la productividad

ENERGÍA PARA
LA PRODUCTIVIDAD
ISAGEN es una empresa de servicios públicos mixta,
constituida en forma de Sociedad Anónima, de carácter
comercial, de orden nacional y vinculada al Ministerio de
Minas y Energía de Colombia. La Compañía contribuye a
la productividad del país con la generación y comercialización de energía eléctrica, así como la comercialización
de gas natural por redes, carbón, vapor y otros energéticos
de uso industrial.
La Empresa posee el 15,9% de la capacidad instalada de
generación de Colombia. Es una empresa joven, pero
con una experiencia de más de 40 años en la generación de energía, a partir del desarrollo de las centrales
hidroeléctricas más grandes del país. Los altos niveles
de disponibilidad, la modernización de sus plantas y una
efectiva gestión de mantenimiento preventivo y predictivo
constituyen su fortaleza en generación para garantizar el
cumplimiento de los compromisos de suministro eléctrico
a sus clientes.
Los sistemas de gestión de la Calidad, Ambiental y en
Salud Ocupacional de ISAGEN están certificados por el
ICONTEC.
Generación
Hidroeléctrica
COMPLEJO
HIDROELÉCTRICO
DEL ORIENTE
ANTIOQUEÑO
Archivo histórico
CENTRAL HIDROELÉCTRICA SAN CARLOS
Está localizada en el departamento de Antioquia, 150 km al
oriente de Medellín, en jurisdicción del municipio de San
Carlos, cerca al corregimiento El Jordán. Con más de 20
años de operación comercial, continúa siendo la de mayor
capacidad instalada del país, con 1.240 MW, distribuidos
en ocho unidades de 155 MW cada una, y con la infraestructura necesaria para la instalación de dos unidades
adicionales. Su primera etapa entró en funcionamiento
en 1984 y la segunda, en 1987.
Presa Punchiná
La presa Punchiná está localizada sobre el río Guatapé,
cerca del sector de Puerto Belo. Forma un embalse de
3,4 Km2, con una capacidad de almacenamiento de 72 Mm3, de
los cuales aproximadamente 53,23 Mm3 son de embalse
útil.
La presa tiene una altura de 70 m sobre el nivel medio del
río, 800 m de longitud, 6 Mm3 de lleno de suelos residuales
compactados, con cresta en la cota 785 m.s.n.m.
Estructura de Desviación
y Descarga de Fondo
La desviación del río durante la construcción fue realizada
mediante un conducto de concreto de sección rectangular
de doble cuerpo, localizado en la margen derecha del río,
de 414 m de longitud y 35 m2 de sección; uno de ellos,
obturado por dos compuertas deslizantes para controlar
el flujo y poder ser utilizado como descarga de fondo del
embalse y el otro fue sellado al terminar la construcción
de la presa mediante un tapón de concreto.
Equipos Principales
8 turbinas Pelton de eje vertical, con 22 cangilones, caudal
nominal de 32,7 m3/s; diámetro de 4,0 m, 22 toneladas de
peso y potencia nominal de 160 MW, cada una operando
bajo una caída media neta de 554 m y 300 rpm.
A la entrada de cada turbina se dispone de una válvula
esférica de 1,90 m de diámetro y 68 toneladas de peso
con un tiempo de cierre o apertura de 120 s.
8 generadores de tipo sincrónico, de eje vertical, trifásicos, acoplados a las turbinas, en la segunda etapa de
159 MVA de potencia nominal cada uno, con factor de
potencia de 0,9 y en la primera etapa, luego de la modernización de los devanados en los años 2006 y 2007
de 170 MVA de potencia nominal cada uno, con factor
de potencia de 0,95 y operando a 300 rpm frecuencia
de 60 Hz y tensión de salida de 16,5 kV.
12 transformadores monofásicos, con una potencia
nominal de 109 MVA cada uno, más uno de reserva.
Los 12 transformadores se disponen en 4 bancos trifásicos para atender dos unidades cada uno. Relación
de transformación de 15,8 kV a 230/√3 kV.
Equipos de ventilación y enfriamiento del aire de la
caverna.
Equipos de detección y extinción de incendios para el pozo
de cables, celdas de transformadores y generadores.
De cada uno de los bancos de transformadores principales de potencia sale un circuito trifásico de 230 kV
en cables monopolares aislados en aceite. Los circuitos
tienen una longitud promedio de 450 m, instalados en
dos pozos inclinados construidos desde la caverna de
transformadores hasta una estructura exterior, en donde
empalman con igual número de líneas aéreas que van
hasta la subestación a 230 kV cada una de las cuales
tiene una longitud promedio de 2,5 km.
La Central está supervisada por el Centro Nacional de Despacho, CND. Los computadores del CND, que efectúan las
funciones de control automático de generación, AGC, y la
supervisión y adquisición de datos, SCADA, se comunican
con las unidades terminales remotas, RTU, localizadas en la
casa de máquinas, para dar y recibir órdenes y señales a los reguladores de las unidades generadoras. Las comunicaciones
entre el edificio de mando y el CND en Medellín se realizan
por medio de una red de microondas y fibra óptica.
Conexión al Sistema
de Transmisión Nacional, STN
La generación de la central San Carlos es entregada al Sistema de Transmisión Nacional, STN, para ser llevada a los
centros de consumo del Sistema Interconectado utilizando
dos subestaciones, una a 230 kV y otra a 500 kV.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA SAN CARLOS
Almenaras
Pozos y Tubería de Presión
Son del tipo orificio restringido, revestidas en concreto hidráulico, con un
tanque amortiguador de 105 m de
altura y diámetro interior de 13,5 m en la
almenara Nº1, y de 17 m en la almenara
Nº2. Están conectadas a los túneles de
presión a través de un pozo elevador de
170 m de altura.
Los túneles de conducción terminan en
sendos pozos de presión inclinados a
46° con la horizontal y 346 m de longitud
cada uno, revestidos en concreto con
sección circular de diámetro interior de
5,5 m y 6,75 m. Estos pozos inclinados
terminan en tuberías de presión de 3,30
m de diámetro embebidas en concreto,
que en su parte inferior se ramifican en
dos distribuidores por cada ramal de
tubería de presión, los cuales alimentan
cuatro unidades de generación en la
primera etapa y seis en la segunda. Los
distribuidores también tienen un blindaje
de acero embebido en concreto con
diámetro de 2,30 m.
Obras de Captación
Las aguas del embalse se toman a
través de dos torres de captación de
54 m de alto, cada una con secciones
circulares de 6,30 m de diámetro para
San Carlos I y 7,50 m de diámetro para
San Carlos II.
Pozo y Túnel de Aireación
La aireación de las cavernas se hace
por medio de un pozo vertical de 187
m de altura, con una sección circular
de 4 m de diámetro que termina en un
túnel horizontal.
Pozos de Cables
Los cables de potencia salen de la
caverna de transformadores por
dos pozos inclinados a 47°. El
correspondiente a San Carlos I tiene
270 m de longitud y 7 m2 de sección;
el de San Carlos II tiene 260 m de
longitud y 8 m2 de sección.
Los dos pozos terminan en la parte
superior en un túnel horizontal de donde
los cables pasan a una estructura de
salida y de allí se llevan a la subestación
principal.
Las torres, situadas sobre la margen
derecha del río Guatapé, están
controladas por compuertas cilíndricas.
A través de estas torres se entregan los
caudales requeridos para la generación
de la Central a los túneles de conducción,
por medio de dos pozos verticales
revestidos de concreto, de 147 m de
profundidad cada uno.
Un puente metálico une los pisos de
operación de las torres y permite el
traslado de las compuertas auxiliares
de una a otra torre en un carro especial.
Cada entrada de agua a las torres está
provista de una reja coladera.
Casa de Máquinas
Está conformada por dos cavernas
subterráneas paralelas, localizadas a
unos 400 m de profundidad. La caverna
principal destinada a las unidades
generadoras tiene 203 m de longitud,
19,65 m de ancho y 27,5 m de altura.
La caverna de transformadores tiene
203 m de longitud, 13 m de ancho
y 15,3 m de altura. El acceso a las
cavernas se hace por un túnel de
1.113 m de longitud, con pendiente
de 8,9% y doble calzada pavimentada
en concreto.
Conducciones
Túneles de Descarga
Cada etapa de la Central tiene una
conducción independiente con dos
túneles de 4.474 m y 4.501 m de
longitud y con pendientes de 1,5% y
0,5%.
El agua utilizada por las turbinas para
la generación de energía sale de la
Central y se entrega al río Samaná
Norte a través de dos túneles de
descarga de 1.587 m de longitud y
secciones de 74 m2 y 102 m2, con
pendientes de 0,18 % y 0,17 %.
Los túneles están recubiertos en gran
parte de su trayecto por concreto lanzado
y en los tramos de roca descompuesta
por concreto convencional con sección
circular de diámetro de 6,1 m y 7,5 m.
ISAGEN S.A. E.S.P. CENTRALES DE GENERACIÓN
Los túneles operan como conducto de
flujo libre para una descarga de 132 y
198 m3/s con un borde libre de 2,6 m
en la parte superior.
7
CENTRAL HIDROELÉCTRICA JAGUAS
La central hidroeléctrica Jaguas, con una capacidad instalada de 170 MW, está localizada en el departamento de
Antioquia, sobre las hoyas de los ríos Nare y Guatapé, a
117 km al oriente de Medellín por la vía Medellín - El Peñol
- Guatapé-San Rafael.
Aprovecha el caudal del río Nare, aguas abajo de la presa
Santa Rita, embalse del Peñol, mediante una presa de
tierra, que forma un embalse con una capacidad total de
185,5 Mm3. Su operación comercial se inició en 1988.
Presa Guillermo Cano
Está localizada sobre el río Nare, un kilómetro aguas
abajo de la confluencia con el río San Lorenzo, tiene
una longitud de cresta de 580 m, una altura máxima de
63 m y un volumen de 3,2 Mm3. Construida en limo y
roca descompuesta, forma un embalse de 10,6 km2 de
extensión, con una capacidad total de 192,32 Mm3, de los
cuales 164,55 Mm3 corresponden al volumen útil. Su nivel
máximo normal está en la cota 1.247 m.s.n.m.
La presa de Zona Baja, construida sobre la margen derecha del río Nare para cerrar una depresión en la línea
divisoria de las hoyas de los ríos Nare y Guatapé, tiene
una longitud por la cresta de 715 m y una altura máxima
desde su fundación de 50 m.
Equipos Principales
Dos turbinas tipo Francis de eje vertical, cada una con
una potencia nominal de 96 MW y con una velocidad de
rotación de 400 rpm. Las turbinas tienen como elemento
de cierre una válvula incorporada de tipo cilíndrico, su
regulador de velocidad es de tipo electrohidráulico. Cada
unidad tiene una posibilidad de generación en AGC
de 70MW y una operación en cargas parciales de 15 a
85MW).
Dos generadores sincrónicos, trifásicos, de eje vertical
con tensión nominal de 13,8 kV, potencia nominal de
90 MVA a 60 °C de elevación de temperatura, factor de
potencia de 0,95. Los generadores tienen excitación
estática con base en tiristores alimentados por transformadores conectados directamente en sus barras.
Dos transformadores principales de potencia trifásicos, enfriamiento clase FOW, capacidad 103,5 MVA
cada uno para una elevación de temperatura de 65 °C
y relación de tensión de 13,2/230 kV.
Equipos de ventilación y enfriamiento del aire de la
caverna.
Equipos de detección y extinción de incendios para las
celdas de transformadores y los generadores.
Cables de potencia de alta tensión a 230 kV, aislados en
aceite, los cuales a través del pozo de cables conectan
los transformadores principales con la estructura de
cables y de allí por medio de cable aéreo a la subestación Jaguas del STN.
Conexión al Sistema de
Transmisión Nacional, STN
La energía producida por la central hidroeléctrica Jaguas es
suministrada al Sistema de Transmisión Nacional, STN,
mediante una subestación a 230 kV que tiene configuración, barra principal y transferencia.
Vertedero
El vertedero, localizado sobre el estribo derecho de la presa, es del tipo canal abierto, de flujo no controlado, tiene
un ancho variable de 50 m de azud a 30 m en el canal de
salida, una longitud de 264 m y termina en un deflector
de chorro. Está diseñado para evacuar un caudal máximo
de 2.070 m3/s.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA JAGUAS
Pozo de Cables y Aireación
Túnel de Conducción
Estructura de Captación
Los cables de alta tensión salen de la
Central por un pozo inclinado de 170 m
de longitud. Para la ventilación de la casa
de máquinas y aireación de la almenara
de aguas abajo, se excavaron sendos
pozos verticales de 130 m y 126 m de
profundidad respectivamente, los cuales
se comunican con una ventana de
construcción que sirvió para acometer
la excavación del túnel de presión.
El túnel de conducción tiene una longitud
de 1.831 m. Está provisto de una
almenara de tipo orificio restringido que
tiene una profundidad de 150,24 m,
de los cuales 120,3 corresponden al
tanque superior.
La captación es una estructura de
concreto que se comunica con el
túnel de presión mediante un pozo
vertical de 4,7 m de diámetro interior
y 50,77 m de profundidad, de sección
circular y revestido de concreto.
Pozo de Compuertas
Tiene una profundidad de 102,6 m y
una sección ovalada de 8,3 m en su
dimensión mayor.
El pozo aloja dos compuertas planas,
una principal y otra auxiliar con su equipo
de alce y central oleohidráulica.
El pozo dispone además de un ducto
para admitir y desalojar aire del túnel de
conducción.
Caverna Principal
Los equipos principales de la Central
se alojan en una caverna de 16,5 m
de ancho, 28,4 m de altura y 66,3 m
de longitud, con acceso por medio
de un túnel vehicular de doble vía
con pendiente variable, siendo la
máxima de 10% y una longitud total de
775,35 m.
Túnel de Descarga
Se dispuso de un túnel de descarga a
presión sobre la quebrada El Jagüe, el
cual tiene una longitud aproximada de
1.757 m. Al recibir la descarga de la
Central, el caudal normal de la quebrada
aumenta a 46,6 m3/s con una unidad en
funcionamiento y 88,5 m3/s con las dos
unidades en funcionamiento.
Para controlar la erosión del lecho y
lados de la quebrada, se construyeron
cuatro estructuras de disipación de
energía en un tramo de 3,8 km de
longitud, aguas abajo de la descarga
de la Central.
10
Pozo de Presión
Pozo vertical revestido en concreto
de 156 m de profundidad y 4,3 m de
diámetro.
Almenara de Aguas Abajo
Túnel de Presión
Separada 25 m de la caverna principal
está localizada la almenara de aguas
abajo, donde descargan los tubos
de aspiración de las turbinas. Las
dimensiones de la caverna de esta
almenara son: longitud 40 m, ancho
13 m y altura 36,1 m.
El túnel de presión está conformado por
un túnel revestido en concreto reforzado
de 43 m de longitud y 4,3 m de diámetro
y un túnel blindado.
El túnel blindado tiene una longitud de
70,5 m al final de la cual se bifurca en
dos ramales que tienen 28 y 32 m de
longitud, y por ellos se alimentan las
dos unidades generadoras de la casa
de máquinas.
ISAGEN S.A. E.S.P. CENTRALES DE GENERACIÓN
CENTRAL HIDROELÉCTRICA CALDERAS
La central hidroeléctrica Calderas está localizada en el
departamento de Antioquia, en la estribación oriental
de la cordillera Central, entre 1.000 m y 2.200 m sobre el
nivel del mar, cerca a la carretera que conecta a Medellín
con los municipios de Santuario, Granada y San Carlos,
aproximadamente a 100 km de Medellín.
La población más cercana a la Central es el municipio de
San Carlos, localizado a 7 km de la casa de máquinas y a
17 km de la presa. La casa de máquinas se ubica en la
cuenca de la quebrada La Arenosa, afluente del río San
Carlos y el embalse, en la cuenca alta del río Calderas.
Presa Río Calderas
La presa, localizada sobre el río Calderas, es del tipo gravedad en concreto, de 25 m de altura máxima y un volumen aproximado de 25.000 m3, formado un embalse con
una capacidad total de 300.000 m3. Incluye un vertedero
central del tipo descarga libre de 60 m de ancho y 24 m
de longitud, diseñado para evacuar una creciente máxima
probable de 1.100 m3/s.
Una pequeña presa de gravedad en concreto con un volumen aproximado de 4.600 m3, incluyendo un vertedero
central del tipo no controlado de 25 m de longitud.
En la margen derecha de la presa se dispone de una estructura para la descarga de fondo, construida sobre uno
de los ramales del canal utilizado para la desviación del río
Calderas, durante la construcción de la presa. La estructura
de la descarga de fondo se controla por una compuerta
radial de 4,5 m x 4,0 m, accionada por servomotores y
una unidad oleohidráulica, que permite la evacuación de
sedimentos y el vaciado del embalse por debajo del nivel
mínimo de operación. La toma de agua se realiza mediante
una estructura de captación vertical de 56 m de profundidad y 2.10 m de diámetro; un túnel de presión superior de
2.730 m de longitud; un pozo de presión vertical de 80 m
de altura y 2.10 m de diámetro; un túnel de presión inferior
de 529 m de longitud, de los cuales 424 m se encuentran
blindados con tubería de acero. Aguas abajo del portal del
túnel blindado, la conducción continúa con una tubería
expuesta de 13 m de longitud, la cual se bifurca en dos
ramales que conectan con las válvulas esféricas.
Una estructura de captación de las aguas, con aducción
frontal comunicada con un túnel de presión mediante un
pozo vertical de 2 m de diámetro y 53 m de profundidad.
Equipos Principales
DE GENERACIÓN
Las obras de la Central captan aguas del río Tafetanes y las
desvían por un túnel a la quebrada Los Medios, afluente
del río Calderas. Los caudales de los ríos Tafetanes y
Calderas, cuyo promedio es 6,7 m3/s se turbinan en la
central, para producir anualmente 87 GWh, descargando
sobre la quebrada La Arenosa, llegando hasta el río San
Carlos y al embalse Punchiná, con el fin de aumentar la
producción de energía de la central hidroeléctrica San
Carlos en 269 GWh-año.
La desviación del río Tafetanes se realiza por medio de las
siguientes obras:
Un túnel de presión con una longitud de 1.230 m y sección
en herradura de 4,6 m2 de sección transversal, revestido
en concreto sólo en los sitios donde las condiciones
geológicas lo exigieron.
Dos turbinas Pelton de eje vertical, 6 inyectores, 240 rpm,
152,5 m de caída media neta y potencia nominal de 13,2
MW cada una, incluyendo regulador digital de velocidad.
Una tubería de presión apoyada libremente sobre silletas,
de 240 m de longitud y 0,6 m de diámetro, en el tramo
final del túnel.
Dos generadores sincrónicos, trifásicos, de eje vertical,
factor de potencia de 0,95, tensión nominal de 13,8 kV
y capacidad nominal de 13,2 MVA cada uno, incluyendo
equipo de excitación y regulador digital de tensión.
Una estructura para disipación de energía, controlada
con una válvula del tipo Howell Bunger, para descargar
el agua desviada a la quebrada Los Medios.
Un transformador principal de potencia, trifásico,
con capacidad de 20/26,6 MVA y relación de tensión
13,8/115 kV.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA CALDERAS
Sistema digital distribuido para la supervisión y control
de unidades.
Sistema digital de protecciones eléctricas y para la
detección y control de incendios.
Sistema de servicios Auxiliares.
Conexión de la Central al
Sistema Interconectado Nacional
La central hidroeléctrica Calderas se integra al Sistema Interconectado Nacional mediante una subestación eléctrica
a 115kV, convencional, intemperie, en configuración Barraje
Sencillo, que posee un campo de conexión y dos campos
de línea que se conectan a las subestaciones Guatapé y Río
Claro respectivamente.
Proyecto de Recuperación
La central Calderas se construyó entre 1982 y 1986. En
octubre de 1987 culminó la desviación del río Tafetanes
ISAGEN S.A. E.S.P. CENTRALES DE GENERACIÓN
y entró en operación en febrero de 1988. Años más
tarde, por causas naturales y de orden público, la
Central quedó fuera de servicio. En febrero del 2005,
ISAGEN inició los trabajos para su recuperación. La
primera fase consistió en conducir parte de las aguas
del río Calderas al embalse Punchiná para incrementar
la producción de energía en la central San Carlos y se
realizó en un tiempo récord de mes y medio.
La adecuación de la infraestructura y obras civiles,
recuperación y mantenimiento total de los equipos
electromecánicos, así como el diseño, suministro
y montaje de los equipos de control, protecciones,
comunicaciones y servicios auxiliares se realizó en
una segunda fase, que terminó el 30 de junio de 2006
con la puesta en servicio de la Central. Además, se
realizaron otros trabajos, entre los que se cuenta la
recuperación de la subestación 115 kV, de la línea a
13,2 kV Calderas - Tafetanes, y el control y supervisión
remota de la Central.
13
CENTRAL HIDROELÉCTRICA MIEL I
La central hidroeléctrica Miel I, localizada en el municipio de
Norcasia, forma parte del potencial hídrico del oriente del
departamento de Caldas, región conformada por las cuencas
de los ríos Guarinó, La Miel, Moro, Manso, Samaná Sur y
afluentes menores como los ríos Pensilvania y Tenerife.
La Central tiene una capacidad instalada de 396 MW en
tres unidades, la cual, puede generar una energía firme de
1.135 GWh/año y promedio de 1.460 GWh/año, con los
caudales naturales del río. Entró en operación comercial
el 1° de diciembre de 2002.
Presa Patángoras
La presa, con sus 188 m de altura, se convierte en la
segunda más alta del mundo construida en Concreto
Compactado con Rodillo (CCR). Es de tipo gravedad, con
rebosadero incorporado. Está situada sobre el río La Miel,
aguas abajo de la desembocadura del río Moro. La presa
forma el embalse Amaní de 1.220 ha con una capacidad
de almacenamiento de 571Mm3, de los cuales 425,3 Mm3
son de volumen útil.
La corona de la presa tiene 340 m de longitud, corresponde a la cota 454 m.s.n.m. y el nivel máximo normal del
embalse está a la cota 445,5 m.s.n.m. La presa tiene un
volumen de concreto de 1,73 Mm3.
ISAGEN S.A. E.S.P. CENTRALES DE GENERACIÓN
Estructura de Desviación
y Descarga de Fondo
Para la construcción en seco de la presa, el río se desvió a
través de un túnel localizado en el estribo derecho, de 550
m de longitud y sección rectangular con bóveda circular
de 10,8 x 10,8 m, sin revestimiento, el cual fue sellado al
terminar la construcción de la presa.
La descarga de fondo consta de una estructura de captación y un pozo que alimenta a dos túneles paralelos. El
flujo en los túneles está controlado con válvulas Mariposa
y Howell-Bunger. Está en capacidad de descargar hasta
250 m3/s y permitirá descargar el caudal ecológico cuando
se requiera.
Bocatoma y Túnel de Carga
La bocatoma y el túnel de carga están ubicados en la
margen izquierda del río. El control del túnel de carga se
realiza mediante dos compuertas instaladas en el pozo de
compuertas, ubicado a 68 m de la entrada. Las compuertas
son operadas por medio de servomotores localizados en
la parte superior del pozo.
Luego de la bocatoma se encuentra el túnel superior de
carga, de 90 m de longitud, revestido en concreto reforzado de 6,55 m de diámetro. A continuación está un codo
15
CENTRAL HIDROELÉCTRICA MIEL I
vertical revestido en concreto reforzado que conecta con el
pozo de carga (vertical) de 119,20 m de profundidad.
El túnel inferior, de 58 m de longitud, incluye un tramo
revestido en concreto reforzado y un blindaje de acero de
45 m de longitud. A partir de este punto, se encuentran
dos bifurcaciones metálicas que se conectan con los tres
túneles inferiores, blindados, de 3,35 m de diámetro, que
conducen el agua a presión a la caverna de máquinas.
CENTRAL SUBTERRÁNEA
La central subterránea se localiza en la margen izquierda
del río La Miel y consta de tres cavernas, de aguas arriba
a aguas abajo: caverna de transformadores, caverna de
máquinas y caverna de oscilación.
Caverna de Máquinas
La caverna principal tiene 19,3 m de ancho, 86,5 m de
longitud y 38,8 m de altura, y aloja 3 turbinas Francis
con sus correspondientes generadores y equipos
auxiliares.
Caverna de Transformadores
Aloja los 3 transformadores de 150 MVA. Los cables
secos de 230 kV de los transformadores salen al exterior
a través de una galería y un pozo, hasta el pórtico de
cables, en la ladera de la montaña. De estos pórticos
salen dos líneas aéreas, una de circuito sencillo y otra
de doble circuito, hasta la subestación Miel I.
Caverna de Oscilación
Está localizada aguas abajo de la caverna de máquinas
y sirve para colectar las descargas de las turbinas y para
amortiguar los transientes de presión ocasionados por la
operación normal de las máquinas. La caverna tiene 52
m de longitud, 15 m de ancho y 44,5 m de altura.
Túnel de Fuga
Está localizado en la margen izquierda del río La Miel y
vierte nuevamente las aguas al mismo río.
El túnel de fuga de 9,0 m por 9,05 m de sección se inicia a
continuación de la caverna de oscilación y tiene una longitud total de 4,1 km, con solera de concreto y revestimiento
en concreto neumático.
En la salida tiene una estructura de concreto reforzado con
guías para tablones metálicos.
Equipos Principales
La Central cuenta con tres unidades de generación impulsadas por turbinas tipo Francis de eje vertical, que
operan a 300 r.p.m. y tienen una potencia nominal de
132 MW cada una.
Los tres generadores sincrónicos de eje vertical, de 24
polos y 13,8 kV, tienen sistemas de enfriamiento por aire
para rotor y estator, excitación estática con sistemas de
control, protecciones e instrumentación que incorporan
las últimas tecnologías y las hacen compatibles con el
sistema de control digital de la Central.
Para elevar el voltaje para la transmisión de la energía
generada de 13,8 kV a 230 kV se utilizan transformadores trifásicos de 150 MVA, incluyendo una unidad de
reserva.
Conexión al Sistema
de Transmisión Nacional, STN
La energía se transmite hacia la Subestación Miel I mediante cables aislados tipo XLPE y tramos cortos de líneas
aéreas. Esta subestación (propiedad de ISA) es de tipo
convencional, a 230 kV.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA MIEL I
ISAGEN S.A. E.S.P. CENTRALES DE GENERACIÓN
17
Generación
TERMoeléctrica
CENTRAL TÉRMICA TERMOCENTRO CICLO COMBINADO
La central Termocentro está ubicada en el valle medio
del río Magdalena, en el corregimiento de Puerto Olaya,
municipio de Cimitarra, (Santander) y distante aproximadamente 5 kilómetros de Puerto Berrío, (Antioquia). Posee
una capacidad instalada de 300 MW, conformada por dos
unidades turbogeneradoras a gas de 100 MW cada una,
y una unidad a vapor de 100 MW. Entró en operación en
configuración de Ciclo Simple en febrero de 1997.
La conversión de la planta de Ciclo Simple a Ciclo Combinado permite aprovechar, a través de un ciclo a vapor, los
gases de escape calientes emitidos a la atmósfera durante el
proceso de combustión de las turbinas a gas, lo cual incrementa la eficiencia de la planta en un 50%, al no requerirse
combustible adicional para generar 100 MW. Esta conversión demandó una inversión de US$ 82,7 millones y entró
en operación comercial el 30 de noviembre de 2000.
La Región
Por su localización, Termocentro tiene un valor estratégico
dentro del Sistema Interconectado Nacional. Su ubicación
ofrece, entre otras, las siguientes ventajas:
Comunicación vía terrestre con Bogotá y Medellín, y
vía fluvial con el Puerto de Barranquilla a través del río
Magdalena.
Facilidad de conexión, por su equidistancia, con los
principales centros de consumo de energía del país.
Cercanía a poblaciones importantes: Barrancabermeja,
Puerto Berrío y Cimitarra, lo que garantiza el suministro
de servicios básicos.
Proximidad al Gasoducto Central y a la Subestación
Primavera, donde se conecta al Sistema de Transmisión
Nacional.
Bajo riesgo de inundación: zona plana situada sobre
colinas por encima del nivel máximo de la llanura de
inundación del río Magdalena, entre 110 y 135 metros
sobre el nivel del mar.
Equipos Principales
Las turbinas se abastecen del gasoducto CentroOriente, utilizando como combustible principal el gas
natural, con un consumo aproximado de 50 Millones
de Pies Cúbicos Día (MPCD) y como combustible de
emergencia se utiliza Jet A1 desde un tanque de almacenamiento de 1’050.000 galones, con autonomía para
dos días de operación.
EI turbogrupo a vapor de 100 MW es del tipo condensación (354,72 t/h, 87,8 kg/cm2, 5I0 °C), de dos presiones
sin recalentamiento, acoplado a un condensador de
superficie con presión de vacío de 83,8 mm Hg. El generador de potencia es de 130 MVA, 13,8 kV y fp. 0,8.
A las turbinas a gas se les han instalado dos (2) calderas
recuperadoras de calor del tipo circulación natural, dos
presiones (91,5/12,7 bar) sin recalentamiento y provistas
con chimenea de by-pass y compuerta de desvío de gases
calientes, para permitir la operación independiente del
Ciclo Simple y del Ciclo Combinado.
EI sistema de enfriamiento de la planta es tipo (semi)
cerrado, el cual incluye una torre de enfriamiento húmeda del tipo contraflujo, con tiro inducido asistida por
ventiladores, con caudal de 17,466 m3/h y disminución
de la temperatura del agua de entrada de 9,8 °C. con
reposición de pérdidas mediante un sistema de extracción de agua de pozos profundos con capacidad de
producción de 180 I/s.
La planta cuenta con los siguientes sistemas auxiliares
para su operación confiable y segura:
Estación de filtración, medición, calentamiento y regulación del gas natural, City Gate, con redundancia del
100%.
Estación de compresión de gas natural con redundancia
al 100%.
Sistema de protección contra incendio, con tanque de
almacenamiento de agua de 800 m3.
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ISAGEN S.A. E.S.P. CENTRALES DE GENERACIÓN
CENTRAL TÉRMICA TERMOCENTRO CICLO COMBINADO
Servicios auxiliares eléctricos a 4.160/480/208 Voltios.
Sistema de aire acondicionado y ventilación.
Sistema de aire comprimido para instrumentos y aire
de servicio.
Sistema de inyección de químicos al ciclo de vapor y al
agua de enfriamiento.
Sistema de suministro de agua de pozos.
Sistema de desmineralización de agua con redundancia
100%.
Sistema de tratamiento de aguas y manejo de efluentes.
Sistema de supervisión desde el CND, dependencia de
XM, Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P.
Configuración Capacidad Instalada Total Energía Media Consumo Térmico Específico Neto 2 Turbogases y 1 Turbovapor 300 MW 2.223 GWh/año 7.0872 BTU/kWh Conexión al Sistema
de Transmisión Nacional, SNT
La conexión al Sistema de Transmisión Nacional se
realiza a través de una línea de transmisión a 230 kV con
una longitud de 8 kilómetros, la cual interconecta las
subestaciones Termocentro de propiedad de ISAGEN y
Primavera de ISA.
Tecnología Limpia
Es importante destacar que la producción de energía con
sistema de Ciclo Combinado se denomina Tecnología
Limpia por las siguientes razones:
Utilización de un combustible muy limpio como es el
gas natural.
Incremento en la eficiencia energética de la planta y
ahorro de combustible, gracias a la utilización de los
gases a alta temperatura, para generar electricidad
adicional en el ciclo de vapor.
Disminución de la temperatura de los gases de escape
a la atmósfera por la integración de las calderas recuperadoras de calor en el ciclo de vapor.
Mínima emisión de contaminantes a la atmósfera, por
la utilización de quemadores del tipo bajo NOx.
Uso eficiente del agua al utilizar circuito cerrado de refrigeración con torre de enfriamiento, evitando a su vez
descarga directa de aguas calientes en el río Magdalena.
ISAGEN S.A. E.S.P. CENTRALES DE GENERACIÓN
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RESPONSABILIDAD
SOCIAL Y AMBIENTAL
ISAGEN entiende la gestión ambiental integral como
aquella dirigida a mantener la sostenibilidad ambiental
con el entorno biótico, físico y social en el que se insertan las actividades empresariales. Por eso la Empresa,
en todas sus áreas de influencia cumple la Política
Ambiental Corporativa, con base en la cual realiza una
gestión integral de acuerdo con su valor de Responsabilidad Social y Ambiental entendido como la actitud de
reconocimiento de la responsabilidad y de los deberes
que tenemos como personas (ciudadanos) y como
Empresa en el desarrollo del país y en la construcción
de una sociedad justa y equitativa.
A través de los Planes de Manejo Ambiental ISAGEN
identifica, evalúa, previene, minimiza, corrige, mitiga o
compensa los impactos ambientales negativos y potencializa los positivos derivados de la construcción y operación de los centros productivos. Así mismo, identifica
e informa a las autoridades competentes los impactos
generados desde el entorno hacia la Empresa.
Pero la gestión ambiental de ISAGEN va más allá del
cumplimiento de la ley. También desarrolla un Programa de Inversión Biofísica y un Programa de Inversión
Social, que además de aportar recursos económicos,
forman comunidades más participativas y autogestoras, contribuyendo de esta forma a la construcción de
futuro y a la sostenibilidad ambiental. Esta gestión fue
reconocida en el 2003 por la Cámara Junior de Colombia
con el premio para ISAGEN como Empresa Pública con
Mejor Proyección Social del País y en ese mismo año las
zonas de los embalses Punchiná y San Lorenzo fueron
reconocidas por el Instituto Alexander Von Humboldt
como Áreas Importantes para la Conservación de las
Aves - AICAS.
Cabe destacar que ISAGEN posee un Sistema de Gestión Ambiental para las centrales San Carlos, Jaguas,
Miel I y Termocentro, certificado por el ICONTEC,
bajo la norma ISO 14001 versión 2004, que garantiza
la organización, la evaluación y el mejoramiento continuo de los procesos y actividades relacionadas con
el ambiente.
De esta forma, ISAGEN se desempeña en la industria
energética nacional como una empresa de gestión integral, encaminada a brindar una respuesta comercial
adecuada a sus clientes con energía firme, oportuna
y de calidad, todo ello con responsabilidad social y
ambiental.
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