(Análisis hecho a la Estación de Bombeo de la Presa Máximo (inaugurada en el 2005)
Lineamiento No. 116
Las inversiones fundamentales a realizar responderán a la estrategia de desarrollo del país a corto, mediano y largo plazos, erradicando la espontaneidad, la improvisación, la superficialidad, el incumplimiento de los planes, la falta de profundidad en los estudios de factibilidad y la carencia de integralidad al emprender una inversión.
Lineamiento No. 117
Constituirán la primera prioridad las actividades de mantenimiento tecnológico y constructivo en todas las esferas de la Economía.
El proyecto hidráulico - eléctrico inicial de esta estación de bombeo se comenzó a hacer en el mes de agosto del 2004, de las que se hicieron 2 variantes hidráulicas y 2 eléctricas. Se inauguró la Estación de Bombeo en diciembre del 2005.
Primera variante Hidráulica, proyectada a 2300 V:
Cantidad de bombas (proyectada por catálogo): 4 bombas (3 trabajando y una de reserva)
Flujo: 179 l/s
Carga: 132 m
Velocidad: 1 760 r.p.m. (4 polos)
Eficiencia: 80 %
Tipo: Bomba de pozo profundo.
Motor requerido: 340 kW, 2 300 V, 108 A, F.P. = 0,88; conexión en triángulo (6 terminales).
Potencia real máxima que tomaría el motor: P2 = 315 kW.
Estos motores tomarían una corriente aproximada de 97,6 ampere, tomando el 92,6 % de la carga nominal (315 kW). Corriente de arranque de no mayores de 240 amperes.
Diagrama monolineal de la variante con las bombas conectadas a 2300 volt
Advertencia a la Inversión:
De documento fechado a 17 de noviembre del 2004, se le hizo saber a la inversión nuestra inconformidad técnica acerca de la decisión por Cuba Hidráulica Nacional del empleo de motores a 440 volt y no a 2300 volt como se había proyectado, indicándoles las pérdidas en energía que esto traería.
Segunda Variante (proyectada) a 440 V:
-Cantidad (proyectadas por catálogo): 7 bombas (5 trabajando y dos de reserva) Flujo: 180 l/s cada una.
-Carga (estática + pérdidas + inyección): 147m Velocidad: 1 760 r.p.m. (4 polos)
- Eficiencia: 80 %
- Tipo: Horizontales (o verticales).
- Potencia del Motor nominal requerido y proyectado: 250 kW – 440 V- 380 A, factor de potencia: 0,87; conexión en triángulo (6 terminales para arranque en estrella-delta).
- Potencia real que entregan en eje: P2 = 215 kW.
• Estos motores tomarían unas corrientes máximas aproximadas de 338 ampere, bombeando al 86 % de la carga nominal. Arranques en Y-delta, con corrientes no mayores de 950 amperes.
Características reales de las bombas adquiridas para esta 3ra. Variante finalmente construida:
-Cantidad (instaladas): 7 bombas (5 trabajando y dos de reserva). Flujo: 115 l/s cada una (gasto autorizado de 110 l/s).
-Carga total (estática + pérdidas + inyección): 144 m Velocidad: 1 760 r.p.m. (4 polos).
-Eficiencia: 77 %
- Tipo: Horizontales (o verticales).
- Motores adquiridos e instalados: 230 kW, 460 V, 340 A, conexión en triángulo (6 terminales), factor de potencia de 0,88.
- Potencia real total que toman los 5 motores: 1 089,6 kW.
Estos motores toman unas corrientes máximas aproximadas de 320 amperes (parejas), requiriéndose de ellos 93,48 % de su potencia nominal (P2 =215 kW). Arranque en Y-Triángulo, con I arranque aproximada de 950 A.
Experiencias que fueron calculadas y analizadas :
Excesiva potencia a causa del proyecto hidráulico (esto se comprobó después con el estudio Participación en XVII Fórum de Base de la Empresa (2008), con la investigación o “Nuevo Enfoque Hidráulico-Energético de las Conductoras de Impulsión y Programa de Computación Auxiliar” (llamado inicialmente VARECI en el 2008) para ahorro de energía, propuesto para generalización en el INRH, modificado y actualizado actualmente con el nombre de CALCO-FRE, Versión 5.0, de diciembre del 2019, el cual incluye todas las inversiones y gastos del desarrollo fósil y de Fuerzas Renovables de Energía hasta el 2030, declaradas por el MINEM en el 2015.
Ya con esa potencia inadecuada aparecen las pérdidas energéticas por cambio del tipo de bombas del proyecto hidráulico. Con esa potencia establecida, el sistema y la PGD debieron ser para motores a 2300 volt y no a 440 volt, lo que aumenta las pérdidas energéticas (I² x R en los transformadores, barras y conductores.
Aparte de todo eso esta instalación sufrió problemas con transformadores inadecuados y daño en cables de acometida por calentamiento. Problemas de operación. Breakers de los motores en la PGD con baja capacidad de cortocircuito. Avería en PGD por Construcción Inadecuada; falta de Mantenimiento y falta de Coordinación en las Protecciones por Alta Tensión.
Para variante proyectada y construida (con el uso del software actualizado CALCO- FRE):
Variante construida: 1 tubo de PEAD de 800 mm de Ø exterior, de 18 126 m hasta entronque con inyección en tubo de hormigón de conductora de la Estación de Bombeo de la Presa Cubano -Búlgara: la potencia necesaria a entregar por las bombas necesaria fue de 1 089,6 kW
Para variante propuesta (que no se hizo): 2 tubos de PEAD de 800 mm de Ø ext. de 18 126 m hasta entronque + 1 tubo de 1000 mm de Ø exterior, de 17 800 m hasta la Potabilizadora: solamente 666,25 kW
Diferencias del costo del gasto energético entre las dos variantes hidráulicas:
856 741,41 USD/Año
Diferencias del costo de los equipos entre las dos variantes hidráulicas (electrobombas, piezas, válvulas, grupos electrógenos, transformadores y cables):
5 970 951,20 USD
Amortización: No más de 11 años por el ahorro de energía (ya la estación de bombeo contiene casi 15 años de construida)
Índices comparativos finales entre las 5 variantes de empleo de tuberías de PEAD, analizadas con el software CALCO-FRE. Estos resultados que se realizaron por el autor, y fueron propuestos al GEIPIH nacional y al Instituto en Abril del 2009, con el objetivo de lograr su generalización.
Pérdidas energéticas por cambio del tipo de las bombas del proyecto hidráulico inicial:
Proyectadas: Para esta estación de bombeo de 3 bombas verticales la Pm por cada bomba sería de 315 kW: Total: 945 kW.
Se exigieron por parte de la inversión (y se instalaron finalmente): 5 bombas horizontales de 110 l/s, de 230 kW, a 460 volt. La Pm demandada de cada bomba es de 218 kW, para una potencia total de 1177.69 kW.
Diferencia y gasto energético: 232 kW de potencia total, que significan aproximadamente:
856 741 kW.h / año, con un costo de 182 657,00 USD/Año.
El sistema y la PGD debieron ser para motores a 2300 volt y no a 440 volt.
Se analizaron las pérdidas (I² x R) en los conductores del secundario de los transformadores, los cables de las acometidas, las barras de la pizarra, y en los cables de los motores.
Las diferencias de Pérdidas I² x R en kW entre la variante proyectada de 2300 volt y la impuesta a 440 volt es de: 7,37 kW
Este valor da un consumo energético de hasta 64 561 kW.h/Año , con un valor aproximado de unos: 9 684 USD / año
Transformadores inadecuados y daños en cables de acometida por calentamiento.
Proyectados: Para esta EB de 7 bombas, se proyectaron y se solicitaron al SEN dos transformadores de 1000 kVA, con un financiamiento de alrededor de los 41 000 USD. Se instalaron: 1 transformador ruso de 1000 kVA reparado (con chapa) y un supuesto transformador de 1000 kVA sin chapa. Posteriormente supimos que era canadiense y de 750 kVA.
Resultado: Como las impedancias de los transfprmadores eran desiguales, la acometida del ruso tomaba 900 ampere y la del canadiense tomaba 600 ampere. Como estaban proyectadas para 750 ampere cada una, la del ruso se recalentó y dañaron las bandejas de PVC.
Adquisición de motores acompañantes de las bombas con la potencia y el voltaje no proyectados. Problemas en la operación.
Proyectados: Para esta EB de 7 bombas, se proyectaron y se solicitaron al SEN, 7 motores de 250 kW a 440 volt, 380 ampere.
Se adquirieron y se instalaron: 7 motores de 230 kW a 460 volt, 340 ampere. Están ahora bombeando a plena carga (93,48 %), tomando 325 amperes (como promedio si las 3 corrientes de cada cable fueran iguales).
Se observan estas realidades en esta Estación de Bombeo:
Desbalances de 8 volt entre líneas (1,6%) (la NC-365:2004 permite hasta un 3 %). Caídas de reales totales medidas del 7,3 %, de hasta 445 V en Horario Pico (la NC-365:2004 permite caídas de hasta un 14 %). Como la caída dentro de la EB es de 2,7 %, la del SEN es de 7,3 – 2,7 = 4,6 %.
Esto implicó lo siguiente: Si el motor hubiera sido de 250 kW, a 440 V, 380A no hubiera habido incremento de la corriente de plena carga, la cual sería inferior a la nominal, que no lo afectaría.
Para el motor instalado que es de 460 volt, 230 kW, 340 A, el incremento de la I de plena carga (320 A) será de: 5 % x 325 A =>341 A. Ya esto (solamente) produciría operaciones en el relevador de sobrecarga de cada motor para caídas ligeramente mayores.
Como si esto fuera poco, si le añadimos el 5 % a la corriente des balanceada existente de 330 A (por el 1,6 %), normal para nuestro SEN, la operación del relevador sería más rápida (330 A x 5 % => 347 A).
¿Por qué se compran motores a 230 V y a 460 V?
De acuerdo con las caídas de tensión CALCULADAS resultantes con regulaciones ideales normales por la línea de alta tensión hasta un 3 % para los motores instalados de 460 volt, 230 kW: la tensión final aplicada a los bornes de 452.6 volt, donde la corriente de carga de acuerdo a lo que pide la bomba por el eje puede disparar las protecciones de sobrecarga. Si hay una caída del 5 % en el sistema (normal también), la tensión de este motor de 460 volt puede bajar aún más (443 volt) con más posibilidad de disparo innecesario.
Para caídas de voltaje reales con la regulación total actual presente siempre en la instalación del 7,3 % para los motores instalados de 460 volt, de 230 KW. A partir de aquí los motores comienzan a dispararse. Tensión final 445 volt.
Para caída de tensión por el primario del SEN, calculada con regulación permitida total de hasta un 12,7 % para estos motores pedidos (no instalados) de 440 volt, de 250 kW, la caída total que vería ese motor de 440 volt (como es el que debe llevar) no baja de 419 volt, pero como es de 250 kW absorberá bien el bajón de tensión sin dispararse por el exceso de potencia que tiene.
Resultado: Para aliviar los continuos disparos, se pidió a la OBE subir los taps de los transformadores hasta 520 volt sin carga por las madrugadas, logrando así con la carga normal en horario no pico, tensiones en los terminales de los motores por encima de los 460 volt o mayores que evitaran que las corrientes subieran por encima de la nominal (340 A). Esto no es conveniente pues daña al alumbrado y puede saturar las bobinas de los relevadores y contactores. Así está trabajando hasta el momento. Los daños estimados conservadoramente a la continuidad del bombeo hacia la ciudad son:
• Reportes de no menos de 10 horas de interrupción mensuales promedio en el horario pico, por aparición de voltajes por debajo de 448 volt (que hacen operar los relevadores electrónicos de los motores y el relevador de bajo voltaje de la PGD).
• Resultado: (10 horas x 12 meses x 550 litros/seg x 3600 seg) / 1000 = 237 600 m³ cada año que se dejarían de bombear.
Avería en PGD: Construcción Inadecuada, falta de Mantenimiento y Protecciones no Coordinadas.
Producto de un mantenimiento deficiente, con el cual estuvimos y estamos tratando de dar nuestro aporte por mediación de un contrato de Asesoría de nuestra empresa de proyectos (EIPH de Camagüey) al Acueducto Provincial, hubo de producirse una avería en la PGD, en Noviembre del 2007, cuyo análisis reportó lo siguiente:
Falta de terminales de conexión apropiados para recibir cables (2 x 240 mm² por fase), acoplados a la entrada de los 2 breakers totalizadores.
A causa de lo anterior se produjeron falsos contactos por falta de apriete en los terminales del breaker durante la puesta en marcha.
Empleo de cubículos muy estrechos para esas corrientes en barras (máxima de 1500 ampere a causa de usar la tensión indebida de 480 volt), con gran desarrollo de calor interno, con caseta muy caliente en horas del mediodía.
Entrada por los cables de los motores a la intemperie de roedores, arañas y pequeños reptiles en la PGD. Producto de los falsos contactos aparece un cortocircuito encima de uno de los totalizadores con descoordinación por parte de la OBE entre los fusibles de 33 kV- tipo 20 K de protección de los transformadores con breaker distante en línea de 33 kV con re-cierres, lo que generó cortocircuitos repetidos produciendo un incendio. Sacó de producción a la EB durante dos meses.
Por todas estas irregularidades sumadas, este evento culminó con la destrucción de los 3 primeros cubículos (los dos de los totalizadores y el aledaño), con un costo estimado no menor de 70 000 USD.
IMPACTO ECONÓMICO NEGATIVO EN ESTA MAL PROYECTADA ESTACION DE BOMBEO
Resumen de gastos innecesarios totales:
Gasto innecesario de: 1205 TM/Año de combustible equivalente.
Gasto innecesario de: 36 162 TM/Vida útil de combustible equivalente.
Costo del ahorro en equipos de bombeo y por roturas derivadas de falta de mantenimiento y de la construcción de la PGD: 525 995,63 USD.
Costo anual del gasto energético por selección de bombas ineficientes; por voltaje de utilización inadecuado y por selección de variante de conductora de impulsión menos económica los gastos son de: 856 741,41 USD/Año.
Y en un período de 30 años: 25 702 242.45 USD.
Recomendaciones finales que se derivan de este estudio-ejemplo:
Que no se debe violar nunca la técnica, no hay apuro que justifique eso, pues debió haberse construido la Variante con los motores conectados a 2300 volt cin las bombas verticales iniciales. Del análisis hecho a la EB de Máximo con el software, se ha mostrado (con las tuberías 2x800mm +1x1000mm) que la misma, se amortizaría en menos de 11 años (sólo por el ahorro de energía) y estratégicamente crearía otra vía de emergencia de 1000 mm para la Estación de Bombeo de la Presa Amistad Cubano-Búlgara. Ahora le quedo al país una Estación de Bombeo ineficiente desde el punto de vista hidráulico-energético de por vida.
De no hacerse esto, al menos, para la EB de Máximo deben reclamarse los motores de 250 kW, 440 volt que se proyectaron para sustituir a los adquiridos de 230 kW, 460 volt, con el objetivo de eliminar las absurdas y continuas operaciones de sus protecciones de sobrecarga por falta de potencia y por una alta tensión para los bancos cubanos a 480 volt nominales.
Debe siempre tenerse en cuenta por los proyectistas eléctricos en los controles de autor que se hacen durante la construcción de los paneles y pizarras eléctricas en Fábricas de Pizarras especializadas, que si se usan breakers en combinación para lograr “la selectividad reforzada”, que se cumpla que los totalizadores aguas arriba cumplan con los requisitos de corriente de cortocircuito necesarios para su correcta operación frente a todo tipo de falla, lo cual no fue bien analizado bien por la fábrica de pizarras y mucho menos por los compradores de Cuba Hidráulica.
Deberán concretarse prontamente por parte del Acueducto Provincial (y en todo el INRH) mejoras en su Mantenimiento Eléctrico (y mecánico), bien dirigido por profesionales y con la imprescindible capacitación de los obreros calificados.
Se pueden inventariar todos los motores para registrar en software hecho por este autor en la Empresa de Acueductos y Alcantarillados (REGISMOT, en desarrollo todavía).
Poe supuesto, se deben realizar los mantenimientos a motores con un plan bien hecho (en el 2012 participé en la confección de un Plan en la Empresa de Acueductos y Alcantarillad de Camagüey), que tenga en cuenta planificadamente los insumos y piezas de repuesto necesarias al año de la parte mecánica toda, pizarras y arrancadores, etc., de acuerdo a un programa lógico, el cual lleve incluido mejoras en el taller de mantenimiento (diferenciales, hornos, etc.)
Se adquiera o se construya un Calibrador de Protecciones de sobrecarga.
Que se pudieran establecer consultas periódicas acerca del estado de las coordinaciones de las protecciones eléctricas situadas en las líneas de alta tensión (pararrayos de sobretensiones) que energizan a las Estaciones de Bombeo de nuestro Organismo, donde se pudieran instrumentar certificaciones u otros documentos de las mismas si es necesario, y deben realizarse de inmediato los proyectos necesarios (adquisición y montaje).
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