Central Hidroeléctrica

CENTRAL HIDROELECTRICA CARACTERISTICAS GENERALES:

La energía hidroeléctrica puede ser un patrimonio nacional sumamente valioso paraun país con la fortuna de tener la topografía apropiada y lluvias (ó nevadas)abundantes. Sin embargo, la simple posesión de potencial hidroeléctrico no siempresignifica que su explotación será económica; es necesario mantener la debidaperspectiva cuando se lo evalúa, y a menudo resultará más barata la potenciatermoeléctrica en algunas de sus formas.

Las ventajas de la potencia hidroeléctrica son evidentes. No requierecombustible, sino que usa una forma autóctona de energía, constantemente repuesta porla naturaleza de manera gratuita. Es limpia, pues no contamina ni el aire ni el agua. Amenudo puede combinarse con otros beneficios, como riego, protección contra lasinundaciones, suministro de agua, caminos, navegación y aun ornamentación del terreno yturismo. Los costos de mantenimiento y explotación son bajos. En la mayoría de loscasos el componente en divisas de la inversión es bastante reducido en relación con eltotal, si el cemento utilizado en la construcción de la presa se produce en el país yno tiene que importarse. Las obras ingenieriles necesarias para aprovechar la potenciahidráulica tiene una duración considerable. Por último, la turbina hidráulica es unamáquina sencilla, eficiente y segura que puede ponerse en marcha ó detenerse conrapidez y requiere poca vigilancia y cuyos costos de mantenimiento son por lo generalreducidos.

Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas. Los costos de capitalpor kilovatio instalado son con frecuencia muy altos. El emplazamiento, determinado porcaracterísticas naturales, puede estar lejos del centro ó centros de carga y exigir laconstrucción de un sistema de transmisión de electricidad, lo que significa un aumentoen la inversión y en los costos de mantenimiento y pérdidas de energía. La construcciónlleva por lo común largo tiempo en comparación con la de centrales termoeléctricas. Ladisponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estación y de año en año, y poresa razón a veces es necesario instalar una central termoeléctrica complementaria paraofrecer un suministro seguro.

Algunas de las nuevas naciones en desarrollo poseen grandes recursos de potenciahidráulica, que técnicamente son explotables pero desde el punto de vista económicoresultarán injustificables mientras no haya un mercado consumidor muy amplio. Latentación de explotar estos recursos prematuramente, en la creencia de que la simpledisponibilidad de grandes cantidades de potencia creará automáticamente el mercado,puede ser muy fuerte, sobre todo porque a veces se atribuye un elevado valor en“prestigio” a la construcción de enormes obras ingenieriles, pero se la debe resistirfirmemente hasta que haya absoluta seguridad de que la obra no será ya “prematura”; delo contrario, podría hacerse un despilfarro muy grande de recursos de capital.

También debe tenerse en cuenta que para un río grande puede ser necesarioconstruir una presa muy costosa, cualquiera que sea el tamaño de la central instalada.Si la capacidad inicial de la planta es pequeña en relación con lo que podría rendir lapresa, el costo total de capital por kilovatio será muy alto y sólo podrá explotarseuna fracción de la potencia disponible. En otras palabras, el cuantioso costo de lapresa no se justificará a menos que haya buenas perspectivas de que se lo aprovecharáplenamente dentro de un número razonable de años.

En combinación con una planta termoeléctrica, la central hidroeléctrica pude

resultar muy interesante, no sólo económicamente, sino también desde el punto de vistade la flexibilidad de operaciones. En ciertas circunstancias la central termoeléctricapuede combinarse con una planta hidroeléctrica que utilice un embalse de agua bombeada,como medio para obtener kilovatios baratos en períodos de carga máxima y mejorar elcoeficiente de carga de la primera.

Las centrales hidroeléctricas pueden ser de muchas formas distintas en concepciónbásica, en la disposición de las obras de ingeniería civil correspondientes y en eltipo de turbina hidráulica. TIPOS DE CENTRALES HIDROELECTRICAS:

El trazado de las obras de ingeniería civil y de la fábrica ergógena de unacentral hidroeléctrica dependerá de las características topográficas del lugar. Entérminos generales, los emplazamientos se dividen en las siguientes clasificaciones: desalto grande (alrededor de 500 pies ó más), de salto mediano (de 100 pies ó menos). Losproyectos de salto grande, por lo común, son convenientes sólo en una zona montañosadonde un río presenta pronunciadas gradientes ó caídas, mientras que los de saltopequeño se prestan para los cursos inferiores de ríos grandes. Puede obtenerse el saltonecesario de agua colocando las turbinas en una presa ó junto a ella; haciendo que elagua de la presa pase por un canal descubierto y caiga por tuberías hasta la fábricaergógena, situada a nivel más bajo y junto al cause del río; ó formando un lago en lasmontañas, desviando sus aguas por un túnel y haciéndolas pasar por tuberías tendidassobre la ladera de una montaña hasta la fábrica ergógena, situada en un valle vecino óen el mismo valle a mayor distancia aguas abajo, donde el río hace una curva en U.Antes de elegir el trazado y el emplazamiento más conveniente conviene estudiar lasposibilidades que ofrecen las caídas disponibles, las características geológicas, etc.

Las centrales de salto pequeño pueden sufrir el inconveniente de que la caída deagua por las tuberías en época de crecidas sea menor que en épocas de caudal normal.Esto se debe a que las aguas de crecientes sólo pueden eliminarse debajo de la presacuando sube apreciablemente el nivel en el canal de descarga. HIDROLOGIA:

Antes de ejecutar un proyecto hidroeléctrico es esencial hacer un pronósticoconfiable de la cantidad de agua disponible, no sólo el promedio, sino también lasprobables variaciones de caudal de estación en estación y de año a año. Como estepronóstico sólo puede realizarse con bases estadísticas, es conveniente contar conmediciones del caudal durante el tiempo más largo posible. Las mediciones necesarias seefectúan por medio de estaciones de aforo establecidas en lugares apropiados sobre unrío y sus principales tributarios. Todo país que se proponga explotar su energíahidráulica en el futuro haría bien en instalar tantas estaciones se aforo como le fueraposible en los sitios que consideren necesarios sus ingenieros especializados enaprovechamiento de cuencas fluviales.

Lo ideal sería que se hiciesen mediciones del caudal durante 30 años ó más antesde iniciar un proyecto hidroeléctrico, pero en la práctica esto rara vez es posible. Lomás corriente es que se disponga de datos hidrológicos insuficientes y que el país nopueda esperar a tenerlos más completos. En tal caso a veces puede obtenerse una ideaaproximada del caudal probable por analogía con una zona de captación vecina para la

cual se hayan reunido esos datos, tomando debidamente en cuenta las diferencias deconfiguración del terreno, características geológicas, vegetación y precipitaciónpluvial. Cuando ni siquiera este método resulta práctico, debe recurrirse a los datossobre precipitación pluvial (que casi siempre existen en mayor ó menor grado) y a laaplicación de ciertas fórmulas reconocidas para correlacionar aquella con eldescubrimiento conforme a la geología, la vegetación y los gradientes del lugar.

Si se adopta cualquiera de estos dos enfoques, siempre debe verificarse lacorrelación con los datos hidrológicos de que se disponga; si no existen, deben tomarsemedidas para reunir algunos durante el período del estudio. Además, siempre que debahacerse este pronóstico indirecto, es muy conveniente que los resultados se apliquensólo a la explotación parcial de una zona de captación, pues resultaría demasiadoriesgoso basar un plan de desarrollo total en estimaciones dudosas.

SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA:

Un sistema eléctrico de potencia es un conjunto de componentes que se encargan de llevarla energía latente desde una ó varias fuentes, hasta uno ó más centros consumidores en dondeesa energía se ha de usar para grupos habitacionales, industrias, servicios públicos, yotros empleos. En todos los casos, la energía latente se transforma inmediatamenteen energía eléctrica, por ser ésta la forma más conveniente para el transporte y ladistribución. La figura 1 enseña un sistema eléctrico de potencia de configuración muysencilla.

SISTEMA ELECTRICODE POTENCIA

FIGURA 1

Acordes con la ingeniería actual, agreguemos que sistema es un conjunto decomponentes adecuadamente coordinados y vinculados entre sí, para producir undeterminado efecto. El componente más significativo es lo que en nuestro idioma sedenomina central eléctrica, ó simplemente central. Todavía se escucha la expresión “usina”

(galicismo fuera de uso), ó “planta de potencia” (del inglés “power plant”) expresionesambas que se recomienda abandonar. El fin de una central es producir energía eléctricaa partir de otra forma de energía que se encuentra disponible y que denominamos energíalatente, la que puede ser de muy diversa naturaleza, conforme iremos viendo a lo largo deeste texto. Siempre en base a la figura 1, vemos que la que la energía eléctricaproducida en la central se aplica a un sistema transmisor que se encarga de llevarla encondiciones adecuadas hasta un centro consumidor, en donde por medio de aparatos de muyvariada naturaleza es convertida para fines útiles.

La energía latente hace un trayecto a través del sistema eléctrico de potenciapara ser finalmente empleada en producir iluminación domiciliaria, hace funcionaraparatos electrodomésticos, accionar máquinas industriales de producción, suministraralumbrado público, mover los medios de transportes electrificados, ocasionar calor ófrío de uso industrial, proveer aire comprimido de empleo variado, elevar agua paraservicios domiciliarios y de obras sanitarias, ocasionar procesos electroquímicos, ymuchas otras formas de trabajo útil. Pero no dejemos de recalcar que el sistemaeléctrico de potencia esquematizado en la figura 1 es muy simple, y si bien se puedeencontrar en la práctica, hay una marcada tendencia a reunir varios sistemas aisladosen un solo accionamiento coordinado.

SISTEMA INTERCONECTADODE POTENCIA

FIGURA 2

La figura 2 nos permite obtener una idea sobre la configuración general deun sistema interconectado, en donde queda entendido que lo señalado en la figura con elnombre de sistema de interconexión comprende varios sistemas de transmisión, acordes con laconfiguración de los diversos componentes. Los sistemas interconectados reúnen variascentrales y varios centros de consumo, permitiendo fluir la energía desde una centralhasta el centro de consumo que más convenga según el estado de la carga de la red,sacar o poner en servicio centrales conforme las circunstancias, y en fin, accionar conel conjunto en forma de obtener el mejor aprovechamiento económico y las más elevadascondiciones de seguridad y continuidad del suministro eléctrico.

Para manejar eficientemente y con seguridad este complejo, es necesario contarcon un despacho unificado de carga, lugar desde donde se puedan tomar las decisiones que másconvengan de acuerdo con las contingencias del servicio, la forma en que se desarrollala demanda de energía eléctrica, y las disponibilidades de energía latente en lasdiversas fuentes.

COMPONENTES DE UN SISTEMATRANSMISOR POR CORRIENTE ALTERNA DE ALTA TENSION

FIGURA 3

El estudio de los centros consumidores no forma parte del alcance de este texto,pero sí algunos componentes del sistema de transmisión, razón por la cual recurrimos ala figura 3 en donde se representa con sentido esquemático a un sistema transmisor deenergía de un tipo que podríamos llamar “convencional” ó “clásico”, ó sistema de transmisiónpor corriente alterna de alta tensión.

Como la tensión de generación trifásica de las centrales no puede ser muyelevada, y además debe responder a otros requerimientos de índole electromecánica, sehace imprescindible la estación transformadora elevadora, también llamada “estación detransformación” ó “subestación” (antiguamente “subusina”). Este componente se encargade elevar la tensión para adecuarla al valor óptimo que se requiere en la línea detransmisión por corriente alterna con el fin de que dicho componente resulte económica ytécnicamente posible. La tensión de transporte es un valor inherente a factores tales comola potencia a transportar y la distancia.

ESTACION TRANSFORMADORA

FIGURA 4

Por otra parte, de las centrales pueden partir varias líneas a varios centros deconsumo, y se hace necesario un adecuado ordenamiento del sistema para su manejo ycontrol. En consecuencia, una estación transformadora es, en general, un componente querecibe energía eléctrica a una determinada tensión, y la devuelve a otra u otrastensiones, pudiendo tener varias entradas ó varias salidas, según sea el sistema. A lallegada de la energía de la línea de transmisión se instala una estación transformadorareductora, para adecuar la tensión a los valores que se requieran en las redes que siguena los centros de consumo. La figura 4 muestra como puede ser una estacióntransformadora, en forma muy esquemática.

En la figura 5 vemos los componentes de un sistema de transmisión por corriente continua, demás reciente desarrollo. La energía a la salida de la estación elevadora se transformaen corriente continua mediante un rectificador, para ser aplicada a la línea de transporte.A la llegada se vuelve a convertir mediante un mutador ó inversor en corriente alterna,que se aplica a la estación reductora. Esta forma de transportar energía eléctricapresenta ventajas en casos de grandes potencias y distancias apreciables, comoresultado de un balance de las condiciones económicas y técnicas.

COMPONENTES DE UN SISTEMATRANSMISOR POR CORRIENTE CONTINUA DE ALTA TENSION

FIGURA 5

Las centrales eléctricas actuales, y que por un cierto tiempo todavía se han deseguir empleando, responden al esquema de principio de la figura 6, y comprenden una

etapa intermedia de conversión electromagnética, y una etapa final de adaptación detensiones.

La energía latente se transforma en energía mecánica en una máquina primaria, la quesuministra movimiento rotatorio a una máquina eléctrica que en la mayor parte de los casoses un alternador, el que a su vez se encarga de crear un sistema trifásico de tensionesalternas. El valor de la tensión de generación es tan alto como lo permita el proyecto delalternador y la tecnología de sus materiales. Desde allí la energía pasa a untransformador que se ocupa de adaptar la tensión de generación para obtener las mejorescondiciones en la línea de transmisión.

CENTRAL ELECTRICA CONVENCIONAL

FIGURA 6

En las centrales de un futuro próximo, algunas actualmente en proceso deexperimentación, es válido el esquema de la figura 7, en donde se puede apreciar que laenergía latente ingresa a un convertidor directo que produce la energía eléctrica sin pasarpor la etapa electromecánica.

CENTRAL ELECTRICA NO CONVENCIONAL

FIGURA 7

Estos sistemas producen corriente continua, por lo que es menester colocar acontinuación un convertidor de corriente continua a corriente alterna, y luego seguir con eltransformador necesario para adaptar las tensiones.

Hemos observado que tanto en los sistemas transmisores de potencia como en lasmismas centrales, existe una adaptación de tensiones lograda por medio de una estaciónelevadora o reductora, cuyo esquema de principio se vio en la figura 4.

FIGURA 8

La energía ingresa a la máquina principal, que es un transformador óun autotransformador, y en la figura 8 desarrollamos un poco más las ideas con ayuda delos símbolos convencionales. A su vez, en la figura 9 repetimos lo visto en figura 6pero más detallado, y también con ayuda de símbolos convencionales a los que convienehabituarse.

FIGURA 9

En una central hemos dicho que la energía latente ingresa a la máquina primaria queproduce el movimiento rotatorio para accionar al alternador, el que produce la corrientetrifásica a la tensión de generación. Esta se aplica a su vez a un transformador que lalleva al valor adecuado a las necesidades de la etapa que le sigue.

Tanto las centrales como las subestaciones, conforme se muestra en las figuras 8y 9, están provistas de mecanismos y máquinas auxiliares para cada elemento componente,y el conjunto está controlado, comandado y protegido por medio de un equipo demecanismos y aparatos de medida que permiten una marcha armónica y segura. Si bien losesquemas de figuras 8 y 9 aparecen como de “cadena abierta”, se trata de sistemas de“cadena cerrada” ó como también se dice, “realimentados” conforme a la terminología dela ingeniería de sistemas.

Tanto en una central como en una subestación, las condiciones de salida controlanlas condiciones de entrada. Debemos agregar que en las estaciones transformadoras, se

instalan muchas veces otros equipos tales como compensadores sincrónicos, capacitores, reactores yotros aparatos componentes del sistema de transmisión, además de los interruptores depotencia, y demás elementos de maniobra y protección.

Las centrales se pueden clasificar conforme a la máquina primaria, en lasiguiente forma: Centrales eléctricas convencionales: * Centrales a vapor. * Centrales hidroeléctricas. * Centrales con motor diesel. * Centrales con turbina a gas. * Centrales nucleares. Centrales eléctricas no convencionales: * Centrales solares. * Centrales eólicas. * Centrales geotérmicas. Centrales eléctricas en desarrollo: * Centrales a pila de combustible.

* Centrales con células solares. * Centrales con pares termoeléctricos. * Centrales termoiónicas. * Centrales por magnetoestricción En cuanto a las estaciones transformadoras, podemos clasificarlas como sigue: * Estaciones transformadoras elevadoras. * Estaciones transformadoras reductoras. * Estaciones transformadoras de interconexión. * Estaciones convertidoras de continua a alterna. * Estaciones convertidoras de alterna a continua. * Estaciones seccionadoras.

* Estaciones para compensación de sistemas.

Para completar esta somera descripción de los sistemas de potencia, pasemos areferirnos a la figura 10 que representa un sistema eléctrico imaginario en donde se haprocurado incluir componentes de naturaleza variada y de muy frecuente empleo. Eldibujo se ha ejecutado utilizando el método de representación “unifilar”, es decir,cada línea del dibujo representa a todos los conductores. Si se trata de circuitostrifásicos simétricos y equilibrados, cada trozo del dibujo representa a los tresconductores R, S, T que lo componen.

El generador G1 es una central de una sola máquina, mientras que G2 y G3 componenotra central de dos máquinas. Existe un cuarto generador en el sistema, el indicado conG4, que se encuentra en la subestación SE3, caso frecuente cuando se instala un grupo depotencia moderada en una subestación existente, para reforzar al sistema principal. Enla central de G1 está también la subestación SE1 que eleva a 132 KV la tensión y de lacual parten tres líneas de 132 KV, dos subterráneas y una aérea.

La subestación SE2 adosada a la segunda central, toma la tensión de losgeneradores y la eleva a 132 KV, y además, de esta subestación parte una línea de pocaimportancia a 13,2 KV, una importante aérea y otra subterránea también de 132 KV.

La subestación SE3 contiene un autotransformador principal que reduce la tensiónde llegada de 220 KV a 132 KV. Un transformador de 132/13,2 KV proporciona una salidade esa tensión, y un autotransformador con terciario permite una salida a 33 KV ytambién el ingreso de la energía de un grupo electrógeno G4 de refuerzo. Estasubestación tiene un reactor a tierra, para la compensación de la línea de 220 KV.

La subestación SE4 permite la entrada de las dos líneas de 132 KV provenientes delas dos centrales, y la elevación a 220 KV para la línea aérea a la subestación SE3.En la SE4 hay un reactor de compensación, similar al de la SE3.

La subestación SE5 recibe tensión a 13,2 Kv. y la reduce a 3,3 KV para una salida,y también a 380/220 V de servicio de luz y fuerza.

La subestación SE6 recibe energía a 132 KV y mediante un transformador y unrectificador la convierte en corriente continua a 1500 V para servicios de traccióneléctrica.

La subestación SE7 rebaja 132 KV hasta 13,2 KV, una de cuyas salidas se aplicadirectamente a una carga de esa tensión, y la otra salida alimenta la subestación SE10.

La subestación SE8 recibe energía a 132 KV y mediante un transformador conterciario permite reducir a 66 KV con el secundario para alimentar la SE13, y con elterciario provee 33 KV a otra carga de este tipo.

La subestación SE9 está destinada a suministrar 6,6 KV a dos cargas, y lasubestación SE10 recibe 13,2 KV y por una parte alimenta la SE9, otra línea alimenta una

subestación que reduce a 380/220 V para una red lineal de luz y fuerza, y una tercerlínea parte de SE10 reduciendo su tensión de 13,2 KV a 6,6 KV hasta la subestación SE12.

De esta última parte una línea aérea de 6,6 KV que puede ser de uso rural, y conun transformador reduce en la misma subestación SE12 hasta 380/220 V de uso en luz yfuerza motriz, pero en este último caso alimenta un “anillo”, es decir, un alimentadorcerrado, que después de hacer un recorrido (por lo regular abarcando una ó variasmanzanas de edificación), vuelve al lugar de partida conectándose los terminales deigual polaridad. Este último medio de distribuir energía a las cargas urbanas, es muycorriente.

La descripción anterior, si bien referida a un sistema imaginario hecho consimples propósitos didácticos, permite habituarse a la forma de representaciónutilizada en la técnica, y conocer la forma de ejemplo de los principales elementosconstituyentes de un sistema eléctrico de potencia que iremos estudiando en este texto.

Para completar las ideas de un caso real, nos referimos ahora a la figura 11 enque se ha dibujado el llamado “Sistema Patagónico” de la Empresa del Estado Agua yEnergía Eléctrica, que vincula los principales centros de consumo del sur argentino. Enun sistema típico de aprovechamiento y distribución en una región poco poblada y condistancias apreciables. Este sistema, actualmente aislado, estará en un futuro próximovinculado a la Res Nacional de Interconexión, por medio de una línea que partirá de lasubestación “Sierra Grande”, y probablemente más adelante, se podrá interconectar a losaprovechamientos hidroeléctricos ubicados más al sur.

El Sistema Patagónico tiene dos centrales hidroeléctricas importantes como sonlas de “Futaleufú” y “Florentino Ameghino”, una central a vapor en “ComodoroRivadavia”, y varios grupos electrógenos con turbinas a gas. Estando este sistemaeléctrico ubicado en zona de aprovechamientos petrolíferos, con industrias típicas ybaja densidad de población, sumado a las distancias apreciables, la configuracióneléctrica difiere de las encontradas en los grandes centros poblados.

Para poder apreciar las diferencias, agregamos en la figura 12 la red de laciudad de Buenos Aires y su zona de influencia, que está a cargo de la Empresa delEstado SEGBA. Se observa que además de ser un sistema eléctrico importante, por lapotencia puesta en juego, la complicación que impone la distribución motiva laexistencia de una variada gama de tensiones, entre las cuales aparecen los valoresantiguamente empleados cuando la red era menos importante, y que están en proceso demodificación. ENERGIA PRIMARIA Y SECUNDARIA:

Con una central de pasada, y en menor grado con una central de embalse de reservade capacidad moderada, la producción potencial varía según las estaciones, y lacantidad de energía segura que puede generarse todos los años se denomina energía primaria. Enuna central de pasada la energía primaria está determinada por el mínimo caudal del ríodurante la estación seca y por el volumen del embalse de regulación. En una central conembalse de reserva la cantidad de energía primaria es mayor, según la capacidad delembalse, pues parte del agua puede embalsarse durante la estación de las lluvias yusarse para complementar el caudal de la estación seca.

Se llama energía secundaria aquella que puede generarse en exceso de la energíaprimaria. La energía secundaria varía con las estaciones y en la mayoría de los casoses difícil de utilizar, excepto cuando la central hidroeléctrica trabaja en paralelocon una planta termoeléctrica, en cuyo caso gran parte de su producción puede emplearsepara economizar combustible. Sin embargo, algunos usos de la electricidad son tambiénestacionales, especialmente en el campo de la agricultura, y cuando se los puede hacercoincidir con la disponibilidad de energía hidroeléctrica secundaria es posible a vecesmejorar considerablemente el rendimiento económico de una central hidroeléctrica.

CENTRAL HIDROELECTRICA DE PASADA:

Una central de pasada es aquella en que no existe una acumulación apreciable deagua corriente arriba de las turbinas. En una central de este tipo las turbinas debenaceptar todo el caudal disponible del río “como viene”, con sus variaciones de estaciónen estación, ó si ello es imposible el agua sobrante se pierde por rebosamiento.

Cuando una central fluvial de pasada es la única fuente de potencia, la cantidadde kilovatios que puede garantizarse durante todo el año estará determinada por elcaudal mínimo del río en la estación seca; pero si no hay embalse alguno aguas arribade las turbinas la cantidad de energía en kilovatios-hora que podrá garantizarsedurante un día cualquiera será menor que el equivalente de la cifra mínima garantizadade kilovatios multiplicada por 24 horas. Esto se debe a que aún en la estación seca hayalgo de rebosamiento durante las horas de poca carga. Un embalse relativamente pequeñobastará para impedir esa pérdida de rebose, y al mismo tiempo permitirá mayorproducción de potencia y de energía. Por lo general, un embalse equivalente aaproximadamente 6 horas de caudal mínimo cubre las fluctuaciones diarias de la carga, yel equivalente de 25 horas por lo común bastará para las fluctuaciones de toda lasemana.

El embalse destinado a absorber durante un período breve fluctuaciones de lacarga sin que haya desbordamiento se llama “embalse de regulación”; la expresión“embalse de reserva” se usa generalmente para designar grandes volúmenes de aguaembalsada que se destinan a nivelar las variaciones del caudal. Las cifras de seis yveinticinco horas arriba mencionadas sólo se dieron como ejemplos típicos; la cantidadde agua embalsada para regulación dependerá del coeficiente de carga y de laconfiguración de la curva de consumo.

Aunque la única fuente de potencia sea una central de pasada, si hay mercado paramás potencia en épocas en que el río está creciendo el rebose anual puede reducirsesencillamente instalando una planta de mayor capacidad que la correspondiente al caudalmínimo; sin embargo, como es natural, esta potencia adicional no puede garantizarse entodo momento.

Si la central de pasada trabaja en paralelo con otra termoeléctrica, puede serposible instalar una planta con una capacidad considerablemente mayor que lacorrespondiente al caudal estacional mínimo y economizar así combustible cuando el ríoestá crecido. En general, las centrales de pasada requieren una inversión de capitalmenor que las que usan embalses de reserva, pero aprovechan sólo una fracción de laenergía que ofrece el río.

CENTRALES CON EMBALSE DE RESERVA:

En este tipo de proyecto se embalsa un volumen considerable de líquido aguasarriba de las turbinas mediante la construcción de una ó más presas que forman lagosartificiales. El embalse permite graduar la cantidad de agua que pasa por las turbinas.En un período de tiempo prolongado la cantidad media de agua - o aforo - que pasa porlas turbinas es igual, naturalmente, a la cantidad media de agua que entra en los lagosartificiales (salvo pérdidas por evaporación y por infiltración) si no hayrebosamiento, pero durante un período más corto puede haber una diferencia considerableentre la entrada y la salida de agua de los lagos y ella hace que aumente ó disminuyael nivel de los mismos.

Del volumen embalsado depende la cantidad que puede hacerse pasar por lasturbinas, teniendo en consideración las características del caudal del río. Un pequeñoembalse de regulación puede bastar para absorber las variaciones de la carga durante eldía; un embalse grande puede bastar para absorber las variaciones estacionales deentrada y hasta compensar uno ó más años enteros de baja precipitación pluvial. Conembalse de reserva puede producirse potencia durante todo el año aunque el río se sequepor completo durante algunos meses, cosa que sería imposible con un proyecto de pasada.Para absorber las fluctuaciones del caudal del río durante todo un año podría resultarnecesario tener un embalse equivalente a algunos meses de caudal anual medio del río;la capacidad efectiva del embalse dependerá de las variaciones estacionales del caudal.Las centrales con almacenamiento de reserva exigen por lo general una inversión decapital mayor que las de pasada, pero en la mayoría de los casos permiten usar toda laenergía disponible y, por lo tanto, producir kilovatios-hora más baratos.

EMBALSE POR BOMBEO:

En este tipo de central, el agua se bombea a un lago artificial situado a nivelmás alto cuando hay sobrante de potencia disponible, y se la hace pasar por lasturbinas cuando hay gran demanda de potencia. Evidentemente, con éste método se pierdeuna cantidad considerable de energía (por lo general aproximadamente un tercio), puesel agua, cuando pasa por las turbinas, no puede generar tanta energía como la necesariapara levantarla de nivel. No obstante, esta pérdida de energía se justifica cuandoproduce una economía en dinero. Si la energía para el bombeo es proporcionada por unacentral hidroeléctrica con escaso embalse de reserva en el que el agua se perdería porrebosamiento si no se la utilizara, dos tercios de esa energía se conservan paraemplearla en períodos de carga de pico; si es suministrada por una centraltermoeléctrica, en esa forma puede mejorarse el coeficiente de carga de la misma yaumentarse por lo tanto su eficiencia.

El costo del combustible gastado para compensar la pérdida neta de energíacausada por la doble utilización del agua puede ser pequeño en comparación con laeconomía de capital resultante del uso de una planta hidroeléctrica relativamentebarata para las horas de mayor consumo. En los Estados Unidos, por lo general, seconsidera que el embalse por bombeo es conveniente si la producción no cuesta más de100 dólares por kilovatio, aproximadamente.

En ciertas centrales llamadas por bombeo, la energía producida por el agua dellago artificial es mayor que la energía gastada para bombear el agua hasta el mismo.Estos proyectos son en realidad de carácter fíbrido: consisten en una centralhidroeléctrica corriente a la que se ha agregado una instalación de embalse por bombeo.

En un proyecto “puro” de embalse por bombeo, el agua vuelve a través de lasturbinas hasta el mismo nivel que tenía antes, mientras que se las turbinas están a unnivel inferior es posible, por supuesto, producir más energía que la utilizada para elbombeo. CAPACIDAD DE UNA CENTRAL HIDROELECTRICA:

Al tratar de la capacidad potencial de una central hidroeléctrica es sumamentenecesario considerar por separado la producción de energía (en kilovatios-hora) y laproducción de potencia (en kilovatios).

La energía generada en un período determinado de tiempo (un año, por ejemplo)depende del aforo total de las turbinas en ese período y del salto efectivo. Este es elúnico criterio absoluto para determinar la capacidad potencial de una corriente de aguay debe especificarse para años (ó meses) secos, intermedios ó lluviosos sobre basesestadísticas. La energía disponible dependerá hasta cierto punto de la capacidad depotencia instalada, porque probablemente el rebose sea mayor en una planta de altocoeficiente de carga que no puede aprovechar las aguas de crecientes. Sin embargo, encomparación con la variedad de potencia obtenida, la energía disponible es por lo generaluna cantidad relativamente definida.

En cambio, la cantidad de potencia que genera una central con embalse de reservapuede ser, dentro de ciertos límites, la que el sistema requiera. El agua puede hacersepasar por las turbinas en un volumen bastante constante, para producir una cantidadmoderada de potencia a un coeficiente de carga elevado; a la inversa, siempre que lacapacidad instalada de la planta sea suficiente, el agua puede hacerse pasar en volumenmuy variable, y en esta forma se produce una potencia máxima mucho mayor con uncoeficiente de carga reducido. La cantidad de energía podría ser muy semejante en losdos casos, pero la de potencia podría diferir considerablemente. Como es evidente, lacantidad de potencia debe estar entre ciertos límites. Teóricamente, el valortotalmente beneficioso más bajo sería el de los kilovatios-hora disponibles durantecierto período dividido por el número de horas de dicho período; esto significa que elagua disponible se usaría en volumen constante y que el coeficiente de carga sería de100%. El límite superior de la potencia producida estaría determinado por la capacidadde embalse, el espacio disponible, los daños que pudiese causar un caudal excesivoaguas abajo, el costo de la transmisión de electricidad y la capacidad del sistema paraabsorber la potencia.

Las centrales de salto pequeño no siempre ofrecen la misma flexibilidad en cuantoa la elección de coeficientes de carga. Para determinada potencia, una planta de estetipo necesita cantidades relativamente grandes de agua, lo que significa la utilizaciónde instalaciones voluminosas y lentas que tienden a ser costosas en dólares porkilovatio. Por lo tanto, para justificar estas centrales es preciso explotarlas conelevados coeficientes de carga. COEFICIENTE DE CARGA:

La flexibilidad de las centrales hidroeléctricas con embalse de reserva por loque se refiere a la elección del coeficiente de carga puede ser un factor sumamentevalioso. Si una central hidroeléctrica es la única fuente de suministro, el coeficientede carga con que trabajará estará determinado por la carga del sistema, y la cantidadde planta instalada deberá elegirse según ese factor. Pero si la central hidroeléctrica

funciona en paralelo con plantas térmicas, el coeficiente de carga de la primera puedefijarse hasta cierto punto independientemente del coeficiente de carga del sistema. Suvalor óptimo será el que permita los menores costos medios de producción para todo elsistema combinado.

Una central hidroeléctrica diseñada para trabajar con un coeficiente de carga

bajo también funcionará con un coeficiente bajo de utilización de la planta, pues esteúltimo nunca puede exceder al primero. Dicha central tendrá una capacidad relativamentegrande en kilovatios en relación con el potencial anual disponible de energía. Cuandoel sistema de electricidad en conjunto puede absorber la producción de una centralhidroeléctrica con bajo coeficiente de utilización de la planta, las ventajas son lassiguientes:

A) Una elevada proporción de los costos de una central hidroeléctrica correspondea obras virtualmente independientes de la capacidad de la planta, como, por ejemplo, lapresa, la compra de la tierra y de los derechos de utilización del agua, las obras deinterceptación del agua de captación y parte de los adificios de la central. Si laplanta instalada es pequeña, el costo de capital por kilovatio puede ser muy alto, perosi se amplía la instalación el costo adicional puede ser bastante pequeño y el costomedio por kilovatio bajará a medida que aumenta la capacidad de la planta. Aunque estecosto medio puede seguir siendo mayor que el correspondiente a una centraltermoeléctrica, el incremento del costo por kilovatio adicional bien puede resultar muchomás bajo que en esta última. Esto se debe a que, a diferencia de la centraltermoeléctrica de vapor, no se necesita una caldera para cada generador hidroeléctricoadicional, aunque puede necesitarse mayor capacidad en las tuberías de toma y en elcanal de descarga, así como también mayor capacidad de transmisión. Por lo tanto, conuna central hidroeléctrica puede resultar más económico que con una centraltermoeléctrica producir kilovatios para satisfacer la carga máxima del sistema. Elejemplo que se da a continuación muestra la forma en que varían los costos de capitalal ampliarse la instalación de la planta: Capacidad instalada: 6 MW; 12 MW; 24 MW; 48 MW. Costo de capital/kw: 240 dólares; 141 dólares; 89 dólares; 60 dólares. Costo adicional/kw: 41,5 dólares; 36,7 dólares; 30,9 dólares. Esta central se construyó en el decenio 1931-40, cuando los costos eran muyinferiores a los actuales, pero la diferencia relativa es bastante típica; en aquellosdías el costo adicional, aún entre 6 MW y 12 MW, era muy inferior al correspondiente alas plantas termoeléctricas. Como los kilovatios-hora que pueden producirse en unacentral hidroeléctrica dependen de la cantidad de agua disponible y en ellos soloinfluyen levemente los kilovatios instalados, también varía poco la cantidad decombustible quemado en una central térmica que trabaja en paralelo con aquella. Enconsecuencia, la economía en costos de capital en la capacidad de la planta esabsoluta, pues no hay otros gastos que la neutralicen. Tiene tanta importancia este problema de la combinación hidro-térmica y de laelección de coeficiente de carga para cada componente.

B) Al relegar a la central hidroeléctrica a la atención de cargas máximas (lo quesignifica trabajar con un bajo coeficiente de carga), la rapidez con que puedeponérsela en marcha permite que la carga, que varía velozmente, sea aceptada y atendidacon mayor flexibilidad de lo que permite una central térmica.

C) Cuando el embalse es limitado, se puede reducir las pérdidas por rebosamientosi las turbinas tienen una capacidad suficiente para aceptar un gran volumen en épocade crecida. Esto no sería posible si la capacidad de la planta fuese pequeña.

En los países en que los recursos hidráulicos son pequeños en comparación con lademanda total de potencia - en el Reino Unido, por ejemplo - con frecuencia es posibleaprovechar dichos factores, pero en aquellos en que la potencia hidráulica es laprincipal ó la única fuente de electricidad hay otros factores que influyen en elcoeficiente de carga con que trabajan las centrales, como la índole de la carga delsistema y las características hidráulicas relativas de las diversas plantashidroeléctricas que trabajan en combinación. La distribución de servicios entre lascentrales hidráulicas y térmicas en un sistema integral es un problema complejo que nocorresponde al presente estudio. DIVERSIDAD REGIONAL DEL CAUDAL:

Algunas veces, y sobre todo en países muy extensos, dos ó más zonas de captacióntienen distintas características según las estaciones. La estación seca en una de ellaspuede coincidir con la estación de las lluvias en otra, ó en la misma región puedehaber un río alimentado por las nevadas que tiene caudal máximo en la primavera y unrío alimentado por las lluvias que tiene caudal máximo en otra época del año. Si esposible aprovechar simultáneamente esas dos (ó más) zonas, puede explotarse estadiversidad utilizando primeramente el agua de una zona y luego la de otra, con lo cualse asegura un suministro más constante para el sistema en general. Si las redes detransmisión cruzan las fronteras nacionales, este principio puede extenderse a todaslas regiones que abarquen dos ó más países, como se está haciendo en gran escala enEuropa.

Por ejemplo, los sistemas de Suiza y Francia están conectados entre sí, lo quepermite aprovechar las distintas características de los ríos de Suiza, alimentados porlas nevadas, y los de Francia, alimentados por las lluvias. ORDEN DEL DESARROLLO DE EMPLAZAMIENTO:

En países con muchos emplazamientos potenciales de centrales hidroeléctricasexiste tendencia natural a aprovechar primeramente los que ofrecen los costos deproducción más bajos. Al aumentar la carga del sistema se hace necesario explotar otrosemplazamientos que pueden resultar más costosos (en cuanto a producción de energía).Estos últimos emplazamientos no siempre serán más caros por kilovatio-hora producido,porque a veces, como consecuencia de su tamaño, pueden generar energía más barata unavez que la carga del sistema es suficientemente grande para absorber dichos costos. Sinembargo, puede llegar el momento de que un país haya aprovechado lo mejor de supotencial hidroeléctrico y los emplazamientos que queden resulten económicamente másdesventajosos que la construcción de centrales termoeléctricas.

El criterio corriente para juzgar si conviene explotar un emplazamiento es elcosto de la producción, como alternativa, en una central termoeléctrica después detomar en cuenta factores tales como los gastos de transmisión y, cuando esto seapertinente, la disponibilidad de divisas. En ocasiones, al pasar el tiempo puedeocurrir que un emplazamiento considerado antes antieconómico resulte económico, comoconsecuencia del aumento del precio del combustible importado ó la falta de divisas. Detodas maneras, en muchos países jamás será económicamente aprovechable ciertaproporción de los recursos hidroeléctricos técnicamente disponibles.

Por supuesto, cuando se calculan los costos de producción de la energía para unemplazamiento hidroeléctrico, es necesario tener en cuenta la forma en que se loutilizaría. Un emplazamiento que ahora resulte antieconómico para un coeficiente decarga bastante alto puede justificarse dentro de algunos años para cargas de pico. PERDIDAS DE AGUA:

En una central de embalse de reserva, el aforo medio que pasa por las turbinas essiempre inferior al que entra en la presa, como resultado de la evaporación y lainfiltración. Si las condiciones geológicas son buenas la infiltración puede ser muypequeña, pero la evaporación a veces resulta considerable hasta 7 u 8 pies en un año. MATERIAS DE SEDIMENTACION:

Algunos ríos transportan grandes cantidades de materias de sedimentación,especialmente cuando están en creciente. Estas materias pueden ser perjudiciales en dossentidos para una central hidroeléctrica. En primer lugar, si la capacidad de embalsees insuficiente para que sedimenten y si son abrasivas, los rodetes de las turbinashidráulicas pueden sufrir un desgaste considerable. En segundo término, lasedimentación acumulada en un lago artificial puede reducir gradualmente la capacidadefectiva de embalse y, en última instancia, reducir la central a la categoría deinstalación de pasada eliminando todo el espacio aprovechable. Cuando es probable queesto suceda, debe tenérselo debidamente en cuenta al evaluar la vida y rendimiento enenergía de un proyecto para calcular los costos de producción. DERIVACION DE LAS AGUAS DE CAPTACION:

A veces es posible lograr un salto más grande construyendo un túnel y derivandolas aguas de su curso natural a una cuenca vecina. Mediante esta derivación puedeelevarse la producción de energía de una corriente plenamente explotada sin necesidadde ampliar la instalación energética.

EFECTOS DE UNA PLANTA PARA CARGA BASICA EN LAS CENTRALES HIDROELECTRICAS:

Si se usa una planta nuclear ó geotérmica como parte de un sistema interconectadode electricidad, sólo puede producir energía barata cuando trabaja con un coeficientede carga muy elevado. En la práctica, se “robaría” la carga básica del sistema en parteó en su totalidad, y de tal modo haría que otras centrales del sistema, fuesenhidroeléctricas ó térmicas de combustibles fósiles, trabajasen con un coeficiente decarga inferior. Esto obligaría a ampliar la planta en los emplazamientoshidroeléctricos existentes, como sucedió en Nueva Zelandia cuando comenzó a explotarsela planta geotérmica de Wairakei. Allí fue necesario ampliar la instalación, con elresultado de que si bien la energía total producida por las centrales hidroeléctricascontinuó siendo virtualmente la misma, aumentaron los kilovatios generados por ellas. PROYECTOS CON FINES MULTIPLES:

En muchos casos puede combinarse la potencia hidroeléctrica con el uso de un zonade captación para otros fines, como suministro de agua, riego, prevención deinundaciones ó navegación. Cuando se hace esto, el caudal del agua que pasa por lasturbinas será determinado con frecuencia, no por la potencia requerida, sino por otrasnecesidades consideradas más importantes, en cuyo caso la electricidad pasa a ser unaespecie de subproducto. La distribución de los costos de las obras de embalse y otrascomunes a la producción de electricidad y fines distintos es hasta cierto puntoconvertible y depende de la política adoptada. A veces, pero no siempre, un proyectocon fines múltiples puede permitir la producción de electricidad barata. POTENCIA MAREAL:

Una clase especial de potencia hidroeléctrica es la mareal, que puedeaprovecharse cuando hay una gran diferencia entre la bajamar y la pleamar y existe unaconfiguración costera conveniente que permite embalsar grandes volúmenes de aguamediante presas relativamente pequeñas. La diferencia fundamental entre la energíamareal y la hidráulica es que la primera explota la energía lunar y la segunda explotala energía solar. Sin embargo, ambas son formas de la energía del agua y presentanmuchos problemas técnicos y económicos comunes.

Las centrales mareales rara vez resultan económicas, y el único gran proyecto deeste tipo que se ha construido hasta ahora es el de La Rance, en el noroeste deFrancia, donde se ha instalado una planta de 240 MW con 24 unidades de 10 MW cada una.Es una magnífica obra de ingeniería y utiliza turbinas de hélice reversible en bulbo yembalse por bombeo. Sobre el muro se ha construido un camino que cruza el estuario. Sehan considerado ó se están considerando también otros proyectos análogos en NuevaEscocia, el Reino Unido, la República de Corea, la URSS, la República de China y otrospaíses.

La fórmula Ax(Ah/l), en la que “A” es la superficie de embalse, “h” la diferenciamedia entre la bajamar y la pleamar y “l” la longitud de la presa, da un parámetroaproximado del valor económico de estas centrales. Evidentemente, la fórmula mencionadano proporciona toda la información necesaria sobre los costos de producción, pero estosresultarán bajos si la superficie de embalse es extensa, la diferencia entre la bajamary la pleamar es grande y la presa es corta.

Las mareas producen una potencia de intensidad sumamente variable, y lascentrales eléctricas mareales están a veces sujetas a dificultades derivadas de lanavegación y de la sedimentación. Los lugares favorecidos por una gran amplitud demareas no siempre están donde se necesita gran cantidad de energía, por lo menos en unfuturo previsible.

Las plantas mareales son demasiado escasas y exóticas como para que se les prestemayor atención en el presente estudio. Con el tiempo quizás se hagan más comunes.

CENTRAL HIDROELECTRICA:

Las centrales hidroeléctricas se construyen actualmente en muy diversas gamas depotencias, desde las más pequeñas, hasta de las de mayor tamaño conocido. Suinstalación está vinculada en muchos casos a obras de riesgo ó de regularización deríos para atemperar crecidas. Su estudio, por esta razón, no se hace exclusivamentedesde el punto de vista eléctrico. ESQUEMAS DE PRINCIPIO:

En la figura 13 tenemos un esquema que nos muestra los elementos componentes deuna central hidroeléctrica. Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina unacierta energía potencial acumulada. El paso del agua por la turbina permite desarrollar en lamisma un movimiento giratorio que acciona el alternador.

FIGURA 13

El aprovechamiento de un curso de agua para producir energía eléctrica implicanecesariamente adecuar la solución a las características del mismo. Por esta causa, losesquemas típicos de las centrales hidroeléctricas se corresponden con característicastales como el caudal del río, las condiciones geológicas, o la configuracióntopográfica del lugar del emplazamiento. Por lo tanto no es sencillo hacer unaclasificación rigurosa, y en los dibujos que siguen se muestran tres soluciones muyfrecuentes, de las muchas que podrían presentarse.

PLANTA

CORTE

FIGURA 14

En la figura 14 vemos en planta y corte una central con agua corriente. En la misma se

aprovecha un estrechamiento del río, y la obra del edificio de la central, en dondeestán las máquinas y que normalmente se lo conoce como casa de máquinas, puede ser partede la misma presa. En estos casos, el desnivel entre “aguas arriba” de la presa y “aguasabajo”, es reducido, y si bien se forma un remanso a causa del azud, no se acumula aguaen cantidad suficiente como para constituir una reserva considerable del fluido. Estetipo de central, entre nosotros, se suele llamar central a pelo de agua, y requiere un caudalsuficientemente constante para asegurar a lo largo del año una potencia determinada. Siel río es navegable, al costado del azud se construye una esclusa de paso, que no sedibujó en la figura. La misma presa tiene un vertedero, por el cual es posible evacuar elcaudal sobrante de agua, o de las crecidas extraordinarias.

PLANTA

CORTE

FIGURA 15

En la figura 15 tenemos una presa con embalse, y la casa de máquinas está al pie dela presa, constituyendo una central con agua embalsada. La topografía del terreno permiteque, aguas arriba de la presa, se forme un lago artificial con agua acumulada unacantidad suficiente como para asegurar el servicio aún en las épocas del año en que elcaudal del río es reducido.

Este tipo de central otorga una gran elasticidad al funcionamiento de un sistemainterconectado, pero las obras civiles necesarias pueden ser de costo elevado. La casade máquinas suele estar al pie de la presa, como ilustra el dibujo, y en estos tipos decentral, el desnivel obtenido es de carácter mediano.

En la figura 16 tenemos otro ejemplo de central con agua embalsada, pero con unaubicación diferente de la central o casa de máquinas. En el lugar apropiado por latopografía del terreno, se ubica la obra de toma de agua, y el líquido se lleva pormedio de canales, o tuberías a presión, hasta las proximidades de la casa de máquinas. Allíse instala la chimenea de equilibrio, a partir de la cual la conducción tiene un declivemucho más pronunciado, debiéndose construir con tubos de acero o revestimientosespeciales, para ingresar finalmente a la central. La chimenea de equilibrio es unsimple conducto vertical que asegura, al cerrar las válvulas de la central, que laenergía cinética que tiene el agua en la conducción, se libere en ese elemento como unaumento de nivel y se transforme en energía potencial. Los desniveles en este tipo decentral suelen ser mayores, comparados con los que se encuentran en los tiposanteriores de centrales.

PLANTA

CORTE

FIGURA 16

Existen también centrales de bombeo, que se emplean para mejorar el rendimiento delas centrales térmicas en un sistema interconectado. Durante la parte del día en quelas centrales a vapor trabajan con poca agua, y consecuentemente con bajo rendimiento,la central hidráulica opera en forma invertida elevando agua y llenando el embalse. Esaenergía acumulada, es aprovechada en los momentos del día, o de la semana, en que lademanda de energía es alta, y en esos momentos la central trabaja en forma normal, esdecir, transformando energía potencial del embalse en energía eléctrica. Laconfiguración de las centrales de bombeo es parecida a la de las centrales con aguaembalsada, por lo que no se dibujó ningún croquis ilustrativo. El equipamientoelectromecánico es, por su naturaleza, de características particulares.

La forma de operación de una central hidroeléctrica depende de la capacidad delembalse, que se expresa por el volumen de líquido acumulado medido en [m³] ó en [Hm³].Conforme a este valor, la regulación puede ser diaria, semanal, mensual, ó anual. Porotra parte, es posible clasificar a estas obras en base a la altura ódesnivel medido en[m], entre aguas arriba y aguas abajo. Para valores mayores de 50 mts., se la considerade alta presión. De 50 a 20 mts. se dice que son de media presión, y para menos de 20mts. se las considera de baja presión.

TIPOS DE SALTOS DE AGUA: A) Alturas en un salto de agua: En un salto de agua podemos considerar varias alturas: * Salto bruto (Hb) Es el desnivel total. * Salto neto (Hni, Hn) Para cada caudal Qi que se turbine, habrá unas pérdidas en las conducciones. Elsalto neto Hni, correspondiente al caudal Qi, es: Hni = Hb - Hcond.) Qi

El salto neto correspondiente al caudal de equipo Q (máximo que puede turbinarse), serepresenta por Hn: Hn = Hb - Hcond.) Q

El salto neto Hn es el salto neto máximo para el caudal máximo, pero no es el máximo delos saltos netos. * Salto útil (Hu) Se mide entre las dos últimas superficies libres de agua que existan en el salto. * Salto neto eficaz (He)

Llamando: HLL: pérdidas de carga para Q (caudal máximo), en la conducción en la láminalibre. HCF: pérdidas de agua para Q, en la conducción forzada. : coeficiente de eficacia de la conducción forzada. El salto neto eficaz se define por: He = Hb - HLL - HCF

B) Tipos:

Tipo 1: Salto de pie de presa

Alturas: Hb = Hu = H Hni = Hu - HTF) Qi

Hn = Hu - HTF) Q He = Hu - HTF) Q

Tipo 2: Salto en derivación

En los saltos en derivación, la pendiente del canal se dimensiona para el caudalmáximo que ha de turbinarse. Esta pendiente, dada la existencia de un régimen uniforme,es la pérdida de carga unitaria. Por lo tanto, cuando pase un caudal menor que elmáximo, las pérdidas que se producen serán las mismas que para el caudal máximo. Sinembargo, ese caudal menor podría haber circulado con pendiente menor y por lo tanto conmenor pérdida de carga.

Alturas: Hb = H = constante

c = constante = c) Q Hu = H’ = Hb - c) Q = constante Hni = Hb - Hc) Q - HTF) Qi = Hu - HTF) Qi

Hn = Hb - Hc) Q - HTF) Q = Hu - HTF) Q He = Hb - Hc) Q - HTF) Q = Hu - HTF) Q

Tipo 3: Salto en derivación con presa de embalse

Alturas: Hb = H = constante c = constante = c) Q Hu = H’ = Hb - c) Q = constante Hni = Hb - c) Q - TF) Qi = Hu - TF) Qi

Hn = Hb - c) Q - TF) Q = Hu - ) Q He = Hb - c) Q - TF) Q = Hu - TF) Q

Tipo 4: Salto con todas las conducciones en presión

Alturas: Hb = H = variable Hu = H’ = Hb - HGP = variable Hni = Hb - HGP + HTF) Qi = (Hu) Qi - HTF) Qi

Hn = Hb - HGP + HTF) Q = (Hu) Qi - HTF) Q He = Hb - HGP + HTF) Q

ALGUNAS CONSIDERACIONES TEORICAS:

Todo aprovechamiento hidroeléctrico se funda en tomar la energía de un ciertocaudal de agua, que se mueve por la acción de un desnivel. Por lo tanto, el primerelemento técnico que se nos presenta para considerar y definir, es el salto natural H quemedimos en [m], y que es el desnivel entre la superficie del agua al final del remansoocasionado por las obras de contención, y la superficie del agua en la zona derestitución a la descarga. El salto útil bruto Hu en [m] es en cambio el desnivel entre lasuperficie del agua en el lugar de la toma para el aprovechamiento, y la superficie enel canal de descarga. El salto útil neto Hn en [m], es igual al salto útil bruto descontadolas pérdidas hidráulicas entre la toma de agua y la salida de la máquina, es decir, elsalto ó diferencia de carga efectivamente aplicado a las turbinas ó motoreshidráulicos. Otro elemento de fundamental importancia es el caudal, del que debemosdistinguir algunas diferencias. Caudal medio derivable, es el caudal medio diario expresado en[m³/s], y señalado con Qd, que es posible derivar hacia las obras de generación deenergía. Este caudal surge de un estudio de los aportes de agua a la cuenca a causa delluvias, nevadas ó aportes de otras cuencas, y descontando el caudal anual que esmenester reservar para riego u otros usos y que no está previsto que pasará por lasturbinas. Por ello se define como capacidad útil del embalse Cu en [m³] ó en [Hm³], al volumencomprendido entre las cotas máximas y mínimas de contención que surge del estudio antescitado, y de la configuración geométrica del embalse mismo. Para los cálculosrelacionados con la generación de energía eléctrica, es útil tener en cuenta el caudalmedio utilizable (ó derivable) en un cierto tiempo T, expresable en [m³/s] y señalado con Q. Conestos valores es posible determinar la potencia del aprovechamiento, ó potencia hidráulica media,que viene expresada por medio de:

Pero esta potencia se ve disminuida a causa del rendimiento de los diversoscomponentes de la instalación, y en consecuencia, la potencia eléctrica ó potencia efectiva, severá expresada por medio de:

En esta última hc es el rendimiento de la conducción de agua, ht es el rendimiento de laturbina propiamente dicha, y hg es el rendimiento del generador eléctrico. El valor deltiempo T puede tomarse un año, o sea T = 8.760 horas. Agrupando todos los rendimientos

antes señalados en un solo rendimiento global, para cálculos aproximados que sirvan deorientación preliminar, puede usarse la expresión:

Donde P viene dada en [KW] en los bornes del generador, Q es el caudal que pasapor la turbina en [m³/s], y Hu es el salto en [m]. El número “10” puede reducirse a“8” en caso de grupos pequeños.

El primer elemento que aparece en un aprovechamiento hidráulico es la superficie de lacuenca en [km²], que es el área que aporta agua al embalse ó azud. De esa superficie esposible aprovechar para derivar a la central, un cierto caudal disponible Q en [m³/s], quegraficado en función del tiempo a lo largo del año nos proporciona un diagrama como elde la figura 17.

FIGURA 17

Este diagrama es también el régimen del río que llena el embalse. De este dibujoes posible obtener otro, el dibujado en la figura 18 que es el diagrama de los caudalesclasificados ó de permanencia. En el mismo se dibujan en ordenadas los caudales diarios enmagnitud decreciente de manera que las abscisas indican un caudal Qi que durante untiempo ti puede obtenerse, es decir, un caudal asegurado mayor que Qi. De esto surge eldiagrama de donde el volumen V de agua en [m³] es, conforme figura 19:

Con Q en [m³/s] y t en [días]. Por otra parte, la energía hidráulica teórica anual que sepuede obtener de una instalación viene dada por:

FIGURA 18

Siendo At en [Kwh], el volumen anual utilizable en [m³] marcado con Vu, y Hm elsalto medio en [m] disponible a lo largo del año. Afectando a este número por elrendimiento global de la instalación, estimado en el orden de 0,75 a 0,80, puedesaberse la energía eléctrica anual disponible, por medio de la expresión aproximada:

FIGURA 19

El emplazamiento del embalse y su forma de utilización requieren largos estudiosde la cuenca y del río que se aprovecharán, por medio de una recopilación de datospluviométricos, glaciares, y otros embalses vinculados. Debe además determinarse quéotras funciones, además de la generación de energía eléctrica, debe cumplir el embalse,como ser riego, acumulación para reservas, regulación de crecidas, etc. PRINCIPALES COMPONENTES:

El primer elemento que encontramos en un aprovechamiento hidroeléctrico esla presa ó azud, que se encarga de atajar el río y remansar las aguas, y los azudes dedesviar el río. Con estas construcciones se logra un determinado nivel del agua antesde la contención, y otro nivel diferente después de la misma. Ese desnivel se aprovechapara producir energía.

Las presas pueden clasificarse por el material empleado en su construcción,en presas de tierra ó en presas de material, y desde el punto de vista de su estabilidad,en presas de gravedad, presas de contrafuerte, y presas de bóvedas.

FIGURA 20

Las presas de tierra pueden ser de arcilla, grava, arena y otros materialesanálogos. La elección depende de las posibilidades de ordenación de los materiales en

las proximidades del emplazamiento. En algunos casos alcanza con la construcción de unterraplén de talud adecuado, pero en la mayor parte de los casos, es menester dotar ala presa de una franja interna impermeabilizadora para detener filtraciones de aguadesde un lado al otro de la misma. En la figura 20 tenemos el esquema de una presa detierra con franja de impermeabilización en el talud de aguas arriba, mientras que en elejemplo de la figura 21 tenemos el corte de una presa con núcleo impermeabilizante que seprolonga hacia el lecho de rocas.

FIGURA 21

En la mayor parte de los casos, a ambos lados del talud se tiene una capa dematerial que preserva a las superficies de la acción del desgaste, las heladas, etc.Las presas de gravedad como muestra en corte la figura 22, tienen un peso propio adecuadopara contrarrestar el momento de vuelco que produce el agua. Si bien pueden ser rectas,se las construye también en planta curva.

FIGURA 22

El material es hormigón, en buena parte de los casos. Algunos diseños permitenalivianar la estructura, y tenemos las llamadas presas de hormigón aligerado, cuyo corteesquemático vemos en la figura 23.

FIGURA 23

Las presas de contrafuerte, como enseña la figura 24, consisten en contrafuertesaislados, cada uno de los cuales permite transmitir al terreno la presión del agua quecorresponde a su vano. El peso propio está en parte constituido por la propia carga delagua, ya que el paramento correspondiente presenta adecuada inclinación, igual que enlas de hormigón aligerado. Las presas de bóveda tienen un comportamiento estructural muydiferente a las anteriores, ya que la presión provocada por el agua se transmiteíntegramente a las laderas por el efecto del arco.

PLANTA

CORTE

FIGURA 24

El ángulo de incidencia es del orden de 45º, conforme figura 25.

El agua que emplea la central eléctrica debe extraerse del embalse, y para elloson necesarias las obras de toma. Además, deben tomarse las providencias para los casos decrecidas que obliguen a dejar correr el excedente, y descargas para los materiales que

se acumulan en el fondo de la presa. Las descargas de fondo sirven para vaciar el embalse yse construyen en el punto más bajo del mismo, permitiendo la salida de elementossólidos acumulados, por lo general, con velocidad apreciable.

En cambio los vertederos ó aliviaderos de superficie se encuentran muchas veces en la mismapresa ó a un costado de la misma, consistiendo en una disminución de la altura quepermite al agua desbordar llegando a cierto nivel.

PLANTA

CORTE

FIGURA 25

Las tomas de agua con construcciones adecuadas que permiten recoger el líquido

para llevarlo hasta las máquinas por medio de canales ó tuberías. Estas obras de tomason muy variadas, según los requerimientos y el tipo de presa. En todos los casos detomas de agua, es preciso colocar órganos de cierre para detener el paso de la mismacuando es menester. Estos órganos, llamados compuertas, pueden ser de diversos materialesy tener diversas formas y modos de accionamiento. En la figura 26 vemos el dibujoesquemático de una compuerta plana, que puede ser izada por medio de aparejos, puentesgrúa, u otros elementos.

FIGURA 26

FIGURA 27

En la figura 51 tenemos el croquis de una compuerta de sector. Una vez que el aguatraspuso las obras de toma, llega a la central por medio de canalizaciones. En lafigura 28 vemos el corte de dos canales, uno cerrado y otro abierto, utilizados para laconducción con poca pendiente desde la toma hasta la siguiente sección. Llegada el aguaa la parte final del canal, suele tomar una pendiente más pronunciada, como ya habíamosvisto en el croquis de la figura 16. En ese lugar puede colocarse la chimenea de equilibrio,que es una construcción destinada a la limitación de la presión, que por causa delcierre de la conducción, puede tomar valores elevados. Esto es claro debido a que eneste tipo de instalación, con una larga conducción de agua, al cerrarse las válvulas deentrada del agua a las turbinas, la masa de líquido circulante tiene una elevadaenergía cinética, que es menester desarrollar para evitar elevados golpes de ariete. Lachimenea de equilibrio no es más que un adecuado depósito que permite elevar el nivel

de agua, transformando la energía cinética en energía potencial. En la figura 29 vemosdos tipos de chimenea de equilibrio, marcando los dos niveles de agua, uno parafuncionamiento normal y otro para el cierre de las válvulas. Tomando otra vez la figura16 apreciamos que a continuación de la chimenea de equilibrio sigue laconducciónforzada ó galería a presión, que es un tubo embutido generalmente en la montaña, conacentuada inclinación.

FIGURA 28 En algunos casos, este conducto baja por la ladera, y está a la intemperie. En lafigura 30 vemos dos croquis de conductos a presión. El de la izquierda está embutido enla roca, y consiste en una tubería de acero compuesta de partes soldadas ó remachadas,que se afirma en una galería ejecutada en la montaña por medio de relleno de hormigón.En el segundo dibujo, se trata también de una tubería de acero, pero apoyadaadecuadamente, según el caso.

FIGURA 29

Llegamos así a la casa de máquinas, que es la construcción en donde se ubican lasmáquinas y los elementos de regulación y comando. En la figura 31 tenemos el corteesquemático de una central de caudal elevado y baja caída. La presa comprende en sumisma estructura a la casa de máquinas.

FIGURA 30

FIGURA 31Se observa en la figura que la disposición es compacta, y que la entrada de agua

a la turbina se hace por medio de una cámara construida en la misma presa. Lascompuertas de salida se emplean para poder dejar sin agua la zona de las máquinas encaso de reparaciones ó desmontajes. Las referencias de la figura son las siguientes: 1- Embalse 2- Presa de contención 3- Entrada de agua a las máquinas (toma), con reja 4- Conducto de entrada del agua 5- Compuertas plantas de entrada, en posición “izadas” 6- Turbina hidráulica 7- Alternador 8- Directrices para regulación de la entrada de agua a turbina 9- Puente grúa de la sala de máquinas 10- Salida de agua (tubo de aspiración) 11- Compuertas planas de salida, en posición “izadas” 12- Puente grúa para maniobra compuertas de salida 13- Puente grúa para maniobra compuertas de entrada

Puede observarse que las máquinas principales, alternador y turbina, tienen eleje de giro en posición vertical, lo que implica una tecnología constructiva adecuada aesa posición, que se discutirá un poco más adelante. La regulación se lleva a cabo pormedio de las piezas ó palas directrices marcadas en la figura 31 con el número 8. Lascompuertas, tanto de entrada como de salida, se pueden izar por medio de puentes grúa óaparejos de capacidad adecuada, para detener el paso de agua. Dichas compuertas, unavez izadas, quedan a la altura de un recinto especialmente preparado para ellas, en el

cual puede hacerse la revisión, mantenimiento, y en caso de ser necesario, con losmismos medios de izaje se pueden sacar a la superficie exterior del dique.

En la figura 31 sólo se han indicado los recintos más importantes para comprenderla funcionalidad de la central en conjunto. Debe agregarse que una central tiene muchasdependencias más, no indicadas en dicho croquis, para los servicios generales, salas decomando, e inclusive pasadizos para tener acceso a la parte inferior de la turbina ódel tubo de aspiración.

En cuanto a la obra civil de la presa, en nuestros dibujos se supone maciza, perosegún la técnica constructiva empleada, puede ser aligerada por diversosprocedimientos. En el dibujo no se marcó tampoco todo el mecanismo de regulación de laturbina hidráulica, ni las bombas para desagotar dependencias principales y auxiliares,por escapar a los propósitos de este texto.

En la figura 32 mostramos el croquis de una central de baja caída y alto caudal,como la anterior, pero con grupos generadores denominados “a bulbo”, que estántotalmente sumergidos en funcionamiento.

Para este tipo de maquinaria, se requiere una tecnología particular, dado que lamaquinaria trabaja continuamente bajo agua. La extracción del “bulbo” se hacedesagotando los conductos por medio del puente grúa de lo que llamamos “sala demáquinas”, que aquí tiene un sentido restringido.

FIGURA 32 Las referencias del dibujo son las siguientes: 1- Embalse 2- Conducto de entrada de agua 3- Compuertas de entrada, en posición “izadas” 4- Conjunto de bulbo con la turbina y el alternador 5- Puente grúa de la sala de máquinas 6- Mecanismo de izaje de las compuertas de salida

7- Compuertas de salida, en posición izadas 8- Conducto de salida

En la figura 33 que sigue se muestra el corte esquemático de una central decaudal mediano y salto también mediano, con la sala de máquinas al pie de la presa. Elagua ingresa por las tomas practicadas en el mismo dique, y es llevada hasta lasturbinas por medio de conductos metálicos embutidos en el dique. Las compuertas deentrada son accionadas por mecanismos instalados afuera del dique, pero en algunoscasos, esos mecanismos se instalan en la parte inferior.

FIGURA 33 Las referencias de esta figura son las siguientes: 1- Embalse 2- Toma de agua 3- Conducto metálico embutido en la presa 4- Compuertas de entrada, en posición “izadas” 5- Válvulas de entrada de agua a turbinas 6- Turbina 7- Alternador 8- Puente grúa de la central 9- Compuertas de salida, en posición “izadas” 10- Puente grúa para izado de compuertas de salida 11- Conducto de salida (tubo de aspiración)

En la figura 34 tenemos, en vez, el esquema de una central de alta presión y bajocaudal. Este tipo de central de construye, algunas veces, “en caverna” practicada en lamisma montaña. El agua llega por medio de una tubería a presión, desde la toma, por loregular alejada de la central, y en el trayecto suele haber una chimenea de equilibrio.

FIGURA 34

La alta presión del agua que se presenta en estos casos, obliga a colocarválvulas de tipo más importante para la regulación y cierre, capaces de soportar elgolpe de ariete. Las referencias de este último dibujo son las siguientes: 1- Conducto forzado desde la chimenea de equilibrio 2- Válvula de regulación y cierre 3- Puente grúa de sala de válvulas 4- Turbina 5- Alternador 6- Puente grúa de la sala de máquinas 7- Compuertas de salida, en posición “izadas” 8- Puente grúa para las compuertas de salida 9- Conducto de salida (tubo de aspiración)

De los cuatro tipos vistos, quizás los más característicos, observamos que en elprimer modelo, la casa de máquinas tiene casi la misma altura que el salto disponible.La admisión es de corto trayecto, perfilándose con criterio hidrodinámico todas lasconstrucciones se la sección de pasaje del agua. Parecidos conceptos deben señalarsepara las de tipo a bulbo. En las de media presión, la casa de máquinas está adosada ala misma presa, no así en las de alta presión, en donde la conducción de agua puede serlarga. En todos los casos, la configuración de la sala de máquinas es función tambiénde la topografía de la zona de emplazamiento.

TIPO DE TURBINAS HIDRAULICAS:

Hay tres tipos principales de turbinas hidráulicas, la rueda Pelton, la turbina

Francis y la de hélice. Cada una de éstas tiene variantes, que no es necesarioconsiderar en el presente trabajo. El tipo más conveniente dependerá en cada caso delsalto de agua y de la potencia de la turbina. En términos generales, la rueda Peltonconviene para saltos grandes, la turbina de hélice para saltos pequeños, y la turbinaFrancis para saltos medianos; sin embargo, ésta es una simplificación excesiva, pueslos campos de aplicación de los tres tipos se superponen en forma considerable. Laselección de una turbina del tipo y velocidad apropiados es un problema técnicobastante complejo, que no corresponde a este estudio simplificado.

Otra máquina útil es la turbina Banky, más o menos intermedia entre la ruedaPelton y la turbina Francis. El agua da contra el rodete dos veces, primeramente haciaadentro y luego hacia afuera, y descarga por el lado opuesto. Dividiendo la turbina endos compartimentos de un tercio de la longitud del rodete, el caudal puede usarse enterceras partes y la turbina aceptar así un aforo muy variado sin que la eficienciacambie excesivamente. Las turbinas Banky pueden trabajar con saltos de entre 2 y 30metros y con aforos de entre 25 litros y 3 metros cúbicos por segundo. La escalacorrespondiente de producción de potencia es de 0,4 a 750 KW. La eficiencia es de sóloalrededor de 70%.

Para centrales de salto pequeño se ha perfeccionado una turbina de hélice,llamada de “bulbo”, que es muy conveniente, compacta y barata. Se trata de una máquinade aforo axial, acoplada directamente a un alternador que se encuentra en una cámarasumergida y hermética; toda la máquina está montada en la misma presa ó en un sifón quepasa sobre la presa. Este tipo de turbina se inventó, en una forma adaptada para afororeversible, para la central de potencial mareal de La Rance, Francia, pero se comprobóque su diseño básico podía adaptarse particularmente para instalaciones pequeñas.Existen en el mercado grupos electrógenos pequeños de bulbo, con velocidades que varíanentre 150 y 500 r.p.m., para saltos de entre 2 y 15 metros; producen una potencia deentre 50 y 500 KW. Para plantas de salto pequeño en las que las variaciones de alturade la caída de agua ó las de carga son bastante considerables, resulta conveniente laturbina Kaplan. En una turbina de hélice con álabes orientales, a los que puede darseel ángulo más apropiado para obtener la mayor eficiencia posible según sea la alturadel salto y la carga. También se ofrecen otros tipos de turbinas hidráulicas quepermiten hacer instalaciones muy compactas y relativamente baratas y requieren unmínimo de obras ingenieriles.

Uno de los problemas que presentan las pequeñas plantas hidroeléctricas es el demantener una velocidad constante cuando la carga varía. En algunos casos se resuelveaplicando al alternador una carga constante igual a la capacidad nominal total con elsalto efectivo. La carga constante está compuesta de la carga “aprovechable” más un

sistema de resistencias de absorción en paralelo. La corriente que pasa por estasresistencias se modifica automáticamente de manera que la carga total se mantieneconstante; es decir, cuando disminuye la carga “aprovechable” aumenta la carga deresistencia y viceversa. Si bien la corriente que pasa por la resistencia se pierde, enuna central de pasada, durante períodos de carga reducida, no habría otra alternativaque perder el agua por rebosamiento.

Las turbinas hidráulicas más comunes se clasifican en turbinas de acción y en turbinasde reacción. Las turbinas de acción, conocidas también como ruedas Pelton. Un chorro de aguaconvenientemente dirigido y regulado, incide sobre las cucharas del rodete, que seencuentran uniformemente distribuidas en la periferia de la rueda. La velocidad delagua puede calcularse en forma aproximada por medio de la expresión:

En la figura 35 mostramos un croquis de la turbina en conjunto para poderapreciar la distribución de los componentes fundamentales. Debido a la forma de cadacuchara, el agua se desvía sin choque, cediendo toda su energía cinética, para caerfinalmente en la parte inferior y salir de la máquina. La regulación se logra por mediode una aguja colocada dentro de la tobera.

Este tipo de turbina se emplea para saltos grandes y presiones elevadas, por loque el cierre de la aguja implica, por lo regular, un fuerte golpe de ariete. A causade este fenómeno el cierre debe hacerse lentamente, y para evitar que el agua seseguirá saliendo por la tobera durante todo el período de cierre siga dando su energíaa las cucharas del rodete, el chorro es desviado muy rápidamente mediante un mecanismoadecuado llamado deflector, que no ha sido dibujado en la figura 35. Las referencias de lafigura son:

1- Rodete 2- Cuchara 3- Aguja 4- Tobera 5- Conducto de entrada 6- Mecanismo de regulación 7- Cámara de salida

FIGURA 35

FIGURA 36

Para saltos medianos se emplean las turbinas Francis, que son de reacción. En eldibujo de la figura 36 podemos apreciar la forma general de un rodete y el importantehecho de que el agua entra en una dirección y sale en otra a 90º, situación que no sepresenta en las ruedas Pelton. Las palas, ó álabes de las ruedas Francis son alabeadas.

Un hecho también significativo es que estas turbinas, en vez de toberas, tienenuna corona distribuidora del agua. Esta corona rodea por completo al rodete, y en ese lugarla velocidad del líquido no alcanza los valores dados por la fórmula, tomando sólo unaparte. La restante velocidad se adquiere dentro del rodete en forma de reacción. Elagua entra radialmente al rotor y dentro del mismo se desvía 90º para salir endirección del eje de giro. Desde allí continúa su camino por el tubo de aspiración.Para lograr que el agua entre radialmente al rodete desde el distribuidor ó corona

distribuidora, existe una cámara espiral ó caracol que se encarga de la adecuada dosificaciónen cada punto de entrada del agua.

El rodete tiene los álabes de forma adecuada como para producir los efectosdeseados sin remolinos ni pérdidas adicionales de carácter hidrodinámico. la cámaraespiral permite el ingreso del agua a los elementos de la corona distribuidora, los queson móviles conjuntamente, por la acción de un mecanismo adecuado, cuya potencia esimportante por la fuerza que debe ejecutar.

En los casos en que el agua sólo circula en dirección axial por los elementos delrodete, tendremos las turbinas hélice ó turbinas Kaplan. La diferencia entre las hélices y lasKaplan radica en que las últimas tienen los álabes móviles para adecuarse al estado dela carga. Estas últimas turbinas aseguran un buen rendimiento aún con bajas velocidadesde rotación. La figura 37 nos enseña un croquis de turbina hélice (ó Kaplan).

El tipo de turbina hidráulica de una central se elige con ayuda de la fórmulasiguiente:

en donde: P = potencia requerida a plena carga expresada en Caballos Vapor (CV) H = salto útil aprovechable en metros N = velocidad normal de rotación necesaria, en RPM Ne = velocidad específica, en RPM

La llamada velocidad específica es un número teórico, y es la velocidad a la quetrabajaría una turbina homóloga (de la misma forma, pero más reducida), desarrollandouna potencia en el eje de 1 CV con un salto de 1 metro. La deducción de esta fórmula seencuentra en los trabajos especializados, y deriva de la teoría de los modelos.

FIGURA 37

La velocidad normal de rotación está estrechamente vinculada a la frecuencia dela corriente alterna que se debe generar, y la conocida fórmula

donde f = frecuencia de la corriente alterna, en [c/s] N = velocidad de rotación, en [RPM] p = número de pares de polos del alternador

El comprador de una central hidráulica exige verificar las característicasgarantizadas de las máquinas antes de ser construida la misma. Esto se realizaconstruyendo un modelo reducido de la turbina. En él se ensayan condiciones tanimportantes como el rendimiento y la cavitación. Los ensayos sobre modelos reducidosson siempre altamente confiables. Como hemos dicho, la velocidad específica (Ne) permite clasificar las turbinas.Veamos entre que valores de Ne puede encontrarse cada tipo de turbina: Ne entre 0 y 25 ruedas Pelton con un solo inyector Ne entre 25 y 50 ruedas Pelton con varios inyectores Ne entre 50 y 100 turbinas Francis lenta con un rodete Ne entre 100 y 250 turbinas Francis normal con un rodete Ne entre 250 y 500 turbinas Francis rápidas con varios rodetes Ne entre 500 y 1000 turbinas hélice ó Kaplan.

A cada uno de estos tipos de turbina mencionados le corresponde una curva derendimiento característica como lo muestra el diagrama de la figura 38.

FIGURA 38

Comparando estas curvas de rendimiento resulta evidente que las turbinas Peltonson las menos sensibles a la variación de la carga, manteniendo un elevado rendimientoen una amplia zona del diagrama. Las turbinas Francis son mucho más sensibles a lasvariaciones de la carga no siendo conveniente que trabajen mucho tiempo fuera de supunto óptimo. Las turbinas de hélice fija tienen una zona de buen rendimiento aún másestrecha, razón por la cual para saltos bajos se ideó la hélice de palas orientables,que varían su ángulo de inclinación para adaptarse a los distintos caudales y saltos.Esta turbina, llamada Kaplan tiene un funcionamiento muy estable y una amplia zona debuen rendimiento.

Las turbinas Francis lentas y normales son aptas para su utilización en saltosmedianos. El caudal no debe ser inferior en ningún momento al 50% de su valor normal.En la actualidad se han alcanzado saltos superiores a los 400 metros con turbinasFrancis de gran potencia.

Las turbinas Francis rápidas no deben trabajar por debajo de los 2/3 del caudalnormal. El reducir excesivamente el caudal puede traer como consecuencia la aparicióndel fenómeno de cavitación.

Las turbinas Hélice de álabes fijos son aptas para saltos inferiores a 25 metros, concaudal y salto aproximadamente constante.

Las turbinas Kaplan de álabes móviles tienen una gran elasticidad decomportamiento frente a las variaciones de caudal y de salto. Normalmente se las empleaen saltos inferiores a los 60 metros.

Dentro de estos límites, es posible hacer la elección en forma bastante precisa,acudiendo a los tratados especializados y la teoría correspondiente. La tabla citada,es sólo una guía de tipo general.

Como se ha podido observar en los dibujos, una buena cantidad de turbinashidráulicas y sus correspondientes alternadores, son de eje vertical. Esta disposiciónobliga a ciertas particularidades constructivas en los elementos estructurales, y muyparticularmente, en los cojinetes ó rodamientos.

1- Turbinas de acción (Pelton) y de reacción (Francis y Kaplan):

Dos son las clases de turbinas empleadas en el aprovechamiento de los saltos: lade acción y las de reacción; las primeras son Pelton (figura 39), y el agua actúa sobreel rodete por medio de una ó varias toberas.

FIGURA 39

La facilidad de adoptar entre ciertos límites la velocidad tangencial de la ruedahace que sea posible obtener un número de revoluciones adecuado lo cual permite elacoplamiento con el generador eléctrico y obtener por ello la frecuencia de 50 Hz.

Tiene este tipo, como se verá, un excelente rendimiento, debido a la posibilidadde hacer mínima la pérdida por velocidad residual sin que para ello haya necesidad deque las palas sean grandes y esto evita las pérdidas por fricción.

Las turbinas de reacción empleadas comúnmente son las llamadas Francis y que sediferencian de las otras clases de turbinas en que el agua llega radialmente sobre elrodete y al atravesarlo de desvía, como se ve en la figura 40 y 41.

FIGURA 40

FIGURA 41

Así como en la turbina de acción tipo Pelton se verifica que la transformacióncompleta de la energía cinética en presión, tiene lugar en el distribuidor, en laturbina Francis dicha transformación no es completa porque la velocidad de entrada delagua en el rodete es menor que la que corresponde al salto existente. Las turbinas Francis constan de los elementos siguientes: un distribuidor, unmecanismo de cierre, un rodete, un tubo de aspiración.

Ley de semejanza:

La ley de semejanza de la turbina permite hacer una clasificación de los diversostipos de las mismas, a base del número de vueltas específico ns (llamado tambiénvelocidad específica), con cuyo valor puede compararse la mayor ó menor rapidez en elmovimiento del rodete.

El valor que se obtiene para el número de vuelas específico ns después de haberefectuado una serie de operaciones es:

En donde: ns es la velocidad específica en RPM, n son las vueltas de la turbina enRPM, H altura del salto en mts. y N potencia en CV.

Siempre hubo interés en que las turbinas funcionasen con el mayor número posiblede revoluciones, y esto con el objeto de reducir sus propias dimensiones y permitir elacoplamiento con alternadores que no tuvieran tamaño excesivo. En las turbinas Francisse aumentó el número de revoluciones disminuyendo el diámetro del rodete, agrandando alpropio tiempo la altura de éste y se varió también el ángulo de las paletas, el númerode éstas, su superficie, y se modificó la forma de los álabes; por esto la turbinaFrancis actual difiere mucho de la antigua.

El profesor Kaplan (1916), en vez de usar la admisión radial usadas en lasturbinas Francis utilizó la admisión axial, proveyendo a los rodetes de pocos álabes,siendo muy parecidos a las hélices de los buques y por ello las turbinas se denominanturbinas-hélice.

Para regular la entrada del agua según los distintos grados de admisión se empleóel distribuidor Fink, de paletas móviles, el mismo de las turbinas Francis.

Reduciendo, pues, el número de paletas y fabricándolas con menor longitud y másplanas, se puede equiparar el rodete con aletas girantes. Así, pues, hay que distinguirrodetes de hélice con aletas fijas y rodete Kaplan con paletas giratorias.

El rodete Kaplan está constituido por dos o cuatro palas para los saltosreducidos y por cinco a ocho para más altas caídas.

Como en todas las máquinas transformadoras de energía se producen pérdidas quedeterminan el rendimiento y se deben a:

1- Al rozamiento del agua en el distribuidor, 2- En el rodete, producidas por el choque de entrada y cambio brusco de velocidad entre los filetes que salen del distribuidor, y que golpean con los cantos de los álabes. 3- Al rozamiento del agua en el tubo de aspiración, 4- A la distancia que debe existir entre el distribuidor y el rodetepor donde se escapa parte del líquido, 5- A las resistencias propias de la turbina,

6- A la velocidad de salida que forzosamente, aunque pequeña, ha detener cierto valor para que el agua salga al socaz.

Así el rendimiento de la máquina puede estar comprendido entre 0,82 y 0,91.

La turbina Francis se subdivide en los siguientes tipos: lenta (centrípeta) paralas altas caídas; veloz centrípeta axial, para saltos medios y velocísima para lossaltos de poca altura. Esta denominación no corresponde al número de vueltas efectivo,sino al número de vueltas específico, ns (velocidad específica). El número de vueltasefectivo n, disminuye a la vez que la altura del salto.

Elección del tipo de turbina:

La velocidad específica permite fijar un criterio racional para la elección segúnel tipo de instalación, que en los saltos de agua se contrae al caudal y a la altura.Hay que tener en cuenta que el número de revoluciones de la turbina, que debe trabajaracoplada con el alternador para suministrar la corriente a 50 Hz, ha de ajustarse lafórmula n = 60. ¦/p, siendo ¦ la frecuencia y p el número de pares de polos. La tabla,y en relación con la velocidad específica, da una orientación sobre el tipo de turbinaque ha de adoptarse teniendo en cuenta que los datos que figuran en ella sonestadísticas relativas a turbinas instaladas.

Tipo de turbina más adecuado en función del nº de revoluciones específico

Velocidad específica Tipo de turbina altura del ns salto Hasta 18........... Pelton con 1 tobera 800 De 18 a 25......... Pelton con 1 tobera de 800 a 400 De 26 a 35......... Pelton con 1 tobera de 400 a 100 De 26 a 35......... Pelton con 2 toberas de 800 a 400 De 36 a 50......... Pelton con 2 toberas de 400 a 100 De 51 a 72......... Pelton con 4 toberas de 400 a 100 De 55 a 70......... Francis lentísima de 400 a 200 De 70 a 120........ Francis lenta de 200 a 100 De 120 a 200....... Francis media de 100 a 50 De 200 a 300....... Francis veloz de 50 a 25 De 300 a 450....... Francis ultravelocísima de 25 a 15 De 400 a 500....... Hélice velocísima hasta 15 De 270 a 500....... Kaplan lenta de 50 a 15 De 500 a 800....... Kaplan veloz de 15 a 5 De 800 a 1100...... Kaplan velocísima 5

Hay que tener también en cuenta, por lo que respecta a la elección del tipo de

turbina de reacción y cuando se trate de rodetes veloz y velocísimo, es decir, conelevada velocidad específica, que al aumentar ésta, aumenta también la velocidad desalida del agua del rodete, y que cuanto mayor es esta velocidad, mayores son lasdepresiones, que por otra parte, crecen con el aumento del salto. Todo ello da origenal fenómeno de cavitación muy perjudicial para la vida de las turbinas y que influyetambién en el rendimiento; por lo cual, los rodetes muy veloces deberán usarse consaltos de muy poca altura, si no es posible colocar la turbina muy cerca del nivel delsocaz o que ésta pueda instalarse en contrapresión. La cavitación corroe los alabes delrodete que queda, con el tiempo inservible.

GENERADORES SINCRÓNICOS PARA CENTRALES HIDRAULICAS:

A) CARACTERISTICAS PRINCIPALES :

Potencia del generador:

En cuanto sigue se trata únicamente de los generadores de polos salientes,que sonlos empleados con las turbinas hidráulicas.

Los alternadores destinados a su acoplamiento con las turbinas hidráulicas son detipos muy diversos porque, al estar normalmente acoplados coaxialmente con lasturbinas, deben adaptarse a la variada gama de velocidades de los distintos tipos deturbinas y cumplir, además, las exigencias mecánicas, cuales son: el momento de inercianecesario a la masa giratoria, y los esfuerzos a que se hallan sometidos cuando sealcanza la velocidad de fuga.

Peso y precio de los alternadores:

Si se trata de turbina del mismo tipo, los momentos de inercia necesarios para laregulación deben ser inversamente proporcionales al cuadrado de la velocidad, a fin deque la energía cinética del rotor sea la misma en todos los casos.

Velocidad de embalamiento:

Si el par resistente opuesto al par motor de la turbina se anula, sin que losórganos de regulación intervengan, la velocidad aumenta hasta un valor máximollamado velocidad de embalamiento o de fuga. La relación K de la velocidad de embalamientoa la velocidad normal, tiene una influencia, no solamente sobre la determinación de lapotencia máxima de un alternador, sino también para una determinada potencia, sobre eldimensionamiento de la máquina. En condiciones normales el valor de K es: K = 1,8 a 1,9 para turbina Pelton K = 2,0 a 2,2 para turbina Francis K = 2,5 a 2,8 para turbina Kaplan.

Para los saltos cuyas alturas sufren fuertes variaciones, estos valores puedenser mucho más elevados porque la velocidad de embalamiento debe ser determinadateniendo en cuenta la mayor altura. Por ejemplo, en las turbinas Kaplan puede llegarsepara K al valor de 3,5.

Se comprende que la velocidad de embalamiento no se alcanzará más que cuando seacumulen al mismo tiempo todas las circunstancias desfavorables. Esto significa, que enuna turbina Kaplan que funciones con la mayor altura del salto, debe producirse a lavez a un fallo simultáneo de los dispositivos de regulación del distribuidor y de laspalas, y que además estos dos dispositivos quedan bloqueados en la posición másdesfavorable. Como se comprende, la probabilidad de tal concurso de circunstancia esmuy pequeña.

Se comprende que, en vista de las consecuencias desastrosas que puede tener laexplosión del rotor de un alternador, la resistencia mecánica del rotor presente ungrado elevado de seguridad aún a la velocidad de embalamiento.

Momento de inercia:

El momento de inercia de rotor es una magnitud relativa al alternador y que juegaun papel preponderante en la determinación del diámetro de la rueda polar. Se comprendesu influencia en el peso de la máquina, y por consiguiente en el precio de la misma.

Se llama constante de aceleración, al tiempo (en segundos) necesario para que el grupoalcance la velocidad normal.

Los valores que se exigen para el momento de inercia, deben satisfacer las doscondiciones siguientes:

1ª- Cuando se produce una descarga total del alternador, la velocidad no debepasar

de un valor determinado.2ª- La estabilidad de la regulación de velocidad debe ser mantenida en cualquier momento del servicio.

En cuanto a la condición primera, la velocidad máxima de rotación alcanzadacuando se produce una supresión súbita de la plena carga, depende de la velocidad decierre del distribuidor de la turbina, la cuál viene determinada por el fenómenodel golpe de ariete.

Por lo que respecta a la segunda condición antedicha sobre la relación entre laestabilidad de regulación de la velocidad y el momento de inercia, hay que considerardos casos típicos extremos: según se trate de un alternador que alimenta una red deabonados, o de un alternador que trabaja en paralelo con la red de potencia infinita.

Como resumen de los expuesto con respecto a la influencia del momento de inerciadel alternador, se llega a la conclusión de que, desde el punto de vista económico,sería oportuno admitir un valor más elevado del aumento de velocidad cuando se producela supresión de la carga total, para poder reducir el momento de inercia. Del mismomodo, es posible, sin aumento del momento de inercia, resolver el problema de laestabilidad de regulación de la velocidad, en el caso crítico de una cargaindependiente de la frecuencia, tomando disposiciones para actuar pasajeramente sobrela regulación de voltaje de modo que varíe la carga con la frecuencia, solución que esen general más económica.

Reactancia sincrónica y relación de cortocircuito:

La reactancia sincrónica Xd depende de la relación entre la corriente deexcitación i3, para la cual la corriente en el estator alcanza el valor nominal In en elensayo de cortocircuito, y la corriente de excitación i1, que da origen a la tensiónnominal En en los bornes del estator en vació y suponiendo que la máquina no estásaturada.

Reactancia transitoria:

Esta magnitud ficticia se utiliza para juzgar la estabilidad dinámica de lasmáquinas sincrónicas, es decir, el modo de comportarse cuando se producen variacionesbruscas en su carga.

Disposición de los grandes alternadores para centrales hidráulicas:

En los grupos movidos por una turbina Pelton, con disposición de eje horizontal,el rodete se monta corrientemente en la extremidad del árbol del alternador, ysolamente para grandes potencias se pueden prever dos rodetes montados respectivamenteen cada extremidad. El grupo se apoya así sobre dos soportes solamente y su longitud esreducida. Las exitatrices principal y auxiliar se montan, entonces, acopladas a uno delos rodetes de la turbina por intermedio de un árbol auxiliar y de un acoplamientoestático.

La disposición que consiste en alojar la exitatriz principal y la auxiliar en elpropio alternador, para reducir la longitud del grupo, no es recomendable. En efecto,el espacio disponible en el alternador conduce a un dimensionamiento desfavorable de laexitatriz desde el punto de vista eléctrico, porque se debe dar al diámetro un valormucho más grande en relación con la anchura del paquete del hierro. El gran diámetrodel colector hace difícil el acceso a las escobillas situadas por debajo. La exitatriztampoco puede desmontarse independientemente del alternador, y ello disminuye lasposibilidades de acceso al interior de la máquina.

En los grupos accionados por turbina Francis, el rodete generalmente va montadoen el extremo del eje del alternador, lo cual exige que uno de los cojinetes delalternador soporte el empuje axial de la turbina. Este último lleva entonces uncojinete que resista a la presión axial.

Cuando se trata de grandes potencias, la disposición del alternador con ejevertical es la generalmente adoptada para turbinas Pelton, y desde luego para turbinasFrancis o Kaplan. Las disposiciones de los soportes en este caso vienen indicadas en lafigura 41 y señaladas con los números 1º al 6º.

FIGURA 41 Corresponden a las construcciones siguientes:

1º- Tres soportes de guía y soporte de suspensión en la traviesa superior.2º- Dos soportes de guía y soporte de suspensión como en el caso anterior.3º- Tres soportes de guía y soporte de suspensión en la traviesa inferior.4º- Dos soportes de guía y soporte de suspensión en la traviesa inferior

(disposición en forma de paraguas).

5º- Tres soportes de guía y soporte de suspensión encima de la tapa de la turbina.6º- Dos soportes de guía y soporte de suspensión encima de la tapa de la turbina

(Disposición en forma de paraguas).

La primera de estas disposiciones es la clásica y muchas veces la única en uso.

La segunda disposición es una variante de la primera, en la cual se ha suprimidoel soporte guía situado por debajo de la rueda polar, y con él la traviesa inferior delestator.

La tercera disposición se emplea con preferencia en grupos de gran diámetro y demarcha relativamente lenta.

La cuarta disposición llamada en “paraguas”, permite una reducción notable de laaltura total del grupo.

La quinta disposición, con soporte de suspensión apoyado en la tapa de laturbina, se adopta con grupos de marcha lenta y constituye una solución muy favorable.

La sexta disposición, también “en forma de paraguas”, presenta las mismascaracterísticas que la cuarta y las ventajas de la quinta en lo que respecta a lafundación del alternador.

Ventilación de los alternadores:

La ventilación de los alternadores puede efectuarse con sistema en circuitoabierto o en circuito cerrado, con máquinas autoventiladas o con ventilación separada.

FIGURA 42

En el primer sistema, el aire puede ser directamente aspirado y restituido a lasala de máquinas cuando las pérdidas del generador no son superiores a una decena dekilovatios (figura 42); para alternadores de mediana y gran potencia es necesario tomarel aire fresco del exterior y descargar el aire caliente por medio de canalizacionesseparadas (figura 43), instalando, antes de penetrar el aire frío en la máquina,apropiados filtros depuradores de tela absorbente, o mejor del tipo metálico de “velode aceite”.

FIGURA 43

a) Ventilación de los grandes generadores: Aún cuando, generalmente, el aire de que sedispone en las centrales es relativamente puro, la cantidad de aire que pasa por unalternador para su ventilación es tan grande, que a la larga se produceninevitablemente, en el interior de la máquina, depósitos de impurezas que disminuyen demodo notable la eficacia de la ventilación, y de ello se deriva una elevación de latemperatura de los arrollamientos, que reduce la duración de su vida. La ventilación encircuitos cerrados evita estos peligros.

b) Enfriamiento por medio de hidrógeno: En las máquinas de gran potencia y de elevadonúmero de revoluciones, en las cuales el problema de la ventilación presentadificultades, se ha recurrido a emplear, en vez del aire, el hidrógeno.

Las pérdidas que origina la ventilación se reducen porque la densidad delhidrógeno es 1/14 de la del aire.

La ausencia del aire, humedad y quizá del ozono, hacen más larga la vida de losarrollamientos del estator, y no siendo el hidrógeno comburente se evita el peligro deincendio.

No obstante, el empleo del hidrógeno presenta el peligro de una explosión. Cuandono existe estanqueidad en la envolvente de la máquina, puede mezclarse aire conhidrógeno y dar lugar a una mezcla explosiva.

La potencia para la cual resulta más económica la refrigeración con hidrógeno,está comprendida entre 25000 y 6000 KVA.

TUBO DE ASPIRACION O DIFUSOR:

Para instalar las turbinas de reacción a una relativa altura sobre el nivel delsocaz, para facilitar la inspección y limpieza y para que el generador acoplado quedaraa salvo de avenidas se colocó a la salida del rodete un tubo de aspiración el cualpermitía aprovechar la mayor altura disponible del salto, a pesar de la situaciónelevada del rodete con respecto al nivel del socas.

La tubería de enlace con la turbina, es decir, el tubo de aspiración, debe tenersección variable y de forma tal que permita la máxima recuperación de la energíacinética del agua a la salida del rodete. Esto es para las turbinas Francis con rodeteveloz y para la Kaplan de elevada y media potencia.

En las turbinas de acción Pelton no tiene apenas importancia la recuperación dela energía existente a la descarga de la rueda y, por otra parte, entre el centro delrodete y la superficie de agua del socas, hay una distancia que representa unporcentaje reducido de la altura del salto. Pero las turbinas Francis, de Hélice yKaplan, donde la velocidad de salida del rodete es elevada y que aumenta con lavelocidad específica de dicho rodete, el rendimiento con descarga libre sería muy bajoy por ello es necesario llevar a cabo la recuperación que corresponde a tal velocidadde descarga.

La figura 44 se refiere a los diversos tipos de tubos de aspiración empleados endiversas instalaciones.

FIGURA 44

Para elegir el tipo del tubo de aspiración debe recurrirse al ensayo con modeloreducido y como es natural cada turbina exige el tipo adecuado. La recuperación conestos difusores alcanza valores de 75 a 85%.

FENOMENO DE DEPRESION EN EL TUBO DE ASPIRACION:

Se conoce como contra golpe de ariete y ocurre cuando, a consecuencia del cierredel distribuidor de la turbina, varía el movimiento del líquido y puede llegar aproducirse la rotura de la columna de agua en el tubo de aspiración.

Se comprende que la condición más desfavorable para producir este fenómeno es lade cierre brusco del distribuidor al pasar de la plena carga al vacío, y entonces ladepresión dinámica al comienzo del difusor, corresponde a la cantidad de movimiento queposee el agua en aquel.

Cuando se trata de tubos de aspiración largos y para evitar los efectos gravesdel contragolpe de ariete, es conveniente instalar en el comienzo del tubo una válvulaautomática para la entrada del aire, u otro tubo con igual objeto. La sobrepresiónproducida queda notablemente aminorada porque el aire, al retorno de la columna de aguay por efecto de su compresión, actúa de muelle y reduce por ello la acción perjudicial.Es necesario que esta presión se mantenga dentro de un límite tolerable o inferior a 2atmósferas, y para ello la superficie de entrada del aire por el dispositivo apropiadodebe ser como mínimo de 0,2 mts2.

MECANISMOS DE CIERRE DEL DISTRIBUIDOR:

En las turbinas ya de regular potencia, el sistema del movimiento de las palasFink del distribuidor es el de regulación exterior. Estas palas van montadas sobrepernos que giran sobre ellas y que se mueven por intermedio de bielas articuladas en unanillo o corona que gira alrededor del eje de la turbina. El anillo se mueve por mediode unas palancas unidas a la barra del servomotor del regulador de velocidad, yestudiado el mecanismo de movimiento en tal forma que la sección de paso del agua porlas palas Fink sea sensiblemente proporcional al desplazamiento de los émbolos delservomotor, con objeto de que la ley de cierre del distribuidor sea aproximadamentelineal.

La figura 45 muestra uno de los varios dispositivos empleados para mover elanillo o corona y que hace girar las palas.

FIGURA 45

FUNCION DEL TUBO DE ASPIRACION EN UNA TURBINA DE REACCION:

FIGURA 46

En las turbinas de reacción, a los efectos de que las máquinas no adquieran

dimensiones excesivamente grandes y aumente consecuentemente su costo, se trata dereducir lo más posible las secciones de paso del agua. Al ser más reducidos losconductos, la turbina es más chica pero la velocidad del agua es mayor. “Por estacircunstancia la velocidad de la corriente en el punto (2) (a la salida del rotor)adquiere valores muy importantes. Si V2 tiene un valor muy alto la energía cinéticaV2

2/2g es muy elevada.

Si la salida de la turbina en el punto (2) fuera libre a la atmósfera el términoV2

2/2g representaría una energía que ya no tiene posibilidades de transformarse entrabajo mecánico y por lo tanto es una energía perdida.

Esto haría que el rendimiento de la turbina disminuyera en forma apreciable. Porejemplo, si V2 = 12m/seg la energía cinética vale Ec = 122/2x9,81 @ 7,2 metros.

En una central como El Chocón con un Hu = 68 metros, esta pérdida representa másdel 10% del salto. Con saltos menores estos porcentajes son aún más importantes.

Como esta pérdida de rendimiento no está acorde con el buen aprovechamientohidráulico del resto de la turbina, se ha ideado la forma de recuperar de alguna maneraesta energía, cosa que se ha logrado mediante el empleo del tubo de aspiración. Se trata de un tubo acodado de sección uniformemente creciente, construido elprimer tramo metálico y el último de hormigón.

Si despreciamos la pérdida de energía en el propio tubo de aspiración, la “líneade energía” en esta zona será una línea horizontal coincidente con el nivel de aguaabajo ó cota de restitución de la turbina.

Por la fórmula de Bernouilli (conservación de la energía) tenemos que en el punto(3) a la salida del tubo de aspiración la energía vale:

La energía prácticamente se anula a la salida del tubo de aspiración; esto sedebe a que le hemos dado una sección suficientemente grande a este último, de modo talque la velocidad V3 sea pequeña y la energía cinética sea despreciable.

Como se trata de un conducto cerrado sin intercambio de energía con el medio, enel punto (2) a la salida del rotor la energía total tiene que ser la misma que en (3)(es decir prácticamente nula); solamente cambia las distintas componentes de laecuación.

Por ser la sección en (2) menor que en (3), la velocidad será mayor en (2) que en(3) y también será mayor la energía cinética V2

2/2g. En la misma medida en que aumentala energía cinética disminuye la energía de presión ya que la suma total se mantieneconstante.

En la figura 46 se pueden ver las dos áreas que se contrarrestan, una positiva(V2/2g) y otra negativa (P/g) con lo cual la línea de energía llega hasta el nivel deagua abajo y el salto aprovechado es Hu (salto útil). Veamos que el tubo de aspiración cumpleuna importante función al recuperar la energía cinética a la salida del rotor.

Vimos que si V2 = 12 m/seg. a la salida se pierde 7,2 metros de energía. En cambiousando un tubo de aspiración que tenga sección W3 = 10 W2 la velocidad será V3 = V2/10,en este caso V3 = 1,2 m/seg. y la energía cinética Ec = 1,2/2x9,81 = 0,07 metros, lapérdida es ahora prácticamente despreciable.

TUBERIAS FORZADAS:

1- Clases de tuberías forzadas: Solamente en saltos de pequeña altura es posible hacer llegar directamente aldistribuidor de la turbina de agua procedente del canal y es cuando se utilizan lasturbinas de cámara abierta (figura 47), la cual hace, también, las veces de cámara depresión; pero, en saltos mayores, las turbinas son de cámara cerrada (en forma deespiral) a la que afluye el agua que es conducida por tuberías forzadas.

FIGURA 47

Tres son las clases de tuberías empleadas en la construcción de los saltos;metálicas, de hormigón precomprimido y de hormigón armado. Para saltos de poca potenciase emplea tubería de uralita con muy buenos resultados.

En el estado actual de la construcción, las tuberías metálicas pueden construirsecon tubos blindados y para un producto, diámetro x altura de salto, superior a 2000 m2,lo que permite realizar una tubería de un metro de diámetro, con un salto de 2000 m.Prácticamente la limitación se impone por el peso y el volumen para ejecutar el montajey el transporte.

Para las tuberías de hormigón armado y con los modernos sistemas de precompresión,se pueden alcanzar valores de 1000 m2 para el producto del diámetro por la altura delsalto, con valor máximo de éste de 500 metros.

En las tuberías corrientes de hormigón armado, no es prudente pasar de alturasde 60 m y el producto del diámetro por la altura del salto no debe ser superior a 200m2. Esta clase de tuberías se utiliza para grandes caudales y pequeños saltos, ytambién cuando su instalación resulta más económica por el costo de adquisición y losgastos de transporte, en comparación con una tubería metálica.

2- Tubería forzada metálica, predeformada y precomprimida:

Con objeto de reducir el peso de las tuberías metálicas, se han ideado lastuberías predeformadas y las precomprimidas en frío. Se trata de dos sistemas deconstrucción que pueden considerarse derivados del tipo de tuberías blindadas,empleadas corrientemente para grandes alturas del salto y del tipo de las de hormigónarmado precomprimido.

En el primer sistema, figura 48, los tubos de plancha de acero soldada, serefuerzan con anillos colocados en caliente. O bien los tubos se construyen con espesor

conveniente y de diámetro ligeramente inferior (1%) al de los anillos de blindaje, loscuales se colocan en frío y debidamente espaciados. Después se somete el tubo por mediode una prensa hidráulica, a una presión que puede alcanzar y sobrepasar el doble de lapresión de ejercicio. Bajo este esfuerzo la plancha del tubo se dilata apoyándose enlos anillos y da origen a tensiones que superan el límite elástico del material despuésde anulada la presión y asume un nuevo límite de elasticidad correspondiente a lamáxima solicitación soportada, que es de 25 kg/mm2 aproximadamente.

FIGURA 48

Los anillos, normalmente de acero al carbono, con carga de seguridad de 24 kg/mm2,sufren sólo un alargamiento elástico y por ello ejercen sobre el tubo una presiónanáloga a la que se produce con el montaje en caliente. Después de haber reducido hastacero la presión indicada, vuelve a aplicarse nuevamente durante cinco minutos.

Con tal sistema se obtiene una notable reducción del peso de la tubería forzadacon respecto al sistema de la tubería soldada, que está en relación aproximada de 1:2;pero como el precio unitario es sensiblemente más elevado que el de los tubossimplemente soldados, el costo de la tubería autoforzada resulta ser sólo un 30% másbajo que el de los tubos soldados.

Con respecto al campo de aplicación de la tubería autodeformada, el límitedefinido por diámetro del tubo x altura del salto, depende de la fuerza máxima de lapresa hidráulica que efectúe la operación descrita: así, por ejemplo, con una presa de3500 toneladas, el límite viene dado por la expresión .p.d2=3 500 000 kg., en lacual: p = presión hidráulica [kg/cm2] y d = diámetro interno del tubo [cm].

En el segundo sistema los tubos son precomprimidos con un cable de acero tensadoy arrollado en hélice, cuya tensión se fija de modo que reparta sobre el cable granparte de la resistencia a la presión hidráulica de la tubería.

3- Tubería forzada de hormigón precomprimido:

La tubería forzada de hormigón armado, precomprimido, está formada por tubos desimple hormigón armado con una ligera armadura de hierro longitudinal, para el soloobjeto de obtener una estructura resistente a los esfuerzos longitudinales producidosen las maniobras de preparación, mientras que la función resistente con respecto a lapresión hidráulica se confía al hilo de acero arrollado en el tubo.

El blindaje con hilo de acero tiene por objeto eliminar ó reducir a valorestolerables las solicitaciones de tensión que se manifiestan en el tubo de hormigónsometido a la presión hidráulica, consiguiendo de este modo reducir notablemente elespesor del tubo sin incurrir en el peligro de que se produzcan fisuras en el hormigón.Con tal objeto el hilo de acero va arrollado en el tubo prefabricado con una tensióntal que determine una compresión suficiente para anular ó atenuar la solicitación a laextensión en el hormigón armado.

Para tuberías de gran diámetro sujetas a presión hidráulica elevada, es oportunoarrollar la hélice de hilo de acero resistente con una plancha de hierro que tiene porobjeto la impermeabilización del tubo.

FIGURA 49

El sistema con lámina de retención ha sido utilizado en la instalación deSoverzene (Italia). El tubo tiene un diámetro interno de 2,55 m, y espesor de 19 cm,para presión interna variable de 143 a 297 metros de columna de agua (figura 49). Cadatubo, de 4,50 m de longitud, se ha construido en posición vertical –con hormigón armadovibrado a alta frecuencia- en un molde cuya parte externa era la camisa de plancha, deretención, de 2 mm de grueso, y en la parte interna por un macho de plancha reforzadacon travesaños móviles, para ser desarmado.

Después de veinticuatro horas de colocado el tubo, quedó todavía estacionariodurante cinco ó seis días, después de los cuales se procedió al blindaje con hilo deacero de alta resistencia, de 5 mm de diámetro, mediante una máquina especial queregula la tensión del hilo. Terminado el blindaje, se le aplicó un revestimientoexterno de gunita (torcreto).

Con objeto de obtener perfecta estanqueidad sin tener que utilizar la plancha querecubre el tubo, se emplean tubos de hormigón armado tratados por el procedimiento“Vacuum”, y tubos centrifugados.

El sistema “Vacuum” consiste en extraer, por medio de bombas de vacío, el aguaque contiene la masa de hormigón, excedente en relación con la cantidad necesaria alproceso químico del fraguado.

El sistema de tubos centrifugados permite un hormigón con muy poca cantidad deagua y, por tanto, con óptimas características, tanto bajo el punto de vista de laresistencia al aplastamiento como a la impermeabilidad. 4- Tuberías de uralita: Para saltos de poca potencia se emplean también las tuberías de uralita (amiantoy cemento), eternita, las cuales en el transcurso de los años han dado buenosresultados.

FIGURA 50

FIGURA 51

Se fabrican con diámetros hasta de un metro para saltos de 50 metros y conpresión de prueba en fábrica de 100 metros de columna de agua. Para saltos de 100 y 150metros, los diámetros de las tuberías son sólo de 600 mm y probadas en fábrica,respectivamente, con sobrepresiones de 50% y 33% sobre la de trabajo. Los espesores dela tubería aumentan con arreglo a la presión de trabajo y llegan hasta 60 mm.

Los tubos se fabrican en longitudes de 4 m y se unen entre sí por medio de juntasGibault (figura 50) que mantiene la estanqueidad por medio de aros de goma vulcanizada.Estas juntas, con material apropiado (figura 51), permiten asimismo organizar ángulos y

con ellos se forman los codos de las tuberías. Estas tuberías se entierran en unazanja, con los cuidados que señala la casa constructora de la tubería. 5- Número conveniente de tuberías, y diámetro de ellas:

La elección del número de tuberías depende del de grupos instalados y de laoportunidad de mantener la independencia del funcionamiento de dichos grupos. Aigualdad de caudal y de pérdida de carga, una sola tubería pesa y cuesta mucho menosque varias tuberías, por lo cual desde el punto de vista económico existe laconveniencia de reducir al mínimo el número de ellas.Puesto que desde el punto de vista constructivo no existe dificultad para ejecutartuberías de gran diámetro, cuando se trata de grandes alturas es posible la instalacióndel mínimo número de tuberías compatibles con las exigencias de funcionamiento de lainstalación.

La figura 52 muestra un diagrama que indica el diámetro de la tubería necesarioen función del número de las mismas y esto para igual caudal y pérdida de carga.

FIGURA 52

El diámetro de las tuberías forzadas puede ser constante ó decreciente, desdearriba a abajo. Para determinar el diámetro conveniente es necesario considerarpreviamente que toda la tubería tiene un diámetro único, para después estudiar lassoluciones con diámetro variable.

Cuando se trata de tuberías para saltos de poca altura, en las cuales el espesores casi constante en toda la longitud, resulta prácticamente que la mejor solución esla de diámetro constante. En las tuberías de saltos de regular y de gran altura,conviene construir los tubos con diámetro decreciente de arriba a abajo por sucesivostramos.

En el cálculo de diámetro más económico de la tubería, intervienen la pérdida decarga y la velocidad, cuyos valores no deben sobrepasar los límites obtenidos por mediode la experiencia.

Del valor de la velocidad del agua y del tiempo de cierre del distribuidor de laturbina, depende la intensidad de la sobrepresión debida al golpe de arietecuyo valor debetenerse en cuenta para determinar el espesor del tubo.

Para maniobra del distribuidor que cierre en un tiempo mayor del semiperíodo dela onda, se admite (y la apreciación es exacta para tubería rectilínea y diámetro yespesor constante), que la sobrepresión tiene también un valor porcentual constante dela carga estática que se estima del 20% al 30%.

La determinación del diámetro de la tubería es un problema económico que depende de dosvalores: velocidad del agua y pérdida de carga. La velocidad del agua en las tuberías,para el caudal máximo, resulta en la práctica comprendida entre 4 y 6 metros porsegundo, pero puede descender por debajo de la cifra inferior o ser mayor que 6 metros.El siguiente cálculo del diámetro económico de una tubería con diámetro constante,muestra la intervención de las diversas variables que entran en juego en el problema.En primer lugar, para el cálculo de la pérdida de carga Y, emplearemos una fórmulaaproximada como es la de Darcy:

En la que: Q es el caudal [m3/seg], L la longitud de la tubería en metros, d el diámetrode ella en metros, b = 0,0020 para tuberías soldadas, b = 0,0025 para tuberíasroblonadas.

El diámetro de máxima conveniencia de una conducción forzada es el que hacemínima la suma de la anualidad que comprende el interés del capital necesario a laadquisición de la tubería y a su amortización, y el valor de la energía equivalente alas pérdidas de carga que se producen en la tubería.

El espesor medio de la tubería, suponiendo que ésta varíe en relación con lapresión, viene expresado por la fórmula siguiente:

y en ella son: e el espesor de la tubería [mm], p la presión medio interna de la tuberíaen metros de agua, aumentada en la sobrepresión por el golpe de ariete, d el diámetroconstante en metros, que debe tener la tubería, K el coeficiente de trabajo a laextensión en kg/mm2.

El peso de la tubería se calculará, en kilogramos mediante la fórmula que se da acontinuación:

En esta fórmula son: g el peso de 1 m3 de material empleado en la tubería, y L lalongitud de la tubería en metros expresando d y e en metros.

Para tener en cuenta los roblones, recubrimiento de las láminas y los accesorios,anclajes y apoyos, se aumenta el peso arriba indicado en un 30%.

En el supuesto de que K = 8 kg/mm2 y g = 7800 kg/m3, el valor de P viene dado por:

El coste de la tubería resulta pues:

Siendo c el coste por kilogramo de la conducción forzada. El gasto anual por esteconcepto, resulta:

Siendo t la anualidad que comprende el tanto por ciento por interés y la amortizacióndel importe de la tubería.

La energía perdida en un año, por causa de las pérdidas en la tubería, es la siguiente:

Fórmula en la cual Y es la pérdida de carga para el caudal periódico genérico q (deduración n horas) y h el rendimiento complejo del grupo; sustituyendo, por Y, el valorobtenido anteriormente para el mismo, tendremos:

Y poniendo

Donde N = 8760 horas de utilización anual del caudal medio anual, en metros cúbicos porsegundo, se obtiene:

Llamando C3 al coste de la energía en pesetas por kilovatio-hora, el coste anualde la tubería será: C2 = S + W.C3, y la utilidad de la instalación será máxima cuando laexpresión anterior sea mínima, para lo cual igualando a cero la primera derivada conrespecto a la variable d y sustituyendo S y W por los valores indicados anteriormente,resulta:

Esta fórmula confirma que el diámetro más conveniente, desde el punto de vistaeconómico, es independiente de la longitud de la tubería.

Para evidenciar la dependencia entre el diámetro de la conducción y la suma delcoste de la tubería y de la energía perdida, conviene trazar las curvas de S yde W.C3 en función de d cuya suma de ordenadas da la curva C2 que pasa por un mínimo yla abscisa correspondiente, es el valor conveniente para d.

6- Dispositivos de cierre, de seguridad y accesorios:

Compuerta para el arranque de la tubería. Esta clase de compuerta se emplea, entre otros

casos, para los saltos con embalse y cuya entrada de agua en la tubería se haya situadaa unos cuantos metros por bajo de la superficie del nivel normal del embalse. Seutilizan también para las tomas de agua en las conducciones forzadas de los saltos conembalse, provistas de chimenea de equilibrio y que aportan el agua a las tuberíasforzadas.

La figura 53 muestra un tipo de esta compuerta que es metálica y obtura laentrada de agua, la cual tiene forma abocinada, para disminuir la pérdida de agua poreste motivo.

FIGURA 53(De la página 58)

Se mueve la compuerta por medio de un servomotor de aceite que se comprime porapropiado compresor y es movido eléctricamente. Va provisto del dispositivocorrespondiente para almacenar el aceite, y de un indicador de carrera. La elevación seefectúa por medio de vástagos articulados unidos al eje del servomotor.

Para seguridad y delante de la rejilla, que es fija, lleva una ataguía dedurmientes que se eleva por medio de cable movido por el cabrestante de un puente grúa.

Esta protección permite cerrar el paso del agua por la ataguía para revisar yentretener la compuerta.

Válvulas de compuerta. Llevan el dispositivo de by-pass que permite el paso del aguade una a otra cara de la pantalla de la válvula, y equilibradas de este modo laspresiones en ambas caras la compuerta puede levantarse con menos esfuerzo.

Se maniobran estas válvulas, cuando tienen dimensiones importantes, por medio deun servomotor, que funciona con la presión del agua procedente de la tubería forzada yque debe ser limpia y no llevar arrastres que puedan perjudicar el funcionamiento delos cilindros y mecanismos del servomotor.

Válvulas de mariposa. Son empleadas en saltos de no mucha altura pero de gran caudal.La pantalla es un disco que obtura la tubería y que gira sobre un eje diametral, figura54.

FIGURA 54

No necesitan by-pass, pero presentan los inconvenientes de que no procuran uncierre estanco ni permiten servirse de ella para la regulación a causa de las pérdidasde carga apreciables que origina y porque da lugar a vibraciones; también, y aconsecuencia de las depresiones creadas dentro del disco, se producen en ellasfenómenos de cavitación. Se mueve asimismo por servomotor.

Válvula de tipo esférico. La figura 55 se refiere a un tipo de esta clase de válvulas.Tiene la forma esférica y gira alrededor de un eje horizontal; la pérdida a que daorigen es mínima y su cierre es estanco, pero no permite que este cierre sea rápido encaso de emergencia y para grandes caudales, como fuera conveniente si llegara aproducirse la rotura de la tubería. Va también provista de by-pass.

FIGURA 55

En la actualidad se construyen estas válvulas de forma que, conseguida ladesaparición de las vibraciones, pueden servir como válvulas de regulación. Se muevetambién por medio de servomotor.

Aparatos de protección y seguridad. Figuran entre ellos: los pozos piezométricos, elaparato automático de cierre por exceso de velocidad del agua, y el dispositivo deentrada y salida del aire en la tubería.

Rejillas. Se colocan a la entrada de las tuberías forzadas, cuando éstas arrancan deuna cámara de presión, ó están situadas en ésta misma, cuando se trata de turbinas concámara abierta. Tienen por objeto impedir la entrada en la tubería de cuerpos que vanflotando y que al penetrar en la turbina podrían causar daños, especialmente en laspalas del distribuidor y del rodete.

Las rejas se clasifican en gruesas y finas. Las primeras están constituidas porbarrotes metálicos que dejan entre sí un espacio de 5 a 25 centímetros e impiden lapenetración en la tubería de cuerpos de regular tamaño, casi siempre productos leñososdel campo ó del monte (y en los sitios de clima riguroso, de témpanos de hielo). Lasrejas finas son las que en realidad protegen más a fondo los elementos de las turbinas.La distancia entre barrotes es menor, sólo de unos 30 mm.

Las distintas clases de barrotes empleados en la construcción de las rejillas seindican en la figura 56, si bien por economía se utiliza más el modelo a.

FIGURA 56

Las rejillas producen una pérdida de carga al paso del agua por las mismas, quese obtiene por la fórmula de Kirschmer y cuyo valor es:

Fórmula donde hr es la pérdida de carga (en columna de agua), s el espesor de losbarrotes, b la distancia entre barrotes, V la velocidad del agua a la llegada de lareja, a el ángulo de inclinación de los barrotes con respecto a la horizontal, y b uncoeficiente que depende de la forma de aquéllos y que referido a los de la figura49 tiene el siguiente valor: Forma = a b c d e f g Coef. = 2,42 1,83 1,67 1,035 0,92 0,76 1,79

La sección de paso de la reja debe calcularse de modo que la máxima velocidad noexceda de 2m/seg., y si es de prever que parte de la reja puede quedar parcialmenteobstruida a causa de los cuerpos arrastrados por la corriente, la velocidad no serámayor de 1 m/seg.

Al paso del agua por la reja se produce una contracción, motivo por el cual elcaudal que atraviesa aquélla, se reduce, de modo que si es Q el necesario, V la

velocidad con que llega el agua a la reja y m el coeficiente de contracción, la secciónnecesaria valdrá:

Este coeficiente varía con la forma de los barrotes de modo que para laforma b que es igual que para la g, el valor de es 0,6 y, sin embargo, para la , vale0,9.

FIGURA 57

Hallada, pues, la sección F y elegidas las dimensiones l y s, (siendo el ángulode inclinación del barrote con la horizontal, figura 57, y l la longitud mojada de losbarrotes), se tendrá el número de éstos por la fórmula:

Las rejas se construyen formando paquetes con los barrotes, y, para evitar unpeso excesivo, el ancho de cada paquete es como máximo de 1 m, figura 58.

FIGURA 58

Los barrotes se mantienen distanciados en la magnitud b, por medio de virotillos.El grupo de barrotes que forma el paquete se reúnen entre sí con varillas roscadas porsus extremos y apretados por sendas tuercas. Según sea la longitud l, habrá que disponerademás de las varillas de los extremos una ó más intermedias.

El cálculo de la resistencia de los barrotes no puede hacerse a base de cargasdeterminadas por no ser conocidos los esfuerzos que actuarán sobre aquellos. Hay quebasarse pues en hipótesis. Schoklitsch propone, para el cálculo de la resistencia de losbarrotes y de los apoyos correspondientes, partir de la presión equivalente a unaaltura de columna de agua de la cuarta parte de la longitud l (figura 57).

Las rejas se apoyan por su pie en un perfil angular empotrado en el hormigón(fig. 59 a) y mejor en un hierro en U para impedir el movimiento del paquete (fig.59 b); por la parte superior se fijan en una viga que sirve de apoyo asimismo a lapasarela para el servicio de limpieza de la reja.

FIGURA 59

Se mejora la resistencia de los barrotes disminuyendo la luz entre apoyos, a lolargo de la longitud de aquellos; para ello se colocan travesaños formados por vigas deacero perfiladas (figura 60) si bien tienen éstas el inconveniente de que entorpecen elpaso del agua, dando origen a remolinos; además, cuando deba procederse a su repintadoserá necesario suspender la entrada del agua.

FIGURA 60

Por estos motivos se emplean también travesaños de hormigón armado con secciónfuselada, así como se disponen pilares del mismo material para soportar dichostravesaños. Las rejas deben limpiarse periódicamente para que no se obstruya la secciónde paso del agua por la misma. En ciertas regiones y en el otoño, a la caída de lahoja, sin limpieza, las rejillas llegarían a tupirse.

La limpieza se efectúa a mano por medio de rastrillos, pero, en instalacionesimportantes y con grandes superficies de rejilla, se utilizan máquinas apropiadas conraedores. Estas se mueven sobre carriles a lo largo de la pasarela, por la cual vatambién una vagoneta para recoger el producto de la limpieza y que asimismo circulasobre raíles. La figura 61 muestra, en esquema, una de tales máquinas.

FIGURA 61

Trabaja ésta en un ancho determinado desplazándose convenientemente y de estemodo, por traslados sucesivos, puede limpiarse toda la rejilla.

Si se trata de rejas profundas y que pueden obstruirse es conveniente montarlasde forma que sea posible elevarlas para efectuar con comodidad su limpieza. Se haceuso, con tal objeto, de aparatos elevadores dispuestos en la instalación y de formaapropiada para tal objeto.

Chimenea de equilibrio o pozo piezométrico. Más adelante se tratará de este dispositivo quetiene por objeto evitar la sobrepresión, debida al golpe de ariete en las conduccionesforzadas, y al mismo tiempo sirve de depósito de alimentación de la tubería en caso debruscas variaciones de carga.

Válvula automática para cerrar la tubería cuando el agua tiende a circular con exceso de velocidad por la misma.Esta válvula se monta en el arranque de la tubería, y tiene por misión interrumpir lacirculación del agua si la tubería llegara a romperse. Consiste generalmente en unaválvula de mariposa (figura 62) que se acciona por un dispositivo mecánico ohidráulico, es cual actúa cuando la velocidad del agua aumenta en un 20% sobre el valornormal (es decir, sobre el caudal necesario para la plena carga de la tubería otuberías). Si se trata de presiones elevadas conviene instalar, para mayor seguridad,otra válvula delante de la expresada.

FIGURA 62

El dispositivo mecánico para el movimiento de la válvula consiste en una piezaplana, circular, colocada en el interior de la tubería que va unida por un sistema depalancas al mecanismo de maniobras de la válvula y que se mantiene en equilibriomientras no se produce la sobreelevación indicada de velocidad, para la cual habrá sidocalibrado el dispositivo. Cuando la velocidad prevista sobrepasa la presiónhidrodinámica que actúa sobre la pieza plana, circular, ésta desbloquea el mecanismo decierre de la válvula. El sistema hidráulico consiste en un relé hidrodinámico, encomunicación con el pozo piezométrico y la tubería. Cuando la velocidad del agua enaquella es superior al valor para el que habrá sido tarado el relé, se produce eldesbloqueo del mecanismo de cierre de la válvula.

Dispositivo automático de entrada y salida del aire. Está constituido por un simple tubo queaspira el aire (fig. 63) (reniflard), ó también por una válvula automática (fig. 64) cuyoobjeto, en el caso de vaciarse la tubería por cierre brusco de la válvula, es permitirla entrada del aire y evitar así el aplastamiento de la tubería.

FIGURA 63

FIGURA 64

A tal objeto, debe de ir esta válvula automática colocada inmediatamente despuésde la que cierra por exceso de velocidad.

7- Accesorios de la tubería:

Descargador de fondo. Para vaciar la tubería no puede hacerse a través de la turbina.Estos descargadores se montan al final de la tubería ó en el tubo distribuidor, y porello se vierte el agua al socaz. El tubo de salida va sólidamente anclado, en relacióncon la gran velocidad del agua. Sirve para el descargador una cualquiera de lasválvulas indicadas para presiones hasta 30 atmósferas, más para valores mayores esnecesario recurrir a una válvula de aguja análoga a las empleadas para regular laentrada del agua en las turbinas Pelton. Como se comprende es necesario amortiguar lafuerza viva del agua a la salida del descargador, y proteger el pozo y canal de vertidodel agua, mediante un revestimiento metálico.

El descargador lleva el pozo revestido y el tubo de descarga se fija por medio depuntales de encina (cuatro en este caso).

Agujero de hombre. Debe colocarse en la proximidad de cada vértice y con dimensionessuperiores a 350-450 mm.

Junta de dilatación. Se coloca en cada cambio de rasante y, además de permitir ladilatación de la tubería, procura mayor rapidez en su montaje. En realidad se trata dedos tubos enchufados con su prensa-estopas que mantiene la estanqueidad de la junta(figura 65).

FIGURA 65

Las tuberías provistas de juntas de dilatación, se llaman “tuberías abiertas”, ycon aquéllas se reducen notablemente los esfuerzos longitudinales debidos a lavariación de temperatura, por cuanto la tubería puede dilatarse libremente y el anclajecorrespondiente es quien recibe los esfuerzos originados por las dilataciones ycontracciones de aquélla.

Junta para el desmontaje. Con el fin de facilitar las operaciones de montura ydesmontaje de algunos de los elementos de la tubería -dispositivo de cierre, derivaciónde la tubería, etc.- conviene colocar alguna de estas juntas (figura 66) en puntossignificativos y convenientes.

FIGURA 66

8- Distribuidores y colectores:

La solución ideal es la independencia del servicio, y por ello es muy convenientealimentar cada turbina por su propia tubería. Pero desde el punto de vista económicopuede ser necesario servir dos ó más grupos por una sola tubería, en cuya parteinferior va montado un colector que distribuye el caudal circulante por la turbina, ótambién agrupar en un solo colector dos ó tres tuberías en cuyo caso habrá quedisponerse un sistema de seccionamiento que permita alimentar los diversos grupos conlas distintas tuberías y separar del servicio, cuando convenga, cualquier grupo ótubería sin necesidad de interrumpir el funcionamiento de los demás. Esto se efectúapor medio de válvulas apropiadas.

Las derivaciones del colector deben hacerse oblicuas y no en ángulo recto, con elfin de reducir la pérdida de carga. Las figuras 67 a, b, c, d, muestran cuatrodisposiciones del colector.

FIGURA 67

Los puntos donde se efectúan las derivaciones han de ser reforzados por medio denervios, soldados a las tuberías de palastro. Estos nervios reúnen el colector y elinjerto. La figura 68 muestra la forma de proceder y la figura 69, que se refiere aunos pantalones, lleva asimismo los nervios de refuerzo.

FIGURA 68

FIGURA 69

Estos se determinan empíricamente y se someten a la prueba correspondiente,porque no hay procedimiento de cálculo que permita determinar la resistencia delconjunto.

9- Golpe de ariete:

Las variaciones de carga en las turbinas, motivo por el cual y debido a la acciónde los reguladores, se cierra ó se abre el distribuidor, son la causa de variaciones enel caudal que circula por la tubería forzada, y por consiguiente de la velocidad delagua. Ello origina sobrepresiones ó depresiones que, como se comprende, tieneninfluencia sobre la tubería que debe poder resistir aquéllas y cuya determinación esobjeto de este apartado.

Supongamos una turbina y tubería esquemáticamente representada en la figura 70.En ella son: A, nivel del agua en la cámara de presión, que se estima de suficientecapacidad para que no tengan influencia sobre aquélla los fenómenos relativos al golpede ariete; O, es el distribuidor, que obtura ó abre la entrada del agua y que es movidopor el regulador automático de la turbina.

FIGURA 70

Supuesto que, por reducirse la carga del grupo, el regulador cierre la entrada

del agua, adaptando el caudal al necesario para equilibrar los trabajos motor yresistente, la energía cinética de la masa de agua, al quedar dicha energía reducida enparte, se transforma en energías vibratorias, ondulatorias y en calor, que seránequivalentes a la semifuerza viva que ha desaparecido. Esto origina un golpe de arietepositivo en la tubería, que dará lugar a una serie de sobrepresiones decrecientes desdeel distribuidor al origen en la embocadura de la conducción.

En la figura 70 la sobrepresión se representa por la línea piezométrica A-C, quese supone para simplificar que es una recta. Al terminar de cerrarse el distribuidor,las sobrepresiones positivas A-C oscilan hasta la línea piezométrica A-D aproximadamentesimétrica de aquélla con respecto a la línea de carga estática A-B, y siguen una seriede sobrepresiones y depresiones entre las posiciones extremas A-C y A-D, que, aconsecuencia de los rozamientos, torbellinos y cambio de dirección de los fileteslíquidos, se van amortiguando.

FIGURA 71

En el caso de apertura del distribuidor (figura 71) la conducción sufrirá ungolpe de ariete negativo según la línea piezométrica A-C, y cuando haya cesado tal

apertura las depresiones A-C oscilan hasta la línea piezométrica A-D, en la que severifica que B-D es menor que B-C, estableciéndose también en la forma anteriormenteexpresada una serie de depresiones y sobrepresiones que, por las razones apuntadas enel caso de cierre del distribuidor, se irán también amortiguando.

Es necesario que el trazado de la tubería se haga en forma que las líneas dedepresiones A-D (figura 70) y A-C (figura 71) queden por encima de la arista superior dela tubería, pues, en caso contrario se producirá, en el punto K de las referidasfiguras, que es el más elevado, un vacío parcial que de no poder soportarlo produciráel aplastamiento de la tubería.

En caso de reguladores automáticos de las turbinas, el problema se agrava, puesal crecer la presión en la tubería aumenta la potencia de la turbina, que se acelerarápor tal motivo y el regulador cerrará más deprisa y con ello se elevará la presión delgolpe de ariete.

Como se verá, el golpe de ariete es tanto mayor cuanto más rápido es el cierredel distribuidor, y por ello es necesario conocer el valor de la sobrepresión enfunción del tiempo de cierre para calcular con arreglo a aquélla el espesor de latubería.

Teoría de Allievi. Al eminente Ingeniero L. Allievi, se debe su teoría universalmenteconocida y que comprende todos los factores que intervienen en el golpe de ariete,incluyendo también la compresibilidad del agua y la elasticidad del material que formala tubería. Denomina celeridad de las ondas a la velocidad a de propagación de las mismas alo largo de la tubería y que según el citado ingeniero tienen por valor:

Con C velocidad de propagación del sonido en el agua (1420 m/seg. a 15ºC), e módulo deelasticidad del volumen de agua (2.108 kg/m2), E módulo de elasticidad del material dela tubería (kg/m2), e espesor de la tubería en metros y D diámetro de ella.

La relación /E, entre los dos referidos módulos de elasticidad de la fórmula,vale como término medio: Tubería de acero..............0,01 Tubería de fundición..........0,02 Tubería de hormigón armado....0,10 a 0,15

El valor hallado para la celeridad supone que la tubería es de un mismo material,diámetro y espesor constante. Si se tratase de tramos desiguales habría que calcularpara cada uno de ello la celeridad respectiva, y supuesto que éstasfuesen: a1, a2, a3...am y que las longitudes correspondientes de los tramos tuviesen losvalores L1, L2, L3...Lm, el valor de la celeridad media que habría de considerarse sería:

La celeridad disminuye con el aumento del diámetro y con la reducción del espesorde la tubería, y, como orientación, estos valores suelen oscilar entre 800 y 1000m/seg. para tuberías metálicas, y 1000 a 1200 m/s en las tuberías de hormigón armado.

Golpe de ariete con cierre brusco. La onda de presión una vez que ha llegado a la cámarade presión se refleja hacia la turbina. Si el tiempo de cierre (ritmo)Tr, es igual omenor que el período h = 2 L/a, o sea el tiempo de cierre es menor que el necesario paraque la onda que parte del distribuidor vuelva a éste, la sobrepresión, entonces, seobtiene por la fórmula:

En la que h es la sobrepresión en metros, a la celeridad, Vo la velocidad de régimen[m/seg.] en la tubería forzada, V1 la velocidad final [m/seg.] después de la maniobra decierre.

Por ejemplo, si Vo = 4 m/s y supuesto un cierre completo, para el que V1 = 0,tendremos: Para tubería metálica...............h = 70 m Para tubería de hormigón armado.....h = 150 m

La sobrepresión hallada puede ser grande o aceptable, según sea la altura delsalto. Si se admite que la sobrepresión límite debe ser 30% de la altura del salto yésta es H, tendremos en él; caso considerado que h = 70m, H = 70/0,3 = 233 m; para unsalto menor la sobrepresión sería inadmisible y por ello el tiempo de cierre habría deser mayor que el correspondiente al cierre brusco.

Este sobrepresión se manifiesta a partir de la sección de cierre (distribuidor dela turbina) en un tramo de la tubería hacia arriba de longitud igual a L-a(Tr/2) paradecrecer finalmente hacia la cámara de presión.

Golpe de ariete con cierre lento. Así como el cierre brusco requiere Tr = 2 L/a, elcierre lento se efectúa en un tiempo mayor que 2 L/a. Admite la teoría de Allievi que elcierre del distribuidor el lineal y completo en Tr, segundos, es decir, que lassecciones de paso del distribuidor varían linealmente con el tiempo; si t representa laabertura del distribuidor correspondiente al instante t, que se convierte en ceropara Tr, en el instante t, el grado de apertura vendrá expresado por:

Las ecuaciones obtenidas en su teoría por Allievi, permiten deducir en todos loscasos las presiones y velocidades ante el distribuidor de la turbina para todos losvalores comprendidos entre 0 y Tr. Este último puede expresarse en funciónde por: Tr = i. + t1, siendo t1 < ; por consiguiente i es el número de fases durante el

tiempo de cierre cuyo valor será igual a cero para el caso de cierre brusco. El tiemporelativo de cierre q, tiene por valor:

Por otra parte, el grado de apertura hi, al final de la fase i, teniendo en cuentaque ti = i., resultará:

En virtud de lo expuesto, se procederá a determinar la presión relativa al finalde la primera fase (i = 1) llamada de golpe directo y cuyo valor de apertura será entonces:

La ecuación de Allievi, para este caso de cierre lento de la tubería se escribiráentonces en la siguiente forma:

Que es de segundo grado y cuya solución positiva resuelve el problema obteniéndose:

En dicha fórmula, 2 es la presión relativa en el obturador, es decir (H+h)/H y ,es el número de Allievi, que tiene por valor:

Llamado también característica de la conducción, designado, en ella: V la velocidad quecorresponde al régimen permanente, a la velocidad de las ondas, y H la presión estáticasobre el distribuidor.

El valor máximo del golpe directo 12 tiene lugar para 1 = 0, o sea para el casode cierre brusco y, por tanto, es el máximo que puede alcanzar en el distribuidor lapresión relativa

durante un cierre lineal cualquiera.Considera igualmente Allievi, el golpe de ariete límite o presión límite relativo

correspondiente al período perturbador, el cual obtiene por la ecuación:

Cuya solución positiva da:

Elevada al cuadrado dará el golpe límite o sea presión límite relativa, que corresponde alperíodo perturbado.

FIGURA 72

Los gráficos de las presiones ante el distribuidor pueden clasificarse en ciertonúmero de curvas típicas que muestra la figura 72, observándose en ellas que la máximapresión relativa 2max puede producirse al final de la primera fase, es decir,coincidiendo con el golpe directo, ó durante el final de una de las fases siguientes.

Para calcular la presión máxima 2max en un cierre lineal, se determina el golpedirecto i2 y el golpe límite 2max mediante las respectivas fórmulas; tomando para 2max elmayor valor de los hallados se obtiene un resultado con suficiente aproximación. En elcaso de cierre lineal lento, la sobrepresión decrece también linealmente desde eldistribuidor a la cámara de presión; por ello, en un punto a la distancia x a lo largode la tubería y desde el origen, la sobrepresión tendrá por valor:

Allievi ha establecido un ábaco, que permite en función de y , obtener lamáxima presión 2max para el cierre del obturador y para cualquier velocidad. Estudió,asimismo, el golpe de ariete en el caso de apertura del distribuidor (lineal) y tambiénha establecido como resumen de sus cálculos un ábaco, que permite determinar ladepresión máxima que se produce en este caso.

El valor de es, según hemos visto, función de la velocidad Vo, de régimenpermanente; pero si la tubería estuviese formada por varios tramos de distintosdiámetros, entonces la velocidad que habría que introducir en el valor de sería:

En la que L1, L2, L3...Ln, son las diversas longitudes, y V1, V2,... Vn, lasvelocidades correspondientes al caudal de agua de que se trate, en los varios diámetrosde cada uno de los tramos.

POZOS PIEZOMETRICOS (CHIMENEAS DE EQUILIBRIO):

Aun cuando la determinación de las dimensiones de los pozos piezométricos compete

al proyectista de la obra hidráulica, de los saltos de agua, por la relación queguardan con las tuberías forzadas y especialmente por la influencia que ejercen en lasobreregulación, manifestada por las variaciones de nivel en la chimenea de equilibrio,se estima de interés tratar esta cuestión para dar una idea de las dimensionesnecesarias a estos elementos de protección contra los golpes de ariete de la conducciónforzada.

En toda instalación que esté constituida por una galería de presión y que termineen una tubería forzada, las cuales conducen el agua a la turbina, se construye al finalde la galería un pozo piezométrico que tiene por objeto recibir la onda de sobrepresiónque circula de abajo hacia arriba en la tubería forzada, cuando se produce un cierre enel distribuidor de la turbina y que da origen a un golpe de ariete. De no existir estachimenea de equilibrio la onda de sobrepresión se transmitiría a la galería, lo cualhay que evitar y, por ello, cuando esta onda encuentra a la chimenea penetra en ella elagua hasta alcanzar una altura Z, conforme indica la figura 73.

FIGURA 73

Como las ondas de sobrepresión se repiten cambiando de signo (positivas onegativas) con valor decreciente, a causa del amortiguamiento producido por lasresistencias pasivas creadas por la circulación del agua, ésta se eleva y desciende enla chimenea sobre el nivel estático. Se repite la oscilación y así sucesivamente hastallegar finalmente al nivel correspondiente en el pozo piezométrico, según el caudalcirculante por las condiciones forzadas.

La oscilación del agua es de forma senoidal (figura 73) y el período T depende dela longitud L de la galería de presión y de las secciones f y F (que son respectivamentelas de la galería y las del pozo piezométrico), y tiene por valor:

Siendo el ángulo de inclinación de la chimenea de equilibrio (figura 74). Para pozosverticales = 90º.

FIGURA 74

Suponiendo que no se producen pérdidas de carga por causa de la circulación delagua existirá igualdad entre la energía cinética de aquella y la energía potencial dela misma, por lo cual podrá establecerse que:

En donde son: L la longitud (m) de la galería de presión, la sección (m2) de lagalería de presión, F la sección (m2) del pozo piezométrico, V la variación de lavelocidad del agua en la galería de presión (m/seg.), Z la variación vertical (m) delnivel del agua en la chimenea de equilibrio (con respecto al nivel estático del embalsealimentador), el ángulo de inclinación de la citada chimenea con la horizontal.Conocido los valores necesarios, podrá determinarse el de la amplitud de lasoscilaciones Z.

Si se trata de una chimenea de equilibrio vertical pero terminada en una cámarade expansión (figura 75), también cilíndrica, la igualdad anterior se convierte en lasiguiente:

FIGURA 75

En la cual son: Z2 la altura del agua [m] en el pozo piezométrico a partir del nivelestático, Z1 la altura del agua en la cámara de expansión a partir de su base [m]; F1 lasección horizontal [m2] del pozo piezométrico; F2 la sección horizontal [m2] de la cámarade expansión.

Para variaciones bruscas de la carga, la altura que adquiere el nivel del agua enlos pozos piezométricos tiene por valor:

Que alcanza su valor máximo cuando se produce la descarga total de la turbina yse cierra bruscamente el distribuidor. Entonces tiene lugar que DV = V, siendo V elvalor máximo de la velocidad del agua con la carga máxima y se verificará que:

Expresión que permite determinar aproximadamente las dimensiones que debe tenerel pozo piezométrico a fin de que las variaciones de altura del agua, positivas onegativas, con respecto al nivel estático, se mantengan dentro de un valor prudencial yespecialmente en estas últimas no descienda dicho nivel en tal forma que quede aldescubierto el vértice de la galería de presión, en cuyo caso penetraría el aire ydaría origen a los graves inconvenientes producidos por la formación de bolsas de aireen la referida galería.

Como se lleva indicado, estos razonamientos están fundamentados en la noexistencia de pérdidas de carga por la circulación del agua, y pueden aplicarse asímismo en los casos de descargas bruscas que se producen en un tiempo Tr £ 2L/a,siendo Tr el tiempo de cierre del distribuidor y a la celeridad de Allievi; paravariaciones de caudal que tienen lugar en un tiempo Tr > 2L/a, las amplitudes de lasoscilaciones serán tanto menores cuanto mayor sea el valor de Tr.

Cuando se tienen en cuenta las pérdidas de carga en la galería de presión (comoson: las de entrada del agua en la embocadura abocinada de la galería, las que originael paso del agua por la rejilla y por los dispositivos de cierre, y las debidas alfrotamiento del agua en las paredes de la galería), la amplitud de las oscilacionesviene modificada notablemente con respecto a la obtenida con las fórmulas anteriores.

El proceso de las oscilaciones de la columna de agua en el pozo piezométrico, quepermite la determinación de las dimensiones convenientes para éste, puede seguirseperfectamente por medio de un procedimiento gráfico.

La altura necesaria para la chimenea reúne garantías de la mayor seguridad porquedifícilmente se presentan durante el funcionamiento de la instalación casos en que seproduzcan el cierre brusco ó la apertura brusca del distribuidor de la turbina. Elprocedimiento gráfico da idea clara de la manera de conducirse el proceso de la marchadel agua en la chimenea de equilibrio. Puede reducirse la amplitud de las ondas decierre y apertura brusca del distribuidor de la turbina, con el empleo de dos cámarasde expansión instaladas en la chimenea de equilibrio, una por encima del nivel mediodel agua y la otra por debajo (figura 76).

FIGURA 76

Cuando se trata de limitar únicamente la amplitud de la onda se recurre a lachimenea de equilibrio con vertedero (figura 77).

FIGURA 77

También se utilizan pozos piezométricos con estrangulación (figura 78), cuya bocade estrangulamiento se fija por medio de modelo reducido porque su cálculo es muycomplicado.

FIGURA 78

FIGURA 79

Para limitar la amplitud de la onda se emplean chimeneas de equilibriodiferenciales (figura 79), que están constituidas por un tubo vertedero de pequeña seccióny en comunicación directa con la galería, pero que atraviesa la cámara de expansión.Las chimeneas de equilibrio diferenciales permiten recuperar el agua que sale por el tubovertedero y además presentan ventajas en cuanto a la estabilidad.

En instalaciones con largas tuberías de descarga a presión (figura 80) es

FIGURA 80

Necesario instalar a continuación de la salida del agua de la turbina un pozopiezométrico de sección suficiente para evitar el fenómeno de contragolpe de ariete, yademás para asegurar que adquirirá rápidamente la velocidad necesaria la masa de aguacontenida en la galería de desagüe.

También en estos pozos se verifica que la amplitud de la oscilación es menor concierre brusco del distribuidor que con apertura brusca.

En el caso de saltos de poca altura y en la maniobra de apertura, hay que teneren cuenta el efecto que la oscilación produce en el regulador de velocidad de laturbina, por el hecho de que para mantener la nueva carga se modificará la apertura deldistribuidor en relación con la oscilación producida.

La figura 80, muestra una instalación provista de pozos piezométricos antes ydespués de la turbina. El caso más desfavorable tendrá lugar cuando se sobreponen lamáxima depresión del nivel en la chimenea de equilibrio, antes de la turbina, con lasobreelevación en la chimenea después de la turbina, cosa por otra parte inevitabledebido a las distintas longitudes de las dos galerías de presión, la de aducción y lade descarga, que producen en sus respectivas chimeneas períodos de oscilacióndiferentes.

Para aminorar el efecto de las perturbaciones debidas a las variaciones de nivelen las chimeneas de equilibrio, sería necesario reducir el golpe de ariete, empleandoreguladores de presión muy sensibles y con perfecta compensación del caudal que circulapor la tubería, ó dimensionar ampliamente la chimenea prescribiendo para la turbina unmargen extra al caudal requerido y al de la potencia máxima con salto normal; de estemodo cuando sea mínima la altura del salto por sobreposición de las ondas oscilatorias,podrá absorber la turbina un caudal suficiente para producir la potencia máxima normal.

Si estos procedimientos no son constructivos ó resultan antieconómicos, puederecurrirse a las siguientes soluciones:

a) Instalar adecuadas resistencias (generalmente hidráulicas) para que automáticamente se inserten o desconecten del servicio a fin de que no varíe

la carga del grupo respectivo.b) Graduar el estatismo de varias centrales que funcionen en paralelo, de modo

que la de regulación inestable no intervenga en la repartición de la carga más que cuando las otras centrales (reguladas para más bajo grado de estaticidad)

hayan

llegado al máximo de su respectivo campo de regulación.c) Limitar la apertura del distribuidor de la turbina de forma que sea posible asegurar la estaticidad de la regulación, para determinadas cargas de la red.

REGULADORES AUTOMATICOS DE LAS TURBINAS:

Regulador estático estabilizado:

Cuando se produce una variación de carga en la turbina, es decir, se modifica elpar resistente, según se trate de aumento o disminución de dicho par, la turbinareducirá o aumentará el número de revoluciones con que estuviese en funcionamientoantes de producirse la variación de carga. Por esto, es preciso adaptar el trabajomotor al resistente y esto se lleva a cabo graduando convenientemente la entrada deagua, para que subiendo o bajando el caudal utilizado (puesto que la altura del saltono se habrá modificado), se disponga en cada momento de la potencia requerida y conello se obtendrá el número de revoluciones de funcionamiento normal de la turbina.

En las centrales pequeñas es posible efectuar esta regulación a mano; pero en lasinstalaciones expuestas a variaciones de carga de consideración es necesario laregulación automática.

El regulador automático es el alma de la turbina y su papel es importante.El regulador centrífugo que recoge las variaciones de velocidad producidas y cuyo

desplazamiento del manguito puede actuar sobre el mecanismo de apertura y cierre en laentrada de agua. Un ejemplo es el que se muestra en la figura 81.

FIGURA 81

Como es sabido, en los reguladores que actúan por la fuerza centrífuga, cuantomayor es el número de revoluciones más elevada es la posición del manguito, y por elloéste en su movimiento vertical, arrastra el mecanismo que actuará sobre la regulacióndel agua que penetra en la turbina.

Regulador para turbinas Francis:

FIGURA 82

La figura 82 representa un corte del regulador y en el dibujo aparecen numeradoslos elementos que lo componen. Está aquel formado por un carácter 1 que contiene aceitey sobre el cual se haya la bomba 2 movida desde el eje de la turbina por la polea 3. Labomba envía aceite a presión a la válvula de distribución 4, que por apropiadosconductos establece la comunicación con los dos cilindros 5 y 6 del servomotor. Dentrode estos cilindros se mueven los émbolos 7, que actúan sobre el árbol de regulación 8,por medio de una manivela 9. La válvula de distribución 4 se desplaza en el sentido decierre de la turbina obligada por el muelle 10,y en el sentido de la apertura por unservomotor de presión de aceite 11, alimentado por una pequeña bomba 12 arrastrada porel árbol vertical del taquímetro 13. Este árbol es a su vez accionado por el engranaje14 y la polea 15 que recibe por correa el movimiento, desde el árbol de la turbina. Elesfuerzo del muelle 10, viene en parte compensado por el contrapeso 40.

Las oscilaciones pendulares de contínua apertura y cierre de la turbina se evitanpor medio del freno de aceite (catarata) 20.

El volante 28 sirve para variar el número de revoluciones de la turbina durantesu funcionamiento. En el cilindro móvil del freno compensador 20, va roscado un volante29, sobre el cual puede apoyar la palanca 30 que mueve la válvula de distribución 4.Este volante se utiliza para hacer funcionar, a voluntad, la turbina con una cargafija, e impide que el regulador de la turbina abra el distribuidor más de lo que sehaya establecido. Dicho volante sirve también para la puesta en marcha y parada gradualde la máquina motriz.

El funcionamiento del regulador es el siguiente: el péndulo 13, movido por lapolea 15, actúa sobre la válvula de distribución 4 por medio de las palancas 21 y 30, ysegún sean las variaciones de velocidad se mueve dicha válvula en un sentido u otro,provocando el movimiento del servomotor y, por consiguiente, el del distribuidor de laturbina.

Tiempo invertido en la regulación: es el que transcurre desde el momento en quecomienza la variación de la carga, hasta que se ha establecido el equilibrio entre losesfuerzos motor y resistente. Reguladores de presión o descargadores sincrónicos:

Descripción de ellos: la sobrepresión producida por el golpe de ariete puedereducirse considerablemente con el empleo de los reguladores de presión, que estánconstituidos por una válvula de descarga que va unida al regulador de la turbina, demodo que al rápido cierre del distribuidor de aquella corresponda una simultáneaapertura de la referida válvula, que se habrá tratado previamente para mantener casiconstante el caudal que en el momento de empezar la regulación penetraba en el rodete,es decir, que circulaba por la tubería forzada.

Para no desperdiciar el agua, el cierre de la válvula debe hacerse seguidamentede haberse estabilizado el equilibrio entre los trabajos motor y resistente, pero conun tiempo del orden de 20 a 30 segundos para no dar origen a sobrepresiones.

FIGURA 83 La figura 83 se refiere al esquema de un regulador de presión para una turbina depequeña potencia.

FIGURA 84

La figura 84 muestra un regulador de presión (descargador de punzón). Acontinuación se describen los elementos que la componen:

600 - Armazón o cuerpo del descargador; 601 - Embolo de cierre; 602 - Asiento de empaquetadura; 603 - Barra de émbolo; 604 - Casquillo de la barra de émbolo; 606 - Cilindro de cierre; 607 - Empaquetadura de la barra del émbolo; 608 - Empaquetadura del émbolo del servomotor; 609 - Cruceta de guía; 615 - Diafragma de salida; 616 - Diafragma de entrada;

620 - Catarata de aceite; 621 - Embolo de catarata; 625 - Diafragma de la catarata; 630 - Varillaje de accionamiento;

650 - Válvula de prueba; 660 - Tubo de aireación; 738 - Filtro;

Reguladores para turbinas Pelton:

En esta clase de turbinas, la regulación de la velocidad se efectúa por medio dela aguja 5 (figura 85), la cual avanza o retrocede en el orificio de salida de latobera y reduce o aumenta la sección de paso, por lo cual, el caudal que impele larueda en forma de chorro disminuye o crece y lo mismo ocurre a la potencia del salto.

FIGURA 85

En el supuesto natural de que la altura de aquel permanezca constante; pero losfenómenos debidos al cierre del distribuidor dependen del tiempo empleado en estaoperación, por lo que conviene que éste sea largo para evitar las sobrepresionesdebidas al golpe de ariete; sin embargo, la duración del cierre lleva con sigo unaumento de velocidad en rotor del alternador y esto presenta un inconveniente.

Para evitarlo se utiliza con este tipo de turbina la doble regulación, queconsiste en desviar parte o la totalidad del chorro hacia el socaz y esto consuficiente rapidez para impedir la aceleración excesiva de las masas giratorias;realizado lo cual se va cerrando la aguja con mayor lentitud, para evitar lassobrepresiones producidas por el golpe de ariete.

FIGURA 86(De la página 86)El deflector o desviador 20 (figura 86), que se manda directamente desde el

regulador de velocidad desvía el chorro de agua 2, del rodete 3, en un tiempo muyreducido y de forma que éste no reciba energía. Esta desviación del chorro tiene lugar,hasta tanto que la aguja 5 haya tomado la posición correspondiente al nuevo estado.

Reguladores para turbinas Kaplan:

Como es sabido, estas turbinas, y con el fin de obtener excelentes rendimientospara grandes variaciones del caudal necesario y de la altura del salto, exigen que las

palas del rodete puedan moverse para recibir la inclinación conveniente. Por otraparte, también es necesario, como en las turbinas Francis, abrir o cerrar eldistribuidor para aumentar o disminuir el caudal que pasa por el rodete y cede a laturbina su energía potencial. El regulador deberá actuar por consiguiente sobre laspalas del distribuidor y sobre los alabes del rodete. El movimiento del distribuidor serealiza por medio de los ejes de regulación 230 y 230a y por la barra 250, que mueve elanillo y con él las palas distribuidoras. Estos ejes y barras son movidos por elservomotor del regulador, construido conforme a lo indicado para los reguladores de lasturbinas Francis.

Por lo que respecta a los movimientos de los alabes del rodete, el aceite esenviado por la distribución del regulador, mediante apropiadas tuberías a una caperuzadispuesta en la parte superior del eje vertical, que es hueco, y en la cual se hayanlas dos cámaras 441 y 442, la primera del lado de apertura y la segunda del lado decierre. En el propio árbol citado y debajo del alternador se haya situado el servomotorpara el movimiento de las palas del rodete y cuyo mecanismo de giro de los alabes seacciona por la barra 46. Los números 421 y 422 representan respectivamente loscilindros de apertura y de cierre. Se trata pues, de una regulación doble y con ella selogra el objeto perseguido.

En instalaciones de poca importancia puede efectuarse la regulación de la turbinacon el movimiento único de los alabes.

Maniobra de los reguladores de las turbinas:

Para los reguladores centrífugos el movimiento del péndulo puede hacerse pormedio de transmisión por correa o por transmisión mecánica rígida. También se emplea latransmisión eléctrica.

La transmisión por correas se usa en grupos de pequeña potencia y se haabandonado por la perjudicial influencia de que tan irregular transmisión ejerce sobreel regulador.

La transmisión mecánica presenta el inconveniente de transmitir al órgano deregulación las oscilaciones del árbol principal.

El sistema de transmisión eléctrica es generalmente adoptado porque consiste elperfecto sincronismo en el movimiento del regulador centrífugo. Tal sistema consiste ensustituir la transmisión por correa mecánica, por un motorcito eléctrico alimentado conla misma frecuencia del grupo.

La alimentación del pequeño motor se efectúa por medio de un pequeño alternadorauxiliar acoplado a la extremidad del árbol del grupo, y también por medio de laexitatriz auxiliar que funciona a tensión constante (provista esta de tres anillosderivados del arrollamiento rotórico).

Influencia de la longitud de la tubería en la regulación:

Las condiciones de estabilidad de los reguladores son más desfavorables cuandolas turbinas están alimentadas por largas tuberías forzadas. Interviene entonces elfenómeno del golpe de ariete y es necesario que la rapidez de intervención delregulador sea mantenida entre ciertos límites.

Variación momentánea de las revoluciones de una turbina, al variar la carga en el generador:

Si la variación de la potencia se efectuase gradualmente, esto es, en un tiempo

suficientemente largo que permitiera al regulador actuar también con lentitud sobre los

órganos de mando del distribuidor de la turbina, las variaciones de velocidad quedaríandentro de un cierto límite, determinado por la estaticidad y por la sensibilidad delregulador.

Pero si la variación de la potencia resistente se efectúa bruscamente, esto es,en tiempo insuficiente para la maniobra lenta de los órganos de regulación, seproducirá una variación transitoria de velocidad y el valor normal de ésta serestablecerá después de un cierto tiempo (dependiente del momento de inercia de lasmasas giratorias, y de las características del funcionamiento del regulador).

Reguladores eléctricos para turbinas:

El empleo de generadores con potencias crecientes, que están interconectados conlos de otras centrales, ha tenido también repercusión en los reguladores de lasturbinas.

Los grandes caudales necesarios al funcionamiento de éstas llevan consigo ciertasdificultades en sus respectivos reguladores, ya que los órganos de estabilización debencumplir condiciones especiales. Por otra parte, la regulación frecuencia-potencia, cuyaimportancia va aumentando a medida que se desarrolla la interconexión de centrales,tienen para los reguladores nuevas exigencias.

En la actualidad se emplean los péndulos movidos por medio de un motor síncrono,que es alimentado por un alternador especial. El conjunto motor-alternador forma comoun árbol eléctrico; por ello el péndulo accionado eléctricamente es en realidad unfrecuencímetro y de aquí nació la idea de medir directamente la frecuencia por mediospuramente eléctricos.

Los reguladores eléctricos se hayan dotados de gran sensibilidad y permiten elfuncionamiento en paralelo de varias máquinas con estatismo reducido, el cual puedemodificarse en servicio de 0% a 6%. Funcionan además correctamente con la regulaciónfrecuencia-potencia.

El regulador eléctrico de estatismo transitorio está representadoresquemáticamente en la figura 87. En ella son: 1 turbina, 2 alternador, 3 alternador-piloto, 4 armario para el aparellaje, 5a bobina móvil, 5b amplificador hidráulico, 6válvula de distribución-piloto, 7 servomotor, 8 válvula de distribución de mando, 9servomotor principal, 10 válvula de cierre para el paso del agua al rodete, 11dispositivo de ajuste de la frecuencia, 12 dispositivo para el ajuste de carga, 13variómetro para el circuito proporcional, 14 variómetro para el estatismo, 15variómetro para el estatismo transitorio, y 16 condensador diferenciador.

FIGURA 87

CASA DE MAQUINAS:

Ubicación:

Las consideraciones hechas en el estudio de las condiciones topográficas ygeológicas de la zona del aprovechamiento, así como el estudio de la conducción forzadao no, del agua han indicado o indicarán la posición más conveniente de la casa demáquinas.

Solo resta decir que, con el fin de no encarecer la obra y perder altura útil, sedispone la casa me máquinas lo más cerca posible de la descarga en el río o el lago.Ello significará un canal de fuga lo más corto posible.

Se insiste en que no debe descuidarse el aspecto geológico para las fundacionesde los equipos.

Disposición de la maquinaria:

El elemento básico o modular de la estructura lo constituyen las dimensiones delgrupo, que definirá la distancia entre ejes de máquinas, así como también influirá eltipo de instalación de la máquina.

A dichos efectos puede adoptarse dos soluciones para la disposición del eje derotación: a) de eje horizontal, b) de eje vertical.

En general los grupos pequeños se construyen de eje horizontal mientras que losde mayor potencia se disponen de eje vertical.

La aplicación de la teoría de la lubricación hidrodinámica al proyecto delcojinete de empuje capaces de soportar grandes cargas con relativas pequeñasdimensiones y en forma sumamente simple ha impuesto de preferencia la solución a ejevertical a fin de reducir el volumen de la casa de máquinas (figura 88).

FIGURA 88 La alimentación se hará en forma individual en bajas caídas, mientras que paracaídas de más de 20 a 30 metros se prefiere la alimentación mediante un solo conductocon bifurcaciones (pantalón) en el extremo final. Los factores económicos y de seguridad en el funcionamiento indicarán el númerode tuberías de alimentación. Infraestructura: En las centrales con máquinas de eje horizontal la infraestructura solo llevaalojado los tubos de aspiración y por lo general la tubería forzada de alimentación,válvulas y descargadores en el caso que corresponda. En las de cámara abierta, porejemplo, sólo se dispone el tubo de aspiración. En las centrales con máquinas de eje vertical, la infraestructura puede alojaríntegramente al grupo. En un primer caso el generador se dispone por debajo del piso dela sala de máquinas y los subsuelos podrán distinguirse así: 1º subsuelo: sala de generadores con sus correspondientes pasajes paralos cables conductores y tuberías de ventilación de los campos delgenerador (a aire o a agua). 2º subsuelo: sala de turbinas, a cuyo nivel irán también los reguladoreso los servomecanismos por ello accionados y los descargadoressincrónicos. También puede disponerse en este subsuelo las turbinas auxiliares ylos servicios de aire comprimido y de anhídrido carbónico. 3º subsuelo: obras de descarga; tubos de aspiración, descarga delas turbinas auxiliares y bombas de drenaje de filtraciones y pérdidas. En la parte más profunda de la infraestructura se dispondrá una galería querecogerá todas las aguas tanto de filtraciones como de pérdidas y las conducirá hastaun pozo de drenaje de donde las extraerá un equipo de bombeo. En un segundo caso, se dispone el generador por encima del nivel de la sala demáquinas; mientras los demás elementos se disponen de manera similar.

En ambas disposiciones, por lo general, se ubica al generador encima de la cotade máxima creciente en la descarga, mientras que el rotor de la tubería queda ubicadopor la altura de aspiración positiva o negativa. Encima del generador se disponen la exitatriz principal y la secundaria, en sucaso. Los sistemas de cojinetes, apoyos, ejes, etc., del generador dependen de cadacasa constructora en general (figura 89).

FIGURA 89 Supraestructura: La supraestructura comprende la sala de máquinas y los locales auxiliares paratableros, celdas de alta tensión, oficinas, talleres, depósitos, locales sanitarios,etc. Si la central funciona aislada, se debe prever además un grupo de reserva paraponer en marcha la central estando detenida. Los servicios de emergencia (iluminación,etc.) los atiende el sistema de baterías. Salvo la sala de máquinas, los demás locales se ubican generalmente en unedificio adosado lateralmente, ya sobre las tuberías, ya sobre los tubos acodados deaspiración, o bien en el frente o contrafrente. Debajo de este edificio, a la altura dela sala de generadores o de turbinas se dispone el túnel de cables que permitirá elpasaje de los conductores que interconectarán: generadores, celdas de alta tensión yestación de transformación ubicada esta última casi siempre externamente a la central. Según la característica de la sala de máquinas podrá distinguirse: a) Central intemperie; b) Central cubierta; c) Central subterránea;

En las del tipo intemperie la sala de máquinas no se cubre, y los localesauxiliares se disponen a la altura de la infraestructura. Por necesidades de montaje habrá que prever un puente grúa capaz de mover lapieza más pesada de la instalación (figura 90). En este caso se dispone un pórtico

rodante que lleva en su larguero los rieles sobre los que se mueve un guinche eléctricoprincipal y otro auxiliar de menor potencia.

FIGURA 90

Este tipo de central podrá proyectarse en aquellos lugares que el clima lopermita.

En las centrales cubiertas, el tipo más común hasta ahora, se cierra totalmenteel recinto de los generadores o de los grupos, aprovechándose la estructura de lasparedes para apoyar los rieles longitudinales sobre los que se moverá el puente grúa.

El tablero podrá ubicarse según la potencia de la central en la misma sala demáquinas o en local aparte; en este caso se dispondrá una amplia comunicación entreambos.

La altura H del puente grúa deberá fijarse de acuerdo a la longitud de la mayorpieza o conjunto de piezas que se debe montar. Por ejemplo, el rotor de una Kaplan consu eje. En ancho de la sala de máquinas queda impuesto por la ubicación de la válvulade seguridad que debe poderse montar o desmontar mediante el puente grúa y laposibilidad de fundar las columnas aguas abajo de los pórticos fuera de la cámaraespiral.

El largo de la sala de máquinas se determinará por la distancia entre gruposdefinida por la cámara espiral más un espacio suficiente para proceder al montaje ymanipuleo de las piezas antes de ubicarlas en su lugar definitivo. Este espacio sedispone inmediato al portón de entrada que también se calculará de modo de dejar elpaso suficiente a la mayor pieza colocada sobre el cocodrilo para que la pueda tomar elpuente grúa. Esta pieza de mayor volumen no pertenece a la central en sí, sino a laestación transformadora; se trata precisamente de los transformadores, que también enservicio, deben poderse trasladar a la sala de montaje dentro de la sala de máquinaspara proceder a su reparación.

El túnel de cables así mismo, saldrá de la central y recorrerá la estacióntransformadora hasta los transformadores (túnel de cables principales) o bien hasta losaparatos de protección, disyuntores, seccionadores, descargadores de tensión, etc.(túnel de cables auxiliares). Por lo general se lo divide en dos ramas. En las paredesdel túnel se colocan bandejas o soportes para ubicar sobre ellos los conductores.

La descripción hecha corresponde a una central que puede considerarse completa.Diversas circunstancias harán que deban proyectarse la central en distintas formas. En

los manuales y libros especializados podrá consultarse distintas soluciones a casos yarealizados.

FIGURA 91

En el caso de tipo subterráneo, impuesto por razones topográficas, toda la central se

halla incluida en la ladera, de modo que la sala de máquinas, quede delimitada por lapropia excavación, que podrá o no revestirse según la calidad del material del terreno.

FIGURA 92

CANAL DE FUGA:

Finalmente, para producir los efluentes de la máquina hasta el río habrá de

disponer en muchos casos de un canal de fuga. Si bien puede faltar cuando la centralestá ubicada justamente al margen de un río o lago; en muchos casos este canal tienedimensiones muy importantes.

VERTEDEROS:

Aplicación:

El vertedero se adapta para la medición de gastos pequeños y medianos.

Vertimiento perfecto:

El vertedero debe construirse de manera que el vertimiento sea perfecto, aún paralas mayores cargas.

La altura debe ser suficiente para que la lámina vertiente se destaquecompletamente del vertedero, es decir, para que entre ella y la pared del vertederoexista un espacio de aire, en el cual reine una presión casi igual a la presiónatmosférica.

Límites de aplicación:

Los límites siguientes, relativos a las dimensiones del vertedero, deberán serrespetados:

Ancho del vertedero b 0,25 m Altura de la pared del vertedero s 0,30 m

Vertedero rectangular sin contracción lateral:

Este tipo de vertedero se utilizará preferentemente a todos los otros por ser elque posee las bases experimentales más sólidas y da los resultados más seguros.

FIGURA 93

Vertedero rectangular con contracción lateral:

Si no es posible utilizar un vertedero sin contracción lateral, se empleará unvertedero rectangular con contracción lateral.

Particularmente, éste será el caso cuando sea difícil la construcción de undispositivo de aireación suficiente o cuando las paredes del canal de fuga no sonlisas, lo cual ocurre frecuentemente en las instalaciones de alta caída.

El empleo de un vertedero con contracción lateral puede justificarse tambiéncuando permite aumentar la carga, lo cual favorece la precisión de las mediciones.

FIGURA 94

Formas especiales de vertederos:

Los vertederos de forma especial, en V, circular, etc., no se emplean sino encasos particulares y siempre deberán ser tratados en las condiciones de explotación dela central.

Ubicación del vertedero:

El vertedero será ubicado preferentemente en el canal de alimentación. Si esto noes posible y se lo instala en el canal de fuga, será preciso que se encuentresuficientemente alejado de la salida de la turbina, para que las burbujas de airecontenidas en el agua puedan escaparse a la atmósfera antes de alcanzar el vertedero.

Canal de medida, aguas arriba del vertedero:

El canal aguas arriba del vertedero debe ser rectilíneo, de sección constante, deparedes lisas, verticales y paralelas y de solera horizontal, en una longitud no menorde 20 veces la carga máxima.

Canal de fuga, aguas abajo del vertedero:

El nivel de agua, agua abajo del vertedero, deberá encontrarse por lo menos 0,3mó 0,5 hmáx debajo de la cresta (vertimiento perfecto) luego: 0,3 m s1 0,5 hmáx

Instalación:

El vertedero con contracción lateral debe disponerse simétricamente, coincidiendoel centro de la escotadura con el eje del canal.

Pared del vertedero:

La pared del vertedero se dispondrá perpendicularmente al fondo y a las paredes

del canal; su parámetro aguas arriba deberá ser absolutamente liso y llano, y nopresentar ninguna aspereza.

Es recomendable prever una abertura para el vaciado, en la base del vertedero.

Cresta del vertedero:

La pared del vertedero debe ser metálica y se ejecutará exactamente como loindica la figura.

CROQUIS DE LA PARTE SUPERIOR DEL VERTEDERO

FIGURA 95

La arista vertiente será de cantos agudos como así también las aristas lateralesde los vertederos con construcción lateral, las que se construirán conforme a lafigura.

Para evitar el peligro de la oxidación, se recomienda ejecutar las aristas enmetal inoxidable; por ejemplo, en acero inoxidable o en latón.

ALGUNOS DATOS CARATERISTICOS:

Citemos, a título de ejemplo, datos principales de algunas centraleshidroeléctricas. Central Futaleufú, de la Empresa del Estado Agua y Energía Eléctrica: Salto normal de operación: 147,5 mts. Caudal normal: 83,28 mts3/s para cada máquina. Potencia nominal de carga grupo: 112 MW y 118 MVA. Tipo de turbina: Francis. Potencia total instalada: 448 MW (cuatro grupos). Velocidad de rotación: 230,8 RPM. Factor de potencia: 0,95. Tensión de generación: 13,8 KV. Frecuencia: 50 c/s. Central Salto Grande, de la Comisión Mixta de Argentina y Uruguay: Salto normal de operación: 25,7 mts. Caudal normal: 550 mts3/s para cada máquina. Potencia nominal de carga grupo: 135 MW y 150 MVA. Tipo de turbina: Kaplan. Potencia total instalada: 1.620 MW (doce grupos). Velocidad de rotación: 75 RPM. Factor de potencia: 0,90. Tensión de generación: 12,5 KV. Frecuencia: 50 c/s.

A efectos de apreciar la variación del rendimiento con la carga, veamos que paralas turbinas de Futaleufú, los rendimientos son: a 100 % de la carga, 94,7 % a 90 % de la carga, 94,3 % a 80 % de la carga, 92,7 %

Energía hidráulica . Es la energía que se obtiene de la caída del agua desde cierta altura a un nivel inferior lo que provoca el movimiento de ruedas hidráulicas o turbinas. La hidroelectricidad es un recurso natural disponible en las zonas que presentan suficiente cantidad de agua. Su desarrollo requiere construir pantanos, presas, canalesde derivación, y la instalación de grandes turbinas y equipamiento para generar electricidad. Todo ello implica la inversión de grandes sumas de dinero, por lo que no resulta competitiva en regiones donde el carbón o el petróleo son baratos, aunque el coste de mantenimiento de una central térmica, debido al combustible, sea más caro que el de una central hidroeléctrica. Sin embargo, el peso de las consideraciones medioambientales centra la atención en estas fuentes de energía renovables.

Presa NorrisEn 1933, el Congreso de Estados Unidos creó un organismo, llamado Autoridad del Valle del Tennesse, para desarrollar los recursos naturales de la zona. La presa Norris del río Clinch, que vemos aquí, fue una de las primeras construidas. Se acabóen 1936, y recibió el nombre de George William Norris, creador del citado organismo.

Turbinas hidráulicas

Las turbinas hidráulicas se emplean para aprovechar la energía del agua en movimiento. La turbina Kaplan es semejante a la hélice de un barco. Las amplias palas o álabes de la turbina son impulsadas por agua a alta presión liberada por unacompuerta. La turbina Pelton es un modelo del siglo XIX cuyo funcionamiento es más parecido al de un molino de agua tradicional. La rueda gira cuando el agua procedente del conducto forzado golpea sus paletas o álabes. El agua sale a gran presión por la tobera e impulsa los álabes que hacen girar un eje.

El tipo más antiguo y más simple de turbina hidráulica es la rueda hidráulica, utilizada por primera vez en Grecia y utilizada durante la antigüedad y la edad media para moler cereales. Consistía en un eje vertical con un conjunto de aspas o palas radiales situadas en una corriente de agua a gran velocidad. La potencia de la rueda era de unos 0,5 caballos de vapor (CV). La rueda hidráulica horizontal (o sea, un eje horizontal conectado a una rueda de palas vertical), descrita por primera vez por el arquitecto e ingeniero romano Marco Vitruvio Polión en el siglo I a.C., tenía el segmento inferior de la rueda de palas insertada en la corriente, y actuaba como una rueda hidráulica de empuje inferior.

Hacia el siglo II d.C. se empezó a utilizar en las regiones montañosas la rueda hidráulica de empuje superior. En este caso, el agua se vertía sobre las palas desde arriba, y se obtenía energía adicional de la inercia del agua en su caída. En la edad media la potencia máxima de la rueda, fabricada con madera, aumentó de 3 a 50 CV.

La transición de la rueda hidráulica a la turbina es sobre todo semántica. El primer intento de formular la base teórica para el diseño de ruedas hidráulicas en el siglo

XVIII corresponde al ingeniero civil británico John Smeaton, que demostró que la ruedade empuje superior era más eficaz. Sin embargo, el ingeniero militar francés Jean Victor Poncelet diseñó una rueda de empuje inferior cuyas palas curvadas aumentaban elrendimiento casi un 70%. El uso de esta máquina se extendió rápidamente. Otro ingeniero militar francés, Claude Burdin, inventó el término turbina, como parte de unanálisis teórico en que se daba una gran importancia a la velocidad de rotación. Benoit Fourneyron, un alumno de Burdin en la Escuela de Minería de Saint Étienne, diseñó y construyó ruedas que alcanzaban velocidades de rotación de 60 r.p.m. (revoluciones por minuto) o más y que proporcionaban hasta 50 CV en las factorías metalúrgicas francesas. Por último, Fourneyron construyó turbinas que trabajaban a 2.300 r.p.m., desarrollando 60 CV y un rendimiento de más del 80%.

A pesar de esta eficiencia excepcional, la turbina de Fourneyron tenía algunos inconvenientes causados por el flujo centrífugo del agua que la atravesaba. Esto provocaba problemas si se reducía el flujo de agua o su carga. El ingeniero estadounidense nacido en Gran Bretaña James B. Francis diseñó una turbina en la que elflujo se producía hacia el interior. La llamada turbina de reacción o turbina Francis se convirtió en la turbina hidráulica más utilizada con presiones de agua, o alturas de caída, equivalentes a una columna de agua de 10 a 100 m. Este tipo de turbina funciona debido a la expansión del agua mientras fluye a través de los espacios entre las palas, lo que produce una fuerza neta, o reacción, con un componente tangencial que pone la rueda en movimiento.

La rueda Pelton, cuyo nombre proviene del ingeniero estadounidense Lester Allen Pelton, se empezó a aplicar durante la segunda mitad del siglo XIX, en instalaciones donde la presión del agua era equivalente a una columna de agua de entre 90 y 900 m. En este tipo de turbinas el agua se conduce desde un depósito a gran altura a través de un canal o una conducción forzada hasta una boquilla eyectora que convierte la energía cinética del agua en un chorro a presión. Dado que la acción de la rueda Pelton depende del impulso del chorro sobre ella, en lugar de la reacción del agua en expansión, este tipo de turbina se denomina también turbina de acción.

El aumento de las necesidades de energía hidroeléctrica durante los albores del siglo XX puso de manifiesto la necesidad de turbinas que pudieran aprovechar caídas de agua de 3 a 9 m, que podrían utilizarse en muchos ríos construyendo pequeños embalses de agua. En 1913, el ingeniero austríaco Viktor Kaplan planteó por primera vez la turbinade hélice, que actúa al contrario que la hélice de un barco. Kaplan mejoró la turbina haciendo que las palas pudieran pivotar sobre su eje. Los distintos ángulos de las palas aumentaban el rendimiento ajustando el ángulo al volumen de la caída de agua.

Para mantener una salida constante de voltaje en una instalación hidroeléctrica la velocidad de la turbina debe mantenerse constante, independientemente de las variaciones de la presión del agua que las mueve. Esto requiere gran número de controles que, tanto en la turbina de Francis como en la de Kaplan, varían el ángulo de las palas. En las instalaciones de ruedas Pelton, el flujo del agua se controla abriendo y cerrando las boquillas eyectoras. En este caso, se utiliza una boquilla de derivación de descarga, dado que los cambios rápidos de corriente en canales de caída largos podrían producir aumentos repentinos en la presión, llamados martillos de agua,que pueden ser muy dañinos. Con estos ajustes, se mantiene constante el flujo de agua a través de las boquillas. Para ello se cierran las boquillas de descarga, lo que se hace con mucha lentitud para evitar martillos de agua.

Avances en el diseño de las turbinas

La tendencia en las turbinas hidráulicas modernas es utilizar caídas mayores y máquinas más grandes. Según el tamaño de la unidad, las turbinas Kaplan se utilizan encaídas de unos 60 m, y en el caso de las turbinas Francis de hasta 610 m. La instalación de caída más alta del mundo (1.770 m) se encuentra en Reisseck, en Austria, y las turbinas más grandes del mundo están en una planta generadora de la presa de Itaipú, entre Paraguay y Brasil, donde se utilizan 18 turbinas de tipo Francis de 700 MW de potencia cada una, que consiguen un total de 12.600 MW.

Muchas de las pequeñas instalaciones en presas construidas antes de 1930 han sido abandonadas debido a su alto coste de mantenimiento y la mano de obra que requieren. Sin embargo, el aumento de los costos de los combustibles fósiles ha hecho volver la mirada hacia este tipo de sistemas de poca caída. Con el desarrollo de turbinas de hélice normalizadas con ejes casi horizontales, las instalaciones pequeñas han recuperado su atractivo original.

Se han diseñado turbinas que actúan como bombas cuando funcionan a la inversa, invirtiendo el generador eléctrico para que funcione como un motor. Dado que no es posible almacenar la energía eléctrica de forma económica, este tipo de bombas turbinase utiliza para bombear agua hacia los embalses, aprovechando la energía eléctrica generada por las centrales nucleares y térmicas durante las horas de poco consumo. El agua embalsada se emplea de nuevo para generar energía eléctrica durante las horas de consumo elevado. En los últimos años se han desarrollado turbinas para caídas de hasta 600 m y con capacidades de más de 400 MW.

Presa

Los motivos principales para construir presas son concentrar el agua del río en un sitio determinado, lo que permite generar electricidad, regular el agua y dirigirla hacia canales y sistemas de abastecimiento, aumentar la profundidad de los ríos para hacerlos navegables, controlar el caudal de agua durante los periodos de inundaciones y sequía, y crear pantanos para actividades recreativas. Muchas presas desempeñan varias de estas funciones.

La primera presa de la que se tiene constancia se construyó en Egipto en el 4000 a.C. para desviar el cauce del Nilo y proporcionar más terreno a la ciudad de Menfis. Muchas presas de tierra antiguas, como las construidas por los babilonios, formaban parte de un complejo sistema de riego que transformaba regiones no productivas en fértiles vegas capaces de mantener a grandes poblaciones. Muy pocas de más de un siglode antigüedad se mantienen en pie debido a los destrozos de las inundaciones periódicas. La construcción de presas de altura y capacidad de almacenamiento considerables, casi indestructibles, se hizo posible gracias al desarrollo del cementoPortland, del hormigón, y al uso de máquinas para mover tierra y equipamiento para el transporte de materiales.

El control y la utilización del agua mediante presas afecta de modo importante las posibilidades económicas de grandes áreas.

Diseño de la presaUna presa debe ser impermeable las filtraciones a través o por debajo de ella deben ser controladas al máximo para evitar la salida del agua y el deterioro de la propia estructura. Debe estar construida de forma que resista las fuerzas que se ejercen sobre ella. Estas fuerzas que los ingenieros deben tener en cuenta son: la gravedad (que empuja a la presa hacia abajo) la presión hidrostática (la fuerza que ejerce el agua contenida), la presión hidrostática en la base (que produce una fuerza vertical

hacia arriba que reduce el peso de la presa), la fuerza que ejercería el agua si se helase, y las tensiones de la tierra, incluyendo los efectos de los sismos.

Cuando se valora el mejor emplazamiento para construir una presa, el riesgo de terremotos forma parte del análisis geológico. Además, los geólogos deben determinar qué tipo de terreno está expuesto a filtraciones y cuál puede soportar el peso de la presa y el agua que contendrá detrás de ella.

Análisis geológicos inadecuados han tenido consecuencias catastróficas. Un ejemplo es el desastre ocurrido con la presa Vaiont, en los Alpes italianos. El 9 de octubre de 1963 perdieron la vida 4.000 personas cuando un desprendimiento de rocas detrás de la presa produjo una enorme ola que rebasó los 265 m de la estructura de hormigón. La fuerza de esta ola, al caer desde una altura tan grande, devastó varios kilómetros de valle río abajo. Varios factores geológicos fueron responsables del desprendimiento, sobre todo el debilitamiento de las paredes de roca, inestable en el agua embalsada.

Altura de la presa

Presa de arco de KaribaLa presa de Kariba está situada en la frontera entre Zambia y Zimbabwe. Permite controlar las inundaciones y produce energía hidroeléctrica para ambos países. Una carretera pública recorre el borde de la presa, que separa el lago Kariba del río Zambeze. La característica forma de arco de la presa, distribuye uniformemente la presión del agua a lo largo de la estructura.

La altura de la presa está limitada por la topografía de su emplazamiento, aunque otrosfactores pueden determinar una altura máxima menor. Si la función principal de la presaes la obtención de energía la altura es un factor crítico, ya que la energía potencialdel agua embalsada es mayor cuanto mayor es la altura a la que se encuentra. Si lapresa es de contención el factor más importante es la capacidad de almacenamiento. Elvolumen de agua embalsada es mayor cuanto más alta es la presa. Otros factores son lautilidad y el valor de las tierras que quedarán sumergidas, y si las aguas afectarán aimportantes vías de comunicación.

AliviaderosDespués de determinar el nivel del embalse en condiciones normales, hay que establecerlos procedimientos que aseguren que este nivel no se supere. Los aliviaderos son necesarios para descargar el excedente de agua para que éste no dañe la presa, la central eléctrica ni la ribera del río delante de la presa. El tipo de aliviadero más común es el derrame. Este sistema consiste en que una zona de la parte superior es másbaja. Para permitir el aprovechamiento máximo de la capacidad de almacenamiento estas partes más bajas están cerradas con unas compuertas móviles. En algunas presas, los excedentes de agua son tan grandes que hay aliviaderos en todo el ancho de la presa, de forma que la estructura es una sucesión de pilares que sujetan compuertas levadizas. Otro tipo de aliviadero es el salto de agua, un canal de hormigón ancho, con mucha pendiente, que se construye en la base de algunas presas de altura moderada.

Las grandes presas de bóveda construidas en cañones rocosos río abajo paredes demasiado inclinadas para utilizar aliviaderos de derrame. Un ejemplo de esto es la presa Hoover, en el río Colorado (EEUU), en la que se utilizan vertederos de pozo, queconsisten en un conducto vertical que conduce agua del embalse, cuando el nivel es alto, hasta un conducto horizontal que atraviesa la presa y la lleva río abajo.

DesaguaderosAdemás de los aliviaderos, que aseguran que el embalse no rebase la presa, los desaguaderos son necesarios para extraer de modo constante agua del embalse. El agua extraída puede descargarse río abajo, puede llevarse a los generadores para obtener energía hidroeléctrica o puede utilizarse para riego. Los desaguaderos son conductos otúneles cuyas entradas se encuentran a la altura del nivel mínimo del embalse. Estas tomas poseen unas compuertas o válvulas que regulan la entrada de agua.

Protección contra la erosiónHay que evitar que el agua que se envía río abajo erosione la base de la presa. Para reducir la velocidad del agua se construyen unos embalses llamados cuencas amortiguadoras, que forman parte de las estructura de la presa. Existen dos tipos de estructura que se utilizan para disipar la energía destructiva que lleva el agua al caer. Uno en el que el flujo rápido y de poca profundidad que baja de la presa se convierte en un flujo profundo y lento al hacerlo pasar por una falda horizontal o poco inclinada de hormigón, construida río abajo desde la base de la presa. En el otrotipo la base de la presa tiene una forma que desvía el flujo, que baja a gran velocidad, hacia arriba y lo hace girar. Este giro disipa la energía destructiva del agua.

Tipos de presaLas presas se clasifican según la forma de su estructura y los materiales empleados. Las grandes presas pueden ser de hormigón o de elementos sin trabar. Las presas de hormigón más comunes son de gravedad, de bóveda y de contrafuertes. Las presas de elementos sin trabar pueden ser de piedra o de tierra. También se construyen presas mixtas, por ejemplo de gravedad y de piedra, para conseguir mayor estabilidad. Además,una presa de tierra puede tener una estructura de gravedad de hormigón que soporte losaliviaderos. La elección del tipo de presa más adecuado para un emplazamiento concretose determina mediante estudios de ingeniería y consideraciones económicas. El coste decada tipo de presa depende de la disponibilidad en las cercanías de los materiales para su construcción y de las facilidades para su transporte. Muchas veces sólo las características del terreno determinan la elección del tipo de estructura.

Presas de gravedad

Las presas de gravedad son estructuras de hormigón de sección triangular; la base es ancha y se va estrechando hacia la parte superior; la cara que da al embalse es prácticamente vertical. Vistas desde arriba son rectas o de curva suave. La estabilidad de estas presas radica en su propio peso. Es el tipo de construcción más duradero y el que requiere menor mantenimiento. Su altura suele estar limitada por la resistencia del terreno. Debido a su peso las presas de gravedad de más de 20 m de altura se construyen sobre roca. La presa Grande Dixence, en Suiza, que se terminó de construir en 1962, tiene una altura de 284 m y es una de las más grandes del mundo. Tiene una estructura de hormigón de gravedad de 700 m de longitud, construida sobre roca.

Presas de bóvedaEste tipo de presa utiliza los fundamentos teóricos de la bóveda. La curvatura presenta una convexidad dirigida hacia el embalse, así la carga se distribuye por todala presa hacia los extremos; las paredes de los estrechos valles y cañones donde se suele construir este tipo de presa. En condiciones favorables, esta estructura necesita menos hormigón que la de gravedad, pero es difícil encontrar emplazamientos donde se puedan construir.

Presas de contrafuertesLas presas de contrafuertes tienen una pared que soporta el agua y una serie de contrafuertes o pilares, de forma triangular, que sujetan la pared y transmiten la carga del agua a la base. Estas presas precisan de un 35 a un 50% del hormigón que necesitaría una de gravedad de tamaño similar. Hay varios tipos de presa de contrafuertes: los más comunes son de planchas uniformes y de bóvedas múltiples. En las de planchas uniformes el elemento que contiene el agua es un conjunto de planchas que cubren la superficie entre los contrafuertes. En las de bóvedas múltiples, éstas permiten que los contrafuertes estén más espaciados.

A pesar del ahorro de hormigón las presas de contrafuertes no son siempre más económicas que las de gravedad. El coste de las complicadas estructuras para forjar elhormigón y la instalación de refuerzos de acero suele equivaler al ahorro en materiales de construcción. Pero este tipo de presa es necesario en terrenos poco estables.

Presas de elementos sin trabarLas presas de piedra o tierra y los diques son las estructuras más usadas para contener agua. En su construcción se utiliza desde arcilla hasta grandes piedras. Las presas de tierra y piedra utilizan materiales naturales con la mínima transformación, aunque la disponibilidad de materiales utilizables en los alrededores condiciona la elección de este tipo de presa. El desarrollo de las excavadoras y otras grandes máquinas ha hecho que este tipo de presas compita en costes con las de hormigón. La escasa estabilidad de estos materiales obliga a que la anchura de la base de este tipode presas sea de cuatro a siete veces mayor que su altura. La cuantía de filtraciones es inversamente proporcional a la distancia que debe recorrer el agua; por lo tanto, la ancha base debe estar bien asentada sobre un terreno cimentado.

Las presas de elementos sin trabar pueden estar construidas con materiales impermeables en su totalidad, como arcilla, o estar formadas por un núcleo de materialimpermeable reforzado por los dos lados con materiales más permeables, como arena, grava o roca. El núcleo debe extenderse hasta bastante más abajo de la base para evitar filtraciones.

Construcción de presas

Sección transversal de una presa

En las presas se genera electricidad liberando un flujo controlado de agua a alta presión a través de un conducto forzado. El agua impulsa unas turbinas que mueven los generadores y producen así una corriente eléctrica. A continuación, esta corriente elevada de baja tensión pasa por un elevador de tensión que la transforma en una corriente reducida de alta tensión. La corriente se transporta por cables de alta tensión hasta las subestaciones eléctricas donde se reduce la tensión para ser empleada por los usuarios. El agua sale de la presa por el desagüe.

Un aspecto importante de la construcción de presas es la desecación y preparación de los cimientos. La desecación se consigue normalmente mediante una o varias ataguías, diseñadas para eliminar el agua del terreno donde se va a construir la presa. Las ataguías pueden ser presas de tierra o conjuntos de chapas de acero asentadas sobre pilotes y sujetas con tierra. También se deben construir ataguías a los lados del río para evitar el desbordamiento de su curso antes y después de la presa, y túneles rodeando la presa para conducir el agua. Estos túneles pueden aprovecharse cuando se haya terminado la presa. Si las condiciones topográficas impiden la construcción de túneles, la presa se debe realizar en dos etapas. Primero se instala una ataguía que deseca la mitad del ancho del río y se construye la base de esa mitad de la presa. Después se elimina esta ataguía y se construye una en la otra mitad. La construcción de grandes presas puede durar más de siete años; la posibilidad de que se produzcan inundaciones durante este periodo constituye un serio problema.

El plan hidroeléctrico de las Tres Gargantas, en construcción en la cuenca del río Yangzi Jiang (Yang-tsé), en China, incluye una presa de 2 km. de longitud y 100 mde anchura. Esta es la construcción más grande realizada en China desde la Gran Muralla; se extenderá 600 km. río arriba, y constituirá el embalse más largo del mundo. El plande las Tres Gargantas proporcionará energía a Shanghai y a toda la cuenca del río Yangzi Jiang. También protegerá a los 10 millones de personas que viven río abajo de las inundaciones periódicas que asolan esta zona, donde se cultivan las dos terceras partes del arroz que se produce en China. Además hará navegable el río más arriba de

las gargantas. El embalse inundará la garganta Xiling y desplazará a 1,2 millones de habitantes.

HistoriaLos antiguos romanos y griegos aprovechaban ya la energía del agua; utilizaban ruedas hidráulicas para moler trigo. Sin embargo, la posibilidad de emplear esclavos y animales de carga retrasó su aplicación generalizada hasta el siglo XII. Durante la edad media, las grandes ruedas hidráulicas de madera desarrollaban una potencia máximade cincuenta caballos. La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingenierocivil británico John Smeaton, que construyó por vez primera grandes ruedas hidráulicasde hierro colado.

La hidroelectricidad tuvo mucha importancia durante la Revolución Industrial. Impulsó las industrias textil y del cuero y los talleres de construcción de máquinas a principios del siglo XIX. Aunque las máquinas de vapor ya estaban perfeccionadas, el carbón era escaso y la madera poco satisfactoria como combustible. La energía hidráulica ayudó al crecimiento de las nuevas ciudades industriales que se crearon en Europa y América hasta la construcción de canales a mediados del siglo XIX, que proporcionaron carbón a bajo precio.

Las presas y los canales eran necesarios para la instalación de ruedas hidráulicas sucesivas cuando el desnivel era mayor de cinco metros. La construcción de grandes presas de contención todavía no era posible; el bajo caudal de agua durante el verano yel otoño, unido a las heladas en invierno, obligaron a sustituir las ruedas hidráulicaspor máquinas de vapor en cuanto se pudo disponer de carbón.

Desarrollo de la energía hidroeléctricaGeneradores eléctricosEstos generadores de la presa Bonneville, en Oregón (Estados Unidos) producen electricidad mediante turbinas movidas por agua.

La primera central hidroeléctrica se construyó en 1880 en Northumberland, Gran Bretaña. El renacimiento de la energía hidráulica se produjo por el desarrollo del generador eléctrico, seguido del perfeccionamiento de la turbina hidráulica y debido al aumento de la demanda de electricidad a principios del siglo XX. En 1920 las centrales hidroeléctricas generaban ya una parte importante de la producción total de electricidad.

La tecnología de las principales instalaciones se ha mantenido igual durante el siglo XX. Las centrales dependen de un gran embalse de agua contenido por una presa. El caudal de agua se controla y se puede mantener casi constante. El agua se transporta por unos conductos o tuberías forzadas, controlados con válvulas y turbinas para adecuar el flujo de agua con respecto a la demanda de electricidad. El agua que entra en la turbina sale por los canales de descarga. Los generadores están situados justo encima de las turbinas y conectados con árboles verticales. El diseño de las turbinas depende del caudal de agua; las turbinas Francis se utilizan para caudales grandes y saltos medios y bajos, y las turbinas Pelton para grandes saltos y pequeños caudales.

Además de las centrales situadas en presas de contención, que dependen del embalse de grandes cantidades de agua, existen algunas centrales que se basan en la caída naturaldel agua, cuando el caudal es uniforme. Estas instalaciones se llaman de agua fluente.

Una de ellas es la de las Cataratas del Niágara, situada en la frontera entre Estados Unidos y Canadá.

A principios de la década de los noventa, las primeras potencias productoras de hidroelectricidad eran Canadá y Estados Unidos. Canadá obtiene un 60% de su electricidad de centrales hidráulicas. En todo el mundo, la hidroelectricidad representa aproximadamente la cuarta parte de la producción total de electricidad, y suimportancia sigue en aumento. Los países en los que constituye fuente de electricidad más importante son Noruega (99%), Zaire (97%) y Brasil (96%). La central de Itaipú, en el río Paraná, está situada entre Brasil y Paraguay; se inauguró en 1982 y tiene la mayor capacidad generadora del mundo.

Presa de Itaipú

En esta fotografía aérea puede observarse la presa de Itaipú, proyecto conjunto de Brasil y Paraguay sobre las aguas del río Paraná, y su central hidroeléctrica, la mayor del mundo, de la que se obtienen importantes recursos energéticos para ambos países y el conjunto regional. Con una altura de 196 m, y 8 km. de largo, cuenta con14 vertederos que actúan como cataratas artificiales.

Como referencia, la presa Grand Coulee, en Estados Unidos, genera unos 6.500 Mw y es una de las más grandes.

En algunos países se han instalado centrales pequeñas, con capacidad para generar entreun kilovatio y un megavatio. En muchas regiones de China, por ejemplo, estas pequeñas presas son la principal fuente de electricidad. Otras naciones en vías de desarrollo están utilizando este sistema con buenos resultados.

SAN LORENZO CAPO GALLEGO.

Central Hidroeléctrica

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