Marco Teórico

Central Hidroeléctrica

El agua proveniente de la evaporación de los océanos, además de servir para otros fines, tales como riego, limpieza, enfriamiento, consumo etc., se utiliza también para accionar máquinas giratorias llamadas turbinas, que a su vez mueven generadores que transforman la energía mecánica en energía eléctrica.

En una central hidroeléctrica se utiliza energía hidráulica para la generación de energía eléctrica. Son el resultado actual de la evolución de los antiguos molinos que aprovechaban la corriente de los ríos para mover una rueda.

En general, estas centrales aprovechan la energía potencial gravitatoria que posee la masa de agua de un cauce natural en virtud de un desnivel, también conocido como salto geodésico. El agua en

su caída entre dos niveles del cauce se hace pasar por una turbina hidráulica la cual transmite la energía a un generador donde se transforma en energía eléctrica.

Aprovechamiento de Agua

Los antiguos 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 enormes ruedas hidráulicas de madera desarrollaban una potencia máxima de cincuenta caballos. La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingeniero civil británico John Smeaton, que construyó por primera vez grandes ruedas hidráulicas de hierro colado. La hidroelectricidad tuvo mucha importancia durante la Revolución Industrial. Impulsó a las industrias textiles 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 y el otoño, unido a las heladas en invierno, obligaron a sustituir las ruedas hidráulicas por máquinas de vapor en cuanto se pudo disponer de carbón.

Las formas más frecuentemente utilizadas para explotar la energía hidráulica son:

Desvío del cauce de agua

El principio fundamental de esta forma de aprovechamiento hidráulico de los ríos se basa en el hecho de que la velocidad del flujo de estos es básicamente constante a lo largo de su cauce, el cual siempre es descendente. Este hecho revela que la energía potencial no es íntegramente convertida en cinética como sucede en el caso de una masa en caída libre, la cual se acelera, sino que ésta es invertida en las llamadas pérdidas, es decir, la energía potencial se "pierde" en vencer las fuerzas de fricción con el suelo, en el transporte de partículas, en formar remolinos, etc. Entonces esta energía potencial podría ser aprovechada si se pueden evitar las llamadas pérdidas y hacer pasar al agua a través de una turbina. El conjunto de obras que permiten el aprovechamiento de la energía anteriormente mencionada reciben el nombre de central hidroeléctrica o Hidráulica.

El balance de energía arriba descrito puede ser ilustrado mejor a través del principio de Bernoulli.

Interceptación de la corriente del agua:

Este método consiste en la construcción de una represa o embalse de agua que retenga el cauce de agua causando un aumento del nivel del río en su parte anterior a la presa de agua, el cual podría eventualmente convertirse en un embalse.

El dique establece una corriente de agua no uniforme y modifica la forma de la superficie de agua libre del río antes y después de éste, que toman forma de las llamadas curvas de remanso. El establecimiento de las curvas de remanso determina un nuevo salto geodésico aprovechable de agua.

SISTEMAS HIDROELÉCTRICOS Un sistema hidroeléctrico transforma la energía hidráulica de una masa de agua situada a cierta altura, en energía eléctrica.

Magnitudes hidráulicas La potencia eléctrica que se obtiene en una central es directamente proporcional a la altura del salto de agua y al caudal instalado. Estas magnitudes son fundamentales a la hora de plantear la instalación de una planta de producción hidroeléctrica por lo que es importante definir algunos términos: • Cota. Valor de la altura a la que se encuentra una superficie o punto respecto el nivel del mar • Salto de agua. Paso brusco o caída de masas de agua desde un nivel, más o menos constante, a otro inmediatamente inferior. Numéricamente se define como la diferencia de cota (altura del salto) • Caudal. Cantidad de líquido que circula a través de cada una de las secciones de conducción abierta o cerrada (m3/s) La altura del salto es la distancia vertical de desplazamiento del agua en el aprovechamiento hidroeléctrico. Se han de tener en cuenta 3 definiciones:

-salto bruto, o distancia comprendida entre el nivel máximo aguas arriba del salto y el nivel normal del río donde se descarga el caudal turbinado -salto útil, o desnivel comprendido entre la superficie libre del agua en el punto de carga y el nivel de desagüe de la turbina; -salto neto, o altura del salto que impulsa la turbina y que es igual al salto útil menos las pérdidas de carga producidas a lo largo de la conducción forzada, si existiese.

Se denomina caudal instalado o turbinado de una central al caudal total que absorberán todas las turbinas instaladas en su funcionamiento normal (suma de los caudales nominales de todas las turbinas) este caudal no puede ser ni el caudal máximo registrado en el lugar, ni el caudal mínimo. En el primer caso el rendimiento de la central seria bajo al funcionar las turbinas durante mucho tiempo lejos del régimen nominal, que generalmente es el de máximo rendimiento; siendo además mayor el costo de una central con equipo sobre dimensionado; en el segundo caso quedaría sin utilizar durante mucho tiempo gran parte del caudal disponible. La selección del caudal instalado en cada nueva instalación se hace por medio de un estudio técnico-económico, basado en las variaciones diarias, mensuales y anuales del caudal del río en el lugar de la instalación que se registran en las curvas hidrógrafas; así como en el precio de maquinaria e instalaciones, demanda y precio de venta de la energía, etc. La hidrógrafa es la curva que tiene por abscisas los días del año y como ordenada los caudales. La hidrógrafa que se muestra se ha trazado con los caudales medidos en un lugar de un río, día tras día de un año determinado.

Funcionamiento La energía eléctrica no se puede almacenar, debe ser consumida en el mismo instante en el que se produce. esto significa que se debe conocer en todo momento la cuantía en la que va a ser requerida, o al menos tener una previsión lo más aproximada posible, para estar en condiciones de generarla. La evolución de la demanda de energía eléctrica en función del tiempo se denomina curva de demanda, presentando máximos y mínimos que corresponden a las horas de mayor y menor consumo, respectivamente, denominados horas punta y horas valle. La forma de la curva se puede generalizar para los distintos días del año, aunque la cifra asociada a los puntos que representan la misma, lógicamente, varía de un día a otro. Independientemente del mes y del día, siempre hay que ajustarse a la demanda y producir, con los diferentes tipos de centrales que se disponga, la energía solicitada en cada instante. En este ajuste continuo de la producción a la demanda es necesario disponer de centrales cuya potencia pueda ser fácilmente regulable, con una gran flexibilidad de operación. Las centrales hidroeléctricas presentan estas características jugando un papel muy importante en el conjunto del parque de centrales de generación de energía eléctrica de cualquier país. Son instalaciones con una alta velocidad de respuesta ante los cambios de demanda, lo que quiere decir que en unos minutos (2 - 3 en los grupos más modernos) pasan de estar paradas a dar la potencia nominal. Esto no ocurre con las centrales de combustible fósil o nuclear, que necesitan desde 6 - 8 horas hasta más de 18, dependiendo de las condiciones en las que se produzca el arranque de las mis-mas. Por todo esto, las centrales hidroeléctricas se convierten en instalaciones más adecuadas para cubrir las puntas de demanda, así como para cubrir las bajas imprevistas de otras centrales. La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del agua almacenada y convertirla, primero en energía mecánica y luego en eléctrica.

El agua de los ríos es retenida por medio de presas y luego es conducida por túneles y tuberías de alta presión hacia terrenos más bajos, al llegar a la planta generadora, el agua lleva ya una enorme cantidad de energía, la que se aprovecha para hacer girar turbinas que accionan el alternador y produce la corriente eléctrica.

Dependiendo de las condiciones se utilizan distintos tipos de turbinas. Si la caída de agua es importante se utilizan turbinas Pelton. Si las caídas son medianas turbinas Francis y si son pequeñas turbinas Kaplan. Las turbinas a su vez hacen girar un generador que produce la electricidad, ésta pasa a los transformadores y luego es transportada a los sitios de consumo a través de las líneas de transmisión.

Un sistema hidroeléctrico debe tener la máxima eficiencia, para lo cual es necesario tomar en cuenta:

a) Que la carga H que representa la altura sobre el nivel del mar sea utilizada en uno o varios pasos, con plantas escalonadas. En la realidad actual, cuando tan costosa es la energía, no se puede permitir que un río fluya libremente al mar sin haber estudiado la utilización al máximo de su energía potencial.

b) Que las eficiencias de las obras de toma y de conducción sea máxima c) Que la eficiencia de la conversión de la turbina que convierte la energía hidráulica

en mecánica sea óptima d) Que la eficiencia del generador eléctrico que transforma la energía mecánica en

eléctrica también lo sea. e) Finalmente, la eficiencia de la transmisión eléctrica desde el punto de generación

hasta los puntos de consumo, debe ser optimizada.

Generación hidroeléctrica La primera central hidroeléctrica se construyó en 1880 en Northumberland, Gran Bretaña. En el año 1882, un mes después de entrar en funcionamiento la Central de Pearl Street, en Nueva Cork, primera central térmica dirigida por Edison, entraba en funcionamiento también la central hidroeléctrica en el estado de Wisconsin. 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. 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 re-presenta aproximadamente la cuarta parte de la producción total de electricidad, y su importancia 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. En las graficas que se presentan se puede observar la importancia de los recursos hidráulicos en la generación eléctrica

Porcentaje de energía Hidroeléctrica Aprovechada

En esta grafica se puede apreciar los porcentajes de energía hidroeléctrica que se generan en distintas partes del mundo. Además se debe de considerar que en la actualidad los valores se hayan incrementado.

Recursos utilizados para generar Energía Eléctrica a Nivel Mundial

La grafica anterior ilustra la diferencia entre el porcentaje de energía eléctrica producida por centrales nucleares, térmicas, etc. en comparación con la hidroeléctrica.

A medida que pasan los años los combustibles fósiles irán desapareciendo por lo que se deberá recurrir a otros medios para obtener energía, y como en los últimos años ocurrieron incidentes

peligrosos en las plantas nucleares en Japón, las centrales nucleares están siendo estudiadas para determinar si vale la pena correr riesgos con estas instalaciones.

Debido a todos estos problemas en la actualidad se están previniendo y realizando estudios sobre energías renovables como la hidroeléctrica, energía eólica, solar, etc.

Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son evidentes: 1. No requieren combustible, sino que usan una forma renovable de energía, constantemente

repuesta por la naturaleza de manera gratuita.

2. Es limpia, pues no contamina ni el aire ni el agua. Se puede producir trabajo a temperatura ambiente

3. A menudo puede combinarse con otros beneficios, como riego, protección contra las inundaciones, su-ministro de agua, caminos, navegación y aún ornamentación del terreno y turismo

4. Los costos de mantenimiento y explotación son bajos.

5. Las obras de Ingeniería necesarias para aprovechar la energía hidráulica tienen una duración considerable

6. La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura, que puede ponerse en marcha y detenerse con rapidez y requiere poca vigilancia siendo sus costes de mantenimiento, por lo general, reducidos

Eficiencia de los distintos sistemas energéticos

Como se puede observar en la tabla anterior el rendimiento de las centrales es mucho mayor al de las centrales nucleares ya que casi no tienen perdidas y no causan cambios tan extremos al medio ambiente si es que las presas son correctamente diseñadas.

En esta grafica se puede apreciar la relación entre costo y energía para los distintos sistemas energéticos, además se puede notar que las centrales hidroeléctricas generan mayor energía a menor precio, lo cual las hace muy rentables a largo plazo.

Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas:

1. Los costos de capital por kilovatio instalado son con frecuencia muy altos.

2. El emplazamiento, determinado por características naturales, puede estar lejos del centro o centros de consumo y exigir la construcción de un sistema de transmisión de electricidad, lo que significa un aumento de la inversión y en los costos de mantenimiento y pérdida de energía.

3. La construcción lleva, por lo común, largo tiempo en comparación con la de las centrales termoeléctricas.

4. La disponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estación y de año en año

5. La inundación del terreno tras la presa para formar el depósito desplaza a pobladores y destruye áreas extensas de terrenos agrícolas, hábitats de vida silvestre y espacios naturales.

6. La evaporación aumenta la salinidad del agua rebalsada, lo que disminuye su utilidad para el riego.

7. Los embalses se llenan de cieno y pierden su utilidad entre 40 y 200 años

8. Los embalses interrumpen la migración y desove de peces.

9. Los embalses privan a las tierras de cultivo y estuarios de los nutrientes vitales originados del cieno que se deposita en las crecidas anuales.

Impactos Ambientales Potenciales

Los potenciales impactos ambientales de los proyectos hidroeléctricos son siempre significativos. Sin embargo existen muchos factores que influyen en la necesidad de aplicar medidas de prevención en todo.

Principalmente:

La construcción y operación de la represa y el embalse constituyen la fuente principal de impactos del proyecto hidroeléctrico. Los proyectos de las represas de gran alcance pueden causar cambios ambientales irreversibles, en un área geográfica muy extensa; por eso, tienen el potencial de causar impactos importantes. Ha aumentado la crítica de estos proyectos durante la última década. Los críticos más severos sostienen que los costos sociales, ambientales y económicos de estas represas pesan más que sus beneficios y que, por lo tanto, no se justifica la construcción de las represas grandes. Otros mencionan que, en algunos casos, los costos ambientales y sociales pueden ser evitados o reducidos a un nivel aceptable, si se evalúan, cuidadosamente, los problemas potenciales y se implantan medidas correctivas que son costosas.

Algunas presas presentan fallos o errores de construcción como es el caso de la Presa Sabaneta, ubicada en La Provincia San Juan, República Dominicana. Esta presa ha presentado grandes inconvenientes en las temporadas ciclónicas pasadas, producto de su poca capacidad de desagüe y también a que sus dos vertederos comienzan a operar después que el embalse está lleno.

El área de influencia de una represa se extiende desde los límites superiores del embalse hasta los esteros y las zonas costeras y costa afuera, e incluyen el embalse, la represa y la cuenca del río, aguas abajo de la represa. Hay impactos ambientales directos asociados con la construcción de la represa (p.ej., el polvo, la erosión, problemas con el material prestado y de los desechos), pero los impactos más importantes son el resultado del embalse del agua, la inundación de la tierra para formar el embalse, y la alteración del caudal de agua, aguas abajo. Estos efectos ejercen impactos directos en los suelos, la vegetación, la fauna y las tierras silvestres, la pesca, el clima y la población humana del área.

Los efectos indirectos de la represa incluyen los que se asocian con la construcción, el mantenimiento y el funcionamiento de la represa (p.ej., los caminos de acceso, los campamentos de construcción, las líneas de transmisión de energía) y el desarrollo de las actividades agrícolas, industriales o municipales que posibilita la represa.

Además de los efectos directos e indirectos de la construcción de la represa sobre el medio ambiente, se deberán considerar los efectos del medio ambiente sobre la represa. Los principales factores ambientales que afectan el funcionamiento y la vida de la represa son aquellos que se relacionan con el uso de la tierra, el agua y los otros recursos en las áreas de captación aguas arriba del reservorio (p.ej., la agricultura, la colonización, el desbroce del bosque) que pueden causar una mayor acumulación de limos, y cambios en la cantidad y calidad del agua del reservorio y del río. Se tratan estos aspectos en los estudios de ingeniería.

Manejo de la cuenca hidrográfica

Es un fenómeno común, ver el aumento en la presión sobre las áreas altas encima de la represa, como resultado del reasentamiento de la gente de las áreas inundadas y la afluencia incontrolada de los recién llegados al área. Se degrada el medio ambiente del sitio, la calidad del agua se deteriora, y las tasas de sedimentación del reservorio aumentan, a raíz del desbroce del bosque para agricultura, la presión sobre los pastos, el uso de químicos agrícolas, y la tala de los árboles para madera o leña. Asimismo, el uso del terreno de la cuenca alta afecta la calidad y cantidad del agua que ingresa al río. Por eso, es esencial que los proyectos de las represas sean planificados y manejados considerando el contexto global de la cuenca del río y los planes regionales de desarrollo, incluyendo, tanto las áreas superiores de captación, aguas arriba de la represa y la planicie de inundación, como las áreas de la cuenca hidrográfica, aguas abajo.

Otros impactos ambientales

Los proyectos hidroeléctricos, necesariamente, implican la construcción de líneas de transmisión para transportar la energía a los centros de consumo.

Beneficios

Represa Yaciretá, Argentina - Paraguay.

El beneficio obvio del proyecto hidroeléctrico es la energía eléctrica, la misma que puede apoyar el desarrollo económico y mejorar la calidad de la vida en el área servida. Los proyectos hidroeléctricos requieren mucha mano de obra y ofrecen oportunidades de empleo. Los caminos y otras infraestructuras pueden dar a los pobladores mayor acceso a los mercados para sus productos, escuelas para sus hijos, cuidado de salud y otros servicios sociales.

Además, la generación de la energía hidroeléctrica proporciona una alternativa para la quema de los combustibles fósiles, o la energía nuclear, que permite satisfacer la demanda de energía sin producir agua caliente, emisiones atmosféricas, ceniza, desechos radioactivos ni emisiones de CO2.

Si el reservorio es, realmente, una instalación de usos múltiples, es decir, si los diferentes propósitos declarados en el análisis económico no son, mutuamente, inconsistentes, los otros beneficios pueden incluir el control de las inundaciones y la provisión de un suministro de agua más confiable y de más alta calidad para riego, y uso doméstico e industrial.

La intensificación de la agricultura, localmente, mediante el uso del riego, puede, a su vez, reducir la presión que existe sobre los bosques primarios, los hábitats intactos de la fauna, y las áreas en

otras partes que no sean adecuadas para la agricultura. Asimismo, las represas pueden crear pesca en el reservorio y posibilidades para producción agrícola en el área del reservorio que pueden más que compensar las pérdidas sufridas por estos sectores debido a su construcción.

Clasificación de Centrales HidroeléctricasClasificación según el tipo de embalse.

Las centrales hidroeléctricas tienen el inconveniente de la fluctuación del caudal del río, con lo cual varia la potencia disponible. La demanda de la energía fluctúa también; pero sus fluctuaciones no coinciden con las del caudal; la fluctuación de la demanda es prácticamente débil en los diversos periodos del año, pero es muy grande en las diferentes horas del día; mientras que las variaciones de caudal suele tener un comportamiento opuesto, es decir, grande en diferentes periodos del año, y muy pequeña en las diferentes horas del mismo día. La regulación de estas variaciones es el objeto del embalse.

a) Centrales de agua fluyente o centrales sin embalse: Estas centrales se construyen en los sitios en donde la energía hidráulica disponible se puede utilizar directamente para accionar las turbina y en donde, de no existir la central, esta energía se desperdiciaría. En ellas el agua no turbinada se derrama por el aliviadero de la central. Se subclasifican en centrales con reserva (diaria o semanal) o sin reserva. La pequeña acumulación existente en las centrales con reserva no merece el nombre de embalse. La mayor parte de las centrales pertenecen a esta categoría: existiendo gran numero de centrales de agua fluyente con reserva semanal.

b) Centrales con embalse o de regulación Estos aprovechamientos hidroeléctricos tienen la posibilidad de almacenar las aportaciones de un río mediante la construcción de un embalse. En estas centrales se regulan los caudales de salida para ser turbinados en el momento que se precisen. También se incluyen las centrales que se sitúan en embalses construidos para otros usos, como son riegos o abastecimiento en poblaciones.

c) Centrales de acumulación por bombeo. Disponen de dos embalses situados a diferente nivel. Cuando la demanda de energía eléctrica alcanza su máximo nivel a lo largo del día, el agua, almacenada en el embalse superior, hace girar el rodete de la turbina asociada a un alternador funcionando como una central convencional generando energía. Después el agua queda almacenada en el embalse inferior. Durante las horas del día en la que la demanda de energía es menor el agua es bombeada al embalse superior para que pueda hace el ciclo productivo nuevamente. Para ello la central dispone de grupos de motores-bomba o, alternativamente, sus turbinas son reversibles de manera que puedan funcionar como bombas y los alternadores como motores.

En cualquier caso es de hacer notar que la energía obtenida al turbinar una determinada cantidad de agua es menor que la consumida durante el bombeo para elevarla, debido a las perdidas asociadas al doble proceso de conversión. Por tanto en igualdad de condiciones el rendimiento de estas centrales de rebombeo será inferior al de las centrales hidroeléctricas normales. Más aún, las centrales de bombeo son en realidad consumidores netos de energía eléctrica. Lo que ocurre es que por su misma estrategia de funcionamiento no se pueden considerar estas instalaciones sin tener en cuenta la red a la cual se encuentran conectadas y que justifica su existencia. Es precisamente su misión en el conjunto de la red lo que da lugar a sus ventajas técnicas y económicas, y entre las que podemos destacar fundamentalmente:

-Por ser en definitiva central hidroeléctrica su tiempo de arranque es muy corto y tienen una gran facilidad de regulación, siendo desde este punto de vista idóneas para cubrir la zona de puntas del consumo.

-Al comportarse como consumidores durante las horas valle producen el deseado efecto de nivelación de la curva de carga diaria, permitiendo que algunas centrales del sistema pasen de funcionar bajo programa a funcionar como centrales de base, con un mayor factor de utilización y una reducción en el costo de producción. Las centrales de bombeo permiten así una explotación más rentable de las centrales térmicas.

-En caso de quedar aislada una zona de la red por disparo de alguna línea de alta tensión, las centrales de bombeo de dicha zona pueden restablecer el equilibrio producción-consumo permitiendo que las centrales de base alteren lo menos posible su régimen de funcionamiento.

-Existen además varios factores no eléctricos que representan aspectos positivos de las centrales de bombeo, ya que permiten regular en mayor o menor medida el caudal de los ríos, permiten la instalación de zonas de regadío, crean lugares de pesca y de esparcimiento, etc.

d) Centrales mareomotrices Estas centrales utilizan la energía de las mareas, o sea las diferencias de energía potencial que adquiere el agua del mar en marea alta y baja denominada amplitud de la marea. Esta amplitud varía a través del año en las diferentes costas del planeta. En marea alta el agua se acumula y en marea baja se turbina.

Las mareas de los océanos constituyen una fuente gratuita, limpia e inagotable de energía. Solamente Francia y la ex Unión Soviética tienen experiencia práctica en centrales eléctricas accionadas por mareas.

La energía mareomotriz es una de las catorce fuentes nuevas y renovables que estudian los organismos especializados de las Naciones Unidas. Esta energía está disponible en cuales quiera clima y época del año. Las mareas pueden apreciarse como variación del nivel del mar, con un período de aproximadamente 12 horas 30 minutos, con una diferencia de nivel de unos 2 metros que, conforme a la topografía costera la diferencia entre bajamar y pleamar puede llegar en unos pocos casos hasta los 15 metros. Y esta característica se observa en un centenar de lugares. La técnica utilizada consiste en encauzar el agua de la marea en una cuenca, y en su camino accionar las turbinas de una central eléctrica. Cuando las aguas se retiran, también generan electricidad. Se considera que los lugares más viables para aprovechar esta energía son unos 40, que rendirían unos: 350.000 GW/h anuales. Para obtener esta cantidad de energía sería necesario quemar unos 220 millones de barriles de petróleo/año.

Clasificación según la altura neta del salto. Esta clasificación es importante porque el salto, más que ninguna otra característica determina el tipo de las instalaciones del aprovechamiento hidroeléctrico (presa, canal de derivación, conducto forzado, central, tipo de turbinas).

Aunque las CH de gran altura suelen presentar características totalmente diversas de las de pequeña altura, es prácticamente imposible establecer una línea divisoria entre ambas; lo más corriente es añadir una clase intermedia, los saltos de mediana altura, y establecer unos intervalos fijos, aunque convencionales, útiles para los fines estadísticos.

La siguiente clasificación ha sido propuesta por Ludin, y adoptada por otros autores:

a) Saltos de pequeña altura: H ≤ 14.99 m b) Saltos de mediana altura: 15 ≤ H ≤ 49.99 m c) Saltos de gran altura: H ≥ 50 m

Saltos de pequeña altura. - Terreno: llano o suavemente ondulado.

- Influjo preponderante del caudal en la potencia: grande. - Tipo de embalse: sin embalse o con reserva diurna a través del río mismo y

compuertas móviles, que se bajan en las crecidas, para evitar las inundaciones aguas arriba.

- Alimentación de agua a la central: directa a la central (centrales de agua fluyente, central-presa) o con canal de derivación (todo al aire libre, sin tubería forzada).

- Construcción del salto: canal de entrada-sala de máquinas-subestructura; centrales con frecuencia regidas en ríos navegables, debiendo instalarse algunas veces esclusas, que permiten a los barcos salvar el desnivel creado por la presa.

- Tipo de turbina: Kaplan, Hélice, Francis exprés.

- Costo: elevado; el precio por kW instalado aumenta sensiblemente cuando desciende de la fuente hasta la desembocadura de un río, pudiendo llegar a ser el doble y aún mayor. Esto puede hacerse extensivo, aun-que por razones un tanto diversas a las centrales mareomotrices que son las centrales de costo de instalación más elevado. Los progresos en ingeniería civil, en construcción de compuertas y diseño de Turbinas de gran velocidad específica han hecho posible en los últimos años la explotación de saltos de gran potencia y de poca altura.

Saltos de gran altura. - Terreno: montañoso (centrales de alta montaña).

- Influjo preponderante del caudal en la potencia: pequeño.

- Tipo de embalse: embalse grande, acumulación anual o hiperanual.

- Alimentación de agua a la central: canal de derivación o túnel y tubería forzada (a veces centrales de pie de presa). Estos saltos se caracterizan por sus conductos de derivación de gran longitud (varios kms.), salvo en ciertos casos excepcionales, en que la topografía se presta a la realización de canales cortos. Así, por ejemplo, el canal de derivación del aprovechamiento hidroeléctrico de Roselend tiene una longitud de 12.6 km., y las tuberías una longitud de 3.95 km.

- Construcción de salto: chimenea de equilibrio - tuberías forzadas - sala de máquinas-subestructura.

- Tipo de turbina: Francis lenta, Pelton. - Costo: menos elevado.

Clasificación según la potencia (en el eje de la turbina) instalada.

Los límites de esta clasificación son convencionales y relativos según las posibilidades hidroeléctricas de cada país o región. Desde el punto de vista europeo se pueden establecer así:

Micro centrales: Pa < 100 KW Centrales de pequeña potencia: 100 ≤ Pa < 1000 KW. Centrales de media potencia: 1000 ≤ Pa < 10,000 KW. Centrales de gran potencia: Pa ≥ 10,000 KW.

La tendencia en los últimos años ha sido la construcción de grandes centrales y en este sentido es de hacer notar que las grandes centrales actuales son más de mil veces superiores a las grandes centrales de los siglos pasados. Compárese, por ejemplo, la central de 1470 kW de los saltos del Niágara a finales del siglo 19 con la central de Itaipu en la frontera Brasil-Paraguay de 12 millones de kW completada en 1983.

Dentro de las instalaciones hidroeléctricas también destacan las centrales de pequeña potencia, que no precisan de grandes embalses reguladores y tiene por tanto un escaso impacto ambiental. Estas pequeñas centra-les poco a poco se van haciendo competitivas, mas teniendo en cuenta el costo de los restantes recursos a los cuales ellas sustituyen.

El limite de potencia para definir la mini hidráulica varía según los diferentes países de la unión europea. En España se consideran actualmente mini centrales a todas aquellas centrales cuya potencia instalada es menor o igual a 10 MW.

Clasificación según el sistema de explotación. a) Centrales aisladas o independientes:

Alimentan una red de consumo particular sin conexión a una red general alimentada por otras centrales.

b) Centrales coordinadas: Alimentan una red general de consumo junto a otras centrales, ya sea térmica de combustibles fósiles o geotérmicos. La tendencia moderna es a la unificación de la red nacional con interconexión a la red de otros países y conexión a esta red de todas las centrales incluso las más pequeñas

Clasificación según la demanda a que satisfacen.

a) Centrales de base: Proporcionan la parte de energía que se consume de forma permanente en el sistema. Funcionan con un régimen muy uniforme a largo del año, salvo los períodos de reparación o revisión

b) Centrales de punta: Suministran la energía necesaria para atender las puntas de consumo, es decir, las grandes demandas de energía que sólo se presentan unas pocas horas al día.

Las centrales con embalse presentan la máxima flexibilidad, y sirven como centrales de base o como centrales de punta, según la época del año y de acuerdo a si el año es lluvioso o seco. Las centrales de agua fluyente pueden utilizarse como centrales de base, si el caudal mínimo del río es igual o mayor que el caudal necesario; pero comunmente las centrales de agua fluyente son centrales de carga punta.

La demanda de energía eléctrica de una ciudad, región, o país, tiene una variación a lo largo del día. Esta variación es función de muchos factores, entre los que se destacan:

tipos de industrias existentes en la zona, y turnos que estas realizan en su producción; tipo de cocina doméstica que se utiliza más frecuentemente; tipo de calentador de agua que se permite utilizar; la estación del año; la hora del día en que se considera la demanda.

La generación de energía eléctrica debe seguir la curva de demanda, así, a medida que aumenta la potencia demandada deberá incrementarse el caudal turbinado, o iniciar la generación con unidades adicionales, en la misma central, e incluso iniciando la generación en centrales reservadas para estos períodos.

Teniendo la demanda de potencia para el año presente (año 0) se debe proyectar la demanda de potencia utilizando el método de crecimiento poblacional con la siguiente ecuación:

P=P0∗(1+i )n [ KW ]

Donde:

P= Potencia Futura para el año “n”

P0= Potencia del año “0”

i= Tasa de crecimiento poblacional (INE)

n= Año Previsto

Además de obtener la demanda a futuro se debe considerar el rendimiento en conjunto de todos los elementos involucrados en la línea eléctrica de distribución desde generación hasta la población beneficiada.

Pf =Pɳ¿

[KW ]

Donde:

ɳLE= Es el rendimiento de la línea eléctrica (Generador, acoples, transformadores, etc.)

Elementos de una Central Hidroeléctrica

Una central hidroeléctrica está constituida por una serie de elementos mínimos y que son básicamente: presa, conducciones hidráulicas y tuberías, tomas de agua y chimeneas de equilibrio, válvulas y compuertas, turbinas y dispositivos de regulación y tubos difusores; generadores, equipo eléctrico general, elementos de regulación control y protección, equipos auxiliares y elementos de automatización.

A continuación se procederá a explicar algunos de los elementos del grafico.

Presas: Su misión es crear una obstrucción casi invariable en el río, una presa consta de: a) dique o muro de contención; b) coronación de este dique donde suele construirse un camino o carretera; c) La base o cimiento del dique; d)paramentos o superficie anterior y posterior del dique; e) aliviadero de crecidas; f)órganos de evacuación. A éstos elementos se añaden a veces obras que permiten a los peces franquear la presa.

Existen varios tipos de diques para obturar un valle. La elección de uno u otro dependerá de la configuración del y de las características mecánicas del terreno. Se puede no obstante clasificar las presas por su forma de trabajo en dos categorías: de gravedad y de bóveda.

En las primeras el par de vuelco producido por el empuje de las aguas se ve compensado por el par antagonista de la reacción que el suelo ejerce sobre la presa. Su estabilidad está confiada a su propio peso y el esfuerzo del terreno sobre el que se apoya.

El principio de funcionamiento de las presas de bóveda, por el contrario se basa en transmitir el esfuerzo debido al empuje del agua hacia las laderas del valle, para lo cual la presa debe estar dotada de una cierta curvatura que transmita la componente horizontal del empuje hacia los laterales del valle como se indica en la siguiente figura.

Asi mismo estos tipos de presa comparten ciertas características comunes:

- Mientras más escasa sea la pendiente y mayor sea la inconsistencia del terreno, la base de las presas deberán ser más anchas. Este tipo de presa es conocida como Presa de Escollera.

- Si se desea reducir el volumen de concreto empleado se puede recurrir a las presas Contrafuertes, disponen de una pared de concreto reforzado por unos contrafuertes al lado opuesto del agua.

Otra opción es recurrir a las presas de arcos múltiples.

Aliviaderos y compuertas

En toda presa se construye algún tipo de aliviadero, calculado para el caudal máximo de crecida, que tiene por objeto proteger el lugar y la presa misma contra las inundaciones. Este puede formar parte integral de la presa o constituir estructura aparte. Los aliviaderos pueden ser fijos o móviles. Los aliviaderos móviles se denominan compuertas. Los aliviaderos fijos pueden reducirse a tres tipos: a) vertederos; b) pozos; c) sifones o vertederos sifónicos.

Compuerta de Alivio Aliviadero de Presa de Boveda

Vertedero Lateral de una Presa de Gravedad

Conducciones: canales, túneles y tuberías forzadas

La alimentación de agua a las turbinas se puede hacer directamente a través del dique en centrales a pie de presa o a través de un sistema de canalizaciones en el caso de centrales en derivación.

En el caso de los canales estos pueden realizarse excavando el terreno en la ladera o de forma artificial mediante estructuras de concreto. En todo caso las pendientes de los mismos son muy débiles, del orden de algunas unidades por diez mil. En el proyecto del canal deben tenerse en cuenta las siguientes consideraciones: Buscar la solución que represente la mayor economía, no sólo en construcción sino en explotación. Evitar el paso por terrenos permeables, para reducir al mínimo los revestimientos, ya sean de arcilla, de mampostería u otro material. La velocidad del agua en el canal se determina por las conocidas fórmulas de Chezy, Bazin, Manning, etc.

En saltos de gran caudal y poca altura se reduce la pendiente en el canal para no perder carga, exigiendo en este caso mejor acabado para reducir pérdidas y trabajos de limpieza, pues aumentará la sedimentación, también el costo será mayor por unidad de longitud.

Cuando el salto sea de gran altura y poco caudal se puede admitir mayor pendiente en el canal y buscar soluciones más económicas. La sección transversal a adoptar dependerá de la clase de terreno. Habitualmente para canales en roca se utiliza la sección rectangular y para canales en tierra se utiliza la sección trapezoidal. También se suelen utilizar tuberías prefabricadas de concreto para conducciones en lámina libre enterradas.

En algunas ocasiones, para reducir la longitud del canal, puede justificarse la perforación de túneles en la montaña, en cuyo caso hay que fijar bien los puntos de ataque y de apoyo, de manera de no elevar demasiado los trabajos de excavación y revestimiento si éste se hace necesario.

Para evitar grandes longitudes el desnivel del río debe ser grande y suele ir acompañado de una orografía irregular, lo que dificulta la construcción de los canales. Por esta razón se prefiere por lo general la solución del túnel en carga que no obstante su mayor costo, se adapta mejor a las condiciones geográficas. Además en este caso la respuesta de la instalación ante aumentos bruscos de demanda es mejor. Como contrapartida se requieren estudios geológicos profundos y mayores dificultades de construcción, debiendo tener gran cuidado en la transmisión de los esfuerzos de presión al terreno.

Valvulas y Elementos de Seguridad

Además de las compuertas situadas en las tomas de agua, las tuberías y canalizaciones; los circuitos de agua de una central van dotadas de una serie de elementos de cierre y seguridad. Entre las válvulas mas utili-zadas se pueden mencionar: las de compuerta, las de mariposa y las esféricas.

Válvula de Compuerta Válvula de Mariposa

Válvula Esférica

Sala de Maquinas

En su interior están albergadas las turbinas con sus correspondientes bancadas, los generadores, cuadros eléctricos y de control, etc.

La configuración física del edificio depende del tipo y número de máquinas a utilizar y del tamaño de las mismas.

En las instalaciones de eje vertical la estructura de la central suele dividirse verticalmente en tres niveles, de abajo hacia arriba.

a) Nivel de tubos de aspiración, pozos o galería de desagüe b) Nivel de turbina y final de tubería forzada c) Nivel de generadores

En las instalaciones de eje horizontal lógicamente las zonas b y c, están al mismo nivel.

La zona a), junto con la cimentación de la maquinaria, componen lo que se llama infraestructura y la zona b) y c), la superestructura consta en primer lugar de la sala de máquinas, de la sala de reparaciones y de las restantes instalaciones y oficinas de la central.

En el siguiente grafico se ilustran las divisiones explicadas anteriormente:

Turbinas Hidroeléctricas

Una turbina hidráulica es una turbomáquina que aprovecha la energía de un fluido que pasa a

través de ella para producir un movimiento de rotación que, transferido mediante un eje, mueve

directamente el rotor de un generador que transforma la energía mecánica en eléctrica, así son el

órgano fundamental de una central hidroeléctrica.

Turbina hidráulica y generador eléctrico.

Potencia en el Eje de Una Turbina

Teniendo en cuenta que las turbinas hidráulicas convierten la energía potencial del cauce de un rio y considerando el rendimiento de la turbomáquina en sí, tenemos la siguiente ecuación:

P=δ∗g∗H n∗Q∗ɳT

1000[kW ]

Donde:

= Densidad del Fluido𝛿g = Gravedad en la zona

Hn= Altura Nominal o Altura Neta de la caída de agua

Q = Caudal del Rio

ɳT= Rendimiento de la Turbina

Clasificación

Por ser turbomáquinas siguen la misma clasificación de estas, y pertenecen al subgrupo de las

turbomáquinas hidráulicas. En el lenguaje común de las turbinas hidráulicas se suele hablar en

función de las siguientes clasificaciones:

De acuerdo al cambio de presión en el rodete o al grado de reacción

Turbinas de acción: Son aquellas en las que el fluido de trabajo no sufre un cambio de presión

importante en su paso a través de rodete.

Turbinas de reacción: Son aquellas en las que el fluido de trabajo si sufre un cambio de

presión importante en su paso a través de rodete.

Para clasificar a una turbina dentro de esta categoría se requiere calcular el grado de reacción de la misma. Las turbinas de acción aprovechan únicamente la velocidad del flujo de agua, mientras que las de reacción aprovechan además la pérdida de presión que se produce en su interior.

Clasificación:

De acuerdo al diseño del rodete

Esta clasificación es la más determinista, ya que entre las distintas de cada género las diferencias

sólo pueden ser de tamaño, ángulo de los álabes o cangilones, o de otras partes de la

turbomáquina distinta al rodete. Los tipos más importantes son:

Turbina Kaplan: son turbinas axiales, que tienen la particularidad de poder variar el ángulo de

sus palas durante su funcionamiento. Están diseñadas para trabajar con saltos de agua

pequeños y con grandes caudales.(Turbina de reacción)

Turbina Hélice: son exactamente iguales a las turbinas kaplan, pero a diferencia de estas, no

son capaces de variar el ángulo de sus palas.

Turbina Pelton: Son turbinas de flujo transversal, y de admisión parcial. Directamente de la

evolución de los antiguos molinos de agua, y en vez de contar con álabes o palas se dice que

tiene cucharas. Están diseñadas para trabajar con saltos de agua muy grandes, pero con

caudales pequeños.(Turbina de acción)

Turbina Francis: Son turbinas de flujo mixto y de reacción. Existen algunos diseños complejos

que son capaces de variar el ángulo de sus álabes durante su funcionamiento. Están diseñadas

para trabajar con saltos de agua medios y caudal medios.

Turbina Ossberger / Banki / Michell: La turbina OSSBERGER es una turbina de libre desviación,

de admisión radial y parcial. Debido a su número específico de revoluciones cuenta entre las

turbinas de régimen lento. El distribuidor imprime al chorro de agua una sección rectangular,

y éste circula por la corona de paletas del rodete en forma de cilindro, primero desde fuera

hacia dentro y, a continuación, después de haber pasado por el interior del rodete, desde

dentro hacia fuera.

Como se puede observar si el proyectista ya dispone de datos como ser caudal, altura de aprovechamiento y la demanda, ya puede elegir de forma aproximada el tipo de turbina que necesitara, pero en la práctica a veces es necesario analizar dos o tres tipos diferentes antes de tomar una decisión final.

Para poder simplificar dicho proceso es necesario que se realice un análisis para determinar el grado de reacción de la turbina y el número especifico de revoluciones. Estos datos nos permitirán elegir de forma más simple la turbina ideal para el proyecto.

Número Específico de Revoluciones (Ns)

Es un parámetro muy importante para seleccionar el tipo de turbina adecuada al proyecto

hidráulico. Y representa la velocidad de rotación de un modelo de turbina hidráulica que es capaz

de generar 1 kW de potencia con una caída o altura neta de 1 m.

Para cada tipo de turbina existe un rango de valores de Ns diferente de los otros modelos

El número específico de revoluciones es adimensional cuando se calcula en base a la velocidad

angular de la turbina, sin embargo para fines prácticos se utiliza con la velocidad de rotación de la

turbina.

En teoría de modelos se determina el numero especifico de revoluciones (Ns) de un modelo dado

y luego se fabrica un prototipo del modela con mayores dimensiones pero manteniendo constante

el Ns.

Para calcular el Ns se utiliza la siguiente ecuación:

Ns=n∗√ P

Hn

54

[rpm ]

Donde:

Ns = Numero Especifico de Revoluciones

P = Potencia en eje de la turbina

n = Velocidad de rotación de la turbina

Hn = Altura Neta de Aprovechamiento

A continuación se presenta una tabla que ilustra de manera general las características de las algunas de las distintas turbinas hidráulicas existentes.

Turbina # Especifico de Revoluciones (Ns [rpm])

Caudal(Q [m3/s])

Altura Nominal(Hn [m])

Potencia Generada(P [Kw])

Rendimiento(ɳ [%])

Pelton 7-62 0,05-50 30-1800 2-300 000 85Turgo 60-260 0,25-10 15-300 5-8 000 80Michelle-Banki 36-136 0,025-5 1-200 1-750 70-75Francis 50-300 0,05-500 10-750 2-750 000 92Kaplan 230-1000 5-1000 5-80 2-500 000 93Axiales 230-860 1-600 5-50 1-100 000 90

Tabla Extraída del Texto de la Materia “Maquinas Hidráulicas”

Algunos autores clasifican de forma más específica a las turbinas utilizando el Ns.

Ahora para poder comprender como funcionan las turbinas y poder realizar el dimensionamiento, debemos adentrarnos un poco a la teoría de fluidos de Euler.

Ecuacion Fundamental de Turbomaquinas (Ecuacion de Euler)

Esta teoría fundamental se aplica a:

-Bombas Centrifugas y Axiales

-Ventiladores Centrifugos y Axiales

-Turbocompresores

-Turbinas Hidráulicas de Acción y Reacción

Para comenzar debemos definir algunas variables importantes a través del fenómeno del Movimiento del fluidos. Se utiliza una nomenclatura universal que define los triángulos de velocidades a la entrada y salida del rodete:

Donde:

-u= velocidad tangencial o periférica a la rueda

-c= velocidad absoluta del agua

-w= velocidad relativa del agua

-α= ángulo entre las velocidades u y c

-β= ángulo entre las velocidades u y w

Como se puede observar en la imagen anterior, en los alabes se generan dos triángulos de velocidades que representan las características del fluido tanto a la entrada como a la salida de los alabes del rodete

El agua sale del distribuidor y a una velocidad absoluta c1 y ángulo α1, encontrándose con el rodete, que en servicio normal, se mueve a una velocidad tangencial u1.

La velocidad relativa forma con la velocidad periférica un ángulo β1 y es en todo momento tangente al alabe.

Para que el fluido sea guiado perfectamente entre dos alabes todas las partículas del fluido deberán entrar en el punto 1 y salir por el punto 2 con la misma velocidad, es decir que C1 sea igual a C2. Lo cual implicaría tener un infinito numero de alabes.

Como eso es imposible, se decidió optar por trabajar con la Teoría Unidimensional es decir con solo una partícula y su trayectoria por un alabe.

Con eso en mente se plantea la ecuación de Euler en su primera forma:

H E=μ2∗C2∗cosα2−¿μ1∗C1∗cosα 1

g[m ]¿

Donde para abreviar la ecuación se tomara la siguiente constante en cuenta:

C1μ=C1∗cos α1

C2μ=C2∗cos α2

Teniendo como resultado la siguiente ecuación:

H E=μ2∗C2μ−μ1∗C1μ

g[m ] Ecuación de Euler para Bombas y Ventiladores

H E=μ1∗C1μ−μ2∗C 2μ

g[m ] Ecuación de Euler para Turbinas Hidráulicas

Ahora si aplicamos la ley de cosenos sobre la anterior ecuación obtenemos la segunda forma de la ecuación de Euler:

H E=(μ12−μ2

2 )+(C12−C2

2 )+(W 22−W 1

2 )2∗g

[m ]

Si comparamos con la ecuación de estado de Bernoulli (sin Perdidas) y simplificamos el resultado obtenemos la altura de presión que nos permitirá hallar el grado de reacción de la turbina:

H P=P1−P2

γ =(μ12−μ2

2 )+(W 22−W 1

2 )2∗g

[m ]

Grado de Reacción en Turbomáquinas

Euler define el grado de reacción en turbomáquinas de la siguiente manera:

E=H P

H E=

( μ12−μ22 )+(W 2

2−W 12 )

(μ12−μ22 )+(C1

2−C 22 )+(W 2

2−W 12 )

¿

Si:

E=0………………..Maquina de Acción (Pelton, Turgo, Micelle-Banki)

E>1………………..Maquina de Reacción (Francis, Kaplan, Axiales)

E<1(≈0,5)……….Turbinas de Vapor y Gas

Fenómeno de Cavitación

Es un fenómeno destructivo que se da en paredes de tuberías, accesorios, turbinas y bombas hidráulicas. Las paredes de estor sistemas presentan agujeros y zonas con alta corrosión debido a la implosión de burbujas de gas contenido en el liquido que se transportan en el sistema.

Este fenómeno se produce en los siguientes casos:

- Cuando Ingresa un Fluido gaseoso al sistema que transporta liquido.

- Cuando existe en el sistema una presión más baja que la de saturación del liquido, provocando la formación de burbujas provenientes del mismo liquido, es decir que se encuentra en condición de liquido saturado, las cuales impactan las paredes internas del sistema e implotan generando un desgaste progresivo y una acelerada corrosión del mismo.

- Cuando existen partículas duras en el fluido transportado que dañan y corroen los alabes y las tuberías.

Para evitar que se genere este fenómeno se debe de considerar la altura de succión al momento de realizar el diseño, esto es necesario tanto para bombas como para turbinas.

Cálculo de la Máxima Altura de Succión

El Ing. Thoma desarrollo el método para determinar la altura máxima de succión (Hs) para evitar la cavitación en turbomáquinas.

La ecuación se desarrollo a base de pruebas en laboratorio con modelos y prototipos, el resultado es el siguiente:

H s ≤ H at−σ∗Hn−Hev [m ]

Donde:

Hs= Altura máxima de Succión para evitar cavitación [m]

Hat= Altura de columna de agua en el lugar de la instalación [m]

𝜎=Coeficiente de Thoma para turbomáquinas [-]

Hn=Altura neta del sistema [m]

Hev=Altura de Presion de vapor del fluido liquido [m]

Para el caso de Hat, este depende de la presión atmosférica del lugar de instalación. Por ejemplo:

0 [msnm] 1013 [bar] 10[m]

2550 [msnm] 760 [bar] 7,5[m]

Para distintas localidades debemos interpolar o extrapolar los valores de Hat.

Para determinar 𝜎 usamos la siguiente tabla:

Ns [rpm] 50 100 200 300 450 600 800 1000𝜎 0,01 0,02 0,03 0,08 0,22 0,5 1,0 1,6Tabla para el Coeficiente de Thoma, Obtenida del texto de la materia Maquinas Hidráulicas

Para el vaso de Hev se deberá obtener datos de la siguiente tabla:

t [°C] 10 20 30Hev [m] 0,062 0,125 0,432Tabla para Presión de Vapor, Obtenida del texto de la materia Maquinas Hidráulicas

En el caso de no encontrar los valores en cualquiera de las dos tablas anteriores se deberá proceder a interpolar o extrapolar los datos necesarios.

Tubería de Succión

Transforma energía, recupera la energía cinética del agua a la salida del rodete al crear una depresión. La forma constructiva depende de Ns.

Para turbinas de eje vertical y pequeños valores de Ns el tubo puede ser una simple tubería acodada, de sección creciente.

Otro tipo de tuberías es la acodada que son muy comunes, ya que presentan ventajas sobre los rectos, como ser la reducción de la profundidad de las fundaciones, por consiguiente los trabajos civiles y el costo de la obra.

Dependiendo de instalaciones, puede existir un dispositivo de obturación, generalmente a base de ataguías, a fin de poder llevar a efecto revisiones en el grupo.

Turbinas Pelton

Este tipo de turbina fue creada y patentada en 1889 por el norteamericano Lester Allan Pelton. El principio de funcionamiento es relativamente simple, ya que constituye una evolución lógica de la antigua rueda hidráulica. Posee las mejores características para grandes alturas, y desde luego es la única máquina capaz de funcionar con alturas superiores a 1.700 m. Son notables su suavidad de giro y su buen funcionamiento a carga parcial. En la figura se muestra la disposición típica de una turbina Pelton. La tobera lanza a la atmósfera un chorro de alta velocidad que incide sobre una serie de cucharas o álabes montados en la periferia de una rueda.

El par ejercido por el impacto y la desviación del chorro provoca el giro de la rueda. Una vez transmitida su energía a la rueda, el agua sale de los álabes a velocidad relativamente baja y es dirigida hacia el canal de desagüe. Por tanto, la turbina ha de estar colocada a suficiente altura sobre el nivel máximo de crecida para asegurar el derrame libre.

En la turbina Pelton actual, la energía cinética del agua, en forma de chorro libre, se genera en una tobera colocada al final de la tubería a presión. La tobera está provista de una aguja de cierre para regular el gasto, constituyendo en conjunto, el órgano de alimentación y de regulación de la turbina. Encuentra justa aplicación la turbina Pelton, en aquellos aprovechamientos hidráulicos donde la ponderación de la carga es importante respecto al caudal. La velocidad especifica es baja, entre 10 y 60 en el sistema métrico y entre 2 y 12 en el sistema ingles aproximadamente, siendo preferibles valores centrales entre estos límites por razones del rendimiento, el cual es del orden del 90% y se conserva bastante bien a carga parcial. Entre las turbinas Pelton mas grandes instaladas hasta el momento se encuentran las de Mont-Cenis (Alpes franceses) de 272000 HP cada una, bajo 870 m de carga.

Elementos constitutivos de Micro turbinas Pelton

Una instalación típica de microturbinas Pelton consta de los siguientes elementos:

En este tipo de turbinas el elemento mas importante es la cuchara la cual debido a su diseño es capaz de generar grandes velocidades de giro y un rendimiento elevado.

Vista del diseño de una cuchara Pelton (Imagen Obtenida de http://fluidos.eia.edu.co)

Turbinas Pelton de Eje Vertical:

Rodete Pelton (Imagen Obtenida de http://fluidos.eia.edu.co)

En este tipo de turbinas Pelton el número de chorros por rueda se reduce generalmente a uno o dos, por resultar complicada la instalación en un plano vertical de las tuberías de alimentación y las agujas de inyección. Este sistema de montaje encuentra aplicación en aquellos casos donde se tienen aguas sucias que producen deterioros o notable acción abrasiva. Con el eje horizontal se hace también posible instalar turbinas gemelas para un solo generador colocado entre ambas, contrarrestando empujes axiales.

Turbinas Pelton de Eje Horizontal:

Diseño de Rodete Pelton (Imagen Obtenida de http://fluidos.eia.edu.co)

En este tipo de turbinas Pelton se facilita la colocación del sistema de alimentación en un plano horizontal, lo que permite aumentar el número de chorros por rueda (4 a 6); con esto se puede incrementar el caudal y tener mayor potencia por unidad. Se acorta la longitud del eje turbina-generador; se amenguan las excavaciones; se puede disminuir el diámetro de rueda y aumentar la velocidad de giro, se reduce en fin el peso de la turbina por unidad de potencia. Esto hace que la utilización de esta disposición en turbinas Pelton sea más ventajosa que la disposición horizontal. Su aplicación es conveniente en aquellos casos donde se tienen aguas limpias que no produzcan gran efecto abrasivo sobre los alabes e inyectores, debido a que la inspección y las reparaciones con este montaje se hacen más difíciles.

Por otra parte, las turbinas Pelton se clasifican también en sencillas (un rodete y un chorro) y múltiples. Las turbinas Pelton se multiplican por el número de chorros, llamándose Pelton doble, triple, etc. Las turbinas Pelton séxtuples (1 rodete de eje vertical y 6 chorros) cayeron un tiempo en desuso, por la complicación que entraña su duodécupla regulación (6 inyectores y 6 pantallas deflectoras y por tanto, 12 servomotores).

Dimensionamiento de Turbinas Pelton

En este capítulo se desarrollara el procedimiento básico para poder dimensionar la cuchara y los diámetros de los respectivos chorros para que la turbina funcione con un máximo rendimiento posible.

Primero debemos obtener los datos del triangulo de velocidades:

C1=K c∗√2∗g∗H n[ ms ]

Donde:

C1= Velocidad Absoluta del agua

Kc= Coeficiente de contracción del chorro, mientras mas pulida este la cuchara, mas alto es el valor de Kc. (0,96—0,98)

g=Gravedad en la zona

Hn= Altura neta de Aprovechamiento

Debemos considerar que como el chorro ingresa en la parte central de la cuchara y es dividido en dos caminos la velocidad tangencial µ1 toma el valor de:

μ1=0,48∗C1[ms ]

Ahora si bien lo correcto sería utilizar la Ecuación de Euler para determinar los datos en el punto de salida del agua, es decir a los costados del rodete, esto no es necesario porque para maximizar el rendimiento los valores de la velocidad tangencial µ2 deben ser próximos a “0”, por lo que la ecuación de Euler queda reducida a:

H E=μ1∗C1∗cos α1

g[m ]

Continuando con los siguientes parámetros de dimensionamiento tenemos que determinar el diamtero de los chorros que impulsaran la turbina:

d=√ 4∗Qj

π∗C1[m ]

Donde:

d=diámetro del inyector

Q=caudal total

j=numero de inyector

Ahora con el diámetro del chorro podemos proseguir con el dimensionamiento de las cucharas y el rodete, y para ello disponemos de una serie de formulas:

b=(2,5…3,2)*d Ancho de la Cucharah=(2,1…3,5)*d Largo de la Cuchara

h1=0,35*d Profundidad de la Entalladurah2=(0,95…1,5)*d Distancia de Entalladura al centro de la Cuchara

t=(0,8…1,5)*d Profundidad de la Cucharaa=1,2*d Ancho Entalladura

n=600… …1500 Velocidad de rotación del Rodete (Asumir)

D=60∗μ1π∗n

Diámetro Nominal del Rodete

Da=D+1,2∗h Diámetro Externo del Rodetek=(0,1…0,17)*d Paso Entre Cucharas

Z= D2∗d

+14……16 Numero de Cucharas

Mientras más pulidas estén las cucharas, mas grande será el valor de las constantes mostradas en la tabla anterior.

Turbinas Francis

Pertenece al grupo de las turbinas de reacción, es decir que el flujo se produce dentro de una cámara cerrada bajo presión. La Francis se caracteriza por que recibe el flujo de agua en dirección radial, orientándolo hacia la salida en dirección axial; por lo que se considera como una turbina de flujo radial.

Este tipo de turbina está compuesto por:

- Un distribuidor que contiene una serie de álabes fijos o móviles que orientan el agua hacia el rodete.

- Un rodete formado por una corona de paletas fijas, torsionadas de forma, que reciben el agua en dirección radial y lo orientan axialmente.

- Una cámara de entrada, que puede ser abierta, o cerrada de forma espiral para dar una componente radial al flujo de agua.

- Un tubo de aspiración o de salida de agua, que puede ser recto o acodado, y se encarga de mantener la diferencia de presiones necesaria para el buen funcionamiento de la turbina.

Corte Transversal de una turbina Francis

Se construyen para operar en condiciones de rendimiento máximo, existiendo tres tipos:

- lentas: u1 < c1 - normales: u1 = c1- rápidas: u1 > c1

Rodetes lentos: se utilizan en grandes saltos, se tiene bajo número de revoluciones, lo que supone un aumento del diámetro D1 del rodete respecto al del tubo de aspiración.

Se tienen 50 < Ns < 100.

Rodetes normales: El diámetro del rodete D1 es ligeramente superior a D3. El agua entra en el rodete radialmente y sale axialmente.

Se tienen 125 < Ns < 200.

Β1=90º

Rodetes rápidos: El diámetro del rodete D1 es menor al del tubo de aspiración D3. El cambio de dirección del agua se realiza de forma más brusca que en las normales.

Los conductos resultan largos y estrechos lo que aumenta las perdidas por rozamiento, reduciendo el rendimiento.

El ángulo de entrada β1=90º favorece el aumento del número especifico de revoluciones porque aumenta u1.

Tienen un espacio importante entre el distribuidor y el rodete.

Se tienen 225 < Ns < 500.

Dimensionamiento de la Cámara Espiral

Tiene como misión dirigir convenientemente el flujo de agua hacia el distribuidor. Su forma es tal que la velocidad media es la misma en cualquier punto del espiral.

Pueden ser de sección circular aunque también puede ser rectangular. Para poder evitar pérdidas excesivas se debe considerar que el agua debe ingresar a una velocidad adecuada, para ello recurrimos a las siguientes ecuaciones en función del material de la cámara:

• Cámaras espirales metálicas:

ce<0 .18+0 .28∗(2∗g∗H )12 [m/s]

• Cámaras de hormigón:

ce<0 .13∗(2∗g∗H )12 [m/s]

Ahora que ya disponemos de la velocidad del fluido y que tenemos en claro como se ve la cámara (imagen anterior) podemos seguir con el dimensionamiento de la cámara.

Para determinar todas las secciones que tendrá la cámara se plantean las siguientes ecuaciones:

d 1=1,128∗√ QC e

[m ]

Donde:

d1= Diámetro inicial (máximo) de la cámara.

Ce= Velocidad del fluido

Q= Caudal del fluido

Ahora si suponemos que la cámara se separa en 8 secciones entonces los otros diámetros serian los siguientes:

d 2=√ 78∗d 1 [m ]

…

d 8=√ 18∗d1 [ m ]

Como se observa el valor de la sección iría disminuyendo gradualmente hasta quedar en el mínimo admisible.

dn=√ 1n∗d1 [m ]

Distribuidor

Es un órgano fijo cuya misión es dirigir el agua hacia la entrada del rodete, distribuyéndola alrededor del mismo. Permite regular el agua que entra en la turbina y modificando de esta forma la potencia de la turbina.

Permiten seguir las variaciones de carga de la red con sus movimientos, en sentido de apertura o cierre total o parcial, hace girar a todas y cada una de las palas directrices

El giro conjunto y uniforme de las palas directrices, permite variar la sección de paso de agua a través del distribuidor.

Diseño del Rodete Según Ns

A continuación se presentan algunos tipos de diseños básicos para rodetes de turbinas Francis en función del Número Específico de Revoluciones (Ns)

Rodete Francis para Ns=250 Rodete Francis para Ns=380

Rodete Francis para Ns=450 Rodete Francis para Ns=170

Coeficientes de Velocidad

Donde:

Φ, Λ, ξ = Son Constantes de Proporcionalidad de las tablas mostradas anteriormente.

Además de las ecuaciones mostradas anteriormente disponemos de otras ecuaciones que son indispensables para poder utilizar las tablas anteriores:

Relación de Ahlfors (empírica):

D2=4,375∗3√ Q

n=60∗µ2π∗n

[m ]

D1=60∗µ1π∗n

[m ]

Donde:

D1= Diámetro superior del rodete Francis

D2= Diámetro Inferior del Rodete Francis

µ1, µ2 = Son los parámetros de la velocidad del fluido a la entrada y a la salida del rodete.

Turbina Kaplan

Son también conocidas como turbinas axiales debido a que el flujo de agua escurre axialmente al eje del rodete de la turbina.

Son turbinas de reacción, es decir que existe un cambio de presión del flujo de agua entre la entrada y la salida del rodete.

En este tipo de turbinas el rodete se encuentra alojado dentro de una carcasa que cuenta con un cono de succión. Debido a su forma de difusor, este dispositivo permite crear una presión negativa a la salida del rodete, aumentando así el rendimiento de la turbina.

Estas turbinas son las que alcanzan mayor rendimiento (93%) y se utilizan para pequeños saltos den entre 5 a 80 [m] y grandes caudales.

Esta Familia de Turbinas está compuesta por:

- Kaplan: Los alabes del rodete y los del distribuidor pueden ser regulados, permitiendo regular la posición en función del caudal disponible.

- Semi-Kaplan: Solo los alabes del rodete son regulables y los del distribuidor son fijos.- Helice: Tanto los alabes del rodete como los del distribuidor son fijos. En el caso de

turbinas pequeñas el distribuidor no dispone de alabes.- Bulbo: Tanto la turbina como el generador se encuentran encapsulados dentro de una

carcasa en forma de bulbo sumergida en el rio y solamente los cables eléctricos son los que salen a la superficie.

También son denominadas como Turbinas Rápidas debido al elevado Ns que tienen. Además son muy propensas a la cavitación debido al cono de succión.

Características Principales

El rodete posee pocas palas, teniendo la forma de hélice de barco.

El rodete llega a tener un diámetro de hasta 0,4 del diámetro del tubo de aspiración, de esta manera mejora la circulación del agua, así se alcanzan valores de Ns > 850.

En el interior del rodete se encuentra el mecanismo hidráulico para realizar el movimiento de las palas del rodete. Esto obliga a limitar el número de palas.

Con mayores saltos de agua se aumentan los esfuerzos que tienen que soportar los alabes, por lo que el cubo tiene más diámetro, tanto como para alojar los cojinetes donde pivotean los alabes, como para poder alejar el mayor numero de alabes.

Para que se mantenga el gran rendimiento que caracteriza a las Turbinas Kaplan el fluido deberá entrar y salir de los alabes de forma tangencial.

La velocidad relativa de entrada w1 debe ser tangente al alabe, por lo que debe quedar en esa dirección para que la entrada se dé sin choque.

La velocidad c2 tiene que ser lo menor posible y con un ángulo cercano a 90º respecto a u2, es decir con α2=90° y C2 = 0.

La doble regulación de alabes en las turbinas Kaplan las hacen más caras frente a las Francis de igual potencia pero presentan mayor versatilidad y regulación de potencia.

Cálculo y Dimensionamiento de Turbinas Kaplan

Para el cálculo del diámetro de la carcasa (D3) primero calculamos la velocidad absoluta del agua que pasa por la sección 3 (carcasa)

C3=√2∗g∗H%[ ms ]

Donde:

C3= Velocidad Absoluta en la Sección 3

H%=Altura Porcentual Neta [(0,2……0,45)*Hn]

Posteriormente determinamos D3

D3=√ 4∗Qπ∗C3

[m ]

Ahora que disponemos del tamaño de la carcasa podemos dimensionar el rodete:

D2=0,98∗D3 [m ]

Donde D2 es el diámetro entre puntas de los alabes o diámetro externo del rodete.

Ahora para determinar el Diámetro interno del rodete, es decir el diámetro sin alabes, usamos la siguiente ecuación:

DC=0,4∗D2 [m ]

El diámetro medio de los alabes del rodete es un valor imaginario en el cual actúan los triángulos de velocidades del flujo de agua.

Dm=DC+D2

2[m ]

Para maximizar el rendimiento en este tipo de turbinas se utiliza un cono de succión ubicado a la salida del rodete, este cono crea una presión negativa que “aspira” el flujo de agua descendente y aumenta la velocidad absoluta pero también incrementa la posibilidad de que se de la cavitación en los alabes y paredes internas de la carcasa.

El diámetro superior de ese cono de succión es el mismo del de la carcasa y para dimensionar el diámetro inferior recurrimos a la siguiente ecuación.

D4=√ 4∗Qπ∗C4

[m ]

Donde:

C4= es la velocidad absoluta a la salida de la turbina

D4= es el diámetro inferior del cono de succión

Para poder determinar la altura del cono, utilizaremos la ecuación de Thoma mencionada anteriormente:

H s ≤ H at−σ∗Hn−Hev [m ]

Triángulos de Velocidades para turbinas Kaplan

Antes de poder proseguir con el dimensionamiento de los alabes del rodete y del distribuidor necesitamos retomar una vez más los triángulos de velocidades

Por motivos de máximo rendimiento tenemos que trabajar con la ecuación Euler pero considerando dos puntos clave:

- C2 debe ser próxima a 0 para maximizar el rendimiento- W1 y W2 deben ser iguales

Con eso en mente la ecuación de Euler queda reducida a:

H E=μ1∗C1μ

g[m ]

Ahora debemos considerar que el agua solo afectara al area de los alabes, la cual se determina con la siguiente fórmula:

Aefec=π4∗( D2

2−DC2 ) [m2 ]

Por lo tanto la velocidad absoluta del fluido que impacta los alabes será:

Cm1=4∗Q

π∗(D22−DC

2 ) [ms ]

Donde:

Cm1=Velocidad absoluta que afecta el area de efecto.

Con esta velocidad “imaginaria” podemos determinar el resto del triangulo de velocidades:

C1=Cm1

sin α1 [ms ]Para estos cálculos debemos considerar que α1 puede tomar valores entre 45° y 60° y que α2 debe ser lo mas próximo a 90°.

C1μ=Cm1

tan α 1 [ ms ]

Ahora para determinar la velocidad tangencial debemos despejar desde la ecuación de Euler:

μ1=H n∗gC1 μ

[ ms ]

Y para determinar el angulo de inclinación del rodete tenemos la siguiente ecuación:

B1=tan−1( Cm1

μ1−C1μ) [° ]

Donde:

B1= es el ángulo de inclinación de los alabes en el rodete.

Como ya disponemos del triangulo de velocidad completo podemos determinar la velocidad de rotación del rodete:

n=60∗μ1π∗Dm

[rpm ]

Para poder realizar cualquier cálculo, en un principio es necesario que el proyectista asuma una velocidad de rotación n con la cual poder trabajar. Una vez hechos los cálculos podemos allar la verdadera velocidad de rotación n. Cabe mencionar que el proceso requerirá que se realicen los cálculos unas 2 o 3 veces hasta que la velocidad asumida y la calculada sean iguales. De este modo nos aseguramos que los cálculos son correctos.

Ahora debemos elegir el numero de alabes que tendrá el rotor, para ello utilizaremos la siguiente tabla:

Dimensionamiento del Distribuidor

Posee la función de distribuir el caudal alrededor de todo el rodete y todos los alabes ya que de lo contrario el flujo de agua llegaría solo a una zona del rodete y la eficiencia será minima.

Para comenzar el distribuidor posee el mismo diámetro que la carcasa por lo que:

D0=D 3 [ m ]

Donde:

D0 = es el diámetro del distribuidor.

Pero la velocidad con la que el agua ingresa al distribuidor es diferente, para determinarla usamos la siguiente ecuación:

Cm0=0,7∗Cm1[ms ]Donde:

Cm0 = es la velocidad absoluta del agua al ingresar al distribuidor.

Para poder dimensionar la altura utilizamos la siguiente ecuación:

B0=Q

0,9∗D0∗π∗Cm0[m ]

Donde:

B0 = Altura del Distribuidor

Como se observa la ecuación dispone de una constante (0,9) la cual se refiere al área de los alabes ya que el área que ocupan los alabes usualmente no supera el 10 % de toda la sección del distribuidor.

Para poder determinar el número de alabes que necesita solo debemos usar la siguiente ecuación:

Z0=3∗Z [¿ Alabes ]

Generadores Eléctricos

La energía eléctrica en las centrales hidroeléctricas se produce en los aparatos llamados generadores o alternadores. El alternador, o grupo de alternadores acoplados al eje de la turbina que gira por la acción del agua genera una corriente alterna de alta intensidad y baja tensión, esta corriente posteriormente pasa a un transformador que la convierte en alta tensión y baja corriente, apta para su transporte a grande distancias con un mínimo de pérdidas. Más tarde, en los centros de consumo, un nuevo transformador la transforma en una corriente de baja tensión para su aplicación directa a los receptores domésticos e industriales.

Esquema de transporte y transformación eléctrica

Solidario con el eje de la turbina y del alternador, gira un generador de corriente contínua llamado excitatriz, que se utiliza para excitar magnéticamente los polos del estator del generador, creando un campo magnético que posibilita la generación de corriente alterna en el rotor.

Un generador eléctrico es todo dispositivo capaz de mantener una diferencia de potencial eléctrica entre dos de sus puntos (llamados polos, terminales o bornes) transformando la energía mecánica en eléctrica. Esta transformación se consigue por la acción de un campo magnético sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una armadura (denominada también estátor). Si se produce mecánicamente un movimiento relativo entre los conductores y el campo, se generará una fuerza electromotriz (F.E.M.). Este sistema está basado en la ley de Faraday.

En centrales menores de 1000 KW la tensión de trabajo del generador es de 380 o 500 voltios, y para potencias más elevadas la generación se produce en media tensión (3000, 5000 o 6000 voltios).

Representación Grafica de una Turbina Kaplan Acoplada a su Generador

Aunque la corriente generada es corriente alterna, puede ser rectificada para obtener una corriente continua. En la siguiente imagen se observa la corriente inducida en un generador simple de una sola fase. La mayoría de los generadores de corriente alterna son de tres fases.

Generador Monofásico

Al operar como generador, la energía es suministrada a la máquina por la aplicación de un torque y por la rotación del eje de la misma, una fuente de energía mecánica puede ser, por ejemplo, una turbina hidráulica, a gas o a vapor. Una vez estando el generador conectado a la red eléctrica, su rotación es dictada por la frecuencia de la red, pues la frecuencia de la tensión trifásica depende directamente de la velocidad de la máquina.

Debido a ese movimiento relativo entre el campo magnético de los polos del rotor, la intensidad del campo magnético que atraviesa los enrollamientos del estator irá a variar en el tiempo, y así

tendremos por la ley de Faraday una inducción de tensiones en las terminales de los enrollamientos del estator. Debido a la distribución y disposición espacial del conjunto de enrollamientos del estator, las tensiones inducidas en sus terminales serán alternas senoidales trifásicas.

El proceso inverso sería el realizado por un motor eléctrico, que transforma energía eléctrica en mecánica.

Partes de un Generador

Los Generadores están compuestos por dos partes fundamentales:

- El rotor (o inductor móvil): que se encarga de generar un campo magnético variable al girar arrastrado por la turbina. El núcleo del rotor es construido de lámina troquelada de acero al silicio, material de excelentes características magnéticas, con la finalidad de evitar pérdidas por histéresis y corrientes parasitas.

La tensión aplicada en ese enrollamiento es continua y la intensidad de la corriente soportada por ese enrollamiento es mucho más pequeño que el enrollamiento del estator, además de eso el rotor puede contener dos o más enrollamientos, siempre en número par y todos conectados en serie siendo que cada enrollamiento será responsable por la producción de uno de los polos del electroimán.

Rotor del Alternador

- El estator (o inducido fijo): sobre el que se genera la corriente eléctrica aprovechable.

Parte fija de la máquina, montada envuelta del rotor de forma que el mismo pueda girar en su interior, también constituido de un material ferro magnético envuelto en un conjunto de enrollamientos distribuidos al largo de su circunferencia. Los enrollamientos del estator son alimentados por un sistema de tensiones alternadas trifásicas.

Por el estator circula toda la energía eléctrica generada, siendo que tanto la tensión en cuanto a corriente eléctrica que circulan son bastante elevadas en relación al campo, que tiene como función sólo producir un campo magnético para "excitar" la máquina de forma que fuera posible la inducción de tensiones en las terminales de los enrollamientos del estator.

Armadura del Alternador

Reguladores Principales:

Las Industrias muchas veces requieren que el suministro de energía sea constante por lo que es necesario tener un correcto control o regulación de parámetros para poder asegurar un flujo constante de energía.

Algunos de los principales medios de regulación son:

- Regulador de Tensión (Avr): El regulador automático de voltaje, proporciona una excitación al rotor, el rotor debe tener un campo magnético constante en cuanto a la dirección de sus líneas magnéticas (no en cuanto a intensidad del campo) y este se logra excitándolo con corriente directa (alterna rectificada) la corriente alterna generada por el generador, debe ser de una frecuencia constante 60hz; y para eso el rotor siempre gira a la misma velocidad independientemente de que carga esté produciendo (se mide en MW) no en voltaje, como los requerimientos de carga (consumo de la energía producida) son variables, la generación de energía es variable a frecuencia y voltaje constante, si no tienes un regulador automático de voltaje (llamado AVR en ingles) esto no se puede lograr.

-Regulador de Velocidad (Ras): No hemos de confundir estos dispositivos con los reguladores de tensión de los alternadores, pues si bien actúan al unísono sobre el grupo, como elementos reguladores que son, sus funciones, aunque relacionadas, están perfectamente delimitadas.

Según lo manifestado hasta el momento, deducimos que todo regulador de velocidad es el mecanismo, de distinta índole, destinado a conseguir, en cualquier circunstancia, el equilibrio sensiblemente constante de la velocidad de sincronismo del grupo generador-turbina ante todas las cargas solicitadas, protegiéndole, además, contra velocidades excesivas que pudieran surgir.

Como dato significativo diremos que si dispusiésemos de un motor Diesel sobre el cual no actuase ningún regulador de velocidad, se fragmentaría en pedazos, en el instante que quedase bruscamente sin carga.

Es elevado el número de las distintas marcas y tipos de reguladores automáticos instalados en las centrales hidráulicas, por destacadas casas constructoras, especializadas en la fabricación y montaje de los mismos.

Por ello el hacer un estudio detallado de cada uno de ellos sería una labor ardua, y tediosa para el lector, al tener que seguir un texto con exhaustivas explicaciones descriptivas de los distintos elementos, componentes y los interminables, e inevitables, párrafos sobre el modo de operar de los mismos.

Por ello es recomendable que las personas interesadas en el tema que se informen y documenten sobre el tipo de regulador que desean conocer a fondo.

Sistemas de Generación

No sólo es posible obtener una corriente eléctrica a partir de energía mecánica de rotación sino que es posible hacerlo con cualquier otro tipo de energía como punto de partida. Desde este punto de vista más amplio, los generadores se clasifican en dos tipos fundamentales:

Primarios: Convierten en energía eléctrica la energía de otra naturaleza que reciben o de la que disponen inicialmente, como alternadores, dinamos, etc.

Secundarios: Entregan una parte de la energía eléctrica que han recibido previamente, es decir, en primer lugar reciben energía de una corriente eléctrica y la almacenan en forma de alguna clase de energía. Posteriormente, transforman nuevamente la energía almacenada en energía eléctrica. Un ejemplo son las pilas o baterías recargables.

Se agruparán los dispositivos concretos conforme al proceso físico que les sirve de fundamento.

Generadores primarios

Se indican de modo esquemático la energía de partida y el proceso físico de conversión. Se ha considerado en todos los casos conversiones directas de energía. Por ejemplo, el hidrógeno posee energía química y puede ser convertida directamente en una corriente eléctrica en una pila de combustible. También sería su combustión con oxígeno para liberar energía térmica, que podría expansionar un gas obteniendo así energía mecánica que haría girar un alternador para, por inducción magnética, obtener finalmente la corriente deseada.

Energía de partidaProceso físico que convierte dicha energía en energía

eléctrica

Energía magneto-mecánica

Son los más frecuentes y fueron tratados como generadores eléctricos genéricos.

Corriente continua: Dinamo

Corriente alterna: Alternador

Energía química (sin intervención de campos magnéticos)

Celdas electroquímicas y sus derivados: pilas eléctricas, baterías, pilas de combustible.

Ver sus diferencias en generadores electroquímicos.

Radiación electromagnética Fotoelectricidad, como en el panel fotovoltaico

Energía mecánica (sin intervención de campos magnéticos)

Triboelectricidad

Cuerpos frotados

Máquinas electrostáticas, como el generador de

Van de Graaff

Piezoelectricidad

Energía térmica (sin intervención de campos magnéticos)

Termoelectricidad (efecto Seebeck)

Energía nuclear (sin intervención de campos magnéticos)

Generador termoeléctrico de radioisótopos

En la mayoría de los casos, el rendimiento de la transformación es tan bajo que es preferible hacerlo en varias etapas. Por ejemplo, convertir la energía nuclear en energía térmica, posteriormente en energía mecánica de un gas a gran presión que hace girar una turbina a gran velocidad, para finalmente, por inducción electromagnética obtener una corriente alterna en un alternador, el generador eléctrico más importante desde un punto de vista práctico como fuente de electricidad para casi todos los usos actuales.

Circuito Equivalente de un Generador y Curvas Características

El circuito monofásico equivalente de un Generador Síncrono viene representado en la siguiente figura:

Circuito Equivalente Monofásico

De este circuito, solo nos centraremos en el circuito de armadura, en la cual se tienen tres cantidades que son fundamentales en el comportamiento del GS, las cuales son:

- Eaf: Tensión Inducida producida gracias al flujo que se genera al circular la corriente de campo por su respectiva fase.

- Ra: La Resistencia de la Armadura- Xs: La Reactancia Sincrónica

Para determinar estos valores se realizan principalmente tres pruebas, la prueba resistencia de armadura, la prueba de vacío y la prueba de cortocircuito.

Prueba de Resistencia de Armadura:

Esta prueba consiste en hacer uso de una fuente de corriente continua en cada fase de la armadura, aplicando el método del Voltio-Amperimétrico, como se muestra en la figura:

Conexión de la Prueba de Resistencia de Armadura

Prueba de Vacío:

Esta prueba consiste, como dice su nombre, en colocar el Generador en vacío, es decir sin carga alguna en sus bornes, haciéndola girar a su velocidad nominal y con corriente de campo igual a cero.

Al ir aumentando gradualmente el valor de la corriente de campo, se obtienen diversos valores de Eaf y ya que la corriente que circula por la armadura siempre será cero (Ia=0) debido a que se encuentra en vacío, se obtendrá que Eaf=V

Gracias a ésta prueba, con los valores obtenidos, se puede formar "La curva de Características de Vacío" (Eaf Vs If) que permite encontrar la tensión interna generada por una corriente de campo dada.

Curva de las Características de Vacío

Se debe notar que en un principio, la curva es prácticamente una recta, esto es debido a que al inicio la fuerza magneto motriz se ejerce en el entrehierro, y el incremento de la corriente de campo es casi lineal.

Prueba de Cortocircuito:

Finalmente se tiene la prueba de cortocircuito, el cual consiste en llevar nuevamente la corriente de campo a cero, para luego cortocircuitar los bornes del generador y proseguir a ir incrementando la corriente de campo, obteniéndose la siguiente gráfica.

Curva de Características de Cortocircuito

Se observa que al contrario de la curva en vacío, en esta prueba se obtiene una recta, esto es debido a que los campos magnéticos que se generan al conectar la armadura en cortocircuito, prácticamente se anulan, produciendo un campo neto pequeño como se muestra en el diagrama fasorial siguiente; provocando que la máquina no se sature, obteniendo así la recta de la gráfica:

Diagrama Fasorial de Campos

Posteriormente, con los datos de las dos gráficas obtenidas, para un valor de corriente de campo dada, se tiene que:

Za=Eaf

I a[Ω ]

Donde:

Eaf= Tension Inducida en la armadura

Ia= Corriente en la armadura (carga)

Za= Impedancia Total de la Armadura

Pero como Xs es Mucho mayor a Ra se puede decir que Xs=Za por lo tanto tenemos:

Xs=Eaf

I a[Ω ]

Donde:

Xs= Reactancia de la Armadura

Por último, hay que tener en cuenta que estas ecuaciones son aplicables hasta el punto de saturación de la curva d vacío, ya que después, los valores obtenidos en las ecuaciones son aproximados.

Otras Pruebas:

Como complemento, es dable decir que a los GS se les debe someter a otras pruebas, entre las cuales tenemos:

-Prueba de Aislamiento: Mide el aislamiento entre las bobinas y, entre las bobinas y la carcaza.

-Prueba de Calentamiento: Mide la temperatura de trabajo del generador a plena carga.

-Pruebas bajo Carga Resistiva, Inductiva, Capacitiva y Mixta

Generadores Síncronos

En este tipo de generadores, la conversión de energía mecánica en eléctrica se produce a una velocidad constante llamada velocidad de sincronismo, que viene dada por la expresión:

N=60∗fpp

[rpm ]

Donde:

N= Velocidad de Sincronismo

f= Frecuencia de la Red (50 Hz para Bolivia)

pp=Pares de polos de la maquina

El rotor gira recibiendo un empuje externo desde (normalmente) una turbina. Este rotor tiene acoplada una fuente de "corriente continua" de excitación independiente variable que genera un flujo constante, pero que al estar acoplado al rotor, crea un campo magnético giratorio (por el teorema de Ferraris) que genera un sistema trifásico de fuerzas electromotrices en los devanados del estator.

Características Principales

-El yugo es una pieza continua con zapata polar, para así eliminar la dispersión del flujo por falsos contactos magnéticos. En la zapata polar se hacen barrenos para alojar el devanado amortiguador en jaula de ardilla, diseñado con el objeto de reducir armónicas en la forma de onda que entrega el generador.

-El rotor gira concéntricamente en el eje del generador a una velocidad sincrónica de 1500 revoluciones por minuto (RPM) para 50 Hz (1800 RPM para 60 Hz)

Excitatriz

Para que la máquina síncrona sea capaz de efectivamente convertir energía mecánica aplicada a su eje, es necesario que el enrollamiento de campo localizado en el rotor de la máquina sea alimentado por una fuente de tensión continua de forma que al girar el campo magnético generado por los polos del rotor tengan un movimiento relativo a los conductores de los enrollamientos del estator.

La corriente eléctrica utilizada para alimentar el campo es denominada corriente de excitación. Cuando el generador está funcionando aisladamente de un sistema eléctrico (o sea, está en una isla de potencia), la excitación del campo irá a controlar la tensión eléctrica generada. Cuando el generador está conectado a un sistema eléctrico que posee diversos generadores interligados, la excitación del campo irá a controlar la potencia reactiva generada.

La principal diferencia entre los diferentes tipos de generadores síncronos, se encuentra en su sistema de alimentación en continua para la fuente de excitación situada en el rotor.

Excitación Independiente: excitatriz independiente de continua que alimenta el rotor a través de un juego de anillos rozantes y escobillas.

Excitatriz principal y excitatriz piloto: la máquina principal de continua tiene como bobinado de campo otra máquina de excitación independiente, accionada por el mismo eje.

Electrónica de potencia: directamente, desde la salida trifásica del generador, se rectifica la señal mediante un rectificador controlado, y desde el mismo se alimenta directamente en continua el rotor mediante un juego de contactores (anillos y escobillas). El arranque se efectúa utilizando una fuente auxiliar (batería) hasta conseguir arrancar.

Sin escobillas, o diodos giratorios: la fuente de continua es un rectificador no controlado situado en el mismo rotor (dentro del mismo) alimentado en alterna por un generador situado también en el mismo eje y cuyo bobinado de campo es excitado desde un rectificador controlado que rectifica la señal generada por el giro de unos imanes permanentes situados en el mismo rotor (que constituyen la excitatriz piloto de alterna).

Excitación estática o por transformador de compoundaje:, consiste en que el devanado de campo del rotor es alimentado desde una fuente de alimentación a transformador y rectificadores que toma la tensión y corriente de salida del estator. El transformador, de tipo especial, posee dos devanados primarios, llamados de tensión e intensidad, que se conectan en paralelo y en serie a los bornes de salida del estator. El transformador convierte la tensión de salida a una más baja (30V aprox), que se rectifica y aplica al rotor por medio de escobillas y anillos deslizantes. Es un sistema con autorregulación intrínseca, ya que al tener el bobinado serie, al aumentar el consumo sobre el generador, aumenta el flujo del transformador y por lo tanto aumenta la excitación del generador.

Generadores Asíncronos

Dada la simplicidad, robustez y bajo costo de los clásicos motores eléctricos, éstos han comenzado a usarse cono generadores eléctricos. Para ello es necesario que el par mecánico comunicado al rotor produzca una velocidad de giro superior a la de sincronismo. Este exceso de velocidad produce un campo giratorio excitador. Interesa que la diferencia sea pequeña para reducir las pérdidas en el cobre del rotor.

Según se deduce del análisis de la maquina asincrónica, esta es incapaz de generar energía reactiva, por consiguiente, la energía reactiva necesaria para generar el propio campo rotante y flujos de dispersión, como así también la energía reactiva que eventualmente requiriera la carga, debe ser suministrada por una fuente ajena a la máquina de inducción.

Esta energía, si la máquina esta en paralelo con la red, la suministran los generadores sincrónicos. También es posible hacer funcionar un generador asincrónico desvinculado de la red, en este caso, la energía reactiva inductiva requerida por la máquina asincrónica más la energía reactiva inductiva que eventualmente requiera la carga, deberá ser alimentada mediante un banco de capacitores.

Fenómeno de Autoexcitación:

Si existe magnetismo residual en el rotor de la máquina asincrónica, y el mismo se hace girar a una determinada velocidad mediante un pri-motor, la máquina asincrónica se comporta en este momento como un generador sincrónico cuyo rotor es un imán permanente, induciendo en el estator una Fem residual.

Si conectamos en bornes una inductancia, la reacción de armadura ocasionada por la corriente que circulará por ella, como sabemos es desmagnetizante, por lo que el flujo total disminuirá disminuyendo la Fem, impidiendo el aumento de la tensión, el cebado no es posible.

Si en cambio conectamos en bornes una capacitancia, la reacción de armadura será aditiva, reforzando el magnetismo residual. La Fem aumentará incrementándose la tensión y la corriente lo que ocasionará un nuevo aumento del flujo, y así sucesivamente va aumentando la tensión hasta un determinado punto donde la misma se estabiliza.

Es necesaria instalar una batería de condensadores que compense la energía reactiva generada. La corriente para la creación del campo magnético se toma de la red, a la que se debe estar conectado.

El empleo de este tipo de generadores no precisa regulador de velocidad en la turbina. Para arrancar el grupo se abre el distribuidor de la turbina hasta que se llega a una velocidad próxima a la de sincronismo y en este momento se conecta a la red por medio de un interruptor automático.

Equipo eléctrico general.

En una central hidroeléctrica, es necesario un equipamiento eléctrico que tiene por objeto la transformación de tensión, la medición de los diferentes parámetros de la corriente eléctrica en la central, la conexión a la línea de salida y la distribución de la energía.

Un elemento fundamental lo constituye el transformador de tensión. Dependiendo de la tensión de trabajo del generador, la transformación puede ser baja/media o media/alta tensión.

El objetivo es elevar la tensión al nivel de la línea existente para hacer posible un transporte sin pérdidas excesivas.

El transformador debe estar refrigerado, esta operación puede hacerse por convección natural o bien por circuito cerrado de aceite o silicona. Es habitual instalarlo en el interior del edificio de la central, aunque en ocasiones, por reducir la obra civil, los transformadores grandes se instalan a la intemperie.

Entre los equipos eléctricos necesarios se encuentran: - Los disyuntores y seccionadores, utilizados para la conexión y desconexión a la red. - Transformadores de medida, tanto de tensión como de intensidad, que proporciona los valores

instantáneos de estas magnitudes en diversas partes de la instalación. - Transformadores de equipos auxiliares, que suministran la tensión adecuada para el buen

funcionamiento de estos equipos. - Pararrayos o auto válvulas, que actúan como descargadores a tierra de las sobrecargas

producidas.

En general, estos equipos se disponen en cuadros eléctricos situados en el interior del edificio de la central.

Otro punto a tener en cuenta es la línea eléctrica necesaria para transportar la energía producida hasta los centros de consumo o hasta la red de distribución. El costo de la línea puede superar los dos millones de pese-tas por kilómetro, lo que puede influir en la viabilidad económica del proyecto, dependiendo de su longitud.

Las características de la red que es necesario conocer son: la frecuencia y la tensión. La primera es un dato de partida conocido (50 Hz), y la segunda puede oscilar desde 3 a 66 kilovoltios. La tensión nominal de la red existente tiene gran importancia ya que implica una transformación al mismo nivel, lo que puede suponer un elevado costo si se tuviera condicionado a conectar a una línea de alta tensión.

Elementos de regulación, control y protección.

Tengamos presente que en determinadas industrias, para el correcto funcionamiento de sus complicadas instalaciones, requieren un suministro de energía eléctrica con unos valores muy exactos de la frecuencia y de la tensión. Por lo tanto, los reguladores deben de responder a unas exigencias de sensibilidad, estabilidad y seguridad muy precisas.

En todo aprovechamiento hidroeléctrico, es necesaria la instalación de diversos mecanismos que regulen y controlen el buen funcionamiento de la central, así como dispositivos de protección, tanto de la central como de la línea, ante los posibles fallos que puedan producirse.

Reguladores automáticos de las turbinas

Cuando se produce una variación de carga en la turbina, es decir, cuando se modifica el par resistente que actúa sobre la misma, según se trate de aumento o disminución de dicho par, la turbina reducirá o aumentará el número de revoluciones con que estuviese en funcionamiento antes de producirse la variación de carga. Es necesario por consiguiente, adaptar el par motor al resistente, y esto se lleva a cabo regulando convenientemente la entrada de agua, para que aumentando o disminuyendo el caudal (puesto que la altura del salto no se habrá modificado), se disponga en cada momento de la potencia requerida y con ello se obtendrá, salvo ligera variación, el número de revoluciones de funcionamiento normal de la turbina. En una palabra, la misión del regulador automático consiste en conseguir el equilibrio, en todo momento, de los trabajos motor y resistente para mantener sensiblemente igual y con todas las cargas el número de revoluciones de la turbina que conviene a su funcionamiento.

En las centrales pequeñas y en servicios poco importantes, es posible efectuar esta regulación manualmente; pero cuando se trata de instalaciones expuestas a variaciones de carga de consideración, se precisa recurrir a la regulación automática.

Se ha dicho y con plena razón, que el regulador es el alma de la turbina, y ciertamente el papel que aquel desempeña es de excepcional importancia. Los principales bucles de control y sistemas de supervisión y mando en una central hidroeléctrica de pequeña potencia son:

Para control de la turbina: - Regulador de velocidad, para centrales con grupos síncronos. - Reguladores de nivel para centrales con grupos asíncronos conectados a la red. - Regulador de potencia generada, para centrales en red instalada. - Regulador de caudal turbinado.

Para control del generador: - Regulador de tensión para grupos síncronos. - Equipo de sincronización, en caso de grupos síncronos funcionando conectados a la red. - Batería de condensadores y relé taquimétrico, en caso de grupos asíncronos funcionando

conectados a la red.

Para control de la turbina y del generador: La instrumentalización necesaria para realizar este cometido, depende del tipo de generador utilizado, y del funcionamiento previsto. Se pueden considerar los siguientes casos:

Central con generador síncrono funcionando conectado a la red.

El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la frecuencia está mantenida por la red, sin embargo es muy conveniente su instalación. El mando del distribuidor se realiza por medio de un servo-oleo hidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del regulador de nivel.

El control del generador es una regulación del factor de potencia, ya que al estar conectado a la red, está fija la tensión, y la variación de la excitación modifica la potencia reactiva suministrada por el grupo.

El equipo automático de sincronización estará provisto de ajuste de velocidad y tensión del grupo, por medio de un relé de sincronismo.

Central con generador síncrono funcionando aislado.

El control de la turbina debe asegurar el mantenimiento de la frecuencia de la red en cualquier condición de carga, necesitando por tanto un sistema de regulación de velocidad y de potencia.

El control del generador, necesita un regulador de tensión que actúe sobre la excitación del alternador, a fin de mantener la tensión dentro de los límites admisibles.

Central con generador asíncrono funcionando conectada a la red.

El control de la turbina no necesita un regulador de velocidad, puesto que la frecuencia está mantenida por la red. El mando del distribuidor se realiza por medio de un servo-oleo hidráulico, y las órdenes de apertura y cierre proceden del regulador de nivel.

El control del generador se consigue mediante una batería de condensadores estáticos controlados de forma continua por medio de tiristores.

Para la conexión del grupo a la red, deberá llevar un detector de velocidad que proporcione una señal cuando el grupo llegue a la velocidad de sincronismo, para ello se utiliza un relé taquimétrico que puede ser mecánico o eléctrico.

Las protecciones para los diferentes sistemas actúan cuando se produce un hecho anormal en el funcionamiento y pueden producir una alarma, la parada del algún grupo o la parada total de la central, dependiendo de cuál sea el hecho acaecido.

Los principales hechos que pueden hacer actuar las protecciones, son los siguientes:

Protecciones mecánicas.

- Embalamiento de turbina y generador. - Temperatura de eje y cojinetes. - Nivel y circulación del fluido de refrigeración. - Nivel mínimo hidráulico. - Temperatura de aceite del multiplicador de velocidad. - Desconexión de la bomba del aceite de regulación.

Protecciones eléctricas del generador y transformador.

- Intensidad máxima, - Retorno de potencia (máxima admitida 5% de la nominal).

- Calentamiento del generador y/o del transformador. - Derivación en el estator. - Producción de gases en el transformador (Buchholz). - Nivel de tensión (entre el 85 y el 100% de la tensión nominal). - Nivel de frecuencia (entre 47.5 y 51 Hz.)

Protecciones de la línea de media tensión.

- Derivación de una fase a tierra. - Cortocircuito o inversión de fases. - Sobre intensidad.

Equipos auxiliares.

En una central hidroeléctrica, aparte de los equipos principales anteriormente descritos, deben existir una serie de equipos auxiliares necesarios para el correcto funcionamiento de las instalaciones.

El consumo eléctrico de estos equipos auxiliares oscila alrededor del 2% de la producción de la central. Los equipos más comunes, que se pueden considerar como auxiliares dentro de la central, son:

- Ventilación. - Alumbrado normal y de emergencia. - Equipo de corriente continua empleado para alimentar las bobinas de desconexión del disyuntor

y otras bobinas de relés y conectores. - Bombas para el drenaje de posibles fugas o achique en caso de inundación. - Batería de condensadores, en caso de que exista grupo asíncrono, para mejorar el factor de

potencia. - Puente grúa, aunque en algunos casos puede ser suficiente una grúa portátil durante el montaje

y operaciones de mantenimiento. - Red de tierra, para limitar la tensión con respecto al terreno. - Limpiarejas. - Protección contra incendios. - Agua de refrigeración.

Automatización. La automatización de una central tiene como objetivos: reducir los costos de operación y mantenimiento, aumentar la seguridad de los equipos y optimizar el aprovechamiento energético de la instalación.

El grado de automatización depende de varios factores, principalmente de: la ubicación de la central, el tipo de central, posibilidades de regulación, costo de personal y presupuesto.

Para una central ubicada cerca de un núcleo de población, con un acceso fácil y bajo costo de personal, una automatización mínima a base de relés convencionales sería suficiente; mientras

que para una central aislada con un difícil acceso, altos costos de personal, se justificaría una instalación más completa para el sistema de automatización y telemando. La automatización puede ser total, es decir, arranque, regulación y parada, o simplemente de parada y alarma, cuando actúa alguna de las protecciones de la central.

Hay diversos equipos mecánicos, como son limpia rejas y compuertas, cuyo funcionamiento también puede automatizarse.

La tecnología empleada puede ser convencional, es decir, mediante relés electromecánicos o estáticos o con técnicas informáticas basadas en microprocesadores con sus correspondientes programaciones que gestionarán todas las funciones de la central.

Transformadores

Se denomina transformador a un dispositivo eléctrico que permite aumentar o disminuir la tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la potencia. La potencia que ingresa al equipo, en el caso de un transformador ideal (esto es, sin pérdidas), es igual a la que se obtiene a la salida. Las máquinas reales presentan un pequeño porcentaje de pérdidas, dependiendo de su diseño y tamaño, entre otros factores.

El transformador es un dispositivo que convierte la energía eléctrica alterna de un cierto nivel de tensión, en energía alterna de otro nivel de tensión, basándose en el fenómeno de la inducción electromagnética. Está constituido por dos o más bobinas de material conductor, devanadas sobre un núcleo cerrado de material ferromagnético, pero aisladas entre sí eléctricamente. La única conexión entre las bobinas la constituye el flujo magnético común que se establece en el núcleo. El núcleo, generalmente, es fabricado bien sea de hierro o de láminas apiladas de acero eléctrico, aleación apropiada para optimizar el flujo magnético. Las bobinas o devanados se denominan primario y secundario según correspondan a la entrada o salida del sistema en cuestión, respectivamente. También existen transformadores con más devanados; en este caso, puede existir un devanado "terciario", de menor tensión que el secundario.

Funcionamiento

Este elemento eléctrico se basa en el fenómeno de la inducción electromagnética, ya que si aplicamos una fuerza electromotriz alterna en el devanado primario, debido a la variación de la intensidad y sentido de la corriente alterna, se produce la inducción de un flujo magnético variable en el núcleo de hierro. Este flujo originará por inducción electromagnética, la aparición de una fuerza electromotriz en el devanado secundario. La tensión en el devanado secundario dependerá directamente del número de espiras que tengan los devanados y de la tensión del devanado primario.

Relacion de Transformacion

La relación de transformación indica el aumento ó decremento que sufre el valor de la tensión de salida con respecto a la tensión de entrada, esto quiere decir, la relación entre la tensión de salida y la de entrada.

La relación entre la fuerza electromotriz inductora (Ep), la aplicada al devanado primario y la fuerza electromotriz inducida (Es), la obtenida en el secundario, es directamente proporcional al número de espiras de los devanados primario (Np) y secundario (Ns) , según la ecuación:

EpEs

=NpNs

La relación de transformación (m) de la tensión entre el bobinado primario y el bobinado secundario depende de los números de vueltas que tenga cada uno. Si el número de vueltas del secundario es el triple del primario, en el secundario habrá el triple de tensión.

EpEs

=NpNs

=VpVs

= IsIp

=m

Donde:

Vp= es la tensión en el devanado primario ó tensión de entrada.

Vs= es la tensión en el devanado secundario ó tensión de salida.

Ip= es la corriente en el devanado primario ó corriente de entrada.

Is= es la corriente en el devanado secundario ó corriente de salida.

Esta particularidad se utiliza en la red de transporte de energía eléctrica: al poder efectuar el transporte a altas tensiones y pequeñas intensidades, se disminuyen las pérdidas por elefecto Joule y se minimiza el costo de los conductores.

Así, si el número de espiras (vueltas) del secundario es 100 veces mayor que el del primario, al aplicar una tensión alterna de 230 voltios en el primario, se obtienen 23.000 voltios en el secundario (una relación 100 veces superior, como lo es la relación de espiras). A la relación entre el número de vueltas o espiras del primario y las del secundario se le llama relación de vueltas del transformador o relación de transformación.

Ahora bien, como la potencia eléctrica aplicada en el primario, en caso de un transformador ideal, debe ser igual a la obtenida en el secundario, el producto de la fuerza electromotriz por la intensidad (potencia) debe ser constante, con lo que en el caso del ejemplo, si la intensidad

circulante por el primario es de 10 amperios, la del secundario será de solo 0,1 amperios (una centésima parte).

Tipos de Transformadores

Según su Aplicación

Transformador Elevador/Reductor de Tension

Son empleados por empresas de generación eléctrica en las subestaciones de la red de transporte de energía eléctrica, con el fin de disminuir las pérdidas por efecto Joule. Debido a la resistencia de los conductores, conviene transportar la energía eléctrica a tensiones elevadas, lo que origina la necesidad de reducir nuevamente dichas tensiones para adaptarlas a las de utilización.

En algunos transformadores se puede variar la tensión de salida en un rango predeterminado.

Transformador de Aislamiento

Proporciona aislamiento galvánico entre el primario y el secundario, de manera que consigue una alimentación o señal "flotante". Suele tener una relación 1:1 entre las tensiones del primario y secundario. Se utiliza principalmente como medida de protección, en equipos que trabajan directamente con la tensión de red y también para acoplar señales procedentes de sensores lejanos, en equipos de electromedicina y donde se necesitan tensiones flotantes.

Transformador de Alimentacion

Pueden tener una o varias bobinas secundarias y proporcionan las tensiones necesarias para el funcionamiento del equipo. A veces incorpora un fusible que corta su circuito primario cuando el transformador alcanza una temperatura excesiva, evitando que éste se queme, con la emisión de humos y gases que conlleva el riesgo de incendio. Estos fusibles no suelen ser reemplazables, de modo que hay que sustituir todo el transformador.

Transformador Trifasico

Tienen tres bobinados en su primario y tres en su secundario. Pueden adoptar forma de estrella (Y) (con hilo de neutro o no) o delta -triángulo- (Δ) y las combinaciones entre ellas: Δ-Δ, Δ-Y, Y-Δ y Y-Y. Hay que tener en cuenta que aún con relaciones 1:1, al pasar de Δ a Y o viceversa, las tensiones de fase varían.

Según su Construcción

Autotransformador

El primario y el secundario del transformador están conectados en serie, constituyendo un bobinado único. Pesa menos y es más barato que un transformador y por ello se emplea habitualmente para convertir 220 V a 125 V y viceversa y en otras aplicaciones similares. Tiene el inconveniente de no proporcionar aislamiento galvánico entre el primario y el secundario.

Transformador con núcleo Toroidal

El núcleo consiste en un anillo, normalmente de compuestos artificiales de ferrita, sobre el que se bobinan el primario y el secundario. Son más voluminosos, pero el flujo magnético queda confinado

en el núcleo, teniendo flujos de dispersión muy reducidos y bajas pérdidas por corrientes de Foucault.

Transformador de grano orientado

El núcleo está formado por una chapa de hierro de grano orientado, enrollada sobre sí misma, siempre en el mismo sentido, en lugar de las láminas de hierro dulce separadas habituales. Presenta pérdidas muy reducidas pero es caro. La chapa de hierro de grano orientado puede ser también utilizada en transformadores orientados (chapa en E), reduciendo sus pérdidas.

Transformador de núcleo de aire

En aplicaciones de alta frecuencia se emplean bobinados sobre un carrete sin núcleo o con un pequeño cilindro de ferrita que se introduce más o menos en el carrete, para ajustar su inductancia.

Transformador de núcleo envolvente

Están provistos de núcleos de ferrita divididos en dos mitades que, como una concha, envuelven los bobinados. Evitan los flujos de dispersión.

Transformador piezoeléctrico

Para ciertas aplicaciones han aparecido en el mercado transformadores que no están basados en el flujo magnético para transportar la energía entre el primario y el secundario, sino que se emplean vibraciones mecánicas en un cristal piezoeléctrico. Tienen la ventaja de ser muy planos y funcionar bien a frecuencias elevadas. Se usan en algunos convertidores de tensión para alimentar las lámparas fluorescentes de los monitores de LED y TFT usados en computación y en televisión.