Anexo Técnico VII. Energía Hidráulica y Minihidráulica F.Manuel, F.Castro, M.Teresa Parra

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1 Anexo Técnico VII Energía Hidráulica y Minihidráulica F.Manuel, F.Castro, M.Teresa Parra INDICE 1. Características básicas de la energía hidráulica 1 2. Turbinas empleadas para el aprovisionamiento de la energía hidráulica 4 3. Acceso tecnológico a esta maquinaria Potencial hidroeléctrico español Investigación y desarrollo tecnológico para la energía hidráulica 29

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3 ANEXO VII Energía Hidráulica 1. Características básicas de la energía hidráulica Desde hace miles de años, el hombre ha aprovechado el flujo natural del agua desde el interior de los continentes hasta su desembocadura en el mar para producir energía. El ingenio humano ha desarrollado a lo largo de la historia dispositivos cada vez más sofisticados que han permitido convertir la energía hidráulica en energía mecánica. En sus orígenes el hombre utilizaba la energía mecánica directamente, por ejemplo en molinos y ferrerías. Sin embargo, a finales del siglo XIX aparecen las primeras casas de luz que no eran más que la transformación de la energía mecánica de un molino tradicional en energía eléctrica mediante una dinamo. En los últimos tiempos se ha generalizado la transformación de está energía mecánica en eléctrica, es el origen del término energía hidroeléctrica. La energía del agua que fluye por un río tiene su origen en la energía potencial que posee el agua, debido a la diferencia de niveles que pierde el río desde su nacimiento hasta su desembocadura en el mar. De forma natural esta energía se disipa en su recorrido en forma de pérdidas por turbulencia y rozamiento. Por esta razón, cuando se proyecta la construcción de una instalación para su aprovechamiento se pretende disminuir al máximo estas pérdidas. La cantidad de energía que en teoría se puede aprovechar de una corriente de agua depende de dos magnitudes: la diferencia de niveles que salva el agua en el aprovechamiento y el caudal de agua disponible. Es decir, puede ser interesante un aprovechamiento con una diferencia de niveles pequeña y un gran caudal y viceversa. La estimación de la energía hidráulica es fácil si se dispone de información sobre caudales y diferencias de niveles. Sin embargo, no es tan fácil estimar el caudal que puede traer un río a lo largo del año, ya que su valor depende de la climatología, en particular de la pluv iometría. Estos factores pueden variar notablemente de un año para otro. El potencial disponible a nivel mundial se ha evaluado de la siguiente forma: se han 1

4 estimado las precipitaciones anuales sobre los continentes ( km 3 ) y la evaporación procedente de los continentes ( km 3 ). La diferencia entre estas dos cantidades es la que retorna a los océanos a través de los ríos, glaciares, etc. Admitiendo que la altura media de los continentes sobre los océanos es de unos 870 m, la energía hidráulica máxima o bruta sería 32 x julios. Por diversos factores, entre otros la orografía, conservación del medio ambiente, solo una parte de esta energía bruta es aprovechable. Se ha estimado que la energía técnicamente aprovechable es de julios. En 1993 la producción hidroeléctrica a nivel mundial fue de 8,27 x julios, una quinta parte de la energía técnicamente aprovechable. Conseguir aumentar la producción de energía hidroeléctrica, sin embargo no es fácil. En la mayoría de los países desarrollados, los aprovechamientos hidráulicos más favorables ya están siendo explotados y solo aquellos de un elevado coste de construcción o con serios problemas de impacto ambiental están pendientes de construcción. El aumento de producción pasa por un mejor control de las cuencas o la explotación de saltos pequeños, minihidráulica. En los países menos industrializados todavía existe un potencial considerable de aprovechamientos, pero otro tipo de problemas, como los políticos, están frenando su construcción. Sin embargo, el hecho de tratarse de una fuente de energía renovable y limpia favorece su creciente importancia. El potencial bruto en España es de unos de 6 x julios (162 x 10 9 kwh) y el técnicamente explotable es de 2, julios (64x 10 9 kwh). En 1994 con una potencia instalada de MW la producción de energía fue de kwh aproximadamente la mitad de la energía técnicamente aprovechable. Se podría definir la central hidroeléctrica como aquella instalación en la que se consigue transformar la energía hidráulica en energía eléctrica. La transformación no es directa, la turbina hidráulica transforma la energía hidráulica en mecánica y esta energía mecánica acciona el eje del generador eléctrico que produce la energía eléctrica. En una central hidroeléctrica, además de la turbina y del generador existen otra serie de elementos cuya misión es contener y conducir el agua. La topografía del terreno influye notablemente en las características de las centrales, tanto en los elementos de obra civil como en el tipo de turbina a utilizar. Se podría decir que no existen dos centrales hidroeléctricas iguales. La potencia producida es proporcional al producto de la diferencia de niveles (salto) por el caudal. La formula general empleada para estimar está potencia es: 2

5 P =η ρ g H Q donde P es la potencia mecánica producida en el eje de la turbina en vatios, η es el rendimiento, g es la aceleración de la gravedad en m/s 2, ρ es la densidad del agua en Kg/m 3, H es el salto en metros y Q el caudal de agua turbinado en m 3 /s. Si por salto, H, se entiende la diferencia de niveles entre las superficies libres del agua antes y después de la central, entonces el rendimiento, η, debe contemplar tanto las pérdidas en la turbina como las pérdidas en las conducciones. En una central hidroeléctrica el agua atraviesa sucesivamente: la presa o azud (dependiendo del tipo de central), los aliviaderos, la toma de agua, la compuerta, los canales o túneles, la cámara de carga, la chimenea de equilibrio, la tubería forzada, la turbina y por último la tubería de desagüe. Existen diversos criterios para clasificar las centrales hidroeléctricas. Dependiendo de la potencia instalada se clasifican en grandes saltos, minicentrales (<10 MW), microcentrales (< 0,5 MW) y picocentrales (<10 kw). Si el criterio es el tipo de emplazamiento, se puede hablar de centrales de agua fluyente, de embalse y de bombeo. En las centrales de agua fluyente, parte del caudal del río se desvía de su cauce por medio de canales o túneles para transportarla a la cámara de carga, desde donde sale la tubería forzada que conduce el agua a la central para ser turbinada. A continuación, el agua es devuelta al río en un punto aguas abajo de la toma. Este tipo de centrales no tiene capacidad de almacenamiento de agua y por tanto su funcionamiento depende del caudal instantáneo del río. Este tipo de centrales se caracterizan por tener un salto prácticamente constante y un caudal turbinado muy variable. Se suele utilizar cuando la altura del salto es pequeña y el caudal es grande, salvo en algunas aplicaciones muy específicas, como la del Salto de Baliera, en el río Noguera Ribargozana, con 1000 m de salto y 1 m 3 /s de caudal, siendo de régimen fluyente. Las centrales de embalse se caracterizan por la existencia de una presa que almacena grandes cantidades de agua, lo que permite contrarrestar la irregularidad en el caudal del río y aumentar el desnivel. A medida que la capacidad de almacenamiento es mayor se podría hablar de centrales de regulación diaria, mensual o anual. Este tipo de central es adecuada cuando el caudal y el salto son grandes. En es tipo de centrales, la sala de máquinas puede estar colocada tanto a pie de presa como alejada de está. 3

6 Por último, las centrales de bombeo, son instalaciones en las que el agua que se turbina ha sido previamente bombeado desde un embalse a otro con una cota superior. Este tipo de instalaciones permite que el conjunto de todas las centrales de producción de energía eléctrica presenten una mayor flexibilidad de operación, ya que para bombear el agua utilizan la energía excedente de los periodos de bajo consumo. Actualmente en España los posibles emplazamientos para las grandes centrales son escasos, aunque todavía se puede mejorar bastante la regulación de cuencas, así como la rehabilitación y construcción de minicentrales. 2. Turbinas empleadas para el aprovechamiento de la energía hidráulica En primer lugar se hace una descripción general de los elementos fundamentales de que consta una turbina hidráulica, y a continuación se exponen muy brevemente las características de dichos elementos y las disposiciones constructivas generales en distintos tipos de turbinas hidráulicas. Una turbina consta fundamentalmente de una cámara espiral (o voluta), un distribuidor, un rodete y un difusor (o tubo de aspiración) que el agua atraviesa sucesivamente. La cámara espiral (o voluta) se encuentra aguas arriba del distribuidor, y tiene la finalidad de conducir el agua hasta la sección de entrada del distribuidor y conseguir en ésta una distribución de velocidad uniforme. El distribuidor es un elemento que tiene la función de conducir el agua hasta la sección de entrada del rodete con una velocidad de magnitud y dirección adecuadas. En la mayoría de los casos no sólo distribuye el agua alrededor del rodete sino que además realiza una función de regulación del caudal. Es también un elemento de transformación de energía de presión en energía cinética. En algunos tipos de turbinas está precedido por la cámara espiral. El rodete es el órgano donde tiene lugar la transformación de la energía hidráulica en energía mecánica. Está provisto de unos álabes que en algunos tipos de máquinas son orientables. 4

7 El tubo de aspiración (o difusor), cuando existe, está constituido por un tubo recto troncocónico o tubo de trazado curvo y de sección gradualmente creciente, que lleva el agua desde la salida del rodete hasta el canal de desagüe. El difusor permite recuperar parte de la energía cinética del agua a la salida del rodete Descripción y campo de aplicación de las turbinas hidráulicas El criterio esencial que tienen en cuenta los fabricantes, en el diseño de una turbina, es de tipo económico ya que el objetivo fundamental es obtener la máxima rentabilidad de la instalación, no obstante hay otros factores que condicionan la consecución de este objetivo como son: mínimo coste económico, rendimiento elevado, funcionamiento correcto, resistencia al desgaste, seguridad de explotación, fácil mantenimiento e impacto ambiental. Una turbina hidráulica es una máquina motora que extrae energía hidráulica del fluido que circula a través de ella. En función de la altura del salto de agua que alimenta la turbina, pueden establecerse los siguientes campos de aplicación más característicos de los distintos tipos de turbinas: Turbinas Pelton: saltos superiores a 400 m. Turbinas Turgo (variante de la Pelton): saltos entre 40 m y 200 m. Turbinas Michel-Banki y Michel-Osberger.: saltos entre 12 m y 200 m. Turbinas Francis: saltos entre 40m y 500 m. Turbinas hélice, Kaplan: saltos inferiores a 60 m. Turbinas tubulares: saltos entre 2m y 15 m. Estos rangos de alturas son sólo orientativos. Actualmente existen, por ejemplo turbinas Pelton para saltos de altura inferior a 200 m, turbinas Francis que operan bajo saltos de menos de 20 m y más de 700 m de altura, turbinas Kaplan para saltos de más de 80 m y turbinas tubulares que pueden utilizarse en saltos de más de 40 m de altura. Para una misma potencia, el caudal es mayor en turbinas de menor salto. Dado que cada tipo de turbina debe adaptarse a condiciones de funcionamiento muy diferentes, cabe esperar diferencias constructivas importantes entre los tipos mencionados. En centrales hidroeléctricas las turbinas se hallan generalmente acopladas a un generador eléctrico síncrono conectado a la red eléctrica. La red, que se supone de potencia 5

8 suficientemente elevada, impone la velocidad de giro del rotor de la turbina (velocidad de sincronismo),que debe mantenerse siempre constante. Por otra parte, la mayoría de las turbinas deben funcionar a potencia distinta de la nominal durante considerables periodos de tiempo, lo que hace necesario un sistema de regulación que adapte su funcionamiento a condiciones de carga parcial. Estas variaciones de potencia se deben, por una parte, a fluctuaciones de la potencia demandada por la red, ante las cuales, el sistema de regulación actúa modificando el caudal, de forma que mantenga el máximo rendimiento posible en todo instante. Por otra parte, la potencia disponible en la turbina puede variar debido a los cambios de caudal o de nivel de agua en el embalse Clasificación de las turbinas hidráulicas Las turbinas hidráulicas pueden clasificarse por su principio de funcionamiento en turbinas de reacción y turbinas de acción (o impulso). El rodete de las turbinas de reacción está totalmente inmerso en agua y encerrado en una cámara espiral a presión. Los álabes del rodete están constituidos por perfiles (similares a los perfiles de sustentación) a lo largo de los cuales circula la corriente de agua que da lugar a una fuerza de sustentación que hace que el rodete gire. En contraste, en las turbinas de acción los rodetes funcionan a presión ambiente y son impulsados por uno o varios chorros de agua Turbinas de acción o de impulso Turbinas Pelton. La turbina más representativa de este tipo de máquinas es la turbina Pelton, como ya se ha indicado, son las mas adecuadas para aprovechar saltos elevados. En la Figura 1 se presenta un esquema de una turbina Pelton. El distribuidor está constituido por uno o más inyectores (dos en la turbina de la Figura 1). Cada inyector hace incidir un chorro de alta velocidad sobre una serie de álabes o cazoletas dispuestos en la periferia del rodete (Figura 2.), de las cuales sale desviado. Toda caída de presión tiene lugar en la tobera del inyector, no existiendo variaciones de presión en el agua durante el paso de ésta a través del rodete. El diámetro del chorro lanzado por el inyector está limitado, no pudiendo en la práctica exceder de un cierto rango. Esto supone que, para un salto de altura determinada, existe un máximo 6

9 caudal admisible por chorro. Si el caudal total a turbinar excede de dicho máximo, deben disponerse varios chorros en cada rodete. Cuando resulta suficiente un único chorro, el rodete es de eje horizontal y el inyector se monta de manera que el chorro tenga la dirección de la tangente horizontal inferior a la periferia del rodete. Si son necesarios dos chorros, la turbina puede ser todavía de eje horizontal, disponiéndose los inyectores en la parte inferior del rodete, de forma que el agua que sale de los álabes no caiga sobre el rodete. En turbinas de eje horizontal se montan a menudo dos rodetes gemelos, uno a cada lado del alternador. Si el número de chorros ha de ser superior a dos, la turbina debe ser de eje vertical; en caso contrario resulta imposible evitar que el agua que sale de los álabes alimentados por los inyectores situados en la parte superior del rodete de eje horizontal caiga sobre éste. Las turbinas de eje vertical pueden tener hasta seis inyectores (Figura 2). Figura 1. Turbina Pelton de eje horizontal (Fuente: Voith). Figura 2. Turbina Pelton de eje vertical con seis chorros (Fuente: Sulzer Escher Wyss) 7

10 El rendimiento de una turbina Pelton depende en gran medida del diseño de los álabes o cazoletas, las cuales están compuestas por dos alvéolos simétricos con respecto a una arista central situada en el plano simétrico del chorro (Figura 3). El chorro incide sobre la arista central repartiéndose simétricamente en la dirección axial, a continuación el agua contenida en cada alveólo es desviada aproximadamente unos 175 grados hasta la arista de donde sale con una velocidad muy pequeña. El agua saliente es recogida por una carcasa que envuelve el rodete. La regulación del caudal se realiza por medio del desplazamiento horizontal de una aguja situada en el eje del inyector (Figura 3), que permite variar el diámetro del chorro manteniendo fija la velocidad del agua. A la salida del inyector se dispone un deflector (Figura 3) que permite desviar la trayectoria del chorro cuando se produce una caída brusca de la demanda eléctrica, y así evitar el embalamiento del rodete. Una vez accionado el deflector, mediante la válvula de aguja puede reducirse el caudal de agua a un ritmo adecuado que evite sobrepresiones excesivas (golpe de ariete). Un contra-chorro permite parar rápidamente el rodete una vez cerrada la admisión de agua. Figura 3. Detalles de los álabes, inyector y deflector. El campo de aplicación de las turbinas Pelton es el de los saltos elevados (superiores a 400 m), sin embargo, con el fin de explotar pequeñas centrales dicho campo se ha ampliado últimamente. En la actualidad se comercializan turbinas Pelton para saltos entre 45 y 700 m y potencias de 0,1 MW y 15 MW, con rendimientos máximos comprendidos entre el 89% y el 92%. En los saltos elevados existe un incremento constante de la potencia unitaria, hasta el presente se han sobrepasado los 300 MW. Como ejemplo se pueden citar la central Selrain-Siz (Austria) que dispone de dos turbinas Pelton de seis inyectores funcionando bajo un salto de m desarrollan una potencia unitaria de 260 MW, con un rendimiento del 92%. 8

11 En la figura 4 se puede ver uno de los rodetes Pelton de la central de Middle Fork, que dispone de dos turbinas Pelton de 6 chorros, cada una de las turbinas desarrolla una potencia de 61,2 MW con un salto de 559 m. Figura 4. Rueda Pelton (Fuente: Escher- Wyss) Figura 5. Turbina Turgo (Fuente: Turbinas Turgo. La turbina Turgo (Figura 5) es similar a la turbina Pelton, la diferencia fundamental consiste en que el chorro golpea a los álabes de la rueda formando un ángulo (típico 20º) con el plano del rodete. En este caso el agua entra por un lado de la rueda y sale por el otro. Por lo tanto, el flujo saliente no interfiere con el chorro entrante. Como consecuencia, a igualdad de potencia el diámetro de la rueda Turgo puede ser la mitad que el de la rueda Pelton. La rueda Turgo es más difícil de construir que la rueda Peltón y sus álabes son más frágiles que las cazoletas de la rueda Pelton. Las turbinas Turgo se emplean en microcentrales y pueden operar con saltos comprendidos entre 40 m y 200 m desarrollando potencias desde 50 kw y 5000 kw. Turbinas de flujo transversal o cruzado. La turbina Michell-Banki (Michell-Ossberger), representada esquemáticamente en la Figura 6, es una turbina de acción, de flujo transversal, de admisión parcial y de doble efecto, que posee como elementos principales un inyector o tobera que regula y orienta el flujo de agua que 9

12 entra en la turbina y un rodete que genera potencia al eje de la turbina al recibir doble impulso del flujo de agua que circula por la misma. El rodete de estas turbinas se presenta bajo la forma de una jaula de ardilla cuyos álabes son fijos y paralelos al eje de rotación que es horizontal. El distribuidor está compuesto por un conducto convergente y de un álabe orientable que permite regular el caudal. La turbina Michell-Banki es una de las turbinas que presentan mejores perspectivas de utilización en Pequeñas Centrales Hidroeléctricas, por su simplicidad de diseño y fabricación, su buena eficiencia cuando opera a cargas parciales y su reducido costo de fabricación y mantenimiento. Figura 6. Esquema turbina Michell-Banki (Fuente: Este tipo de turbinas se utiliza exclusivamente para aprovechamientos muy pequeños (microcentrales y picocentrales), caudales entre 25 y 2000 l/s, pudiendo operar con saltos comprendidos entre 12 y 200, con rendimientos máximos comprendidos entre 80% y 85% y potencias unitarias máximas comprendidas entre 750 y 1000 kw Turbinas de reacción Turbinas Francis. En la figura 7 se presenta un turbina Francis de eje horizontal. La voluta (o cámara espiral) tiene la forma de un caracol con una sección transversal circular, con esta forma se consigue una velocidad media constante en todas las secciones de la voluta, asegurando que no haya cambios bruscos de velocidad que podrían dar lugar a desprendimientos de la corriente. La voluta conduce el 10

13 agua desde la tubería forzada hasta la sección de entrada del distribuidor, constituido por dos coronas de álabes concéntricas, una exterior de álabes fijos y otra interior de álabes orientables. La corona exterior denominada distribuidor fijo o aro de traviesas (Figura 8), además de conducir el agua desde la voluta a la corona de álabes orientables, sirve como elemento para arriostrar y dar rigidez a la voluta y, en turbinas de eje vertical, para transmitir a la cimentación el peso de diversos órganos de la turbina (rodete, alternador, eje de acoplamiento, etc.). El caudal que circula por la turbina se regula haciendo rotar los álabes orientables del distribuidor alrededor de su eje, variando el área de la sección de paso. Los álabes orientables están dispuestos de manera que forman conductos convergentes. Debido a la reducción del área de la sección de paso, el agua se acelera y experimenta una disminución de presión al circular a través del distribuidor. En el rodete se produce una nueva caída de presión, saliendo el agua de éste con baja presión y una pequeña o nula componente acimutal de velocidad. Figura 7. Turbina Francis de eje horizontal y corte (Fuente: Voith) Figura 8. Predistribuidor de las turbinas de reacción (Fuente: Sulzer Escher Wyss) El rodete está formado por álabes fijos cuya disposición depende del tipo de turbina (Figura 9). El rodete pequeño (rodete Francis lento) es radial y centrípeto, es típico de saltos elevados, tiene la ventaja de aprovechar al máximo el efecto centrípeto, pero la descarga por el centro del rodete se hace difícil, limitando en cierta manera el caudal. Con el objeto de conseguir una turbina más adecuada para saltos de menor altura y mayores caudales, se varia la geometría del rodete haciendo que el agua salga de éste con una cierta componente axial de velocidad, se obtiene el rodete de flujo mixto, también llamado rodete Francis rápido (rodete grande). Los rodetes presentados en la Figura 9 desarrollan la misma potencia de 46,3 MW, pero el pequeño funciona con un salto de 455 m y el grande con un salto de 56, 5 m. 11

14 Figura 9. Rodetes Francis (Fuente: Sulzer Escher Wyss) El difusor o tubo de aspiración está constituido por un tubo recto troncocónico o tubo de trazado curvo y de sección gradualmente creciente, que lleva el agua desde la salida del rodete hasta el canal de desagüe (socaz). Si, por razones de explotación, el rodete está instalado a una cierta altura por encima del canal de desagüe, el difusor permite aprovechar dicha altura, para lo cual basta emplear una tubería cilíndrica de sección constante. Por otra parte, la energía cinética del agua a la salida del rodete puede ascender al 20% o más de la altura neta, esta energía puede recuperarse parcialmente si se utiliza un difusor de sección gradualmente creciente. En las turbinas Francis los tubos de aspiración suelen ser metálicos, sin embargo, cuando se trata de grandes caudales se construyen en hormigón. En estos casos es necesario proteger la zona próxima a la salida del rodete con placas de acero, debido a que en dicha zona el agua tiene una velocidad alta que, con el tiempo, podría erosionar el hormigón. En las centrales de gran potencia el tubo de aspiración tronco cónico exige un volumen de excavación excesivo. El tubo de aspiración acodado permite reducir el volumen de excavación; pero tiene peor rendimiento y su forma y diseño han de ser estudiadas cuidadosamente con modelos construidos a escala reducida. El montaje vertical de la turbina, frente al horizontal, facilita el ahorro de espacio ocupado por la instalación. Las turbinas de eje horizontal suelen ser de pequeña potencia. Al final de la tubería forzada, antes de la voluta, existe una válvula que se mantiene cerrada cuando la turbina no está en funcionamiento, con el fin de evitar que la voluta y los álabes orientables del distribuidor queden sometidos a la presión estática del salto. En saltos pequeños suele ser válvula de compuerta; de mariposa, en saltos medios; y esférica en saltos grandes. 12

15 Cuando el tubo difusor es visitable, se coloca a la salida de éste una compuerta que, cuando está cerrada, impide la entrada de agua desde el canal de desagüe. Para proceder a la revisión de los distintos órganos de la turbina, se cierra la válvula de la tubería forzada y la compuerta del tubo difusor y se desagua el volumen de agua contenido en la turbina. Las turbinas Francis empleadas en centrales convencionales pueden funcionar con saltos comprendidos entre 30 m y 700 m y potencias unitarias que van desde 1MW hasta 250 MW, con rendimientos comprendidos entre 88% y 93%, como ejemplos se pueden citar las turbinas Francis de la central de Hornberg (Alemania) que desarrollan una potencia unitaria de 262 MW con un salto de 652 m y las turbinas de la central de Isla Solteira (Brasil) que desarrollan una potencia unitaria de 193 MW con un salto de 48 m. Para las minicentrales (<10 MW) se pueden encontrar en el mercado turbinas Francis estándar que pueden funcionar con saltos comprendidos entre 10 m y 200 m y potencias desde 0,1 MW hasta 4 MW, con rendimientos del 88%. El considerable solape existente entre el campo de aplicación de las turbinas Francis y el de las turbinas Pelton en el rango de saltos comprendidos entre 200 m y 700 m hace difícil establecer el tipo de máquina más adecuado sin realizar un estudio extensivo en cada caso. En principio, para tomar una decisión pueden servir las siguientes consideraciones: A igualdad de salto y potencia la turbina Francis tiene unas dimensiones globales menores, sin embargo, la Pelton requiere un volumen de excavación mínimo. Debido a la erosión de la arena, en la turbina Francis el rendimiento empeora menos que en la Pelton, pues en la Francis el agua va mejor guiada. En la Pelton la erosión provocada por la arena, en la aguja y en las cazoletas de la rueda, es importante, dado que en éstas el agua circula a altas velocidades. En la turbina Pelton no hay cavitación, mientras que en la Francis es inevitable. En estas últimas, de rodete vertical se dispone el eje por debajo del nivel de desagüe con el fin de minimizar e incluso evitar las cavitaciones. Las revisiones y reparaciones de la turbina Pelton son fáciles, mientras que en la turbina Francis es necesario remover varias partes de la máquina. A igualdad de salto y potencia el rendimiento máximo de la turbina Francis es mayor que el de la Pelton (3% o más), sin embargo el rendimiento de la Francis disminuye de forma importante cuando la máquina funciona a cargas reducidas. Por ello, la elección de la máquina dependerá del modo de funcionamiento de la turbina en la central. 13

16 Turbinas hélice y Kaplan. Las turbinas hélice y Kaplan son turbinas de reacción de flujo axial. Son el resultado de la evolución de la turbina Francis de flujo mixto hacia una máquina más rápida y de mayor caudal, adaptada a saltos de menor altura. El rodete tiene el aspecto de una hélice naval, como se observa en la Figura 10; y el agua lo atraviesa en dirección axial. La turbina hélice de álabes fijos posee un bajo rendimiento en condiciones de funcionamiento con carga parcial; esto hace que este tipo de turbinas se utilicen sólo en instalaciones en las que la altura y la carga sean prácticamente constantes. En las turbinas Kaplan se evita este inconveniente mediante el empleo de un rodete de álabes orientables, cuyo ángulo de paso puede ajustarse en función de la carga mediante un mecanismo de accionamiento alojado en el buje y en el interior del árbol. Frente a las turbinas hélice, las turbinas Kaplan tienen el inconveniente de su mayor coste. En las grandes turbinas Kaplan se pueden obtener rendimientos máximos del 95%. Figura 10. Rodetes turbina Kaplan y turbina hélice (Fuente: Sulzer Escher Wyss) La instalación general de este tipo de turbinas no difiere mucho de la correspondiente a las turbinas Francis. En la Figura 11 puede verse una maqueta de una turbina Kaplan de eje vertical. En saltos de cierta altura la voluta es metálica, generalmente de sección circular, y en saltos de pequeña altura se construye de hormigón y suele ser de sección rectangular (como en la Figura 11). El difusor o tubo de aspiración tiene las mismas funciones que el difusor de las turbinas Francis y sus posibles formas son similares a las de aquel. 14

17 Figura 11. Maqueta de una central equipada con turbina Kaplan (Fuente: Voith). El campo de aplicación de la turbina Kaplan se solapa con el de la turbina Francis cuando estas funcionan con saltos comprendidos entre 30 y 70 m. Aunque la elección de la turbina adecuada depende de muchos factores, mediante un análisis simple se pueden hacer las siguientes consideraciones: La turbina Kaplan se adapta mejor a las variaciones de carga, debido a que su curva de rendimiento en función del caudal es muy plana frente a la curva de una turbina Francis. Cuando la turbina Francis funciona con caudales inferiores a los correspondientes a un 60% de la carga máxima, en el tubo de aspiración tiene lugar un fenómeno denominado antorcha que puede dar lugar a fuertes vibraciones. En la turbina Kaplan este fenómeno no se presenta y funciona con normalidad incluso a 40% de la carga máxima. La turbina Kaplan es más fácil de transportar debido a que las palas del rodete son desmontables y el diámetro del cubo del rodete no supera 3,5 m. Para saltos superiores a 50 m, a igualdad de potencia, la turbina Kaplan tiene un diámetro de rodete mayor que el de la Francis, sólo variaciones importantes en el salto o carga justificarían el empleo de la turbina Kaplan en estos casos. Turbina Deriaz. Esta turbina es relativamente moderna, ya que la primera turbina de este tipo fue puesta en funcionamiento en 1957 en los saltos del Niágara. La turbina Deriaz es una variante de la turbina Kaplan que consiste en disponer el eje de giro de los álabes del rodete inclinado respecto del eje de giro del rodete (Figura 12). Casi siempre, el distribuidor de estas turbinas es cónico, con la 15

18 pretensión de pertubar lo menos posible la corriente hacia el rodete. La turbina Deriaz es adecuada para la explotación de saltos de mediana altura, entre 20 m y 400 m y puede alcanzar una potencia unitaria de hasta 300 MW. Estas turbinas se suelen emplear en centrales reversibles, pues su diseño permite conseguir un buen rendimiento tanto cuando actúa como turbina o como bomba, como ejemplo de central que utiliza turbinas Deriaz se puede citar la central de Valdecañas, situada en el rio Tajo, que consta de tres grupos verticales reversibles de 75 MW cada uno funcionando con un salto de 110 m. Figura 12. Turbina Deriaz en la central Valdecañas en el rio Tajo (Fuente: Hidrola). Para saltos comprendidos entre 75 m y 170 m, frente a la turbina Francis las ventajas de la utilización de la turbina Deriáz son la reducción del número de grupos entre 10% y 20% porque la turbina Deriaz admite mayor sobrecarga; el volumen de excavación se reduce entre 10% y 15%; la velocidad de giro es mayor, con lo cual se reduce el tamaño de la máquina; el rendimiento varía poco al variar la carga. Para saltos comprendidos entre 35 m y 70 m, las ventajas de la turbina Deriaz frente a la turbina Kaplan son que a igualdad de potencia tiene menor diámetro, siendo la masa de la turbina menor en un 10%.y para las mismas condiciones de funcionamiento el rendimiento es un 3% mayor. Turbinas tubulares. Las turbinas tubulares son relativamente modernas y su desarrollo se debe a la creciente demanda de energía, con este tipo de turbinas es posible aprovechar saltos de pequeña altura que no era rentable explotar con la turbina Kaplan. En la actualidad se comercializan turbinas tubulares 16

19 para saltos comprendidos entre 2 m y 20 m y potencias de 0,1 MW a 40 MW, con rendimientos máximos comprendidos entre 91% y 94%. En la Figura 13 se representa el esquema de un tipo de turbina tubular denominado grupo bulbo. Figura 13. Esquema de una central con grupo bulbo (Fuente: Sulzer Escher Wyss). Las turbinas tubulares no tienen voluta (o cámara espiral) y son alimentadas directamente desde el embalse por medio de una tubería rectilínea, generalmente muy corta, que lleva el agua hacia un distribuidor cónico, de álabes fijos (en turbinas de pequeña potencia) u orientables, que conduce el agua con la dirección adecuada hacia el rodete. El rodete de flujo axial puede ser de tipo hélice (álabes fijos) o de tipo Kaplan (álabes orientables). La coincidencia del eje de giro del rodete con el eje de la tubería de alimentación facilita el paso de grandes caudales. La descarga del agua que atraviesa la turbina se realiza mediante una tubería divergente, en forma análoga a la turbina Kaplan. Entre las turbinas tubulares se pueden destacar la turbina bulbo, la turbina S y la straflo cuyas características principales se describen a continuación. Turbina Bulbo. Como se puede ver en la Figura 14, el generador está acoplado directamente (o mediante una caja reductora) al rodete y se halla alojado en un recinto estanco de forma hidrodinámica (bulbo) inmerso en el flujo entrante, alrededor del cual circula el agua. Cuando el distribuidor o el rodete (o ambos) tienen álabes orientables, los mecanismos de accionamiento de los álabes están en el interior del bulbo. Las altas velocidades de giro de estas turbinas permiten utilizar alternadores de dimensiones más reducidas. Al bulbo se puede acceder a través de los pozos, representados en 17

20 la Figura 14. Figura 14. Sección de un grupo bulbo (Fuente: Sulzer Escher Wyss) El campo de aplicación de los grupos bulbo puede dividirse en las siguientes categorías: Grupos para minicentrales que funcionan con saltos inferiores a 20 m para potencias comprendidas entre 0,1 MW y 5 MW. Son grupos estandarizados que suelen estar acoplados a generadores síncronos. La regulación se realiza con las palas orientables del rodete y los álabes del distribuidor son fijos. Grupos para rios de gran caudal con saltos comprendidos entre 5 m y 20 m y potencias unitarias máximas de 50 MW. Estos grupos emplean doble regulación, es decir, los álabes del distribuidor y del rodete son orientables. En el caso de saltos pequeños es necesario acoplar la turbina al generador por medio de una caja reductora. Grupos reversibles empleados en centrales maremotrices que funcionan con saltos variables. La realización mas importante es la de la central de La Rance (Francia) que está equipada con 24 grupos de 10 MW. El salto máximo alcanzado es 13,5 m y el volumen de agua almacenada en el estuario es de 184 millones de metros cúbicos. Frente a las turbinas Kaplan convencionales, las turbinas bulbo presentan las siguientes ventajas: Al ser el flujo totalmente axial, hay menos pérdidas hidráulicas y por lo tanto se aumenta el rendimiento (hasta el 2%). Además es posible aumentar el caudal y así la potencia máxima extraída, incrementándose la producción anual de energía entre el 5% y 20 %, a igualdad de diámetro. Las dimensiones de las turbinas bulbo son considerablemente menores que las de la turbina Kaplan equivalente. Por otra parte la ausencia de tubo de aspiración acodado 18

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