18 determinación de la potencia efectiva de las centrales hidroeléctricas (4)

8/16/2019 18 Determinación de La Potencia Efectiva de Las Centrales Hidroeléctricas (4)

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1. OBJETIVOEstablecer el procedimiento de medición y cálculo para determinar la potenciaefectiva y el caudal turbinado de las centrales hidroeléctricas en operacióncomercial en el COES.

2. BASE LEGAL El presente Procedimiento se rige por las siguientes disposiciones legales y susrespectivas normas concordantes, modificatorias y sustitutorias:2.1. Decreto Ley N°25844.-Ley de Concesiones Eléct ricas.2.2. Ley N°28832.- Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación

Eléctrica.2.3. Decreto Supremo N°009-93-EM.- Reglamento de l a Ley de Concesiones

Eléctricas.2.4. Decreto Supremo N°027-2008-EM – Reglamento de l COES.

2.5. Estatuto del COES.3. PRODUCTO

Valor actualizado de la potencia efectiva y caudal turbinado en condiciones depotencia efectiva de las centrales hidroeléctricas.

4. DEFINICIONESPara efectos del presente Procedimiento, deberá entenderse por:4.1 Altura o Salto neto de una Turbina (H)

Es la energía por unidad de peso de agua disponible entre las secciones

de referencia de presión alta (aguas arriba) y presión baja (aguas abajo) dela turbina.4.2 Altura o Salto bruto de la Central Hidroeléctrica (Hg)

Es la energía hidráulica por unidad de peso disponible entre el nivelsuperior de agua en la cámara de carga y el nivel de agua en la estructurade descarga de aguas turbinadas.

4.3 Altura o Salto nominal de la Central Hidroeléctrica (Hn)Es la altura o salto neto de diseño de la Central Hidroeléctrica para latotalidad de turbinas operando simultáneamente.

COESSINAC

PROCEDIMIENTO TÉCNICO DEL COMITÉ DEOPERACIÓN ECONÓMICA DEL SEIN PR-18

DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA EFECTIVA DE CENTRALESHIDROELÉCTRICAS

Aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N°193-2013-OS/CD, publicada el 03 deoctubre de 2013.


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4.4 Altura o Salto efectivo de la Central Hidroeléctrica (He)Es la altura o salto neto realmente disponible de la Central Hidroeléctricapara la totalidad de turbinas operando simultáneamente.

4.5 Caudal TurbinadoVolumen de agua por unidad de tiempo que se registra o se determinadurante la medición de la potencia efectiva realizada de acuerdo alpresente Procedimiento.

4.6 Central HidroeléctricaEs el conjunto de unidades de generación hidroeléctrica ubicadas en unamisma altura topográfica y que producen energía eléctrica mediante laconversión de la energía potencial y cinética del agua utilizando el mismosalto hidráulico.

4.7 Condiciones de Potencia Efectiva de una Central HidroeléctricaSon las imperantes bajo condiciones de flujo del agua estable, sinsobrecarga (eléctrica o hidráulica), a velocidad nominal de rotación de lasturbinas (correspondiente a 60 Hz del sistema) y a la Altura o Salto efectivode la Central Hidroeléctrica.

4.8 Empresa ConsultoraEs la empresa ejecutora del Ensayo de Potencia Efectiva de la CentralHidroeléctrica.

4.9 EnsayoEnsayo de Potencia Efectiva de una Central Hidroeléctrica con el objeto de

comprobar la capacidad electromecánica de la Central Hidroeléctrica,realizado de acuerdo al presente Procedimiento.4.10 Error

El error en la medición de una cantidad es la diferencia entre esta medicióny el valor verdadero de la cantidad.Existen tres tipos de errores que deben tomarse en cuenta:- Errores aleatorios- Errores causales- Errores sistemáticos.

4.11 Errores aleatorios Se producen debido a diversas influencias, tales como la falta deexperiencia en realizar la medición, que origina que de una misma lecturase puedan registrar diferentes valores. Estos errores se controlan tomandoel debido cuidado durante las mediciones, y realizando un número mayorde mediciones.

4.12 Errores causalesSe producen debido a errores humanos, por ejemplo durante la lectura yregistro de las variables, y a desperfectos de los instrumentos. Estos


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errores no deben incorporarse a los cálculos y las medicionescorrespondientes deben rechazarse.

4.13 Errores sistemáticos

Son los que no pueden reducirse al aumentar el número de mediciones, siel equipo y las condiciones de las mediciones permanecen iguales. Estoserrores se minimizan eliminando los errores residuales al inicio de lasmediciones por efecto de la calibración de los instrumentos, una medicióncuidadosa de las dimensiones, instalaciones correctas, etc. No obstanteestos cuidados, permanecerá un pequeño margen de error al que se llamasistemático, que es el que debe tenerse en cuenta.

4.14 Incertidumbre sistemáticaEs el rango en que se espera se encuentre el valor verdadero de unamedición, y que está asociada a los errores residuales de los instrumentos,después de efectuadas las calibraciones, que no pueden reducirse alaumentar el número de mediciones ni por haber efectuado una instalacióncorrecta.

4.15 Informe Técnico de Potencia Efectiva Informe de determinación de la Potencia Efectiva de una CentralHidroeléctrica producto de la ejecución del Ensayo.

4.16 Plan Anual de Ensayos de Potencia EfectivaEs el programa anual de ensayos de potencia efectiva de las unidades degeneración termoeléctrica y centrales hidroeléctricas aprobada por elCOES y que se ejecutará durante el año.

4.17 Potencia en bornes del generador o alternador (P a)Es la potencia eléctrica activa medida en los bornes del generador oalternador (kW), de acuerdo a procedimientos de medición establecidos enla norma IEC 60041, referida en el numeral 8 del presente procedimiento.

4.18 Potencia Máxima Continua de una Central Hidroeléctrica (P C)Es la máxima capacidad de suministrar potencia eléctrica en bornes degeneración, en forma continua, en todas las unidades de generación de laCentral Hidroeléctrica operando simultáneamente. Esta potencia estáreferida a la potencia bruta (kW).

4.19 Potencia Efectiva de una Central Hidroeléctrica (P E)

Es la máxima potencia continua entregada por la Central Hidroeléctrica,correspondiente a bornes de generación, cuando opera a condiciones depotencia efectiva y a máxima carga. Esta potencia está referida a lapotencia bruta. El valor representativo se determina a partir de las señalesde medición de acuerdo a la norma IEC 60041 (kW).

4.20 Potencia Bruta de una Central Hidroeléctrica (P B)Es la potencia eléctrica total producida por la Central Hidroeléctrica,correspondiente a bornes de generación sin deducir la potencia consumidapor los servicios auxiliares (kW).

4.21 Potencia Neta de una Central Hidroeléctrica (P N)


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Es la potencia eléctrica total producida por la Central Hidroeléctrica,correspondiente a bornes de generación, deduciendo la potenciaconsumida por los servicios auxiliares (kW).

4.22 Variables primariasSon aquellas variables señaladas en el Cuadro N°2 d el numeral 7.3.3, queson medidas y utilizadas en el cálculo de la potencia efectiva.

4.23 Variables secundariasSon aquellas indicadas en el Cuadro N°3 del numera l 7.3.3, que sonmedidas pero no ingresan al cálculo de la potencia efectiva y sólo sirvenpara verificar las condiciones de estabilidad durante las pruebas.

Otras definiciones utilizadas en el presente Procedimiento, están precisadas enel Glosario de Abreviaturas y Definiciones del COES aprobado medianteResolución Ministerial N°143-2001-EM/VME y sus mod ificatorias, así como en lanormativa citada en la Base Legal.En todos los casos, cuando se citen dispositivos legales y procedimientostécnicos en el presente procedimiento, se entenderá que incluyen sus normasconcordantes, modificatorias y sustitutorias.

5. RESPONSABILIDADES5.1 Del COES

5.1.1 Elaborar y aprobar anualmente el Plan Anual de Ensayos dePotencia Efectiva, el cual será publicado en el portal de internet delCOES.

5.1.2 Aprobar la programación y ejecución del Ensayo de la CentralHidroeléctrica en la oportunidad en la que se emite el ProgramaSemanal de Operación (PSO), de acuerdo al procedimiento técnicocorrespondiente.

5.1.3 Disponer la ejecución del Ensayo y designar un veedor.5.1.4 Revisar, observar y solicitar mayor información o sustento al

Informe Técnico de Potencia Efectiva, cuando a su juicio loconsidere necesario.

5.1.5 Aprobar el Informe Técnico de Potencia Efectiva de la CentralHidroeléctrica sometida a Ensayo, conforme al presenteprocedimiento.

5.1.6 Aprobar los métodos de medición aplicables en el Ensayo.5.1.7 Publicar en el portal de internet del COES la siguiente información:

a) Formato de tabla de datos técnicos de las unidades degeneración hidroeléctrica (TDT – CH).

b) Formato de tabla de datos técnicos de los instrumentos (TDT-IM).

c) El Plan Anual de Ensayos.d) Modelo de Acta de Ensayo.


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valor vigente de la potencia efectiva. En el Anexo 2 se describela metodología que se utilizará para verificar esta condición.

d) Cuando el Generador Integrante solicite el Ensayo antes deobtener el ingreso en operación comercial, el COES evaluará yaprobará la viabilidad de esta solicitud.

6.2.2 Ensayo extraordinario .- Es el efectuado cuando a juicio delCOES, o del OSINERGMIN, existen razones para presumir que lapotencia de alguna central puede haber experimentado algúnincremento superior al 5 %, o a solicitud del titular cuando la centralhaya sido repotenciada, para lo cual deberá adjuntar un informeque sustente el requerimiento.

6.3 Plazos de entrega de información, revisión y aprobación del InformeTécnico de Potencia Efectiva6.3.1 La información descrita en el numeral 7.1.2 deberá ser entregada

en los plazos señalados en el Procedimiento Técnico

correspondiente al Programa Semanal de Operación (PSO).6.3.2 El Acta de Ensayo deberá ser entregada al veedor del COES dentrode las 3 horas posteriores a la finalización del Ensayo.

6.3.3 El Informe Técnico de Potencia Efectiva de la Central Hidroeléctricadeberá ser entregado al COES dentro de los 30 días calendariosposteriores al Ensayo.

6.3.4 De existir observaciones al Informe Técnico de Potencia Efectiva, elCOES dispone de 15 días calendario para notificar al GeneradorIntegrante sus observaciones.

6.3.5 El Generador Integrante dispone de 10 días calendario para

absolver las observaciones.6.3.6 El COES habiendo revisado el Informe Técnico de PotenciaEfectiva y de ser el caso, la absolución de observaciones, aprobaráel Informe Técnico, siempre que hayan sido absueltas, casocontrario podrá denegarlo.

7. ETAPAS DEL PROCESOEl proceso se inicia con la entrega de información por parte del GeneradorIntegrante a la Empresa Consultora y al COES, y comprende: las coordinacionescon el COES previas al ensayo, la realización del ensayo propiamente dicho,actividades posteriores al ensayo y culmina con la aprobación del Informe

Técnico de Potencia Efectiva.7.1 Información y Programación del Ensayo

7.1.1 Información para la programación del EnsayoEl Generador Integrante deberá proporcionar a la EmpresaConsultora y al COES, en medio digital e impreso, la siguienteinformación: a) Pliego Técnico de cada una de las unidades generadoras que

constituyen la Central Hidroeléctrica. Esta información deberáincluir:


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encuentran tanto las unidades como los instrumentos de mediciónfijos de la unidad. Este procedimiento deberá efectuarse hasta undía antes de la fecha programada para el Ensayo.Las inspecciones que se realizarán serán las siguientes:a) Ubicación y verificación del estado operativo de los equipos de

medición y sistemas auxiliares, para lo cual deberá tomar comoreferencia la información señalada en el numeral 7.1.1.

b) Verificación de los puntos de medición y registro de todas lasvariables primarias y secundarias consideradas, para lo cualdeberá tomar como referencia los esquemas señalados en elnumeral 7.1.1.

c) Verificación de la calidad de la instrumentación fija de la central yla instrumentación portátil proporcionada por la EmpresaConsultora.

7.2.2 Verificación de Instrumentos Los instrumentos de medición deben ser elegidos de acuerdo alrango de lectura que medirán en la central sometida a Ensayo,considerando las especificaciones mínimas que se muestran en elCuadro Nº 1.El Generador Integrante deberá proporcionar al COES, previo a larealización del Ensayo, los certificados de contrastación vigentes delos instrumentos de medición a utilizar, los que tendrán unaantigüedad no mayor a un año a la fecha de la realización delEnsayo.

Cuadro Nº 1

Especificaciones sobre la precisión mínima de los equipos de mediciónN° EQUIPO VARIABLE RANGO DE PRECISIÓN

1Medidor de

energíaPotenciagenerada Clase 0.2

2 Medidor deflujoCaudal

turbinado ± 1.0%

3Medidor de

presión Presión

±(2 a 6)x10- pmax, donde

pmax es la escala máximadel instrumento.

4 Medidor detemperatura Temperatura ±0.5 ºK (grados kelvin)

5 Medidor denivel Nivel±(2 a 6) x10-3 Zmax; dondeZmax es la escala máxima

del instrumento.

(*) Referencia Norma IEC 60041 Sección 4


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Se debe considerar el uso preferente de la instrumentación propiade las unidades de generación (instrumentos instalados en línea).Sin embargo, para verificar las mediciones con estos instrumentos,se instalarán en paralelo instrumentos portátiles, principalmentepara los medidores de energía y de caudal turbinado, debidamentecalibrados.

7.2.3 Elaboración del Plan de EnsayoEl Jefe de Ensayo elaborará el Plan de Ensayo, tomando comoreferencia el Formato N° 3 - “Estructura del Plan d e Ensayo”publicado en el portal de Internet del COES. El Plan debe contener,como mínimo, la siguiente información:a) Breve descripción de la unidad a ensayar.b) Detalle sobre las mediciones.c) Distribución de funciones del personal.d) Detalles sobre aspectos operativos relevantes para el Ensayo.e) Consideraciones especiales para el Ensayo.f) Programa definitivo del Ensayo.

7.3 Desarrollo del Ensayo7.3.1 Asistentes al Ensayo

Durante el Ensayo deberán estar presentes:a) Un representante acreditado del Generador Integrante, con la

función de operar la central sometida a Ensayo.b) Un representante designado por el COES, en calidad de veedor,

quien dará fe de la correcta ejecución de Ensayo, así comopodrá realizar cualquier coordinación que resulte necesaria.c) El Jefe de Ensayo y su Equipo Técnico, quienes son

responsables técnicos del Ensayo y deciden los aspectostécnicos relacionados con la medición tomando en cuenta lasrecomendaciones de los presentes.

7.3.2 Verificación de Condiciones de Estabilidada) Estabilidad de las variables primarias y secundarias

De acuerdo con la Norma Internacional IEC 60041, lasfluctuaciones máximas permitidas durante el Ensayo son:a.1 La fluctuación en la potencia (variable primaria) no debe de

exceder del ±1.5% respecto al valor promedio de los datosregistrados.

a.2 La fluctuación de la altura bruta de la Central Hidroeléctricano debe de exceder del ±1.0% respecto al valor promediode los datos registrados.

a.3 La fluctuación de la velocidad de rotación no debe deexceder del ±0.5% respecto al valor promedio de los datosregistrados.


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a.4 La fluctuación del caudal no debe de exceder de ±1.5%respecto al valor promedio de los datos registrados.

a.5 La fluctuación del factor de potencia no debe exceder de±2% del promedio de los datos registrados.

La temperatura en los cojinetes del generador y los devanadosdel estator no deben exceder los valores fijados en el protocolode prueba de recepción de la unidad generadora o centralsometida a Ensayo. En todo caso, deben respetarse lasrecomendaciones del fabricante de acuerdo con los materialesantifricción (cojinetes) y aislamiento de los bobinados.

b) Ajustes no permitidos durante el EnsayoNo está permitido operar más allá de los límites operativos de lasvariables secundarias indicadas en el informe de resultados de laspruebas de recepción y puesta en operación.

7.3.3 Inicio y Desarrollo del Ensayoa) Duración del Ensayo

El ensayo tendrá una duración no menor de 5 horas deoperación. Ante un eventual fracaso del Ensayo, éste deberáreiniciarse como si se tratara de un nuevo Ensayo.

b) Número de MedicionesEl Ensayo deberá registrar cada medición con un período deintegración de 15 minutos (variables primarias y secundarias).

c) Magnitudes a Medir y Ubicación de los Puntos de MediciónEn el Cuadro Nº 2, se indican las magnitudes a medir para ladeterminación de la potencia efectiva y caudal turbinado(variables primarias), y en el Cuadro Nº 3, se indica lasmagnitudes a medir para la verificación de las condiciones deestabilidad durante el Ensayo (variables secundarias).

Cuadro Nº 2Variables Primarias

Nº VARIABLES PRIMARIAS

1 Potencia activa de cada unidad generadora

2 Caudal turbinado

Cuadro Nº 3 Variables Secundarias

Nº VARIABLES SECUNDARIAS

1 Potencia de servicios auxiliares


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Nº VARIABLES SECUNDARIAS

2 Nivel del espejo de agua del embalse ó cámara decarga3 Altura bruta

4Presión en toda la extensión de la línea del eje deltúnel (en el caso de tener acceso al túnel deaducción)

5 Presión en tubería de ingreso y salida de la turbina(esto último sólo para turbinas de reacción)

6 Voltaje

7 Factor de potencia

8Frecuencia

9 Temperatura de devanados del estator y cojinetes

10

Otros parámetros que indican operación enrégimen estable (tales como: nivel de agua en lospozos de oscilación, corriente de excitación, etc),conforme corresponda específicamente a lacentral.

En el Anexo 6 se muestran las ubicaciones indicativas para losinstrumentos a utilizar en el Ensayo de centrales conequipamiento típico.

d) Factor de PotenciaEl ensayo será efectuado operando con un factor de potenciacomprendido en un rango definido por el valor promedio ± dosveces la desviación estándar. Dicho promedio debedeterminarse considerando los valores de factor de potenciacalculados a partir de la energía activa y reactiva registradas enlas horas de punta para el periodo de diciembre a marzo anteriora los ensayos. En el caso de nuevas centrales se utilizarán losregistros a plena carga, obtenidos en la etapa de pruebas.

e) Caudal Turbinado

El caudal turbinado se determinará a partir de medicionesdirectas por alguno de los métodos indicados en el numeral 1 delAnexo 4. En caso no sea factible, medir el caudal turbinado serealizará el cálculo indirecto, utilizando las curvas de eficienciade la unidad (turbina y generador) facilitadas por la empresaGeneradora, conforme se explica en el Anexo 9.

f) Altura BrutaLa altura bruta, cuando no se trate de repotenciaciones,corresponderá a la capacidad de diseño original de la unidad ocentral, debiendo corresponder a condiciones normales deoperación.


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g) Validación de los datos medidos durante el EnsayoTodos los datos correspondientes a las variables primarias ysecundarias se recabarán y pondrán en hojas electrónicas deuso común en el COES, en las que además se completará lavalidación de cada una de las mediciones.

g.1 Validación de mediciones de variables primariasLas mediciones válidas de las variables primarias sonaquellas que se encuentran dentro del rango de fluctuaciónpermitido; esto quiere decir que se eliminarán las siguientesmediciones:- Las mediciones de potencia que superen la fluctuación

máxima de ± 1.5 % del valor promedio de los datosregistrados.

- Las mediciones de caudal turbinado que superen lafluctuación máxima de ± 1.5% del valor promedio de losdatos registrados.

g.2 Eliminación de mediciones por perturbaciones en el SEINDe producirse perturbaciones en el SEIN no causadas por lacentral bajo Ensayo, y éstas alteraran la frecuencia o voltajefuera de los rangos permitidos, afectando la potencia ycaudal turbinado de la unidad, las mediciones registradasdurante el tiempo afectado, no serán consideradas válidas.Estas mediciones deberán repetirse, por lo que el Ensayodeberá prolongarse por el tiempo que resulte necesario.Las mediciones válidas serán todas las mediciones

efectuadas menos las mediciones eliminadas. Para que elEnsayo sea válido debe contarse al menos con diez (10)mediciones válidas.

7.3.4 Ejecución del Ensayo y medición del caudal turbinadoDurante el ensayo, se deberán medir simultáneamente las variablesprimarias y secundarias, considerando lo establecido por el numeral7.3.3 c) del presente procedimiento.Si fracasase el Ensayo, se realizará un segundo Ensayo, que podráefectuarse a continuación del primero o, en su defecto, ser diferido.La realización inmediata del segundo Ensayo requerirá de la

decisión unánime del Jefe del Ensayo, del veedor del COES y delrepresentante de la empresa Generadora. De no existir consenso,la empresa Generadora solicitará nuevamente la fecha de larealización del segundo Ensayo, conforme lo establecido en elpresente Procedimiento.

7.4 Actividades posteriores al Ensayo. 7.4.1. Elaboración del Acta de Ensayo

Al final del Ensayo, se levantará el Acta de Ensayo, la cual serásuscrita por el Jefe de Ensayo, el representante acreditado por elGenerador Integrante y el veedor del COES.


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El Acta de Ensayo deberá contener por lo menos la siguienteinformación:a) Nombre del Integrante del COES.b) Nombre de la central de generación.

c) Nombre o número de la unidad o unidades generadorassometidas a Ensayo.d) Nombre del Jefe de Ensayo, de los integrantes del Equipo Técnico

de Ensayo, del veedor del COES y del representante delGenerador Integrante.

e) Fecha y hora de apertura del Acta.f) Datos técnicos de la turbina y el generador.g) Número de unidades de generación que se encuentran en

operación.h) Hora de inicio del Ensayo.i) Hora de finalización del Ensayo. j) Todos los datos medidos de acuerdo al numeral 7.3.3.c).k) Datos validados de mediciones de las variables primarias de

acuerdo al literal g) del numeral 7.3.3.l) Observaciones.

7.4.2. Determinación de la Potencia Efectiva, Caudal Turbinado y SaltoNeto7.4.2.1. Determinación de la Potencia Efectiva

Para calcular la Potencia Efectiva de la central en función delos resultados del Ensayo, se seguirá el siguienteprocedimiento:

- De las mediciones válidas, se halla el promedio y este valor será la potencia efectiva de la unidad generadorahidroeléctrica, según la fórmula siguiente:

n

PbPe i

ni

j

∑=

Donde:

Pe j: Potencia efectiva de la unidad j

Pbi: Potencia medida en bornes de la i-ésima medición

i: Valor i-ésimo

j: Unidad Ensayada

n: Número de mediciones- La potencia efectiva de la Central Hidroeléctrica será la

sumatoria de la potencia efectiva de cada una de las


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unidades generadoras ensayadas que conforman lacentral, medidas en forma simultánea, aplicando lasiguiente fórmula:

jk j PePE ∑=

Donde:PE: Potencia efectiva de la Central Hidroeléctrica

Pe j: Potencia efectiva de la j-ésima unidad

k: Número total de unidades que conforman la central7.4.2.2. Determinación del Caudal Turbinado

a) Método DirectoPara calcular el caudal turbinado de la central, sobre labase de los resultados del Ensayo, se determinará elpromedio de las mediciones directas válidas, empleandouno de los métodos de medición indicados en el Anexo 4,en la ubicación y orden de preferencia indicado en elAnexo 6, y este valor será el caudal turbinado de lacentral hidráulica, según la fórmula siguiente:

n

Qt Qt i

ni∑=

Donde:Qt: Caudal turbinado de la Central Hidroeléctrica

Qti: Caudal medido de la i- ésima medición

i: Valor i-ésimo

n: Número de medicionesb) Método IndirectoPara determinar indirectamente el salto neto y el caudalturbinado de cada unidad, se utilizan ecuaciones querelacionan la siguiente información:

- Potencia en bornes de generador de cada unidadgeneradora.- Eficiencia del generador definida en ensayos de fábrica.- Eficiencia de la turbina establecida mediante ensayos con

el método termodinámico en cada unidad generadora.- Medición de presión manométrica en las secciones de

referencia aguas arriba y aguas abajo de la turbina.- Medición de la cota del nivel de agua en la cámara de

carga o reservorio a presión.Repitiendo este cálculo para todas las unidades se puedefinalmente obtener el caudal turbinado de toda la CentralHidroeléctrica.


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Un ejemplo de aplicación de este método indirecto sepresenta en el Anexo 9.

7.4.2.3. Determinación de la Altura o Salto Neto de una TurbinaEl salto neto será calculado en la misma oportunidad delEnsayo. El procedimiento de cálculo es desarrollado en elAnexo 5.

7.4.3. Incertidumbre y error en las medicionesEn el Cuadro Nº 4 se muestran valores indicativos transcritos de lanorma internacional IEC 60041. Este cuadro puede ser utilizadocomo guía para una estimación preliminar de las incertidumbressistemáticas.

Cuadro Nº 4Incertidumbres Sistemáticas Estimadas*

(Nivel de confianza de 95%)

N° MÉTODOS DE MEDICIÓN RANGO DE LOSVALORES USUALES

VALORESESPERADOS BAJO

CONDICIONESNORMALES

1.0 Medición de caudal

1.1Medidor de flujo en conductocerrado con caudalímetrointrusivo

±1,0 a ±1,5% ± 1,3 %

1.2Correntómetro en canalesabiertos con secciónrectangular

±1,2 a ±2,0% ± 1,5 %

1.3Correntómetro en canalesabiertos con seccióntrapezoidal

±1,4 a ±2,3% ± 1,7 %

1.4 Tubo Pitot estandarizado enconducto cerrado ±1,5 a ±2,5% ± 2,0 %

1.5 Vertedero de crestas agudas ±1,7 a ±3,0% ± 2,4 %1.6 Método volumétrico ±1,0 a ±2,0% ± 1,5 %2.0 Medición de nivel2.1 Con Flotador ±0,005 a ±0,015 m ± 0,01 m

2.2 Transductor de presiónsumergido± (2 a 6) x 10-3 Zmax

± 3 x 10-3 Zmax (Zmax es la escala

completa de lecturadel instrumento)

3.0 Medición de presión

3.1 Manómetro de columna demercurio/agua ±100 a ±500 Pa ± 200 Pa

3.2 Medidor de presión de resorte ± (3 a 10) x 10-3 ± 5 x 10-3 pmax


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N° MÉTODOS DE MEDICIÓN RANGO DE LOSVALORES USUALES

VALORESESPERADOS BAJO

CONDICIONESNORMALES

pmax

3.3 Transductor de presión ± (2 a 6) x 10-3 pmax ± 3 x 10-3 pmax 4.0 Medición de potencia

4.1 Potencia en bornes degenerador ±0,5 a ±1,0% ± 0,7 %

* Referencia Tabla A1 de IEC 60041

7.4.4. Informe Técnico de Potencia EfectivaEn el Informe Técnico de Potencia Efectiva, debe incluirse losiguiente:a) Acta de Ensayos con toda la información indicada en 7.4.1.b) Cálculos de determinación de Potencia Efectiva, Caudal

Turbinado y Salto Neto, distinguiendo los que corresponden a laCentral Hidroeléctrica en su conjunto y cada una de las unidades.

c) Cuadros y gráficos resumen de resultados que incluyan:- Potencia, caudal y salto nominales de diseño- Potencia, caudal y salto determinados en las pruebas realizadas

desde las pruebas de recepción inicial, indicando el mes y añode cada una de las pruebas.

- Potencia, caudal y salto correspondiente a las pruebas

realizadas, objeto de la aplicación del presente procedimiento. 7.5. Suspensión del Ensayo7.5.1. Suspensión del Ensayo y medición del caudal turbinado

El Ensayo quedará suspendido en los casos siguientes:a) Cuando el Generador Integrante no entregue la información

requerida en el numeral 7.1.1 del presente procedimiento.b) Cuando no se cumpla con el mínimo de registros válidos

consignados durante el Ensayo, de acuerdo a 7.3.3 b).c) Cuando la unidad generadora o Central Hidroeléctrica sale de

servicio por tercera vez, dentro del período de duración delEnsayo, por causas atribuibles al Generador Integrante.En estos casos, el Ensayo en la Central Hidroeléctrica seráreprogramado dentro de un plazo máximo de tres meses, a criteriodel COES, previamente coordinado con el Generador Integrante.

7.5.2. Causales de desaprobación del Informe Técnico de Potencia Efectivay Caudal TurbinadoEl Informe Técnico y sus resultados serán desaprobados en loscasos siguientes:


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a) Cuando excede el margen de error obtenido para potenciaefectiva y caudal turbinado.

b) Cuando habiéndose efectuado los ensayos y presentado elInforme Técnico correspondiente, la Empresa Generadoraconsidera necesario repetir el Ensayo, para lo cual deberá

presentar el Informe Técnico con los resultados obtenidos y elsustento del pedido. En este caso, si el COES aprueba estepedido, el nuevo Ensayo será realizado dentro de un plazomáximo de tres meses, tiempo durante el cual se reconocerácomo potencia el valor aprobado de potencia efectiva vigente.

c) Cuando la Empresa Generadora no cumple con absolver todaslas observaciones presentadas por el COES dentro de los plazosindicados en el numeral 6.3 del presente procedimiento.

8. REFERENCIA Norma Internacional CEI/IEC 60041:1991 Tercera Edición “Pruebas de campopara determinar el funcionamiento de turbinas hidráulicas, bombas dealmacenamiento y turbinas-bomba”.

9. DIAGRAMAS DE FLUJOS DE PROCESOSLos diagramas de flujo de procesos contenidos en el Anexo 7 son los siguientes:

9.1 Diagrama I: Para la fase de ensayos de campo en el que se realizan todaslas mediciones.

9.2 Diagrama II: Para la fase de gabinete en el que se realizan los cálculos dedeterminación de la potencia efectiva y las variables asociadas.

10. ANEXOSAnexo 1 Requerimientos de la Empresa Consultora e Instrumentación

Anexo 2 Descripción de la metodología para la verificación de la disminuciónde la potencia efectiva

Anexo 3 Figuras

Anexo 4 Medición Directa de Caudal y Variables Complementarias

Anexo 5 Determinación del Salto Neto

Anexo 6 Ubicación de InstrumentosAnexo 7 Diagramas de Flujo de Procesos

Anexo 8 Formatos

Anexo 9 Ejemplos de Aplicación del Procedimiento PR-18


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ANEXO 1REQUERIMIENTOS DE LA EMPRESA CONSULTORA E INSTRUMENTACIÓN

1. Empresa ConsultoraLa empresa ejecutora del Ensayo es una tercera parte, independiente delGenerador Integrante del COES y del COES, con solvencia para ejecutar laspruebas y realizar los cálculos posteriores.

Los requerimientos para la selección de la empresa consultora encargada delensayo serán los siguientes:

1.1. Para Centrales de 20MW o mayoresLa empresa consultora deberá contar con los siguientes requerimientosreferenciales:

1.1.1. Equipo Técnico01 Jefe de Ensayo.

01 Ingeniero o técnico electricista.

01 Ingeniero o técnico mecánico.

01 Ingeniero o técnico instrumentista.

01 Ingeniero Mecánico de Fluidos o Civil (con experiencia enmedición de caudal).

La calidad de Jefe de Ensayo recaerá en un Ingeniero Mecánico,Electricista o Mecánico Electricista que cuente con más de 5 años deexperiencia profesional en el sector eléctrico, con conocimiento yexperiencia en el uso de instrumentos de medición, y en la ejecuciónde Ensayos en centrales hidroeléctricas.

El Equipo Técnico deberá acreditar conocimientos y experiencia enEnsayos Técnicos aplicando la norma IEC 60041.

1.2. Para centrales menores de 20 MWLa Empresa Consultora deberá contar con un Jefe de Ensayo y el EquipoTécnico que se requiera para realizar las mediciones en la CentralHidroeléctrica.

2. InstrumentaciónDe manera indicativa, pero no limitativa, se utilizará por lo menos la siguienteinstrumentación:

02 Registradores de parámetros eléctricos.

01 Medidor de flujo para líquidos (agua).

02 Transductores sumergibles de nivel.

02 Transductores de presión.


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HIDROELÉCTRICAS

Todos los instrumentos de medición a ser utilizados en el ensayo, pertenecientesa la propia Central Hidroeléctrica o empresa consultora, deberán estar calibradoso contrastados, lo que se deberá sustentar a través de los respectivoscertificados de calibración vigentes al momento del Ensayo de Potencia Efectivaemitidos por los fabricantes o empresas que estén debidamente acreditadas porINDECOPI o por una entidad certificadora reconocida internacionalmente.


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HIDROELÉCTRICAS

ANEXO 2DESCRIPCIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA LA VERIFICACIÓN DE LA

DISMINUCIÓN DE LA POTENCIA EFECTIVA

La verificación de la disminución de la Potencia Efectiva de una Central Hidroeléctricase realizará de la siguiente forma:1. Se considerará el valor total de los registros de potencia de los medidores

instalados en cada unidad generadora que conforma la Central Hidroeléctrica, yque se envía con intervalos de 15 minutos, para la valorización de lastransferencias de potencia y energía.

2. Se determinará la potencia para periodos consecutivos de 5 horas calculando elpromedio de los registros de potencia, utilizando los valores en que se presenteun caudal turbinado igual o superior al medido o calculado en la determinaciónde la potencia efectiva. Para el cálculo de la potencia en mención, se utilizará las

formulas indicadas en el numeral 7.4.2.13. Se descartará los valores de los medidores cuando se presente una

concentración de sólidos en suspensión que no permita turbinar el caudalmáximo.

4. La potencia determinada en el numeral 2 del presente Anexo, se utilizará para lacomparación con la medición de potencia efectiva.


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ANEXO 3FIGURAS

ESQUEMAS DE UBICACIÓN DE INSTRUMENTOS PARA DETERMINAR LADIFERENCIA DE NIVELES “Z” (FIGURAS 1, 2 y 3)

Figura Nº 1: Turbinas de Reacción

Figura Nº 2: Turbina tipo Pelton


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Figura Nº 3 Turbina Pelton de eje horizontal (Referencia IEC 60041)

ESQUEMAS PARA LA MEDICION DIRECTA DEL CAUDAL (FIGURAS 4, 5 ,6 ,7 y 8)

Figura Nº 4 Correntómetro de eje horizontal


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Figura Nº 5 Caudalímetro ultrasónico intrusivo

Figura Nº 6 Esquema de tubo Pitot - Prandtl


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Figura Nº 7 Esquema de vertedero rectangular de cresta aguda

Figura Nº 8 Esquema de pozo de medición de nivel de agua


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ANEXO 4MEDICIÓN DIRECTA DE CAUDAL Y VARIABLES COMPLEMENTARIAS

1. Medición de Caudal

1.1. Aspectos GeneralesPara la medición del caudal turbinado en una Central Hidroeléctrica sedebe seleccionar el método de medición adecuado correspondiente a ladisposición de la central.1.1.1. Elección del método de medición

Entre los principales factores que se deben tener en cuenta paraseleccionar el método de medición(a) Las facilidades y limitaciones impuestas por el diseño de la

Central Hidroeléctrica. Estas se deben identificar en lasestructuras aguas arriba y aguas abajo de las turbinas, paralograr condiciones relativamente estables en el flujo de aguaque faciliten su medición. Por ejemplo, en conductos forzados,esta condición se facilita en secciones uniformes en unalongitud de al menos 20 veces el diámetro.

(b) Los costos del equipo especial y las instalaciones que se debenhabilitar para efectuar las mediciones.

(c) Limitaciones impuestas por las condiciones de operación de laplanta (por ejemplo el régimen de carga, la operación dedescarga de flujo, etc.).

1.1.2. Precisión de la mediciónLos errores sistemáticos de los que se tiene referencia solo sonválidos cuando: se consiguen las mejores condiciones de medición;los requerimientos individuales de los instrumentos son conseguidos;y, si las pruebas y análisis son llevados a cabo por personalcalificado y experimentado.

1.1.3. Requerimientos generalesPara cualquier método de medición usado, la medición del caudal seconsidera válida cuando el flujo de agua es estable o casi establedurante una secuencia de medición. Se asume estable si se cumplelas condiciones indicadas en el acápite 7.3.2 a) del presenteProcedimiento. En la medida de lo posible, deben evitarse laspérdidas, infiltraciones o derivaciones de agua en la zona demedición; si esto no es posible, entonces debe medirse las entradasy salidas de flujo de agua con exactitud adecuada.

1.2. Medición con correntómetro1.2.1. Principios del método

El principio del método de área - velocidad consiste en efectuarvarias mediciones de velocidad de flujo de agua en diferentes puntosde una misma sección transversal de un conducto cerrado o canal


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abierto. El caudal se determina por la integración sobre toda lasección de medida de las velocidades medidas simultáneamente. Elagua debe ser lo suficientemente limpia, tal que el materialsuspendido o disuelto no afecte la precisión de las lecturas de losmedidores durante la prueba.

1.2.2. Requerimientos generalesLas mediciones para cada posición de los medidores de corrientedurarán al menos 2 minutos.En cuanto al número de puntos de medición, para el caso de unconducto de sección rectangular o trapezoidal, por lo menos deberánusarse 25 puntos de medición, obtenidos dividiendo la sección totalen 5 secciones verticales y 5 horizontales. En el caso de un conductocerrado de sección circular deberán usarse al menos 13 puntos demedición, uno de los cuales debe ser el centro de la sección.En cuanto al tipo de medidores de corriente, se emplearán solamente

medidores del tipo propulsor o molinete, que cumplan con losrequerimientos de la norma ISO 2537 “Hydrometry - Rotating-element current-meters”, debiendo los medidores ser capaces desoportar la presión del agua y el tiempo de sumergimiento sin variarsu calibración. Ver Figura Nº 4 del Anexo 3.El ángulo entre el vector de velocidad local y el eje del medidor decorriente no debe exceder de 5º. Todos los medidores de corrientedeberán ser calibrados de acuerdo a la norma ISO 3455 “Hydrometry-- Calibration of current-meters in straight open tanks”. Un rangonormal de calibración es de 0,4 m/s a 6 m/s.

1.3. Medición con caudalímetros ultrasónicos intrusivos

Estos caudalímetros se basan en el empleo de dostransmisores/receptores de ultrasonidos enfrentados uno con el otro,formando un ángulo determinado con el flujo. La medida está basada en lavariación del retardo que experimenta la onda de sonido para llegar delreceptor al emisor, en un sentido y en el contrario. Cuando la onda va en elsentido del flujo tardará menos en llegar que cuando va en sentidocontrario. Esta diferencia de retardo se verá incrementada con la velocidaddel fluido.Es admisible el empleo de caudalímetros ultrasónicos basados en lainstalación de insertos en el conducto forzado, de manera que los sensoresestén en contacto directo con el agua. En tal sentido, no se acepta elempleo de sensores portátiles de contacto externo a la tubería forzada.En la Figura Nº 5 del Anexo 3, se muestra un esquema de un caudalímetroultrasónico intrusivo.Para tener buena precisión en las mediciones se necesita garantizar unflujo estable en el punto de medición, lo que se logra manteniendo unasección uniforme de al menos una longitud equivalente a 20 diámetrosaguas arriba del caudalímetro y también una longitud de 3 diámetros aguasabajo. Igualmente, es conveniente que el flujo de agua sea relativamentelimpio, de baja turbidez y sin restos de bolsas plásticas arrastradas, paraevitar que se afecten a los sensores.


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HIDROELÉCTRICAS

1.4. Medición con tubos PitotEl método de medición con tubos Pitot permite medir la presión dinámica,de la cual la velocidad local puede obtenerse para un número suficiente depuntos en la sección que permite el cálculo de caudal por el método área –velocidad.La norma ISO 3966 “Measurement of fluid flow in closed conduits --Velocity area method using Pitot static tubes” contempla el diseño,instalación y uso de los tubos Pitot estáticos normalizados.En la Figura Nº 6 del Anexo 3, se muestra esquemáticamente un tubo Pitoty se ilustra cómo se puede determinar la velocidad local.

1.5. Medición con vertederoEl caudal se mide interponiendo un vertedero de placa fina en un flujo desuperficie libre, observando el desnivel sobre éste y empleando la fórmulaque se indica a continuación.

( ) 2 / 323

2hgCbQ =

Donde:Q : caudal

C: coeficiente de caudal

b : longitud de la cresta (perpendicular al flujo)

g: aceleración de la gravedad

h : tirante aguas arriba sobre el vertedero Ver esquema en la Figura Nº 7 del Anexo 3. Esta estructura de medición debe instalarse aguas abajo de la turbina y elnúmero de puntos de medición dependerá de la longitud de la cresta de acuerdoa lo siguiente:

Longitud de cresta b Número de puntos de medida

b < 2 m 2

2 m ≤ b ≤ 6 m 3b > 6 m al menos 4

1.6. Método volumétricoEste método consiste en determinar la variación del volumen de aguaalmacenado en un reservorio (situado aguas arriba de las turbinas) enbase a la variación del nivel de agua. Para ello, de ser necesario, debentomarse las precauciones de aislar el reservorio para asegurar que nohabrá ni entradas ni salidas de agua durante el tiempo de medición.


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- Limnímetros o limnígrafos.- Transductores de presión sumergibles.- Medidores ultrasónicos o de radar.Los instrumentos de medición deben ser calibrados apropiadamente.

Si la superficie agua libre no es accesible o no es suficientemente calma, sepueden habilitar conexiones a pozos de medición y cajas estabilizadoras con unárea de aproximadamente 0,1 m2 (ver Figura Nº 8 del Anexo 3).


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ANEXO 5DETERMINACIÓN DEL SALTO NETO

1. Secciones de mediciónLas secciones de medición se deben ubicar inmediatamente aguas arriba yaguas abajo de la turbina hidráulica. Estas secciones deben a su vez contar concondiciones de flujo estable o casi estable.Cuando no es posible que en las secciones de referencia se consigan flujosestables, es conveniente desplazar las secciones de medición respecto a lassecciones de referencia.Cuando la sección de medición no sea la sección de referencia, la pérdida deenergía hidráulica específica entre ambas secciones debe tomarse en cuenta. Laevaluación de esta pérdida puede basarse en el conocimiento teórico y en laexperiencia práctica.

2. Cotas de referenciaEs importante establecer una cota de referencia en la Central Hidroeléctrica, quepuede estar referido al nivel de piso de las turbinas u otra referencia dondeexista un punto de referencia topográfico que incluya la cota. También es usualindicar el nivel medido respecto al nivel del mar (msnm).Cada instrumento de medida de presión o de nivel libre de agua debe tener unamarca fijada permanentemente en él. La altitud de esa marca es llamada el nivelde referencia de los instrumentos. Sin embargo, sólo es importante establecer

adecuadamente la diferencia de altitudes (Z) entre la altitud o nivel de referenciade los instrumentos y un nivel de referencia en la Central Hidroeléctrica; enparticular es importante establecer la diferencia “Z” entre los niveles de losmanómetros ubicados aguas arriba y aguas abajo de las turbinas.

3. Densidad de aguaLa densidad promedio del agua debe calcularse como el promedio de lasdensidades para dos secciones de referencia.Como la diferencia de temperaturas entre la entrada y la salida de la turbina espequeña, la temperatura en la sección de referencia aguas abajo de la turbina

puede ser usado para calcular las densidades involucradas en la evaluación. Sepuede tomar de referencia los valores de la Tabla Nº 1.

Tabla Nº 1

Densidad del agua de acuerdo a la temperatura

Temperatura(ºC)

Densidad(kg/m3)

Temperatura(ºC)

Densidad(kg/m3)

Temperatura(ºC)

Densidad(kg/m3)

0 999,82 14 999,33 28 996,31


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Temperatura(ºC)

Densidad(kg/m3)

Temperatura(ºC)

Densidad(kg/m3)

Temperatura(ºC)

Densidad(kg/m3)

1 999,89 15 999,19 29 996,022 999,94 16 999,03 30 995,71

3 999,98 17 998,86 31 995,414 1000,00 18 998,68 32 995,095 1000,00 19 998,49 33 994,766 999,99 20 998,29 34 994,437 999,96 21 998,08 35 994,088 999,91 22 997,86 36 993,739 999,85 23 997,62 37 993,3710 999,77 24 997,38 38 993,0011 999,68 25 997,13 39 992,6312 999,58 26 996,86 40 992,2513 999,46 27 996,59 41 991,86

4. Aceleración de gravedadEl valor de la aceleración de la gravedad (g), depende de la altitud y de laubicación geográfica (coordenadas).Para su determinación se puede emplear la siguiente fórmula adoptada por laAsociación Internacional de Geodesia (IAG) en el GRS80 (Geodetic ReferenceSystem of 1980):

5. Fórmulas simplificadas para determinar el salto netoLas siguientes fórmulas simplificadas sirven para determinar la energíahidráulica específica de las turbinas de reacción y acción respectivamente. Para turbinas de reacción:

Z gvv

g p p

H +−

+−

=

2

22

2121

ρ

Para turbinas Pelton:

Z g

vg

p H ++=

2

211

ρ

Siendo:


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H: Altura neta´p: presión´v: velocidad´Z: diferencia de niveles

́ρ : densidad del aguaPara visualizar la diferencia de niveles “Z” se puede apreciar las Figuras Nº 1 y 2del Anexo 3.En el caso específico de las turbinas Pelton no se tiene manómetros en el ladoaguas abajo, por lo que la diferencia de niveles “Z” se establece entre laubicación del manómetro aguas arriba de la turbina y la posición donde lapresión manométrica, aguas abajo de la turbina, se vuelve 0, lo que ocurre en elpunto de contacto de los chorros de agua con los álabes del rodete Pelton.Para el caso de turbinas Pelton de eje vertical, todos los inyectores orientan suschorros en el mismo nivel, como se aprecia en la Figura Nº 2 del Anexo 3. En elcaso de las turbinas de eje horizontal los chorros de los inyectores no entran encontacto con los álabes en el mismo nivel; por esta razón, se debe determinar unnivel promedio, como se ilustra en la Figura Nº 3 del Anexo 3.


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ANEXO 6UBICACIÓN DE INSTRUMENTOS

En el cuadro Nº 1 se muestra las ubicaciones sugeridas para los diferentes métodosde medición de las variables necesarias para la determinación de la potencia efectiva ycaudal turbinado.

Cuadro Nº 1Ubicaciones sugeridas de instrumentos

N° Métodos demediciónPreferenciaselección Ubicación

Condiciones(adicional a lo indicado en

7.2.2 a)

1.0 Medición de caudal

1.1 Concorrentómetro 1roEn canal dedescarga deaguaturbinada

-Instalar bastidor para ubicar ymover correntómetro.-Sección uniforme en longitud de20 veces el diámetro equivalente.-Agua con poca turbidez.-Aislar purgas al canal dedescarga

1.2

Medidor de flujoen conductocerrado concaudalímetrointrusivo

2do

En tuberíaforzada dealimentacióna la CentralHidroeléctrica

-Sección uniforme con longitud 20veces el diámetro aguas arriba y3 veces aguas abajo.-Agua con poca turbidez y sinmaterial flotante en suspensión.

1.3 Métodovolumétrico 3roEn reservoriode regulación

-Aislar reservorio mediante cierrede compuertas de toma.-Datos actualizados debatimetría.-Capacidad volumétricasuficiente

2.0 Medición denivel

2.1 Transductor depresiónsumergido

1ro En cámarade carga oreservorio depresión

-Disponibilidad de cota dereferencia con el punto o puntosde referencia topográficosválidos.-Verificación topográfica de

cotas principales2.2 Con Flotador 2do

3.0 Medición de presión

3.1 Transductor depresión 1roEn tuberíaforzada. Ver

No instalar conexiones para losmedidores de presión ni en el


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ANEXO 7DIAGRAMAS DE FLUJO DE PROCESOS

DIAGRAMA I : ENSAYOS DE CAMPO

Inicio trabajos decampo

Mediciones complementarias:cotas niveles de agua; presiones

manométricas; velocidad derotación; temperatura de agua;

temperatura ambiente;temperatura cojinetres;parámetros eléctricos


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DIAGRAMA II: ENSAYOS DE GABINETE


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ANEXO 8FORMATOS

Formato 1

Tabla de Datos Técnicos de las Unidades de Generación Hidroeléctrica (TDT-CH)

Formato 2

Tabla de Datos Técnicos de Instrumentos de Medición (TDT-IM)

Formato 3

Estructura de Plan de Ensayo

Formato 4

Modelo de Acta de Ensayo

Formato 5

Estructura de Informe Final


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FORMATO 1

TABLA DE DATOS TÉCNICOS DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓNHIDROELÉCTRICA

(TDT – CH)

TURBINAS PELTON

N° DESCRIPCION UNIDAD ESPECIFICADO

1.00 Nombre de la Central Hidroeléctrica1.01 Unidad de generación hidroeléctrica2.00 Características Generales: 2.01 Fabricante2.02 Cantidad Und.2.03 Tipo (disposición de eje)2.04 Número de inyectores2.05 Diámetro del rodete mm2.06 Número de álabes2.07 Fluido2.08 p.h.2.09 Velocidad Nominal rpm2.10 Velocidad específica2.11 Velocidad de embalamiento rpm2.12 Potencia kW2.13 Caudal de diseño m3 /s2.14 Altura Neta m2.15 Altura Bruta m2.16 Eficiencia %2.17 Nivel de vibraciones mm/s2.18 Altitud de casa de Máquinas m.s.n.m.3.00 Materiales

3.01 Carcaza3.02 Rodete3.03 Eje3.04 Inyectores3.05 Deflectores4.00 Condiciones Generales:4.01 Antigüedad Años4.02 Fecha de último mantenimiento mayor


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HIDROELÉCTRICAS

TURBINAS FRANCIS

N° DESCRIPCION UNIDAD ESPECIFICADO

1.00 Nombre de la Central Hidroeléctrica1.01 Unidad de generación hidroeléctrica2.00 Características Generales: 2.01 Fabricante2.02 Cantidad Und.2.03 Tipo (disposición de eje)2.04 Diámetro del rodete mm2.05 Número de álabes2.06 Rango de regulación de álabes móviles grados2.07 Fluido2.08 p.h.2.09 Velocidad Nominal rpm2.10 Velocidad específica2.11 Velocidad de embalamiento rpm2.12 Potencia kW2.13 Caudal de diseño m3 /s2.14 Altura Neta m

2.15 Altura Bruta m2.16 Eficiencia %2.17 Nivel de vibraciones mm/s2.18 Altitud de casa de Máquinas m.s.n.m.3.00 Materiales3.01 Carcaza3.02 Rodete3.03 Eje3.04 Alabes directrices

3.05 Sellos4.00 Condiciones Generales:4.01 Antigüedad Años4.02 Fecha de último mantenimiento mayor


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GENERADOR

N° DESCRIPCION UNIDAD ESPECIFICADO1.00 Nombre de la Central Hidroeléctrica1.01 Unidad de generación hidroeléctrica2.00 Generador 2.01 Fabricante2.02 Modelo2.03 Potencia Nominal kVA2.04 Factor de potencia

2.05 Tensión Nominal V2.06 Velocidad rpm2.07 Clase de aislamiento2.08 Enfriamiento2.09 Sistema de excitación

Tensión nominal VCorriente nominal ATipo de excitación

2.10 Tipo de fijación en la base2.11 Sistema de frenaje

• Tipo• Materiales

2.12 Sistema de refrigeración de cojinetes2.18 Medición de temperatura de cojinetes2.19 Sistema de medición de temperatura2.20 Peso de aceite kg2.21 Peso del núcleo kg2.22 Peso total kg2.23 Accesorios

• Cantidad de termómetros• Detector de temperatura del tiporesistencia

2.24 Sistema de protección2.25 Parámetros eléctricos


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FORMATO 2TABLA DE DATOS TÉCNICOS DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN (TDT-IM)

TRANSDUCTOR DE PRESIÓN

N° DESCRIPCION UNIDAD ESPECIFICADO1.00 Central Hidroeléctrica1.01 Unidad de generación2.00 Características Generales: 2.01 Lugar de instalación2.02 Tag del instrumento2.03 Plano de referencia2.04 Rango de medición3.00 Características del Fluido 3.01 Denominación3.02 Gravedad específica3.03 Sólidos totales en suspensión mg/l3.04 Viscosidad cinemática a 20ºC cSt3.05 p.H.3.06 Presión de operación bar

4.00 Condiciones ambientales 4.01 Altitud msnm4.02 Condiciones ambientales4.03 Temperatura ambiental mínima ºC4.04 Temperatura ambiental máxima ºC5.00 Características constructivas 5.01 General 5.02 Fabricante5.03 Principio de medición5.04 Aplicación

5.10 Especificación del transmisor 5.11 Material del alojamiento5.12 Grado de protección5.13 Alimentación eléctrica del trasmisor5.14 Salida del trasmisor5.15 Indicación local5.16 Montaje de transmisor y sensor5.17 Conexión eléctrica5.18 Precisión %5.20 Especificación del sensor 5.21 Material del sensor5.22 Sello


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N° DESCRIPCION UNIDAD ESPECIFICADO5.23 Fluido de llenado5.24 Tipo de conexión5.25 Rango de medición bar5.26 Temperatura máxima del proceso

ºC6.00 Certificaciones6.01 Certificación según norma6.02 Certificado de calibración en fábrica6.03 Intervalo de calibración6.04 Fecha de última calibración6.05 Incertidumbre de medición

MEDIDOR DEL CAUDAL

N° DESCRIPCIÓN UNIDAD ESPECIFICADO

1.00 Central Hidroeléctrica1.01 Unidad generadora2.00 Características Generales: 2.01 Lugar de instalación2.02 Tag del instrumento2.03 Plano de referencia2.04 Rango de medición3.00 Características del Fluido 3.01 Denominación

3.02 Gravedad específica3.03 Sólidos totales en suspensión mg/l3.04 Viscosidad cinemática a 20ºC cSt3.05 p.H.3.06 Presión de operación bar4.00 Condiciones ambientales 4.01 Altitud msnm4.02 Condiciones ambientales4.03 Temperatura ambiental mínima ºC4.04 Temperatura ambiental máxima ºC5.00 Características constructivas5.10 General5.12 Fabricante5.13 Principio de medición5.14 Aplicación5.20 Especificación del transmisor5.21 Material del alojamiento5.22 Grado de rotección5.23 Alimentación eléctrica del5.24 Salida del transmisor5.25 Indicación local


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5.26 Montaje de transmisor y sensor5.27 Conexión eléctrica5.28 Precisión %5.30 Especificación del sensor5.31 Material del cuerpo5.32 Recubrimiento interno5.33 Tipo de conexión5.34 Rango de medición bar5.35 Temperatura máxima del ºC6.00 Certificaciones6.01 Certificación según norma6.02 Certificado de calibración en6.03 Intervalo de calibración

6.04 Fecha de última calibración6.05 Incertidumbre de medición

MEDIDOR DE NIVEL


1.00 Central Hidroeléctrica1.01 Unidad generadora2.00 Características Generales: 2.01 Lugar de instalación2.02 Tag del instrumento2.03 Plano de referencia2.04 Rango de medición m3.00 Características del Fluido3.01 Denominación3.02 Gravedad específica3.03 Sólidos totales en suspensión m /l3.04 Viscosidad cinemática a 20ºC cSt3.05 p.H.3.06 Presión de operación bar4.00 Condiciones ambientales4.01 Altitud msnm4.02 Condiciones ambientales4.03 Temperatura ambiental mínima ºC4.04 Temperatura ambiental máxima ºC5.00 Características constructivas5.01 General5.11 Fabricante5.12 Principio de medición


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5.13 Aplicación5.20 Especificación del transmisor

5.21 Material del alojamiento5.22 Grado de protección5.23 Alimentación eléctrica del5.24 Salida del transmisor5.25 Indicación local5.26 Montaje de transmisor y sensor5.27 Conexión eléctrica5.28 Precisión %5.30 Especificación del sensor5.31 Material del cuerpo

5.32 Recubrimiento interno5.33 Tipo de conexión5.34 Rango de medición m5.35 Temperatura máxima del proceso ºC6.00 Certificaciones6.01 Certificación según norma6.02 Certificado de calibración en6.03 Intervalo de calibración6.04 Fecha de última calibración6.05 Incertidumbre de medición

MEDIDOR DE POTENCIA ELÉCTRICA


1.00 Central Hidroeléctrica1.01 Unidad generadora2.00 Características Generales: 2.01 Lugar de instalación2.02 Tag del instrumento

2.03 Plano de referencia2.04 Rango de medición3.00 Características Funcionales 3.01 No de canales de medición3.02 Entradas de tensión3.03 Entradas de intensidad3.04 Exactitud3.05 Velocidad de muestreo3.06 Modos especiales de

funcionamiento3.07 Medida de armónicos


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HIDROELÉCTRICAS


3.08 Interfases estandar4.00 Condiciones ambientales

4.01 Altitud msnm4.02 Condiciones ambientales4.03 Temperatura ambiental mínima ºC4.04 Temperatura ambiental máxima ºC5.00 Características constructivas 5.10 General 5.11 Fabricante5.12 Principio de medición5.13 Aplicación5.20 Especificación del trasmisor 5.21 Material del alojamiento5.22 Grado de protección5.23 Alimentación eléctrica del

transmisor5.24 Salida del transmisor5.25 Indicación local5.26 Montaje de transmisor y sensor5.27 Conexión eléctrica5.28 Precisión %5.30 Especificación del sensor 5.31 Material del cuerpo5.32 Recubrimiento interno5.33 Tipo de conexión5.34 Rango de medición W5.35 Temperatura máxima del proceso ºC6.00 Certificaciones6.01 Certificación según norma6.02 Certificado de calibración en6.03 Intervalo de calibración6.04 Fecha de última calibración6.05 Incertidumbre de medición


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HIDROELÉCTRICAS

FORMATO 3ESTRUCTURA DE PLAN DE ENSAYO

N° CONTENIDO

1.00 Descripción general de las unidades en prueba y de la Central1.01 Descripción general de las unidades de la central a ser ensayada1.02 Aspectos relevantes a ser considerados durante la prueba; tales como

restricciones operativas, salida reciente de mantenimientos mayores y otros.1.03 Adjuntar las especificaciones técnicas de la unidad, según Formato (ET-CH).1.04 Completar la descripción mencionando las características del esquema

hidráulico: bocatomas, reservorios, túneles, canales, tubería forzada y otros2.00 Detalles sobre las mediciones2.01 Especificar las variables a medir

2.02 Especificar los instrumentos fijos y portátiles a ser utilizados y cuáles son susniveles de incertidumbre.

2.03 Efectuar un listado de todas las variables que serán registradas coninstrumentación fija de la planta.

2.04 Elaborar el esquema de disposición de los instrumentos de medición.3.00 Distribución de Funciones del Personal3.01 Indicar cuál será la organización del personal de la Empresa Consultora,

indicando las funciones a ser desarrolladas por cada uno de los participantes.3.02 Presentar un Diagrama de Organización y Funciones.

4.00 Detalles sobre aspectos operativos durante los ensayos, establecidos antes delos ensayos.4.01 Tiempo de estabilización previo al ensayo de potencia.4.02 Ajustes permitidos durante los ensayos4.03 Ajustes no permitidos durante los ensayos.5.00 Consideraciones especiales del ensayo5.01 Indicar capacidad de los embalses5.02 Indicar capacidad de los embalses5.03 Restricciones operativas

5.04 Año seco o Año húmedo5.05 Otras consideraciones relevantes para el ensayo6.00 Requerimiento de apoyo de personal de planta6.01 El Jefe de Ensayo deberá indicar que personal de apoyo se requiere para la

instalación de los equipos de medición portátil por parte de la EmpresaConsultora, por ejemplo: un técnico electricista para instalar los medidores devariables eléctricas en bornes de generación y en los servicios auxiliares; untécnico mecánico para instalar los transductores de presión, nivel y el equipode flujo.

7.00 Programa de Ensayos

En base a las consideraciones anteriores y el cronograma elaborado por la


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N° CONTENIDOgeneradora y aprobada por el COES previamente, se debe preparar uncronograma definitivo de ensayo, verificando o modificando los siguientesaspectos (7.1), (7.2) y (7.3)

7.01 Tiempo estabilización de las unidades y la central, previa al inicio del ensayo7.02 Hora de inicio del ensayo7.03 Duración del ensayo de potencia efectiva8.00 Acta de Ensayo8.01 Deberá indicarse un tiempo estimado para la elaboración y suscripción del

Acta de Ensayo.8.02 Indicar las facilidades requeridas a ser otorgadas por el Integrante del COES,

tales como impresiones, fotocopias, los registros de variables tomadas de losinstrumentos fijos de la planta e información adicional que se requiera.


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HIDROELÉCTRICAS

FORMATO 4MODELO DE ACTA DE ENSAYO

IDENTIFICACIÓN DE LA UNIDAD

EMPRESAGENERADORA NOMBRE DE LA CENTRAL

APERTURA DEL ACTA FECHA HORA LUGAR

PARTICIPANTES

Por el COES(Veedor)

Por GENERADORA(Representante)

Por CONSULTORA(Jefe de Ensayo

OTROS PARTICIPANTES HITOS PRINCIPALES

(HORA)

GENERADORA Estabilización PrePrueba

Operador de la unidad InicioTécnico electricista FinTécnico mecánico Prueba De Potencia

CONSULTORA (Asistentes) InicioPrimer FinSegundoTercerCuartoDATOS

REFERENCIALES POTENCIA (kW) FECHAPruebas de RecepciónPrueba anterior

RESULTADOSDE LA PRUEBA

EXITOSA SININTERRUPCIONES

CONCLUIDO CONINTERRUPCIONES INVALIDADO


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IDENTIFICACIÓN DE LA UNIDAD

EMPRESAGENERADORA NOMBRE DE LA CENTRAL

INTERRUPCIONES

1 HORA LOCALIZACIÓN TIPO FALLA SOLUCIÓNINICIO

FIN2 HORA LOCALIZACIÓN TIPO FALLA SOLUCIÓN

INICIOFIN

DETALLE DE INTERRUPCIÓN 1 DETALLE DE INTERRUPCIÓN 2

CUMPLIMIENTO DEL PLAN DETALLADO DE ENSAYOS(Ver Formato 3)

INCLUYE CUMPLIMIENTO OBSERVACI NEspecificaciones técnicasde Unidad Se adjunta

Especificaciones técnicasde Instrumentos Se adjuntaFalta certificado decalibración de medidor deflu o

Detalle sobre mediciones Varió No funcionó el medidorde flujoOrganigrama Consultora No varióConsideracionesespeciales del ensayo Se cum lióRequerimiento de apoyode personal Se dioPrograma de Ensayos Se cumplióRESULTADOS DE LOS ENSAYOS


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Anexo A Información observada del Plan de DetalleAnexo B Resultados de Mediciones (Total y Validadas)Anexo C Información Adicional relevante

CIERRE DEL ACTA

FECHA HORA LUGAR

SUSCRIPCIÓN

Institución Nombre Firma


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FORMATO 5ESTRUCTURA DE INFORME FINAL

El informe del ensayo presentará información suficiente para demostrar quetodos

los objetivos se han alcanzado. Se propone la siguiente estructura del InformedeResultados del Ensayo.

1. La Carátula del Informe deberá presentar la siguienteinformación:

a) Código delInforme.

Se sugiere usar el siguiente código, en la que figura el nombre de lacentral y el año de laprueba:

Ejemplo:

Central Año MANTARO 2010

b) Fecha(s) de laprueba;

c) Título de laprueba;

d) Ubicación de laprueba;

e) Nombre del propietario(generador);

f) Nombre de la EmpresaConsultora;

g) Autor(es) delInforme;

h) Fecha del Informe.

2. La Tabla de Contenido consignará las subdivisiones principales delinforme.

3. El Resumen Ejecutivo presentará brevemente el objeto, acuerdosespecialesque se hayan tomado entre las partes, los resultados y las conclusiones delaprueba. También, deberá incluir un cuadro comparativo con los resultadosdelas pruebas ante

4. El Informe Detallado incluirá la siguienteinformación:

a. Objeto delEnsayo;

b. Descripción general de lacentral;

c. Cuando sea pertinente, una breve historia de la operación de lacentral desde la puesta en marcha inicial;


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d. Descripción del ensayo, disposiciones, equipos, instrumentos ysu ubicación y condiciones de operación; cuadro organizacionaldel personal de que realizo losensayos;

e. Resumen de las mediciones y observacionespertinentes;

f. Breve referencia al método decálculo;

g. Análisis de la prueba, sus resultados yconclusiones.

Formatos:

Plan Detallado delEnsayo.Acta deEnsayo.

Certificados de calibración de los instrumentos demedición.

Copias de hojas de cálculosrelevantes.


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ANEXO 9EJEMPLOS DE APLICACIÓN DEL PROCEDIMIENTO PR-18

1. Determinación de Potencia EfectivaLos resultados de las mediciones efectuadas y las variaciones de la variableprimaria (potencia en bornes de generación) para tres unidades se muestran enel Cuadro N°1.

Cuadro N°1Resultado del Ensayo

Grupo Nº 1 Grupo Nº 2 Grupo Nº 3Hora Potencia Variabilidad Potencia Variabilidad Potencia Variabilidad

(kW) (%) (kW) (%) (kW) (%)

13:30 29,263.6 -0.10899 29,952.3 0.00623 29,531.4 -0.0780913:45 29,212.7 -0.28259 29,887.6 -0.20968 29,483.9 -0.2389214:00 29,367.0 0.24417 29,984.8 0.11494 29,617.4 0.2126414:15 29,387.9 0.31550 29,989.7 0.13134 29,635.1 0.2727314:30 29,334.4 0.13275 29,973.9 0.07835 29,588.1 0.1135414:45 29,357.7 0.21223 29,985.1 0.11581 29,615.1 0.2050815:00 29,220.4 -0.25640 29,870.7 -0.26601 29,489.7 -0.2193015:15 29,314.3 0.06434 29,963.5 0.04364 29,571.7 0.0580015:30 29,272.1 -0.07967 29,953.4 0.01008 29,536.0 -0.0627015:45 29,193.3 -0.34884 29,889.0 -0.20507 29,469.7 -0.2869916:00 29,194.0 -0.34636 29,891.6 -0.19643 29,465.7 -0.3006816:15 29,289.9 -0.01901 29,958.5 0.02692 29,549.5 -0.0170416:30 29,342.1 0.15927 29,974.9 0.08194 29,591.2 0.1240216:45 29,299.4 0.01337 29,958.8 0.02797 29,556.3 0.0060217:00 29,279.5 -0.05442 29,951.8 0.00460 29,536.8 -0.0599517:15 29,299.3 0.01300 29,957.2 0.02271 29,552.9 -0.0054717:30 29,307.2 0.04002 29,963.7 0.04431 29,563.8 0.0315617:45 29,331.2 0.12208 29,969.5 0.06366 29,581.5 0.0912418:00 29,296.7 0.00424 29,960.8 0.03467 29,559.9 0.0182118:15 29,346.8 0.17532 29,971.4 0.07002 29,594.7 0.13610

Promedio 29,295.5 29,950.4 29,554.5

1.1. Validación de Variables PrimariasPrimero se valida las mediciones que no hayan sobrepasado los límites defluctuaciones es decir ±1.5% del valor promedio, como se muestra en elCuadro N°1 del presente anexo, los valores de varia bilidad están por


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debajo del límite especificado, luego se determina la potencia efectiva decada unidad aplicando la siguiente fórmula:

n

PbPe i

ni

j

∑=

Siendo:Pe: Potencia Efectiva de cada unidad de generación hidroeléctricaPb: Potencia medida cada 15 minutos´n: número de valoresAplicando la misma fórmula se tiene:Pe1= 29,295.5 kW

Pe2= 29,950.4 kW

Pe3= 29,554.5 kW

Luego se obtiene la potencia efectiva de la Central Hidroeléctrica,aplicando la fórmula siguiente:

jk j PePE ∑=

Siendo:PE: Potencia Efectiva de la Central HidroeléctricaPE = Pe1+Pe2+Pe3 = 29,295.5 + 29,950.4 + 29,554.5 = 88,800.4 kW Error sistemático típico: ±0.7%

2. Determinación de Caudal Turbinado2.1. Método Directo

Se calcula como el promedio del caudal turbinado registrada por losmedidores de flujo para la central generación durante el tiempo deduración del ensayo. Los resultados de las mediciones y las variabilidadesse muestran en el Cuadro N°2.

Cuadro N°2Variabilidad de datos de caudal durante el ensayo

Hora Caudal Variabilidad

m3 /s (%) 13:30 18,24 -0,0041513:45 18,22 -0,1072314:00 18,21 -0,1252314:15 18,21 -0,1370114:30 18,21 -0,1584714:45 18,20 -0,18568


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Hora Caudal Variabilidad

m3 /s (%) 15:00 18,20 -0,1855715:15 18,25 0,06061

15:30 18,24 0,0281215:45 18,24 0,0019716:00 18,25 0,0655116:15 18,26 0,1436316:30 18,27 0,1841316:45 18,26 0,1104617:00 18,25 0,0947317:15 18,25 0,0846217:30 18,25 0,05865

17:45 18,24 0,0002618:00 18,24 0,0416418:15 18,24 0,02901

Promedio 18,24 De la validación de las mediciones se observa que las fluctuaciones seencuentran dentro de los límites permitidos (±1.5% del valor promedio),luego se determina el caudal turbinado de la central aplicando la formulasiguiente:

n

Qt Qt i

ni∑=

Siendo:Qt: Caudal turbinado de la Central HidroeléctricaDe las mediciones efectuadas, obtenemos el caudal turbinado de la CentralHidroeléctrica igual a 18.24 m3 /s.Error sistemático típico: ±1.5%

2.2. Método Indirecto

2.2.1. Caso de turbina de reacción de eje horizontal Tomando de referencia la Figura Nº1 del Anexo 3, la altura neta se puedeexpresar de la siguiente manera:

Z gvv

g p p

H +−

+−

=

2

22

2121

ρ

Z A Ag

Qg

p p H +−+

−= )

11(

2 222

1

221

ρ

Siendo:


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H: Altura neta´p: presión´v: velocidad´g: aceleración de gravedad

´Z: diferencia de nivelesρ : densidad del aguaA: ÁreaQ: Caudal

De los ensayos en sitio se han tomado los siguientes datos:• Latitud: 14º15’• Longitud: 71º13’• Altitud: 3660 msnm• Temperatura de agua: 10ºC• p 1: 850 kPa • p 2 : 10 kPa • Z: 0.6 m • d1: 270 mm • d2: 350 mm • Pa: 475 kW

Para los datos de ubicación de la casa de máquinas se obtiene:g = 9.782 m/s2

Para la temperatura de agua se tiene:ρ = 999.77 kg/m3

Remplazando valores se tiene:H = 85.89 + 10.07Q2 + 0.6H = 86.49 + 10.07Q2 ….. (1)

De otra parte se tiene la relación:Pa = ρ gQHη tη a /1000

Considerando:η t = 89%η a = 98%

Se obtiene:QH = 55.69 ….. (2)

Resolviendo las ecuaciones (1) y (2) se obtiene:


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H = 90.32 mQ = 0.616 m3 /s

2.2.2. Caso de turbina Pelton de eje vertical

Tomando de referencia la Figura Nº2 del Anexo 3, la altura neta se puedeexpresar de la siguiente manera:

Z g

vg

p H ++=

2

211

ρ

Para el ejemplo de turbinas de acción de vertical, tenemos los parámetros decálculo del Grupo Nº 02, registrado durante el ensayo de la CentralHidroeléctrica Santiago Antúnez de Mayolo (SAM). De los ensayos en sitio sehan tomado los siguientes datos:

• Latitud: 12º21’• Altitud: 1840 msnm• Temperatura de agua: 10ºC• p 1: 7.20 MPa • Z: 2.61 m • d1: 1800 mm • Pa: 104 319 kW

Para los datos de ubicación de la casa de máquinas se obtiene:

g = 9.777 m/s2

Para la temperatura de agua se tiene:ρ = 999.77 kg/m3

Remplazando valores se tiene:H = 739.20 + 0.007897Q2 …. (3)

De otra parte se tiene la relación:Pa = ρ gQHη tη a /1000

Considerando:

η t = 90.37%η a = 98%

Se obtiene:QH = 12 048 ….. (4)

Resolviendo las ecuaciones (3) y (4) se obtiene:H = 741.3 m

18 determinación de la potencia efectiva de las centrales hidroeléctricas (4)

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