Energía | Mantenimiento

Modernización de centrales hidroeléctricas en base a estrategias de mantenimiento e innovación tecnológica y rediseños.

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Imagen del artículo Modernización de centrales hidroeléctricas en base a estrategias de mantenimiento e innovación tecnológica y rediseños.

Francisco Javier Martinez Monseco

Ingeniero Industrial
Doctorando en el programa de tecnologías industriales. ETSII UNED.
Responsable Tecnico Mantenimiento Enel Green Power Hydro Iberia.
UPH Ebro Pirineos-Ter.

https://orcid.org/0000-0003-1484-6579

Resumen

Desde el departamento de mantenimiento de cualquier organización es fundamental tener información del estado de dicho activo en cada momento y poder planificar las correspondientes acciones para que cumpla la función requerida en cada momento. Por ello no deberemos afrontar el reto del mantenimiento como una gestión anual de un presupuesto que cada vez es menor y que además implica priorizar en cuanto a las acciones a realizar, sin tener claramente justificada dicha justificación delante de la organización. Es fundamental, por lo tanto, emplear herramientas de optimización del mantenimiento donde podamos identificar claramente los problemas que tenemos que afrontar y así tener una base sólida para definir una estrategia justificada de acciones delante de la organización. Mediante el presente artículo se analiza un activo físico complejo con requerimientos de alta fiabilidad como es una central hidroeléctrica, teniendo en cuenta herramientas de optimización así como nuevas soluciones tecnológicas (modernización) que se pueden implementar de manera justificativa desde el análisis del mantenimiento.

1. Modernización de centrales hidroeléctricas

La energía hidroeléctrica es la mayor fuente de energía renovable, y se considera que hasta el 2024 seguirá siendo la principal fuente renovable en el mundo. Su producción anual está por encima de los 4.000 Twh (2) Es la fuente de energía más flexible en generación disponible y es capaz de responder a las fluctuaciones de la demanda en minutos, entregando energía de carga base. La generación de electricidad con minicentrales hidroeléctricas se desarrolló en la mayoría de los países en los inicios del siglo XX y en muchos casos no se han realizado demasiadas adecuaciones y mejoras intentando conseguir los máximos ingresos de generación eléctrica con los mínimos costes de explotación. El estudio de optimización del mantenimiento y aplicación de mejoras tecnológicas en pequeñas centrales hidroeléctricas ofrece posibilidades de potencial desarrollo y crecimiento, debido a la diversidad de caudales que aún son susceptibles de ser aprovechados con las nuevas tecnologías. En los últimos años, el mercado en el que opera la industria de generación eléctrica ha experimentado un proceso de transformación que obliga a afrontar retos únicos, sin precedentes y cada vez más complejos. La modernización de centrales hidroeléctricas abarca un amplio conjunto de actividades, entre las que se incluyen la reparación/sustitución de componentes, la mejora de la capacidad de generación y la disponibilidad, el reajuste de los servicios para satisfacer las oportunidades y las nuevas exigencias del mercado y la modificación de la gestión de los recursos hídricos para mejorar los ecosistemas (3).

Los proyectos hidroeléctricos tienen dos componentes principales de costes:

  • Las obras civiles para la construcción de la central hidroeléctrica, que incluyen cualquier desarrollo de la infraestructura necesaria para acceder al sitio, la conexión a la red, cualquier trabajo relacionado con la mitigación de los problemas ambientales identificados y los costes de desarrollo del proyecto.
  • Los costes de adquisición relacionados con los equipos electromecánicos se muestran en la tabla 1.
Costes medios totales para proyectos de desarrollo de centrales hidroeléctricas (2010-2019) de capacidad menor de 50 MW
1.641 USD/kW
Tabla 1 Costes por categoría (operación y mantenimiento) en proyectos hidroeléctricos [1]

Los costes anuales de operación y mantenimiento suelen indicarse como un porcentaje del coste de inversión por kW y año. Los valores típicos oscilan entre el 1% y el 4%. IRENA (1) ha recopilado previamente datos de O&M sobre 25 proyectos y encontró un coste medio de O&M que era ligeramente inferior al 2% de los costes totales instalados por año, con una variación de entre el 1% y el 3% de los costes totales instalados por año. La Agencia Internacional de la Energía (2) asume unos costes de O&M del 2,2% al 3% para los proyectos minihidráulica [4]. Por tanto, es fundamental poder analizar las diferentes mejoras tecnológicas en los equipos de las centrales hidroeléctricas para poder realizar una modernización con una aportación de beneficios al propio activo físico. En la tabla 2 se muestran los costes medios por categoría.

Tabla 2. Costes por categoría (operación y mantenimiento) en proyectos hidroeléctricos [1]

2. Viabilidad de la modernización de centrales hidroeléctricas.

2.1. Enfoque del análisis de la modernización

El análisis típico de la modernización de las centrales hidroeléctricas sopesa las consecuencias de la interrupción del servicio frente a los costes de capital para gestionar la fiabilidad de la central a largo plazo con un coste mínimo. El tipo de modernización que se considera en esta evaluación se refiere únicamente a los principales equipos eléctricos y mecánicos.

2.2. Potencial de mejora y beneficios

En la tabla 4 se indican los diferentes impactos en base de la edad y también por las condiciones de funcionamiento que sufren los sistemas de la central hidroeléctrica así como las mejoras potenciales a aplicar.

Tabla 4. Impactos por condiciones de funcionamiento y mejoras potenciales en sistemas de grupo hidroeléctrico. [4]

3. Mantenimiento y operación en generación hidroeléctrica.

3.2. Estrategias de mantenimiento.

Los programas de mantenimiento tienen como objetivo reducir o eliminar las averías imprevistas de los equipos, de modo que se eviten las interrupciones en la generación de electricidad. Estos programas prevén el mantenimiento rutinario de la instalación, los equipos de conducción de agua (por ejemplo, las compuertas del vertedero, los conductos de agua, los canales), los equipos hidráulicos relacionados con la turbina y el generador, la aparamenta, el equilibrio de la planta y el transformador elevador. Las estrategias de mantenimiento suelen diseñarse teniendo en cuenta la fiabilidad, los costes de producción, los tiempos de parada, los costes de mantenimiento y otros criterios estratégicos. Las estrategias de optimización más útiles que podemos aplicar de manera combinada en el día a día de la gestión de mantenimiento son (8,9,12):

-Análisis modos de fallo y efectos de los sistemas del activo físico con análisis de riesgos y priorización.

-Análisis del ciclo de vida de los sistemas del activo físico

-Mantenimiento centrado en fiabilidad (RCM)

3.2.1. Análisis de modos de fallos y efectos.

El Análisis Modal de Fallos y Efectos (AMFE) se encarga de analizar los posibles riesgos de fallo en productos y procesos. El enfoque es metodológico, se basa en diagramas de causa y efecto, criterios de evaluación, etc. El AMFE proporciona las herramientas para el análisis de riesgo en productos o procesos nuevos, modificaciones mayores en procesos o especificaciones, cambios mayores de ubicación de procesos funcionales [8,11].

3.2.3. Análisis criticidad.

La base del análisis de criticidad se desarrolla calculando el número de prioridad de riesgo (NPR) mediante la fórmula (10,11):

NPR= severidad x ocurrencia x detección.

El valor obtenido estará entre 1000 y 1. Se puede establecer un valor máximo de NPR a partir del cual se debe de adoptar acciones de mejora, con objeto de reducir el valor de NPR. Una vez realizado el análisis NPR, ya tendremos la priorización de sistemas donde será necesario definir acciones. La definición de los 3 índices que constituyen el NPR es la siguiente:

3.2.4. Mantenimiento Centrado en Confiabilidad.

El Mantenimiento Centrado en la Fiabilidad (RCM) es un método para identificar y seleccionar aquellas políticas de gestión de fallos que contribuyan a alcanzar de manera eficaz y eficiente los niveles requeridos de seguridad, disponibilidad y coste de explotación. El RCM proporciona un proceso de decisión para identificar los requisitos, o actividades de gestión, de un mantenimiento preventivo aplicable y eficaz de los equipos de una instalación [5,6,9], teniendo en cuenta las consecuencias operativas, económicas y de seguridad que pudieran derivarse de fallos identificables y de los mecanismos de degradación responsables de aquellos fallos [7,14].

3.2. Análisis operación y mantenimiento centrales hidroeléctricas. Sistemas y modos de fallo críticos y estrategias de optimización del mantenimiento

Uno de los aspectos más importantes en la aplicación de la estrategia de mantenimiento de una central hidroeléctrica es poder dividir el activo físico en una serie de sistemas definidos por una agrupación de funciones a cumplir en el funcionamiento normal. En base al análisis de cada sistema, se podrán desarrollar las siguientes estrategias de optimización.

3.3.1. Análisis de fallos y averías de los sistemas de las centrales hidroeléctricas

Para la realización del análisis de incidencias se ha definido la tipología de mecanismos de fallo y modos de fallo. El Modo de fallo es el efecto observable por el que se constata el fallo del sistema. A cada fallo se le asocian diversos modos de fallo y cada modo de fallo se genera como consecuencia de una o varias causas de fallo; de manera que un modo de fallo representa el efecto por el que se manifiesta la causa de fallo. (12,13,14).

3.3.2. Priorización de las acciones a realizar sobre los sistemas críticos del activo físico.

En base al análisis de modos de fallo de las centrales hidroeléctricas, en la tabla 8, se listan una serie de modos de fallo críticos que constituyen la base de priorización de actuación debido al riesgo detectado de producirse.

Tabla 8. Aplicación propuesta de optimización mantenimiento.

4. Diseño eficiente en generación hidroeléctrica

4.1. Causas de las ineficiencias en la generación hidroeléctrica.

El potencial de producción de electricidad de una central hidroeléctrica depende de la hidrología, la topografía y el diseño de la central. Varios parámetros contribuyen a determinar, dentro de estas limitaciones, la eficiencia de la central:

  • La cantidad de agua disponible
  • La pérdida de agua por derrame de la crecida, las necesidades de derivación o las fugas
  • La diferencia de altura entre la toma aguas arriba y la salida aguas abajo
  • Las pérdidas hidráulicas en el transporte del agua debidas a la fricción y al cambio de velocidad
  • La eficiencia en la conversión de energía de los equipos electromecánicos.

El proceso de transformación de la energía en las centrales hidroeléctricas modernas es muy eficiente, normalmente con un rendimiento mecánico muy superior al 90% en las turbinas y más del 99% en el generador. La pérdida de eficiencia se debe a

  • Las pérdidas hidráulicas en el circuito de agua (toma, túnel, tubería forzada, turbina y canal de cola)
  • Pérdidas mecánicas en el grupo turbogenerador
  • Pérdidas eléctricas en el generador, el transformador y los conductos de alimentación.

La suma de estas tres pérdidas determina el rendimiento total de la central. Las pérdidas de carga pueden reducirse aumentando la superficie de los túneles de cabecera y de cola, disminuyendo la rugosidad de estos y evitando demasiados cambios de velocidad y dirección del flujo.

5. Propuestas de innovación tecnológica de sistemas de una central hidroeléctrica.

5.1. Generadores hidroeléctricos de velocidad variable.

En las centrales hidroeléctricas convencionales, la velocidad de rotación del generador y de la turbina debe ser constante para producir la frecuencia de la red. En estas condiciones, la prestación de servicios auxiliares a la red es limitada. Además, en el caso de las centrales de bombeo, el funcionamiento a velocidad constante no permite ajustar la potencia de bombeo, lo que impide el uso óptimo de la energía excedente. Los generadores hidroeléctricos de velocidad variable (moto generadores en instalaciones de almacenamiento por bombeo) permiten superar estos defectos al cambiar la velocidad de rotación en respuesta a las necesidades de la red. Este aumento de la eficiencia se debe a que la velocidad de rotación puede optimizarse para una determinada altura de elevación y un determinado caudal de agua a través de la turbina. Dependiendo del diseño, las unidades de velocidad variable pueden tener una zona rugosa más estrecha y la capacidad de generar a niveles de potencia más bajos. Las operaciones de velocidad variable también benefician a la eficiencia general de la central hidroeléctrica mejorando el rendimiento hidráulico. Dado que a velocidad fija las máquinas hidráulicas están optimizadas para un único punto de funcionamiento, sólo se permiten pequeñas desviaciones en la altura y la descarga, ya que desviaciones mayores pueden provocar una reducción del rendimiento y un aumento de los problemas de vibración y cavitación.(4)

5.2. Turbinas Cross Flow.

Una turbina de flujo cruzado tiene forma de tambor y utiliza una tobera alargada de sección rectangular orientada contra unos álabes curvados en un rodete de forma cilíndrica. Se parece a un soplador de "jaula de ardilla". La turbina de flujo cruzado permite que el agua pase dos veces por los álabes. En la primera, el agua fluye desde el exterior de los álabes hacia el interior; en la segunda, desde el interior hacia el exterior. Un álabe guía situado a la entrada de la turbina dirige el flujo a una parte limitada del rodete. La turbina Crossflow fue desarrollada para acomodar mayores caudales de agua y menores alturas que la Pelton. La turbina Crossflow está hecha para alturas de entre 2,5 y 200 metros y está disponible con potencias de hasta 5 megavatios. Empieza a producir energía ya con una cantidad muy pequeña de agua y se ocupa de forma extraordinaria de los caudales variables.(4)

5.3. Tornillo de Arquímedes. (Hidrotornillo).

Los tornillos de Arquímedes se utilizan para bombear grandes volúmenes de agua a alturas relativamente bajas y son extremadamente fiables y duraderos, por lo que los operadores de las aplicaciones quedan plenamente satisfechos. El tornillo de Arquímedes se ha utilizado como bomba durante siglos, pero sólo recientemente se ha utilizado a la inversa, como turbina. Su principio de funcionamiento es el mismo que el de la noria, pero la forma inteligente de la hélice permite que la turbina gire más rápido que la noria equivalente y con un alto rendimiento de conversión de energía (más del 80%). (4)

Fig. 5. Hidrotornillo CH La Corva (Ripoll-Girona) y azud CH Pasteral 2 (Girona) con potencial de ubicación de hidrotornillo.

6. Conclusiones

Desde el análisis de la operación y mantenimiento de un activo físico, como es el caso de una central hidroeléctrica, es posible obtener la justificación técnico-económica para poder aplicar rediseños de innovación tecnológica Se han presentado mejoras tecnológicas de mantenimiento 4.0 a aplicar en la generación hidroeléctrica, así como las estrategias de mantenimiento necesarias para la justificación de mejoras tecnológicas de los diferentes sistemas de al central hidroeléctrica. El análisis presentado en el artículo es de aplicación para cualquier activo físico.

7. Bibliografía

  1. IRENA (2020), Renewable Power Generation Costs in 2019, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi
  2. Hydropower. Tracking report-June 2020. International Energy Agency. (https://www.iea.org/reports/hydropower).
  3. Rehabilitation of Hydropower. An introduction to economic and technical issues. The international bank for reconstruction and development(the world bank. Goldberg, J. Espeseth Lier, O. http://www.worldbank.org/water.
  4. Hydropower technologies. The state of art. Corá, E. Hydropower Europe Forum. EUREC. August 2019
  5. E. Calixto, Gas and Oil Reliability Engineering: Modeling and Analysis. Gulf Professional Publishing, 2016.
  6. Sifonte, Jesus R.; Reyes-Picknell, James V. Reliability Centered Maintenance–Reengineered: Practical Optimization of the RCM Process with RCM-R®. CRC Press, 2017.E. Calixto, Gas and Oil Reliability Engineering: Modeling and Analysis. Gulf Professional Publishing, 2016.
  7. Afefy, Islam H. Reliability-centered maintenance methodology and application: a case study 2010. Scientific Research SciRes, Engineering, 863-873 p.p., 2, 2010.
  8. A. M. Smith and G. R. Hinchcliffe, RCM--Gateway to World Class Maintenance. Elsevier, 2003.
  9. Kim, Hong Seok, et al. Development of a power facility management system using reliability-centered maintenance. In: 2008 International Conference on Condition Monitoring and Diagnosis. IEEE, 2008. p. 614-617.
  10. MC Leod, J., et al. Failures profiles for maintenance in industrial facilities. In: Proceedings of the World Congress on Engineering. 2015.
  11. DE Sanctis, Ilaria; Paciarotti, Claudia; Di Giovine, Oreste. Integration between RCM and RAM: a case study. International Journal of Quality & Reliability Management, 2016.
  12. Norma UNE-EN 60300-3-11 (2017). Gestión de la confiabilidad. Mantenimiento centrado en la confiabilidad.
  13. Norma UNE-EN 13306 (2018). Mantenimiento. Terminología del mantenimiento.
  14. Norma ISO 14224:2016. Industria del petróleo y gas natural. Recolección e intercambio de datos de confiabilidad y mantenimiento de equipos.
  15. Martinez Monseco, Francisco Javier. Analysis of maintenance optimization in a hydroelectric power plant. Journal of Applied Research in Technology & Engineering, 2020, 1.1: 23-29.
  16. Martinez Monseco, Francisco Javier. An approach to a maintenance plan for a turbine of hydroelectric power plant. Optimisation based in RCM and FMECA analysis. Journal of Applied Research in Technology & Engineering, 2021, 2.1: 39-50.
  17. GE Digital. Digitalizacion en el mantenimiento industrial. La clave del éxito en el entorno actual. Conferencia Jornadas técnicas sobre Mantenimiento en el sector de la energia AEM. (Bilbao 10.2021)

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