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Prueba 2
Prueba 2
Prueba 2
Gráfico 1
Jose Andre Ugarteche Rioja
Gráfico 2
2. ¿Por qué el factor de carga en Santa Cruz es menor que el factor de carga del SIN?
¿Cuál es el factor de carga de Bolivia?
El factor de carga en Santa Cruz es menor debido a que se consume mayor cantidad de
energía en ciertas horas del día (tardes) y épocas del año (noviembre, diciembre y enero)
esto debido al clima cálido (mayor temperatura), la humedad y las fiestas de año ( en el año
2019 se consumió según la CRE 3306,9 MWh que representa el 36,6% del consumo
nacional de energía). Por lo que al ser el factor de carga del SIN una superposición de
todos los factores de carga de los demás departamentos y al tener estos menos consumo
por su clima, estos tendrán un mayor factor de carga, por lo que el factor de carga del SIN
será mayor. El factor de carga en Bolivia esta entre 68,5% y 73,8%
3. Si el factor de carga es bajo como afecta al generador y distribuidor?
Lo afecta principalmente en una mayor inversión inicial, estos para cubrir la potencia
instalada, de tal manera que se pueda atender la máxima demanda prevista y la
distribución de la energía eléctrica.
Esta potencia instalada deberá cubrir la demanda en las horas pico, por lo que las unidades
no son utilizadas al 100% en los demás periodos, de manera que trabajaran de forma
menos eficiente.
Las inversiones se recuperan en un lapso de tiempo menor con un factor de carga bajo
debido a que el consumo es relativamente alto.
4. Como empresa distribuidora que medidas tomaría si tuviese que mejorar el factor de
carga de una ciudad?
• Para el consumo en hogares se realizará campañas de concientización sobre el exceso
de consumo de energía en horas pico a fin de que los usuarios consuman menos
energía y el factor de carga suba. (depende de la superintendencia de electricidad)
• Para las industrias se podría contar con una estructura de tarifas distintas para las
horas pico y las demás horas.
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5. ¿Cuáles son las razones para que exista riesgo de racionamiento en el SIN?
• Retrasos en los proyectos de generación y falta de inversión
• Fallas imprevistas en los generadores
• Sequias lo que ocasionaría insuficiencia de caudales para las centrales hidroeléctricas
• Escasez de combustible
• Ausencia de políticas de mantenimiento y reemplazo
• Sobre utilización de turbinas
• Dificultades para adquirir repuestos.
• Mala proyección de la demanda en el futuro o crecimiento imprevisto de la población en
alguna zona
6. Potencia instalada en centrales hidroeléctricas en el año 2020
La potencia instalada respecto a las centrales hidroeléctricas en Bolivia es alrededor del
20%, para ser más exacto es del 23,33%.
En 2019 se tenía 753 MW de potencia instalada en centrales hidroeléctricas, en 2020 se
tuvo 755 MW mientras que en el 2021 se esperan alcanzar 1248 MW de potencia instalada
en centrales hidroeléctricas, por los proyectos en construcción.
7. ¿Cuál es el potencial de utilización de las centrales hidroeléctricas en Bolivia?
-En el grafico 1 se puede observar que la capacidad de generación o potencia efectiva a
temperatura media de las centrales hidroeléctricas (de pasada y embalse) es de 734,83,
que representa el 23,4% de la capacidad de generación del SIN en el año 2019.
El parque hidroeléctrico está compuesto por las centrales de pasada de Zongo, Taquesi,
Yura y Quehata; mientras que las centrales de embalse son Corani, Miguillas, San Jacinto y
Misicuni; y una central cuya operación depende del abastecimiento de agua potable en la
ciudad de Cochabamba (Kanata).
-En el grafico 2 se muestra que la generación bruta de energía de las centrales
hidroeléctricas en el año 2019 fue de 3244,8 GWh, que representa el 34,5% a nivel del SIN.
-En el grafico 3 se muestra la generación mensual del año 2019 (GWh)
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13. ¿Cuáles son las medida en corto plazo que debería adoptar el gobierno para superar
la crisis de oferta de potencia?
• Instalar centrales térmicas porque son de menor tiempo de montaje y puesta en marcha.
(1 años, en cambio las hidroeléctricas tardan de 3-15 años), además de que las
centrales térmicas tienen un costo menor de inversión (relación de 4 a 1 con centrales
hidroeléctricas con embalse)
• Impulsar los proyectos hidroeléctricos para obtener soluciones a mediano y largo plazo.
En construcción: Hidroeléctrica de la cuenca del rio Ivirizu, Hidroeléctrica Rio Miguillas,
Hidroeléctrica El Condor. Como proyectos: Rositas, Chepete, El Bala, Cachuela
Esperanza y Binacional Rio Madera.
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14. ¿Cuál es el periodo del año el cual la oferta de potencia es relativamente baja y la
demanda alta?
La oferta de potencia es relativamente baja en los meses de mayo, junio y julio debido a las
sequias, falta de lluvia que provoca una disminución de los caudales de los ríos y afecta la
generación de energía de las centrales hidroeléctricas.
La demanda alta ocurre en noviembre, diciembre y enero debido a las fiestas de fin de año
y a la mayor temperatura, lo que aumenta el consumo
15. ¿Por qué el factor de carga representa la eficiencia del sistema eléctrico?
El factor de carga es un indicador importante porque representa la eficiencia del sistema y
de la inversión hecha, indicando la demanda media frente a la demanda máxima. Si hay
grandes diferencias entre los picos de máxima carga con las zonas de mínima carga, esto
nos demuestra una baja eficiencia en el sistema, en cambio sí son más cercanos los
valores de mínima y máxima demanda indica un sistema eléctrica más eficiente
Este representa la relación entre la energía consumida en un tiempo determinado, y por lo
tanto los ingresos económicos para los administradores del sistema eléctrico o ganancia,
entre la energía que se consumiría en el mismo tiempo con una potencia igual a la máxima
demandada en ese periodo, que representa la inversión que se tuvo que realizar para
satisfacer la demanda máxima independientemente cuanto tiempo dure la máxima
demanda de potencia.
A mayor potencia de máxima demanda requiere una mayor inversión para cubrir la
demanda.
A mayor factor de carga es un indicativo que se está utilizando mejor la energía, es decir,
variación mínima en el consumo (distribución de consumo más próxima a ser constante),
mientras que si es bajo indica que los consumidores no están ejerciendo presión en el
sistema eléctrico (mayor consumo).
𝐸/𝑃
𝑓𝑐 =
ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠
8760( )
𝑎ñ𝑜
E=energía consumida en un año (KWh) P= Potencia máxima demandada en un año (KW)
En resumen influye en la programación de la operación de las unidades y en los costos de
operación de una central proyectada.
16. Que es Factor de planta
Llamado también factor de capacidad neto es el cociente de la energía real generada
durante un periodo entre la potencia instalada multiplicada por ese mismo periodo, que
indica el porcentaje de utilización medio de la capacidad de la central.
17. Si fallaran las líneas de transmisión entre Cochabamba y Santa Cruz, ¿Alcanzaría la
oferta generada?
Si alcanzaría para la máxima demanda, ya que la máxima demanda de Santa Cruz 692 MW
(27 de enero 2020, hora 15:30 pm), mientras que la potencia efectiva de la planta
termoeléctrica y de ciclo combinado Guarachi genera 336,13 MW, la planta termoeléctrica
Santa Cruz tiene una potencia efectiva de 41,14 MW, la planta termoeléctrica San Matías
cuenta con una potencia efectiva de 4,2 MW, Warnes (195,56 MW) sumando un total de
577,03 MW, además de Unagro 10MW y Guabirá (21 MW) que operan en los meses de
Abril y Octubre.
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18. ¿Cuál es la utilidad de trazar la curva de carga del sistema eléctrico de una industria
o ciudad?
Se utiliza para con los objetivos de:
• Conocer el pronóstico de la demanda en los próximos 20 años y con esto programar la
generación a largo plazo
• Gestionar y planificar la electricidad consumida de manera que podemos optimizar el
consumo
• Seleccionar las unidades necesarias para cubrir la demanda
• Realizar estimaciones de próximas facturas.
• Indicar la eficiencia del sistema, debido a que relaciona los ingresos con los gastos
• Calcular los factores de carga y de planta, lo que nos permite conocer las
características de la industria, su consumo de energía, la cantidad porcentual que se
emplea de su capacidad máxima y ayuda a estructura tarifas de precios en las
industrias de mayor demanda.
19. ¿Potencia instalada en el SIN es suficiente para la demanda de los próximos años?
La potencia instalada es de 3708 MW (2020), mientras que la demanda máxima de
potencia ocurrió el 11 de marzo del 2020 a horas 20:00, siendo 1565,84 MW registrada por
el sistema de medición comercial en nodos de retiro del STI, por lo que si se espera que la
potencia instalada sea suficiente para próximos años.
Además que viendo los proyectos en construcción y proyectados se tenga una potencia
instalada de 4201 MW para el año 2021, mientras que se estima que en el año 2030 la
máxima demanda será de 2499 MW, por lo que se estaría muy por encima de la demanda
máxima de energía incluso en estos años.
A continuación se muestra un cuadra que representa la oferta de generación en el año
2019:
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20. ¿Es posible deducir la eficiencia del sistema, por la forma que presenta la curva de
carga de un sistema?
Es posible haciendo aproximaciones mediante métodos numéricos para integrar las áreas
de la curva de carga y la curva de potencia generada. Lo más próximo a la denominación
de la eficiencia del sistema se los puede hacer con la curva de producción, el cual es la
suma de la curva de carga más las pérdidas de energía en la líneas de distribución y
transmisión.
21. ¿Qué ocurre con el funcionamiento de la central si el volumen es muy pequeño?
Podría no alcanzar a cubrir la demanda
22. ¿Cuánto gas natural consume el país para generar energía eléctrica al año? ¿Oferta
interna de energía?
En 2017 se consumió 5,59 millones de metros cúbicos al día mientras que en el 2019 se
consumió 13,16 millones de metros cúbicos al día.
23. ¿Qué pasara si el consumo para generar energía eléctrica, al ritmo de los últimos
años, continúa creciendo por ejemplo en los próximos 20 año? ¿Sera que faltara el
gas para generar energía eléctrica, antes de ese año?
Las reservas de gas natural en Bolivia son cerca de 8,95 trillones de pies cúbicos (TFC’s),
que podrían durar entre 8 y 16 años, considerando la fluctuación del consumo anual en
promedio, estos van destinados 5,4 TCF’s (18 millones de metros cúbicos al día) al
mercado de Argentina, 1,7 TFC’s (14 millones de metros cúbicos al día) al mercado de
Brasil y el restante 2,9 TCF’s al mercado interno, se prevé que hasta el año 2040 halla una
escasez de gas natural para cubrir las demandas de energía, por lo que se debería
viabilizar proyectos respectos a centrales de tipo más renovable.
Aunque se ha descubierto un nuevo campo de gas natural de aproximadamente una
reserva de un trillón de pies cúbicos, lo que abriría una cierta posibilidad de que tengamos
gas natural para más rato, aunque esto depende mucho de las políticas públicas y de
inversión que se lleven a cabo por parte de los gobiernos.
24. ¿Cuáles variables del sistema eléctrico influyen en el cálculo de las dimensiones?
La potencia máxima, la demanda máxima y la corriente nominal.
25. Si el impacto ambiental del proyecto hidroeléctrico Rio Grande-Rositas fuese
negativo, ¿Qué hubiera que hacer para ejecutar las obras??
Se debe compensar a las poblaciones afectadas y se debe realizar acciones para mitigar
los daños a la naturaleza.
26. ¿En San Matías actualmente se emplea una frecuencia de 50 Hz. Con el sistema
anterior la red trabajaba con 60 Hz, ¿Qué efecto habrá tenido en los usuarios el
cambio de frecuencia de funcionamiento?
Casi imperceptible los daños
27. Durante la operación de una central ¿Cuáles componentes de una central,
interactúan con los componentes principales de la planta?
El sistema de sincronización y el regulador de velocidad
28. En la curva de carga, ¿Cuál es la potencia de su proyecto y la demanda máxima de
carga, en el año 10 y 20?
La demanda máxima para el año 10 es de 1,08 MW y para el año 20 es de 1,79 MW.
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29. Existe algún tipo de fórmula matemática que pueda simular las variaciones de la
demanda en función de las horas del día?
No existe, lo que se utiliza para simular las variaciones de la demanda son las curvas de
carga de cada día, con algoritmos sería muy difícil ya que las cargas están en constante
fluctuación y son diferentes para cada día y hora
30. ¿Cuáles variables no son fiables para la demanda?
• Estimación de la población, número de viviendas y tasa de crecimiento
• Los consumos generales de la población e industrias y otros (bombas y granjas)
• Perdidas de energía
• Cobertura de servicio y factor de carga pronostica pero en menor medida
31. En el cálculo de la demanda de su proyecto cuales variables no se han considerado
para realizar el calculo
• Si la localidad cuenta o no con servicio de energía eléctrica actualmente.
• Pequeñas comunidades aledañas a la población.
• Ubicaciones relativas de la población y la central
• Análisis del nivel socioeconómico exhaustivo
• Existencia o no de sistemas y educación para el uso racional de la energía.
32. Para elaborar un estudio de la demanda de potencia y consumo de energía eléctrica
en una comunidad, ¿Cuáles son las variables que requieren trabajo de campo?
• Consumo general de la población, industria y otros (bomba de agua, granjas)
• Crecimiento de cobertura del servicio por medio de encuestas
• Perdidas de energía
33. Factores a tomar en cuenta para determinar la potencia de una Central hidroeléctrica
• La demanda máxima pronosticada
• El desnivel topográfico
• El caudal útil que fluye y la cuenca mediante estudio hidrológico, que nos permite
determinar la cuenca (una cuenca hidrográfica de un rio es una superficie de terreno
cuya escorrentía fluye en su totalidad a través de una serie de corrientes, ríos y
eventuales lagos hacia el mar por una única desembocadura, estuario o delta)
• Factor de potencia de los generadores
• Rendimiento del grupo turbogenerador
• Estudio geológico del tipo de suelo, vegetación e inclinación de la superficie, esto nos
ayuda a la hora de determinar los tipos de cimientos y obras civiles.
34. ¿El método heurístico sirve para calcular el pronóstico de la demanda?
Sirve y se utilizó en el proyecto, donde se lo utilizo como apoyo para realizar estimaciones
rápidas y diseños preliminares, debido a falta de trabajo de campo, pero no debe
considerarse como una justificación final del proyecto.
35. ¿Cómo escogió el factor de carga de su proyecto?
El factor de carga lo adoptamos de los datos de operación de la CRE, para los valles
cruceños debe ser de 0,25-0,38. Este valor debería crecer porque mejorarían los ingresos
de los usuarios
36. ¿Para cual potencia calculara la potencia nominal de la central?
Para la potencia demandada el año 20, para los equipos electromecánicos el año 10
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46. ¿En cuánto tiempo se vacía su cámara de carga si no entra agua desde el canal y la
potencia es nominal? t=V/Q
La cámara de carga no debería vaciarse en ninguna condición, ya que esta diseñada para
actuar como una reserva de agua para mantener la presión de caída en la tubería forzada y
requiere una entrada continua de agua del canal para mantener su nivel máximo.
Normalmente se instala una gran rejilla coladera que cubre la zona de entrada de agua a la
tubería forzada para impedir la entrada de detritus de la misma. Es esencial una limpieza
frecuente de la rejilla coladera de la cámara de carga, ya que un caudal reducido de agua
debido a una rejilla obstruida puede conducir a presiones reducidas en la tubería de presión
Hipotéticamente en una central se vaciaría la cámara de carga en el caso de que el caudal
que sale de la cámara de carga fuera mayor al caudal que llega de la obra de toma, o en
caso de algún derrumbe que interrumpa el caudal de la obra de toma a la cámara de carga.
47. ¿Cuáles variables de campo inciden en el cálculo del volumen de la cámara de
carga?
Las pendientes que existen en la zona ayudan a la construcción de la cámara y a su
dimensionamiento
48. ¿Qué podría ocurrir si no se prevé la construcción de un aliviadero en la cámara de
carga?
En una situación en donde el caudal que sale de la cámara de carga es menor al caudal
que viene de la obra de toma podría suceder que esta se llene poniendo en peligro la
central, es por esto por lo que se debe agregar un aliviadero a la cámara de carga para
evitar que se llene.
49. ¿Variables a tomar en cuenta para el dimensionamiento de cámara de carga?
• Velocidad en la tubería forzada y en el canal
• Caudal
• Altura mínima de ingreso a la tubería
• Tiempo de funcionamiento al interrumpir el ingreso de agua.
Función de la cámara de carga: Regula el caudal ante variaciones de la carga, hasta
hacer el ajuste correcto en la bocatoma. Mantiene el nivel de agua de modo que entra un
flujo constante en la tubería, evitando el ingreso de aire a la tubería, lo que produciría
sobrepresiones; esto se evita instalando un sensor de nivel que también sirve como 2do
desarenador.
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El SIN abarca los departamentos de La Paz, Santa Cruz, Oruro, Cochabamba, Chuquisaca,
Potosí, Beni y Tarija. Principalmente centrales termoeléctrica e hidroeléctricas
Sistemas aislados: comprende los sistemas eléctricos (no conectados al SIN), tales
como los de Cobija, Riberalta y el resto de los sistemas eléctricos del país. Su combustible
principal es el diesel, el caso de Riberalta ocupa castaña.
TIPOS DE TURBINA
a) Turbina de acción o de chorro libre: La fuerza motor resulta de la desviación del chorro de
agua. Ejemplos: tipos Pelton y a flujo cruzado de agua (Mitchell Banky).
i. Turbinas Pelton:
• En las toberas o inyectores se transforma totalmente la energía potencial en cinética.
• La rueda o rodete gira en el aire.
• Tiene uno o más inyectores.
• Las aguas inferiores deben estar por debajo de la rueda, existiendo un espacio de 1-
1.5m.
b) Turbinas de reacción: Al ingresar el agua al rodete solo una parte de la energía es
transformada en velocidad, el resto se transforma en el rodete y en el tubo de succión. Ej.
Francis, de Hélice como la Kaplan y otros derivados de éstos
ii. Turbinas a reacción: tipos Francis y Hélice
• La turbina se encuentra dentro de un sistema cerrado.
• La cota de altura es esencial sobre las presiones en el interior de la máquina.
• Si al lado de la succión de la máquina, se presenta una altura mayor que la presión
atmosférica, la columna de agua se rompe, es decir, se presenta un vacío, lo que provoca
problemas de cavitación.
NÚMERO ESPECÍFICO DE REVOLUCIONES: Nq
Se define como número específico de revoluciones, al número de revoluciones con que girará
la máquina de geometría semejante, cuyas dimensiones absolutas fueran
elegidas de tal manera que consuma (o bombee) un caudal Q = 1 m3/s para una caída H = 1m.
𝑛√𝑄
𝑁𝑞 = 4
√𝐻 3
De acuerdo con las características de construcción, los tipos de turbinas que
corresponden a un Nq determinado, son los siguientes (los límites son orientativos
y no determinantes, pues dependen de varios factores empíricos y de rendimiento):
• Turbina tipo Pelton, para: Nq < 22
• Turbina tipo Francis, para: 22 < Nq < 120
• Turbina tipo
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GENERADORES SINCRONOS
50. ¿Por qué se usan generadores trifásicos síncronos?
Se utilizan porque tienen mejores características técnico-económicas que los monofásicos,
bifásico y hexafasicos:
• Mayor rendimiento
• Permiten variar la velocidad manteniendo constante la frecuencia debido que es
directamente proporcional al número de rpm
• Se ahorra materiales en equipos y líneas
• Potencia instantánea constante
• No necesita una red que le suministre la potencia reactiva que requiere un GA
• Pueden funcionar aislados de la red.
51. ¿Qué significa potencia instantánea constante? ¿Cuánto dura?
Es la potencia que se entrega a la carga de manera constante durante un cierto tiempo
determinado, dicho instante dura el lapso de tiempo más corto que se pueda medir.
52. Tipos de falla en el generador
• Fallas mecánicas como desbalanceo, desalineamiento, falla de rodamientos, ruptura
del aislamiento de un devanado
• Fallas eléctricas: perdidas de excitación, perdida de sincronización, falla a tierra,
cortocircuito, transitores
• Condiciones anormales: Sobreexcitación, sobrevoltaje, corrientes desequilibradas,
potencia inversa, frecuencia anormal
53. ¿Si ocurre un BLACK OUT, que acciones debe realizar el operador para normalizar el
sistema?
Un Black out es un apagón en la central hidroeléctrica con varios generadores funcionando,
si este se produce por causas externas a la central, el operador debe evitar el
embalamiento del grupo turbogenerador, regulando el caudal por medio del RV, esto para
normalizar el sistema y esperar a que se solucione el problema externo.
54. Si en el país se usaran dos frecuencias distintas que tipo de generador se usaría para
que trabajen en un mismo sistema eléctrico?
Se usaría un generador trifásico síncrono con variador de frecuencia, ya que para que estos
trabajen en un mismo sistema eléctrico deben tener la misma frecuencia, aparte de
inversores y convertidores de frecuencia
55. ¿Qué cambios introdujo la tecnología en los generadores síncronos?
Fue en la excitación, hoy en día se emplean sistemas de excitación donde las excitatrices
son alternadores cuyas tensiones de salida son rectificadas con dispositivos electrónicos
(diodos, transitores)
No existe ademan problema de polvo de carbón, se redujo el servicio de mantenimiento y
no hay que reponer escobillas
56. ¿En qué campo de aplicación se emplean los generadores de corriente continua
(dinamos)? ¿Ya no se usan?
Se los utilizaba en centrales hidroeléctricas para la excitación del generador, este sistema
de excitación constaba de 2 generadores de corriente continua donde uno era la excitatriz
principal y el otro la excitatriz piloto. Ya no se usan porque son menos eficientes
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-Trabaja a una velocidad mayor que la -Hasta los 750 rpm se construyen con
síncrona (vel. hipersincrona) rotor de polos salientes, pasado los
750 rpm hasta los 3000 rpm se
-No necesita RV ni regulación de tensión construyen de rotor cilíndrico.
-Mas sencillo en su funcionamiento y sus -Mayor Rendimiento
componentes
-Menor costo
-La excitación que requieren la toma de la
red. -Velocidades variables debido a la
potencia, salto y tipo de turbina
59. Explique porque una baja corriente de excitación puede producir la inestabilidad del
funcionamiento de los generadores
Una baja corriente de excitación podría ocasionar una disminución del campo magnético
del rotor lo que ocasionaría una disminución de la tensión en los bornes, por lo que la
tensión del sistema resulte mayor y el generador se comportaría como motor, corriendo el
riesgo que el sistema intente suministrar potencia al generador lo que produciría el
accionamiento de relé de potencia inversa o el riesgo de dañar el generador y sus
componentes.
También una baja corriente de excitación ocasionaría que la respuesta de los sistemas del
generador sean lentas a la hora de frenar la caída de frecuencia, por lo que habría una
rápida caída de frecuencia y esto ocasionaría de que se llegue al umbral de disparo de las
protecciones de subfrecuencia lo que ocasionaría que se retire al generador del sistema,
pero al retirarlo del sistema habría un desbalance de potencias lo que ocasionaría mas
salidas de generadores por subfrecuencia y ocasionaría finalmente un apagon del sistema.
60. Tipos de pruebas al generador
• Pruebas de vacío
• Pruebas de cortocircuito
• De deslizamiento
• De desbalanceo
• De alineamiento
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90°
e
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𝐸 ′ −𝑉
Regulación del generador= ∗ 100%
𝑉
V= tensión de régimen de la maquina
E’= fem en vacio del generador con una
corriente de excitación que produciría la
tensión nominal V con carga.
La tensión de salida V depende de la f.e.m. E
(la cual depende de la corriente de
excitación) y de las caídas internas de
tensión.
fdp=1
ACOMPLAMIENTO EN PARALELO
61. ¿Si las velocidades de la turbina son distintas se puede colocar en paralelo los
generadores?
Mientras se cumplan las 4 condiciones de acoplamiento de los generadores, se pueden
conectar en paralelo, por más que las velocidades nominales de las turbinas sean distintas.,
utilizando generadores con numero de polos distintos para que a la salida de los mismo se
cumplan con las condiciones en paralelo.
62. ¿Qué podría ocurrir con el funcionamiento de la central si en el momento de cerrar el
interruptor no se cumpliera alguna de las condiciones de acoplamiento?
Probablemente se produciría un apagón además de otros posibles problemas. Además
accionarían los relés de sobre corriente
63. ¿Cuáles son las condiciones para operar en paralelo?
Regulador de voltaje
COMPENSACION POR CAIDA REACTIVA
E1 E2
a
GEN b
c
Polaridades mostradas
GEN1 GEN2 para la rotación de las
fases A-B-C C 120
200 416
600 CT1 CT2
240 480
1 + + 1
I1 I2 3 4 5 6 7
CT1 CT2 C.T. debe tener
25 VA de capacidad
2 - - 2 para 5 A
AVR1 AVR2 1 2
IG1 IG2
GEN 1 GEN 2
1 1
CT1 CT2
2 2
CB CB
BARRA
CARGA
64. ¿Qué debe garantizar la puesta en paralelo?
• Estabilidad del sistema
• Apropiada potencia a la carga
• Minimizar los transitorios de potencia
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65. ¿Cuáles son las necesidades para sincronizar varios generadores en paralelo?
1. Se aumenta la capacidad nominal del sistema, por lo que se puede alimentar una carga
mas grande cuando se aumenta la demanda de potencia.
2. Incrementa la confiabilidad del sistema de potencia, debido a que la falla de cualquiera
de estos no causa una pérdida total de la potencia en la carga
3. Tener varios generadores que operan en paralelo permite la remoción de uno o más de
ellos para cortes de potencia y mantenimiento preventivo.
4. Si se utiliza un solo generador y este no opera cerca de la plena carga, entonces será
relativamente ineficiente. Con varias máquinas más pequeñas que trabajen en paralelo
es posible operar solo una fracción de ellas, operando a plena carga y de manera más
eficiente
66. ¿Cuáles son los sistemas de acoplamiento en paralelo de los generadores?
• Sincronización manual: El operador controla la velocidad y el voltaje de salida del
generador a acoplar y el cierre del interruptor. Es bastante simple y de menor costo pero
requiere con operadores disciplinados y con experiencia.
• Sincronización manual con relé de bloqueo: Se le añade un rele de bloqueo que verifica
y detecta el cumplimiento de las condiciones de sincronización, permite el cierre del
interruptor cuando el angulo de fase, frecuencia y tensiones están dentro de los limites
predeterminados.
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67. ¿Si las tensiones nominales de 2 generadores son distintas pueden trabajar en
paralelo?
Si por ejemplo dos paralelos con tensiones nominales de 6,6 y 10 KV quisieran funcionar en
paralelo podrían hacerlo, conectados mediante transformadores de potencia para igualar
ambas tensiones. No es practico conectarlos a diferentes tensiones porque esto provocaría
un cortocircuito.
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Si los voltajes de los generadores son distintos en cualquier momento fluirán corrientes de
cortocircuito en las fases lo que dañará ambas máquinas.
Si las frecuencias de los generadores no son muy parecidas cuando se conectan juntos, se
presentarán grandes potencias transitorias hasta que se estabilicen los generadores en una
frecuencia común.
Por lo que las protecciones abrirán el circuito desconectando los generadores de la red,
bajando la frecuencia de la red.
70. Si falla el sistema de sincronización ¿Como se acopla en paralelo?
El generador debe colocarse fuera de servicio para poder proceder con la sincronización
manual, mediante el uso del voltímetro, frecuencímetro y sincronoscopio, luego se debe
verificar que el generador este al mismo nivel de tensión, misma frecuencia y concordancia
de fases. Para evitar la perdida de sincronismo, producto de las oscilaciones mecánicas por
perturbaciones en la red, se utilizan arrollamiento amortiguadores en el rotor.
71. Indicar sucintamente los componentes de un sistema de sincronización automático
73. Si se verifica que dos generadores no tienen el mismo orden de fase ¿Cómo se
puede identificar cuales fases hay que cambiar para cumplir la condición?
Se puede realizar por medio de 3 lámparas conectadas a las respectivas fases, si las 3
lamparas lucen brillantes y se apagan al mismo tiempo entonces el sistema tiene la misma
secuencia, y si lucen brillantes sucesivamente entonces los sitemas tienen fases opuestas y
se debe invertir una de las secuancias.
Se puede usar también para la comprobación de sucesión de fases un motor trifasico de
inducción conectado en los terminales de cada generador, si el motor gira en la misma
dirección en ambas ocasiones, entonces la secuencia de fase es la misma en ambos
generadores y si el motor gira en direcciones opuestas la secuencia de fas son diferentes y
se deben intercambiar 2 de los conductores del generador (también se puede usar un
probador de fases o rotador)
74. Como afecta el acoplamiento de generadores si entre ellos existe una línea de C.C.
Solo se debe tomar en cuenta que el voltaje RMS debe ser igual para ambos generadores y
la barra.
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REPARTO DE CARGAS
El generador a analizar contara con las siguientes condiciones:
MN= IXd cos, W es proporcional a MN, por lo que MN representa la potencia activa que
suministra el generador
Q= Potencia reactiva de la fase mostrada, carga reactiva que exige la carga = VI sen
CN= IXd sen, Q es proporcional a CN, por lo que CN representa la potencia reactiva que
suministra el generador.
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E'
Xd I
E
Zi I
Ri I
DIAGRAMA FASORIAL: fdp inductivo
I
φ
90°
90° ΦI
ΦR
Φe
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Pero para que la tensión en los bornes V, se mantenga constante debe ocurrir que Q2 (que es
igual a CM) debe pasar a Q’2 (que es igual a CN), por lo que E2 para a E’2.
El aumento de la potencia reactiva del generador 1 se debe compensar en la misma proporción
con una disminución de la potencia reactiva del generador 2, de tal manera que la potencia
reactiva total permanezca constante.
Despues de la variación la potencia reactiva total se debe verificar que Q=CR+CM=CN+CQ, es
decir Q= Q1+Q2= Q’1+Q’2
Esto significa que el generador 1 proporciona mayor cantidad de potencia reactiva y el
generador 2 suministra menos potencia reactiva que antes. En el generador 2 hay una
disminución de excitación y por lo tanto una diminución de fuerza electromotriz.
La frecuencia en ambos generadores se mantiene constante.
Si se varia la excitación en modo que b1C sea perpendicular a OC tendremos que el generador
2 no proporciona potencia reactiva.
Si se desexcita aun mas el generador 2 en modo que el angulo b1CO sea menor que 90º,
entonces Q2 sera de sentido contrario y en tal caso la corriente I2 estara en anticipo a V y su
potencia reactiva será capacitiva y por lo tanto el generador 1 proporcionara la potencia
reactiva que requiera la carga mas la que pide el generador 1. En estas condiciones la corriente
de excitación es menor que la corriente de vacio.
La marcha de alternadores con potencia reactiva en adelanto es inestable (excitación débil).
Jose Andre Ugarteche Rioja
En la figura siguiente se muestra maquinas con distinto estatismo, siendo necesario que la
velocidad en vacío del generador de mayor estatismo sea mas grande que el de menor
estatismo.
Jose Andre Ugarteche Rioja
En los 3 casos las maquinas están trabajando a una velocidad “n” (velocidad de vacio) menor
(97%) y por lo tanto a frecuencia menor (48,5 Hz) que la nominal, lo cual provocara que los
motores conectados a la red trabajen a una velocidad menor. Ello es debido al estatismo que
debe existir en los grupos para que le funcionamiento sea estable.
Para que la velocidad n sea igual a 100% con la carga establecida, se debe actuar sobre el RV
en sentido de aumentar la velocidad poco a poco de ambas maquinas (para no sobrecargar
una de ellas).
En el punto de cruce de ambas rectas A’ y B’ representa el nuevo punto de trabajo (punto de
cruce de las dos rectas, lugar donde la frecuencia es igual para los dos generadores). En este
caso si por cualquier razón las maquinas van hasta el vacío, sus velocidades serán del 103%.
Diagrama de funcionamiento de 2
generadores acoplados en paralelo
que por regulación secundaria,
aumentan el número de rpm
Jose Andre Ugarteche Rioja
REGULADOR DE VELOCIDAD
82. ¿Qué es el RV?
Es un sistema de control de la frecuencia y velocidad del grupo turbogenerador a pesar de
los cambios de carga que puede haber en el generador, dentro de los límites establecidos,
en forma automática, lo cual se realiza variando el caudal de entrada de la turbina en una
central hidroeléctrica.
Debido a que mantener la frecuencia constante define la calidad del producto de una
central de generación, la velocidad debe ser regulada.
Tipos de reguladores:
85. ¿Son similares los tiempos de respuestas de tensión y velocidad en las centrales
hidroeléctricas?
No, en las centrales hidroeléctricas la respuesta a las órdenes de cambio de tensión es muy
rápidas en cambio las respuestas a las órdenes de cambio de velocidad son lentas.
86. ¿Cuáles cambios en los componentes de los RV se produjeron del antiguo al
moderno?
• El sistema de péndulos fue reemplazado por el sensor magnético, el cual consta de un
volante dentado y una bobina fija
• El dispositivo comparador paso de ser una palanca flotante a una unidad electrónica de
control, el cual acciona la válvula piloto y de control mediante una bobina y esta acciona
al actuador
• La válvula piloto del actuador paso de ser una electroválvula, y el servomotor
permaneció debido a que se requieren grandes fuerzas para controlar el flujo de agua en
las turbinas
87. ¿En que difieren los componentes de un RV de una Central Hidroeléctrica a una
Central Termoeléctrica?
La diferencia principal está en el actuador: En las centrales térmicas se utilizan
electroválvulas para regular el caudal de combustible mientras que en las centrales
hidroeléctricas se utilizan servomotores para poder mover la válvula de aguja que regula la
presión de agua, la CH necesita grandes fuerzas.
88. Componentes principales de un RV y describir el funcionamiento de cada uno.
• Sensor de velocidad: Detecta las variaciones de velocidad del generador y manda la
señal de estas variaciones a la unidad de control.
• Comparador (unidad de control): Recibe señales del sensor y compara la señal
(frecuencia) recibida con la de referencia, luego manda una señal al actuador para que
varié la velocidad si es necesario.
• Módulos de ingreso y salida de información: El modulo de ingreso convierte las
señales electricas en números y envia esta información al comparador, mientras que el
modulo de salida convierte los números en señales electricas y los dirige al actuador.
• Actuador: Puede ser mecánico o electromecánico, que provocan el cierre o apertura de
la válvula de aguja de los inyectores, variando así el caudal y por lo tanto la velocidad y
frecuencia
• Un equipamiento periférico que asegura una operación normal y un monitoreo
adecuado del funcionamiento de la central. Aca están los sistemas de respaldo para
casos de falla del sistema de control (parada de emergencia), SCADA, interface con el
hombre, una terminal para programar el monitoreo, editar el programa de control.
89. El sistema oleo hidráulico del RV, ¿Cómo puede ser reemplazado por sistemas
modernos?
No puede ser reemplazado porque en una centrales hidroeléctrica se necesitan grandes
fuerzas que solo los sistemas oleohidrualicos pueden proporcionar, aunque se han hecho
pequeñas mejoras como reemplazar el sistema de péndulos por la unidad de control
electrónica.
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90. ¿Por qué en el diagrama fasorial se considera que al variar la corriente de excitación
no varía la potencia activa de los generadores trifásicos?
Porque la corriente de excitación solo tiene efecto en la potencia reactiva y la potencia
activa solo depende del caudal o combustible
91. ¿En qué circunstancias el trabajo del Regulador de Velocidad es inútil ?
Cuando la oferta de potencia del sistema está al límite de su potencia.
92. Problemas que se pueden presentar en un RV
• Partículas sólidas que pueden dañar la válvula de aguja al entrar por la tubería forzada,
lo que ocasionaría variaciones de referencia entre la unidad de control y la válvula de
aguja
• Cambios bruscos de demanda, el regulador debe actuar bruscamente ocasionando
sobrepresiones y depresiones que podrían ocasionar cavitación en la tubería forzada y
turbina.
• Fallas en el sensor o perdidas de sensibilidad
93. ¿Qué ocurre con el funcionamiento de la central si falla el sensor del regulador de
velocidad?
El funcionamiento del generador será inestable, esto debido a que si no se detecta las
variaciones de velocidad, la frecuencia será variable lo que provocaría esta inestabilidad,
reduciendo así la vida útil de los equipos.
A variaciones de carga el regulador de velocidad no actuaria o actuaria de manera errónea,
disminuyendo o aumentando la frecuencia, pudiendo sobrepasar los límites establecido y
accionar las protecciones.
Además las sobrepresiones y depresiones ocasionarían cavitación en las turbinas y
tuberías forzadas.
94. Estando el sistema eléctrico funcionando:
a. El sistema de generación esta al tope ¿Qué ocurre con la frecuencia en los
primeros instantes si se presenta un instantáneo aumento de carga? ¿Si las
unidades de generación están trabajando al máximo de sus capacidades y ocurre
un aumento de carga, que ocurre con el sistema?
Para ambos casos la frecuencia disminuye, por lo que para el primer caso se aumenta la
oferta (se aumenta la velocidad) para compensar la carga y asi aumentar la frecuencia
hasta que retome un valor similar al inicial; para el segundo si la frecuencia baja
demasiado saldrá unidades del sistema y la frecuencia bajará aún más hasta producirse
un apagón. Se soluciona racionando la venta de energía eléctrica.
b. ¿Hasta dónde puede variar la frecuencia, porque tiene un límite la sub-frecuencia
(baja frecuencia) en las centrales?
Puede variar hasta los valores programados de los relés de sub-frecuencia y sobre
frecuencia. Tiene un límite porque la sub-frecuencia presenta problemas, como ser:
• Disminuir el rendimiento y potencia de máquinas inductivas
• Reducir la vida útil de los equipos
• Las variaciones en la frecuencia afectan a los tiempos de los sistemas de precisión,
y sistemas de producción en serie
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El sistema es sencillo puesto que no existe la necesidad de generar grandes fuerzas (como es
el caso de las centrales hidroeléctricas, en las que hay que mover válvulas,
compuertas, u otros dispositivos sometidos a grandes presiones). En el esquema posterior se
muestra una foto de los 3 componentes principales de la marca Cumming.
Este mismo tipo de sensor y de unidad de control electrónicos se utilizan también en las
centrales hidroeléctricas, de tal forma que en este caso el “actuador” lo constituyen: la central
oleodinámica (que genera presión de aceite para accionar los dispositivos indicados en el
esquema 1.4), la válvula piloto (generalmente una electroválvula) y los otros componentes
hidráulicos, que accionan el servomotor para variar el ingreso de agua al rodete.
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SISTEMAS DE EXCITACION
95. ¿Qué accionamiento se debe realizar para regular la tensión de salida del
generadores?
Se debe accionar la corriente de excitación mediante el regulador de tensión, el cual puede
ser accionado de forma manual o automática.
96. ¿Cuál de los sistemas de excitación es mejor y por qué?
El mejor es el sistema de excitación estática, debido a que tiene un tiempo de actuación
mucho menor que los demás y no se producen oscilaciones debido a la inercia de los
elementos mecánicos, ya que no consta con elementos rotativos.
97. ¿Qué tipos de sistemas de excitación existen?
• Excitación propia y por grupo de excitación: generación en corriente continua
(excitatriz rotativa)
• Excitación con excitatrices en corriente alterna: La excitatriz son alternadores, cuyas
tensiones de salida son rectificadas con dispositivos electrónicos que se encuentran
principalmente en el eje
• Excitación estática: Pueden ser auto excitado (la corriente de excitación procede del
mismo generador y es rectificada por medio de diodos de Si) o excitados por fuente
independiente de energia en C.A y luego rectificadas por diodos de Si o tiristores.
98. ¿Qué función cumplen los sistemas de excitación?
• Contener la intensidad de la corriente de excitación en el valor necesario durante una
variación de la carga
• Reestablecer, tan rápido que sea posible, la tensión en los bornes del generador al
existir variaciones de la misma
99. ¿En un sistema de excitación moderno, en casos de un apagón total, para volver a
partir como se excita al generador?
Si el generador cuenta con magnetismo remanente debido a un reciente uso, esta no
necesita de una excitación externa al sistema, simplemente se debe volver a partir de
regular las válvulas de aguja de los inyectores, de esta manera la retroalimentación elevara
la corriente de excitación y está a la vez el flujo magnético, completando el ciclo, esto hasta
alcanzar los valores nominales de operación.
Si no cuenta con magnetismo remanente, se debe partir con ayuda de una batería externa,
conectada al circuito de corriente de excitación.
100. De los sistemas de excitación estudiados, ¿Cuál es el de Guaracachi?
Es de dos tipos: Utiliza excitación estática marca General Electric, EX2000, excitador digital
PWM en sus turbinas 9 y 10 y en las demás utilizan una excitación con excitatrices en
corriente alterna.
101. ¿Por qué se utiliza carbones en el sistema de excitación?
Se utilizan para rectificar la fem generada por el sistema de excitación (a la salida del
generador), además de que introducen la corriente continua de excitación en el rotor y
aseguran una mayor superficie de contacto entre carbón y anillo rozante, estos carbones
deben cubrir una superficie igual o mayor a dos delgas con el fin de evitar el chisporroteo y
la correspondiente perdida de potencia y calentamiento en la transmisión de corriente del
elemento estático al rotatorio.
Jose Andre Ugarteche Rioja
Depende del estatismo del sistema, en un sistema aislado puede ser hasta del 0%,
mientras que en un sistema de generadores en paralelo admiten cierto estatismo, por lo
que se colocan relés de sub-frecuencia y sobre frecuencia para variaciones de frecuencia
del 2% aproximadamente (±1 Hz). Al pasar estos valores se activan los relés poniendo así
en peligro la estabilidad del sistema.
EXCITACIÓN PROPIA
Alternador
• Verificar que todos los componentes y sistemas auxiliares de una central funcionen
correctamente (se prueba la calidad de las obras)
• Verificar que las unidades generadoras trabajen con la eficiencia establecida (se
comprueba que las unidades generadoras cumplen con los requerimientos de eficiencia
de contrato).
Pruebas generales:
MEDICION DE CAUDAL:
• El diseño de la planta
• Costos de equipos especiales y su instalación
• Restricciones impuestas por la operación de la planta
MEDICION DE LA CAÍDA: La caída neta en la turbina se obtendrá mediante la diferencia al
ingreso y salida de la turbina.
Jose Andre Ugarteche Rioja
7. Flujo de excitación
𝑒𝑥𝑐𝑖𝑡𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑥 = 𝑖 + 𝑅 cos(𝛽) = 11851,391 + 72320,0067 ∗ cos(57,6634) = 50534,7974
6300 7300
E’
73000 73000
95000 − 73000 79294,0299 − 73000
=
7300 − 6300 𝐸′ − 6300
E’=6586,0923 V
9. Calculo de la regulación
E ′ − Vfn 6586,0923 − 5773,5027
%Reg = = ∗ 100% = 14,0745%
Vfn 5773,5027
Jose Andre Ugarteche Rioja
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