Hidroeléctrica Santa Rosa 1 es una central de pasada que emplea una turbina Francis doble de
1,33 MW. Desde su puesta en operación, la máxima medición de potencia eléctrica registrada
en los bornes del generador está 14% por debajo de la potencia eléctrica de placa. Por otra
parte, la medición de caudal muestra que el caudal disponible está 12% por encima del caudal
de placa; por lo que el valor de la potencia eléctrica debería ser incluso mayor que la de placa.
La empresa efectuó el cambio del rodete de la turbina con el propósito de aumentar la potencia
de la central y/o eficiencia de la turbina, sin éxito.
La propuesta solución que se planteó fue hacer una evaluación energética del sistema
hidroeléctrico evaluando los parámetros relevantes que contribuyen con el problema como son:
la longitud de la tubería de presión, el salto neto, el caudal y la geometría del rodete. Asimismo,
se consideró que la eficiencia del grupo turbogenerador se mantenía constante.
En primer lugar, se cuantificó teóricamente la energía hidráulica específica de la central, para
lo cual se determinó que la longitud de la tubería de presión no era lo suficientemente larga
para garantizar que el flujo dentro de la tubería de presión sea desarrollado. Posteriormente, se
determinó que la diferencia entre la energía hidráulica específica de placa y la energía hidráulica
específica teórica era de aproximadamente 33 J/kg. Con el valor de la energía hidráulica
específica teórica, se determinó que la potencia eléctrica de la central cuando emplea el caudal
de placa es de 1,13 MW, y para aumentar esta potencia se planteó aumentar el diámetro del
tramo recto de 1,2 m a 1,5 m; observándose una ganancia de aproximadamente 70 kW.
Asimismo, se determinó que la energía anual de la central y los ingresos aumentarían en
351 MWh y S/. 56 699 respectivamente. Luego, se recomendó efectuar el cambio de la tubería
ya que el tiempo de recuperación de la inversión sería de 3 años. Finalmente, se efectuó el
cambio de manómetro en la tubería de presión encontrándose que en el 77% de las mediciones
de presión, la correspondiente potencia medida en los bornes del generador estaba por debajo
de su respectiva potencia teórica esperada. En el 23% restante de las mediciones, sucedía lo
contrario por lo que se recomendó que la toma de datos sea digital.
En segundo lugar, se evaluó la medición del caudal disponible, para lo cual se graficó el perfil
vertical de velocidades en el canal, encontrándose que la velocidad teórica (al 60% de profundidad de la superficie libre) es 4% mayor que la velocidad medida. Seguidamente, se
determinó que el caudal teórico es un 30% mayor que el caudal disponible. Sin embargo, se
estimó que la incertidumbre de la medición es de 13,3 %, esto debido a que se encontró los dos
siguientes errores en la medición: en primer lugar, se consideró el mínimo número de líneas
verticales (7 puntos en vez de 12) y en segundo lugar, que la medición de la velocidad se efectuó
una vez en cada línea vertical cuando se debió hacer al 20% y 80% de profundidad de la
superficie libre respectivamente. Efectuados dichos cambios, la incertidumbre se reduciría en
aproximadamente 50%. Asimismo, se observó que la sección del canal considerado en la
evaluación del caudal disponible, luego de efectuado las mediciones de la velocidad, era
rectangular cuando debió ser trapezoidal; con lo cual el caudal disponible podría disminuir en
casi 4%. Por todo lo mostrado anteriormente, el caudal disponible no debe ser tomado como un
valor confiable sino que se la empresa deberá realizar futuras mediciones.
En tercer lugar, se compararon las geometrías de: el rodete actual, el segundo rodete y el rodete
teórico; encontrándose que el segundo rodete corresponde a una turbina más radial. De la
misma manera, se comparó los triángulos de velocidades en los rodetes, encontrándose que la
pérdida por choque en el segundo rodete era mayor. De la misma forma, la superficie mojada
por álabe para el segundo rodete es mayor en aproximadamente 30% respecto al álabe del
rodete actual, y por ende las pérdidas por rozamiento del flujo. Se concluyó que el rodete actual
es el que más semejanza guarda con el rodete teórico para las condiciones nominales de la
central.
Se concluye que es posible aumentar la energía generada en la central hidroeléctrica Santa
Rosa 1 aumentando el diámetro del tramo recto de la tubería forzada a 1,5 m, con lo cual se
aumentaría en 351 MWh la energía generada anual lo que significa un aumento de los ingresos
anuales por 56 699 nuevos soles. Asimismo, es importante verificar el tipo de flujo que se
obtiene con el trazado de la tubería de presión, ya que de acuerdo al tipo de flujo la energía
hidráulica específica disponible en la central hidroeléctrica es diferente.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:PUCP/oai:tesis.pucp.edu.pe:20.500.12404/8161 |
| Date | 11 March 2017 |
| Creators | Conte Chirinos, Antonio Ricardo |
| Contributors | Chirinos García, Luis Ricardo |
| Publisher | Pontificia Universidad Católica del Perú, PE |
| Source Sets | Pontificia Universidad Católica del Perú |
| Language | Spanish |
| Detected Language | Spanish |
| Type | info:eu-repo/semantics/masterThesis |
| Format | application/pdf, application/pdf |
| Rights | info:eu-repo/semantics/closedAccess |
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