entre las horas trabajadas de la unidad y las horas totales del período. También se puede calcular como la relación entre las horas totales del período menos las de paro por falla sobre las horas totales del período. Se debe tener en cuenta que en las horas de paro se deben computar sólo aquellas que sean atribuibles al generador, es decir los paros por causa de líneas de transmisión no se tienen en cuenta para el cálculo de estos índices. FACTOR DE PLANTA O DE UTILIZACIÓN: Se calcula como la relación entre la energía generada y la capacidad de generación del equipo. Este índice indica que tanto están siendo explotados los generadores, que tanta energía se está poniendo en el sistema. De todas formas este no sólo depende de la venta que se haga en la bolsa, sino también de los recursos hídricos que se posean para generar. EFICIENCIA GLOBAL DEL GENERADOR: Es el resultado del producto de los dos índices anteriores y la calidad. Se considera que la calidad del producto es el 100%, pues al ser entregada a la red, cumple con especificaciones trazadas en los estándares o exigencia del cliente. Queda entonces que, el producto de la disponibilidad por el factor de planta, dan como resultado la eficiencia global del generador.



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3. DESCRIPCIÓN DE ACTIVIDADES

3.1 IDENTIFICACIÓN DEL GENERADOR A. CARACTERÍSTICAS DEL GENERADOR Y AUXILIARES Características eléctricas nominales Las características eléctricas nominales que debe cumplir el Generador eléctrico sincrónico de la Unidad del Caudal Ecológico del P.H. Reventazón y que se detallan a continuación corresponden a valores nominales, de factor de potencia, frecuencia y voltaje, con una elevación de temperatura que no exceda de 82ºC sobre 40ºC (que corresponde al límite de elevación de temperatura para un aislamiento Clase 130 (B)), tal como se establece en la norma IEC-60034 -1 2004.

Número de unidades 1

Voltaje (kV) 13,8

Nivel básico de impulso, BIL (kV)

110

Factor de Potencia 0,90

Aislamiento Clase 155 (F) o superior

Fases 3

Frecuencia (Hz) 60

Velocidad (RPM) 514 (referencia)

Eficiencia mínima * 97,8%

*De acuerdo a IEC-60034-2 2007, para una temperatura de 115 ºC del cobre. POTENCIA Potencia Nominal. La potencia nominal del Generador será determinada por las condiciones de funcionamiento de la Turbina calculada por los oferentes de acuerdo con las siguientes condiciones:

a. La caída neta nominal. b. El caudal es de 15,0 m3/s.



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La potencia nominal calculada por cada oferente debe estar indicada en la oferta como la potencia nominal garantizada del Generador. Potencia Máxima La potencia máxima del Generador será determinada por las condiciones de funcionamiento de la Turbina calculada por los oferentes de acuerdo con las siguientes condiciones:

a. La caída neta máxima. b. El caudal es de 15,0 m3/s.

La potencia máxima calculada por cada oferente debe estar indicada en la oferta como la potencia máxima garantizada del Generador. Condiciones de funcionamiento operando en su potencia máxima El Generador estará en capacidad de suministrar la potencia máxima en forma continua, operando en cualquier punto dentro de toda la zona A (conforme norma IEC-60034 -1 2004), respetando el límite de elevación de temperatura máxima en el devanado estatórico, de 107 ºC sobre 40 ºC (que corresponde al límite de elevación de temperatura para un aislamiento Clase 155 (F)), según norma IEC-60034 -1 2004. CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS GENERALES Las características que deben cumplir el Generador son las siguientes:

a. Forma de onda de voltaje: Sinusoidal b. Rango de variación de voltaje: 5% (dentro zona A, conforme IEC-60034 -1

2004). c. Rango de variación de frecuencia: 2% (dentro zona A, conforme IEC-60034

-1 2004). d. Conexión del estator: Estrella simple (Y). e. El generador será capaz de soportar sin sufrir daño alguno un corto circuito

trifásico en sus terminales, y el valor de la cresta de corriente de corto-circuito no excederá 15 veces el valor pico o 21 veces el valor RMS. de la corriente nominal (ver IEC 60034-1).

f. Reactancia síncrona no saturada de eje directo: Xd ≤ 2,00 p.u. g. Reactancia transitoria de eje directo: Xd’ ≤ 0,35 p.u. h. Reactancia subtransitoria de eje directo: Xd’’ ≤ 0,50 p.u. i. Reactancia de eje en cuadratura: Xq ≤ 1,00 p.u.



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j. Transitorio de circuito abierto T’do = 5,4 s k. Subtransitorio de corto circuito T”d = 0,037 s l. Constante de tiempo de armadura Ta = 0,40 s m. Constante de inercia H: H ≥ 2,75 s MW/MVA n. Razón de corto circuito: SCR ≥ 0,50

CARACTERÍSTICAS MECÁNICAS Todas las partes del generador deberán diseñarse para que bajo condiciones de funcionamiento continuo los esfuerzos no excedan 1/3 del punto de fluencia y 1/5 del valor del esfuerzo último.

a. Bajo condición de embalamiento máximo los esfuerzos unitarios no

excederán 2/3 del punto de fluencia. b. El Generador será diseñado para soportar el empuje hidráulico debido a la

Turbina, incluyendo el peso del rodete que será dado por el fabricante de la turbina.

c. La sobrevelocidad con el GD2 requerido no será mayor del 140% de la velocidad nominal.

d. Rotación (vista desde arriba) en el sentido de las manecillas del reloj. e. El fabricante del Generador coordinará con el fabricante de la turbina para

efecto de establecer el tiempo de cierre de los álabes del distribuidor, durante el cual se mantendrá la condición de sobrevelocidad en el caso de rechazos de carga, así como el GD2 total requerido.

f. Velocidad de embalamiento será mayor que: 1,8 veces la velocidad nominal.

g. La primera velocidad crítica será mayor que: 1,4 veces la velocidad de embalamiento.



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FORMATO DE INFORMACIÓN BÁSICA DE GENERADORES ELÉCTRICOS



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FORMATO DE HISTORIAL DE REVISIONES Y REPARACIONES

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NOMBRE CODIGO VOLTAJE ELECTRICO

MARCA MODELO CORRIENTE NEUMATICO

AÑO DE FAB. No. SERIE FRECUENCIA HIDRAULICO

FABRICANTE POTENCIA MECANICO

REPRESENTANTE CAPACIDAD INFORMATICO

UBICACIÓN PRIORIDAD PESO TERMICO

OTROS ALIMENTACION

ITEM CODIGO MODELO SERIE ALIMEN. H.P. R.P.M. VOLT AMP

O.T. No. FECHA

INICIO

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TERMINACI

FORMATO DE HISTORIAL DE REVISIONES Y REPARACIONES

DESCRIPCION MARCA

SISTEMAS

DESCRIPCION TÉCNICAIDENTIFICACION DEL EQUIPO

PROCEDIMIENTO EJECUTADO OBSERVACIONESREPUESTOS Y EQUIPOS

INVOLUCRADOS

CARACTERISTICAS DEL EQUIPO



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3.2 RELACIÓN PUNTOS DE FALLAS Y SIGNOS DE AVERÍA.

MODOS DE FALLA TÍPICOS Y SIGNOS DE AVERÍA DEL GENERADOR

MODOS DE FALLA SIGNOS DE AVERÍA

Deformación

Eje del generador pandeado Estator del generador descentrado Rotor generador deformado Devanados deformados Generador deformado por corto circuito

Corrosión Barras del generador corroídas

Separación

Barras del generador fracturadas Aspas del ventilador separadas Uniones de los polos del rotor separadas Cuñas del devanado del estator aflojadas

Contaminación Ductos de ventilación obstruidos Anillos de la excitación carbonizados Devanados contaminados

Desplazamiento

Aspas del ventilador aflojadas Polos del rotor aflojados Barras del devanado desplazadas Rotor desalineado Polos acuñados Rotor desplazado por desbalance magnético

Desgaste Rotor y Devanados desgastados Generador corroído Aislamiento del devanado perdido por temperatura

Calidad del material Devanados envejecidos Devanados ablandados por temperatura

Descargas Parciales

La amplitud reducida. Causan envejecimiento progresivo en el aislamiento sólido. Con el transcurso del tiempo es posible la perforación completa del sistema aislante. Para garantizar la confiabilidad del sistema aislante, es necesario detectar su presencia, por medio de mediciones que obviamente son del tipo no destructivo.

Otros Calentamiento de los devanados Nivel de aceite en los cojinetes perdido Caudal de agua de refrigeración perdido



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RELACIÓN ENTRE MODOS DE FALLA Y PROPIEDADES DEL GENERADOR. PROPIEDADES

SIGNOS DE AVERIA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

Eje generador pandeado x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Estator del generador descentrado x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Rotor generador deformado x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Devanados deformados x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Generador deformado por corto circuito x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Barras del generador corroídas x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Barras del generador fracturadas x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Aspas del ventilador separadas x x x x x x x x x x

Uniones de los polos del rotor separadas x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Cuñas del devanado estator aflojadas x x x x x x x x x x x x x x x x

Ductos de ventilación obstruidos x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Anillos excitación carbonizados x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Devanados contaminados x x x x x x x x x x x x x x x x x

Devanados envejecidos x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Devanados ablandados por temperatura x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Aspas del ventilador aflojadas x x x x x x x x x x

Polos del rotor aflojados x x x x x x x x x x x x x x x

Barras del devanado desplazadas x x x x x x x x x x x x x x x x

Rotor desalineado x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Polos acuñados x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Rotor desplazado por desbalanceo magnético x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Generador corroído x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Aislamiento perdido por temperatura x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Calentamiento de los devanados x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

Caudal de agua de refrigeración perdido x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x x

TOTAL 24 4 9 25 4 20 20 20 25 23 6 21 19 20 21 22 21 14 21 23 22 21 21 17 20 25 21



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PROPIEDADES DEL GENERADOR

1 Apertura del distribuidor (%)

2 Temperatura del aceite

3 Temperatura cojinetes

4 Corriente de excitación

5 Caudal de aceite de lubricación

6 Caudal de agua de refrigeración

7 Temperatura devanado del estator

8 Temperatura de agua de refrigeración

9 Potencia Activa

10 Potencia Reactiva

11 Voltaje

12 Frecuencia

13 Corrientes de fase

14 Vibraciones

15 Temperatura

16 Fugas de agua

17 Chisporroteo

18 Variación del nivel de voltaje

19 Variación de nivel de frecuencia

20 Variación de la corriente de excitación

21 Pérdida del caudal de agua de refrigeración

22 Desgaste de cojinetes

23 Cavitación de la turbina

24 Propiedades físicas del aceite

25 Aislamiento devanado estator

26 Aislamiento devanado rotor

27 Desgaste de escobillas



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MODOS DE FALLA TÍPICOS EN TURBINAS FRANCIS Y CAUSAS DE FALLO

EN COJINETES HIDRODINÁMICOS

CAUSAS DE FALLO

MODOS DE FALLO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Descascaramiento x x x x

Fractura x x x x

Presencia de manchas x x x x

Limite de fractura x x x

Limite de deformación x x

Indentación x x x x

Partes abolladas x

Endurecimientos x x x x x

Rodamientos con pistas ensanchadas x x

Rodamientos con pistas sesgadas x x

Rodamientos con cargas desiguales x x

Estriado x

Limite de desgaste x x x x

Desgaste por abrasión x x x x x x

Sobrecalentamiento x x x x

Corrosión x x x

Escariado x x

Manchas de oxidación x x x

TOTAL 1 3 3 3 3 1 4 5 4 1 3 3 5 2 5 2 5



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3.3 REVISIÓN DE CRITICIDAD DE FALLAS

CRITERIOS PARA CALIFICACIÓN DE FALLA POR CONSECUENCIA


10 Extremadamente dañino Enorme pérdida financiera

7 Muy dañino Lesionados y perdías considerables

5 Dañino Pocos lesionados y pérdidas considerables

3 Leve Ningún lesionado o daño

CRITERIO PARA LA CALIFICACIÓN DE FALLA POR PROBABILIDAD


10 Muy probable El daño ocurrirá siempre o casi siempre

7 Probable El daño ocurrirá en algunas ocasiones

5 Poco probable El daño ocurrirá ocasionalmente

3 Improbable El daño no ocurrirá

CRITERIO DE INTERVENCIÓN

Valor SEÑAL DE INTERVENCIÓN

COLOR REPRESENTATIVO

70-100 Máximo

50-69 Tolerable

9-49 Mínimo



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FORMATO FALLAS FUNCIONALES Y LOS PARÁMETROS PARA REALIZAR EL MANTENIMIENTO PREDICTIVO



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3.4 DISEÑO DE RUTAS DE INSPECCIÓN



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3.5 TÉCNICAS DE MONITOREO PARÁMETROS PARA LA REALIZACIÓN DE MEDICIONES CON ANALIZADORES DE REDES ELÉCTRICAS Variaciones de tensión de estado variable. Son las desviaciones de valor de eficacia de la tensión de alimentación a la frecuencia establecida.

Los valores de referencia son

Valores de referencia variaciones de tensión

Rango de tensión Valores de referencia

Vn<69 KV 2.0%

Vn>69 KV 1.5%

Desbalance de la tensión. Este índice caracteriza la magnitud y las asimetrías del ángulo de fase de las tensiones trifásicas en operación de estado estable. . Valores de referencia de porcentaje máximo de desbalance de tensión

Rango de tensión Valores de referencia

Vn<69 KV 2.0%

Vn>69 KV 1.5%

Fuente: ICONTEC, NTC 5001. Armónicos de tensión. Los armónicos de tensión son ondas sinodales cuyas frecuencias son múltiples enteros de la frecuencia fundamental de 60 Hertzios. Valores de referencia de distorsión de armónicos totales de tensión22

Rango de tensión Distorsión armónica individual

Distorsión armónica total (%)

(%)

1 KV a < Vn < 69 kV 3.0 5.0

69 KV < Vn < 161 KV 1.5 2.5

Vn> 161 KV 1.0 1.5

Fuente: ICONTEC, NTC 5001. Armónicos de corriente. Las cargas no lineales conectadas a un generador producen corrientes armónicas que se propagan al sistema de potencia causando distorsión en los armónicos de tensión.



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Se deben registra en intervalos de 10 minutos en un periodo de evaluación de una semana. Los valores límites de distorsión de corriente armónica individual (Di) y la distorsión total de demanda (TDD) en porcentaje de la corriente de carga (IL). Valores límites de distorsión de corrientes

Relación <11 11<h<17 17<h<23 23<h<35 h>35 TDD

Is/IL

<25 1.0 0.5 0.38 0.15 0.1 1.5

25<50 2.0 1.0 0.75 0.3 0.15 2.5

>50 3.0 1.5 1.15 0.45 0.22 3.75

Fuente: ICONTEC, NTC 5001. SISTEMA DE ANÁLISIS DE VIBRACIONES

El sistema de monitoreo permanente de vibraciones para el generador se basa en el instrumento de serie “VDR-24” (Vibro Diagnostics Recorder – 24 channels), en el módulo de datos VDM y en el programa de diagnóstico “ATLANT”. Cadena de medición sistema de análisis de vibraciones. 1 Minicentral La Herradura 2 Sensores – Medición de la variable



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3 VDM – Módulo de datos 4 VDR – Adquisición y procesamiento de la señal 5 Software ATLANT 6 Análisis y transformaciones de la señal en el ATLANT El software presenta transformaciones de señal como lo son:

- Transformación de señales que tienen la forma de función de tiempo: Hay sólo unas transformaciones aplicadas a la señal que tiene la forma de función de tiempo, es llamado transformación para vibro-aceleración para vibro-velocidad. Como el software ATLANT es un dispositivo con un procesador interno de señales, todas estas conversiones son ejecutadas mediante el cálculo diferencial digital y el proceso integral juntos con algunos algoritmos de corrección adicionales.

- Transformaciones en la frecuencia: Este tipo de transformaciones es ejecutado sobre señales guardadas en la base de datos, tanto vibro-señales como otros, teniendo la forma de funciones de tiempo. El objetivo de tal transformación es convertir estas señales en forma "de frecuencia". Permite también el análisis en coordenadas polares y ver gráficamente el comportamiento en el tiempo de cada una de las variables. Análisis y transformaciones de la señal en el ATLANT



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1 Análisis en el dominio del tiempo y la frecuencia 2 Análisis en el dominio del tiempo y la amplitud 3 Análisis en coordenadas polares 4 Comportamiento de cada una de las variables en el tiempo Datos Técnicos Principales.

Software ATLANT

Hardware VDR-24

Número de canales de registro 24

Módulo de datos VDM

Número de canales 1

Banda de frecuencia de operación, Hz 3 - 5000

Filtro Ventana doblada

Memoria Interna no volátil (Opcional)

Distribución Dinámica

Volumen completo / volumen de datos, Mb 4 / ~3.5

Tiempo de almacenamiento Sin límite

Sensores 16

Desplazamiento (sensores inductivos) 8

Velocidad (acelerómetros) 8

Accesorios

Cables

Para conexión a la fuente de alimentación

Para puerto RS-485 o a un dispositivo VDM

Para Ethernet

Sensores de desplazamiento y aceleración Un sensor es un dispositivo para detectar y señalar una condición de cambio, son capaces de transformar señales físicas en señales eléctricas (digitales). El primer paso para realizar el monitoreo de una central, es elegir los puntos más críticos de la instalación, desde todos los puntos de vista (mecánico, eléctrico e hidráulico), con el fin de instalar en ellos los sensores más adecuados para la inspección y control de la central. Los puntos típicos de ubicación de los acelerómetros son puntos cercanos a los cojinetes, porque es en estos puntos donde se detecta la mayor parte de la potencia transmitida por el eje a los puntos críticos de la máquina.



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Respecto a la localización de las medidas la norma ISO 10816 indica que éstas se deben tomar en todos los cojinetes principales de la máquina. Además la norma recomienda que se instalen en cada cojinete dos transductores radiales en direcciones ortogonales. Respecto al cojinete de empuje indica que se instale un solo transductor en dirección axial. Una vez establecida la ubicación de los sensores, el siguiente paso es elegir el tipo de sensor a instalar. Siguiendo las recomendaciones de la norma, los sensores más adecuados para la instalación serían sensores de desplazamiento y acelerómetros. Los sensores de desplazamiento son sensores inductivos que detectan materiales férricos basándose en variaciones de campo magnético. El circuito detector reconocerá el cambio en la impedancia de la bobina del sensor y enviará una señal al amplificador de salida, el cual cambiará el estado de la misma. Los sensores de aceleración llamados acelerómetros son instrumentos de medida que proporciona lecturas de la variación de la aceleración (lineal o transversal) con el tiempo. Cada cojinete tiene dos sensores radiales de desplazamiento y dos sensores radiales de aceleración, adicionalmente el generador tiene dos sensores de desplazamiento axial, uno radial adicional para medir el desplazamiento de la cámara espiral del caracol con respecto al eje, uno para toma de fase y un último sensor para detectar las RPM (tacómetro), para un total de 18 sensores por máquina. Transductor de corriente en la medición de la vibración del eje.

Transductor de corriente en la medición del desplazamiento axial del eje.



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Nomenclatura de las variables El primer número o letra indica el punto de medición: 1 – Cojinete de soporte – empuje; 2 – Cojinete radial cerca de la turbina; 3 – Cojinete radial cerca de la excitatriz; T – Eje de la turbina; G – Núcleo del estator del Generador. La segunda letra describe el tipo de sensor: V - Acelerómetro midiendo un valor relativo RMS de la señal de vibración; D - Sensor de desplazamiento midiendo el valor absoluto del desplazamiento del centro de gravedad; La tercera letra muestra la dirección de movimiento de a medición del sensor: V – Vertical; H – Horizontal (Lateral); A – Axial (D) R – Desplazamiento radial del eje (medido por dos sensores instalados en los ángulos +45º y -45º respectivamente, y designados, por ejemplo, como 1DR1 y 1DR2).



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(D) A – Desplazamiento axial del eje (medido por dos sensores instalados cerca al cojinete de soporte – empuje. Estos muestran la flexión y el bamboleo del eje de la turbina y pueden ser designados, por ejemplo, como (1DA1 y 1DA2). Las variables de medición son las siguientes: Variables de vibración.

VARIABLE UNIDAD

1DR1 m

1DR2 m

1DA1 m

1DA2 m

2DR1 m

2DR2 m

3DR1 m

3DR2 m

1VV mm/s

1VH mm/s

1VA mm/s

2VV mm/s

2VH mm/s

3VV mm/s

3VH mm/s

GVV mm/s



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Ubicación de los sensores Ubicación de sensores de vibración. 1 TDV Desplazamiento relativo vertical del Eje de la turbina 2 1VV Velocidad vertical en el cojinete de soporte 3 1VH Velocidad horizontal en el cojinete de soporte 4 1VA Velocidad axial en el cojinete de soporte 5 2VV Velocidad vertical en el cojinete radial cerca de la turbina 6 2VH Velocidad horizontal en el cojinete radial cerca de la turbina 7 3VV Velocidad vertical en el cojinete radial cerca de la excitatriz 8 3VH Velocidad horizontal en el cojinete radial cerca de la excitatriz 9 Medidor de RPM 10 3DR1 Desplazamiento relativo radial del eje con respecto al cojinete radial cerca de la excitatriz 11 3DR2 Desplazamiento relativo radial del eje con respecto al cojinete radial cerca de la excitatriz 12 GVV Velocidad vertical en el núcleo del estator del generador



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4.6 GENERACIÓN DE REPORTES



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DISEÑO DE UN PLAN DE MANTENIMIENTO PREDICTIVO PARA …‘… · GENERADOR: un generador eléctrico...

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