CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE MACHU PICCHU

CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE MACHU PICCHU

Ubicada en la provincia de Urubamba, departamento de Cusco. Genera energía a partir  de las aguas del río Urubamba (llamado Vilcanota en la zona). Fue inaugurada en 1955, con una turbina Francis de 20 megawatts (MW), a la que en 1963 se le unió otra similar. Luego, en 1985 se le instalaron tres turbinas Pelton de 22.4 MW cada una, ampliando su potencia a 107 MW. El agua, captada en una bocatoma, recorre un túnel de aducción de 3.3 kilómetros de largo, y luego cae a la central por dos tuberías forzadas, desde una altura de 365 metros. En febrero de 1998, la central fue sepultada por un alud, que la dejó inoperativa hasta el año 2001, cuando quedó parcialmente rehabilitada con sus tres turbinas Pelton generando 30 MW cada una, con un total de 90 MW.  Actualmente  Actualmente está siendo siendo ampliada ampliada con una inversión inversión de US$ US$ 148 millones, millones, para producir, a partir de julio del 2012, 100 MW adicionales. Con ello, su potencia total llegará a 192 MW.  Además, dentro dentro de su Fase II se construirá, construirá, junto junto a la actual, actual, una nueva nueva casa casa de máquinas, alimentada por una nueva tubería forzada, paralela a las dos actuales. Allí se instalará una turbina tipo Francis de eje vertical de 99 MW. Con ello, el Complejo Hidroeléctrico Machu Picchu generará un total de 300 MW. Y dado que se evalúa mejoras para generar 50 MW adicionales, la capacidad total podría alcanzar los 350 MW. Los trabajos están siendo ejecutados por la empresa Graña y Montero. La central pertenece a la estatal Empresa de Generación Eléctrica Machu Picchu (EGEMSA).

GESTIÓN DE OPERACIONES:

La producción de energía eléctrica de EGEMSA durante el año 2011, proveniente de la Central Hidroeléctrica Machupicchu, fue de 743,091.76 MWh, cifra superior en 2.90% con respecto a la generación del ejercicio anterior y 1.50% superior al promedio de generación de los años 2002 al 2010; sin embargo, ha sido inferior en 0.20% con respecto a la energía proyectada bajo un escenario medio tal como se muestra en el siguiente gráfico

Los volúmenes de producción se han visto afectados principalmente por los siguientes factores: En el mes de febrero, ante la presencia de deslizamientos de tierra en la cuenca del río Vilcanota, la operación tuvo que interrumpirse por la desconexión de los grupos y la necesaria paralización de la planta por un lapso de dos horas. La gran presencia de lodo y troncos afectaron también las instalaciones de los desgravadores de la represa del Km. 107 y cuya limpieza general se produjo durante la parada programada de central del mes de setiembre y durante ocho horas.

En el mes de junio y a solicitud del contratista encargado de las obras segunda fase rehabilitación de la planta, se programó una parada de central por el lapso de tres horas a fin de efectuar trabajos de topografía en la cámara de carga. Las reducciones más importantes de generación se han dado en cumplimiento a la asignación de regulación primaria de frecuencia dispuesta por el COES lo que ha implicado disminuciones de la potencia en un promedio de 7 MW diarios.

El 28 de diciembre los grupos de generación se vieron afectados y se desacoplaron hasta velocidad nominal ante el colapso del sistema eléctrico sur por la falla de las líneas de transmisión Cotaruse - Socabaya.  Acciones de mantenimiento:

Las actividades del programa de mantenimiento, durante el ejercicio 2011, constituyen un elemento importante en el proceso de generación de energía eléctrica, según lo establecido en los procedimientos del Sistema de Gestión Integrado, los mismos que permiten garantizar la confiabilidad de los procesos de generación y transmisión. La eficiencia se ve reflejada en la optimización de los tiempos de ejecución de las actividades de mantenimiento. Las labores de mantenimiento se realizaron en conformidad con el Plan Operativo de la Gerencia de Operaciones. De este modo, las actividades de mayor relevancia en el 2011 son las siguientes:

MANTENIMIENTO PREVENTIVO

El tiempo de mantenimiento anual programado para la ejecución de inspecciones y actividades preventivas a los grupos de generación fue de 360 horas, habiéndose cumplido el objetivo programado en 299 horas; es decir, se logró una reducción del 17.00% en los tiempos de ejecución. La energía indisponible programada por actividades de mantenimiento, alcanza el 1.10% de la energía producida durante el año.

El tiempo medio de mantenimiento de los grupos generadores de la planta fue programado, para el 2011, en 6.46 horas. Se consiguió optimizar este tiempo hasta en 4.43 horas por grupo.

Durante el mes de febrero se efectuaron con la presencia de especialistas del fabricante  ALSTOM Hydro France, la inspección general de todo el conjunto Generador  – Turbina en los tres grupos de la planta con especial énfasis en la revisión del estado del bobinado de los alternadores, cojinetes de guía, cojinetes de empuje y reguladores de tensión y velocidad. Esta actividad permitirá programar oportunamente las mejoras y modernizaciones a ejecutarse en los próximos ejercicios.

Se han efectuado los cambios de los rodetes Pelton manteniendo la política de operación de funcionamiento de rodetes originales para la temporada de estiaje y de rodetes repotenciados para la temporada de avenida, con la finalidad de optimizar la operatividad de los grupos y obtener mayor eficiencia. Durante el año 2011, fruto de la constante presencia de sólidos en suspensión, se han efectuado, en total, cinco cambios de rodetes en los grupos.

Como parte del programa de mejoramiento de los sistemas de refrigeración de la planta, se ha culminado con la instalación de quince nuevos radiadores para la refrigeración de los alternadores. Se ha comprobado una mejora sustancial en la disminución de las temperaturas. Se ha logrado implementar el proyecto de mejoramiento de la instrumentación y control del sistema de aire comprimido a alta presión para los usos de la regulación de velocidad de los grupos habiéndose introducido elementos de estado sólido que actúan en conjunto con un controlador del tipo PLC, incrementado así la confiabilidad operativa de todo el sistema al alcanzar fielmente el cumplimiento de las consignas de los modos de operación.

En el mes de noviembre, con la participación de la empresa ABB S.A., se ha efectuado el mantenimiento preventivo general a los interruptores de potencia 138 KV de los tres grupos; así mismo, se ejecutaron pruebas eléctricas conducentes a la evaluación del estado de los transformadores de potencia de la Subestación Machupicchu.

El índice de disponibilidad promedio de los grupos de la central para el ejercicio 2011, alcanzó el 98.77%, cifra superior en 0.34% con respecto al ejercicio 2010; así mismo, el factor de planta de la central fue del 95.53%, cifra superior en 2.92% con respecto al ejercicio anterior, el número de desconexiones forzadas ha sido de dos lo que implica una gran reducción frente a las diecinueve desconexiones ocurridas el año 2010. La energía indisponible por fallas internas y externas ascendió a 0.82 GWh, lo que representa el 0.10% de la energía generada y una sustancial reducción del 65.40% en comparación con el ejercicio anterior.

 ASPECTOS TECNICOS: