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Centrales hidroeléctricas

Componentes Básicos de un

Proyecto Hidroeléctrico

25 de Julio 2011

Instructor

Ing. Dr. Carlos M. Cardozo F.

Contenido

• Objetivo - Introducción.

• Estudios de Viabilidad.

• Tipos de Centrales.

Hidroeléctricas (C.H.).

• Principales componentes

de un C.H.

• Funcionamiento de las C.H.

• Uso Múltiple de Embalses

de C.H.

• Ventajas y Desventajas de

las C.H.

• Sistemas Eléctricos de

Potencia.

• Operación y Control.

• Royalties y Compensaciones

1.- Objetivo del Curso -

Introducción

Objetivo del Curso

DAR UNA VISION GENERAL RELACIONADA A

CENTRALES HIDROELECTRICAS, DE FORMA A QUE EL

PARTICIPANTE PUEDA, EN UNA ETAPA POSTERIOR,

REALIZAR ESTUDIOS MAS PROFUNDOS Y

ESPECIFICOS SOBRE AREAS DE SU INTERES.

Introducción

Las centrales hidroeléctricas soninstalaciones que permiten aprovechar laenergía potencial gravitatoria contenidaen la masa de agua que transportan losríos para convertirla en energía eléctrica,utilizando turbinas acopladas ageneradores.

Introducción

Aunque existe una gran variedad de tipos de

centrales hidroeléctricas convencionales, dado

que las características del emplazamiento de la

central condicionan en gran medida su diseño,

(las centrales) podrían ser reducidos a dos

modelos básicos, siendo cada emplazamiento

particular una variante de uno de ellos o una

combinación de ambos.

Introducción

El primer tipo, denominado C.H. de Pasada,

también denominadas centrales de filo de agua,

utiliza parte del flujo de un río para generar

energía eléctrica.

Operan en forma continua porque no tienencapacidad para almacenar agua, no disponen deembalse. Turbinan el agua disponible en elmomento, limitadamente a la capacidadinstalada.

Introducción

Por su parte, el segundo sistema de aprovechamiento, oC.H. con embalse de reserva, consiste en construir, en untramo de un río que ofrece un desnivel apreciable, unapresa de determinada altura. El nivel del aguaalcanzará, entonces, un punto sensiblemente cercano alextremo superior de la presa.

A media altura de la misma, para aprovechar elvolumen de embalse a cota superior, se encuentra latoma de aguas; y en la base inferior – aguas abajo de lapresa –, la sala de máquinas, que aloja al grupo (ogrupos) turbina - generador.

Introducción

Conviene señalar también la existencia de otros tipos

de aprovechamientos hidráulicos no convencionales,

como son las centrales de bombeo, que han surgido

modernamente como complemento de las grandes

instalaciones nucleares y térmicas clásicas.

Su misión principal consiste en bombear agua con

energía marginal (durante las horas valle de demanda)

y turbinarla a las horas punta.

Introducción

• Respecto a los tipos de turbinas empleadas, las más

utilizadas son las Pelton, Francis y Kaplan, para

desniveles grandes, medios y bajos, respectivamente.

• Los grupos (turbina - generador) de mayor potencia

son los de eje vertical, siendo los pequeños de eje

horizontal.

Introducción

Para su construcción, se tiene una serie de etapas

previas que va desde:

• los estudios de viabilidad del proyecto,

• definición del tipo de central,

• obras Civiles asociadas,

• equipos eléctricos, electrónicos, electromecánicos, y

auxiliares,

• forma de entrega de la energía al consumidor. Etc.

Introducción - Final

Las centrales mas modernas, en especial

las que poseen embalse de reserva,

pueden tener uso múltiples de las aguas

del embalse, como se vera en una parte

del curso.

2.- Estudios de Viabilidad

Estudios de Viabilidad

2.1.- Objetivos y Etapas

Los estudios de viabilidad técnico –

económico visan el aprovechamiento

optimo del potencial energético del trecho

donde se pretende construir la central.


Así siendo se puede definir como siendo sus

principales objetivos:

Definir el potencial energético aprovechable.

Realizar inventario de locales más favorables, realizar

disposiciones preliminares y evaluar su viabilidad

comparativa.

Preparar un plano racional del aprovechamiento que

incluya los proyectos más atrayentes desde el punto de

vista técnico como económico.

Determinación estimativa del costo del plano

recomendado, anexado de un cronograma provisorio

para su ejecución y el costo de la energía producida.


Los estudios de viabilidad pueden ser elaborados

en etapas, conforme sugerido a seguir:

Etapa 1.- Clasificación y análisis de las informaciones

existentes y recolección de datos adicionales relacionados

a: meteorología, pluviometría, fluviometría,

sedimentación, topografía, condiciones geológicas y

geotécnicas, y la disponibilidad de materiales de

construcción y sus medios de transporte.


Etapa 2.- Análisis de los aspectos técnicos y económicos de

los posibles locales identificados y electo en las

disposiciones preliminares del proyecto.

Clasificación de los locales y proyectos alternativos

sobre la base de las ventajas técnicas y económicas.

Formulación de la mejor alternativa de

desenvolvimiento en el nivel de proyecto de pre-

viabilidad en una versión completa de las disposiciones

preliminares de la obra, proyecto y estimativa de costo.


Etapa 3.- Evaluación por los órganos

de decisión del plano de

desenvolvimiento recomendado y

selección del esquema de proyecto

para estudios de viabilidad

adicionales.


Etapa 4.- Estudio de viabilidad completo del esquema

electo, conforme padrones exigidos por instituciones

financieras internacionales.

En esta etapa las configuraciones preliminares del

proyecto son perfeccionadas, los tipos de estructuras

principales confirmadas y la capacidad instalada de la

casa de máquina establecida a partir de los estudios

sobre operación del reservorio y estudios energéticos.

Un Cronograma practico para la ejecución del proyecto

debe ser elaborado e incluido en el informe final de

viabilidad.


2.2.- ETAPA 1

ESTUDIOS HIDROLOGICOS

General

Los estudios parten desde donde el río inicia su curso,

hasta donde se tiene previsto la entrada del reservorio,

determinando principalmente su longitud y el declive

en este trecho. Debe incluir gráficos que muestren,

además de los principales afluentes, otras plantas

generadoras en construcción o en funcionamiento.


Por lo expuesto, los estudios hidrológicos deben

indicar los niveles de aprovechamiento de la

cuenca completa del río, balizando valores

intermediarios o finales del almacenamiento de

agua, incluyendo regularizaciones significativas

propias o de los principales afluentes.


Datos Fluviometritos

Además de los estudios completos del potencial

hidráulico, se deben analizar, sí disponibles o

existentes, todos los estudios de planificación o de

viabilidad de emprendimiento próximos; y todos

los registros de equipos de medición de flujo

instalados.


Caso los datos obtenidos no sean aun suficientes,

planificar la instalación de una red de estaciones

seleccionadas de forma a establecer una curva

precisa para el río en pauta y en el área potencial

del proyecto, la cual debe tener un grado de

precisión satisfactorio para las etapas 1 y 2 de los

estudios.


Flujos Naturales

Los flujos naturales son las descargas originales de

agua del río que se darían sin regularización o desvío

aguas arriba. Medias mensuales de flujos naturales

obtenidas en las estaciones fluviométricas deben ser

calculadas con la intensión de tener flujos de referencias

de operación del reservorio.

Las medias mensuales pueden posteriormente ser

agrupadas en medias de flujos anuales en los puntos

clave de la cuenca superior del río en estudio.


Flujos Regularizados

Los flujos regularizados son establecidos a partir

de estudios de operación mensual de cada

reservorio de la cuenca.

Cada reservorio, aguas arriba del local de proyecto,

puede ser simulado de forma independiente para

bajar su reservorio al mínimo permitido, esto para

verificar incoherencias que pueda haber con los

flujos increméntales.


Sedimentación y Calidad del agua

Para los estudios de la etapas 1 y 2 son

necesarios datos de la sedimentación y la

calidad del agua. Si no están disponibles, se

deben establecer una secuencias de

muestras que permitan determinar

objetivamente estos parámetros.


Datos Meteorológicos

Se debe utilizar datos de todas estaciones

meteorológicas del área de influencia de la cuenca

y verificar su valides.

Os datos de interés incluyen presión atmosférica,

temperatura, humedad relativa, nebulosidad,

precipitación, evaporación e incidencia solar. Caso

no se disponga de estaciones adecuadas, instalar

una red apropiada, e incluir datos sobre viento en

el local del proyecto.


Alternativas de Locales

Se debe elaborar diseños en plantas y en perfil

longitudinal del trecho del río que seria afectado

por el proyecto. Basándose en estos, se puede

realizar estudios de posibles locales en forma

preliminar.

Varias alternativas pueden ser elaboradas y

comparadas, inclusive, se puede estimar no-solo

una única instalación, sino dos o más, de forma a

explotar óptimamente la cuenca.


Reconocimiento Geológico

Se debe verificar las formaciones geológicas a lo

largo del río. Para tal, se debe efectuar un

reconocimiento a ambas márgenes y

principalmente de los locales seleccionados como

posibles sitios de obra.

Las propiedades mecánicas y su adecuación para

soportar fundaciones son esenciales, así como, los

tipos de suelo donde podría ser construido represa

de tierra y roca.


También es importante detectar la disponibilidad

de piedras en las márgenes del río, así como

depósitos naturales de arena.

Ya sobre su posible utilización, estudios adicionales

deben ser realizados considerando costos de

transporte.


Para todos los locales posibles se debe definir

criterios con relación a la profundidad de las

excavaciones, estabilidad de taludes y tratamiento

de fundaciones, éstos, para uso en las disposiciones

del proyecto y para el calculo de costos y

cantidades de obras.


Conclusión de la Etapa 1

Se concluye esta etapa con la definición de las

alternativas sobre el cual se debe continuar los

estudios en la segunda etapa. Se puede avanzar con

una única alternativa, o dos, pero deben ser

resultantes de comparaciones y conclusiones

económicas justificadas.


INTERVALO

DE 20 MINUTOS


2.3.- ETAPA 2

Se da continuidad a la investigación de la etapa 1 para

una elección definitiva entre las elegidas, así, se

estudian en detalles los aspectos hidrológicos,

geológicos y económicos de acuerdo con los aspectos a

seguir:

operación del reservorio y aspectos energéticos - para

determinar la capacidad del reservorio,

altura de la presa,

tamaño del vertedero,

capacidad instalada, y

producción de energía.


Estos estudios son decisivos en la comparación de

alternativas y elección del proyecto mas

económico.

Todos los estudios tienen que estar asociado en

valores de energía firme y capacidad confiable.


Comparación Final

Todos los resultados obtenidos deben ser resumidos en tablascomparativas para las distintas alternativas analizadas enesta etapa. Este resumen debe incluir, por lo menos:

altura de la presa,

nivel de agua normal del reservorio,

nivel de agua normal del canal de fuga,

capacidad instalada,

área del reservorio,

capacidad del reservorio,

capacidad del vertedero,

costo estimado del capital,

costo de la capacidad de generación instalada,

costo de los equipos,

etc.


También se debe incluir detalles comparativos de

las condiciones geológicas, tratamientos de

fundaciones, excavaciones, destino del material

extraído, así como la posible utilización de los

materiales encontrados en los locales para su uso

en la construcción.


2.4.- ETAPA 3

Incluye la elaboración y presentación del estudio

preliminar de viabilidad, con la recomendación

efectiva de la mejor opción para el proyecto.

Aprobado el informe, por las instancias

competentes, de esta etapa se avanza con estudios

adicionales de viabilidad exclusivamente sobre la

alternativa escogida.


2.5.- ETAPA 4

Son estudios mas detallado que incluyen:

Hidrologia

Curvas de mediciones de flujos en locales claves

o donde se tenga alguna dudas especifica.

Curvas del canal de fuga.

Transporte de sedimentos y calidad del agua.


Crecidas del Río para Proyecto del

Vertedero

Crecidas históricas.

Crecida de proyecto.

Frecuencia de las crecidas.

Precipitaciones en la cuenca y precipitaciones de

proyecto.

Flujo proveniente de las lluvias.


Capacidad Instalada de la Planta Generadora

Tiene como objetivo la optimización de la

capacidad instalada del proyecto, es decir, la mejor

relación entre el numero y el tamaño de las

unidades generadoras y la energía firme que

pueden estregar.


La energía firme es definida como la mínima

energía media disponible de forma continua para

transmisión a los centros de consumo; siendo una

media de generación mensual hipotética a lo largo

del periodo histórico de menor flujo de agua del río

(periodo de flujo critico).


La energía secundaría es aquella adicional por encima

de la energía firme y que, por tanto, solamente seria

disponible durante parte del tiempo.

En esta etapa del estudio son considerados tamaños

diferentes de generadores, variando de un numero

mínimo hasta un numero máximo.


Para evaluación de las ventajas económicas, se puede

comparar con el costo de capital de una planta

generadora térmica de misma capacidad y su

combustible necesario para obtener la misma

producción de energía.


2.6.- Nocion de Modelos Reducido

Pueden ser construidos por lo menos dos

modelos reducidos del proyecto.

Un modelo hidráulico de las instalaciones del

proyecto, incluyendo una parte significativa

del río aguas arriba y aguas abajo.

Unmodelo de la Exclusa de navegación.


2.7.- EQUIPOS PRINCIPALES

Turbinas

Definido a través de estudios económicos y

operacionales de la capacidad instalada de la

planta generadora, aliada a la variación posible de

la caída libre se define los detalles asociados al

conjunto turbina – generador.


En esta etapa pueden ser encaminados preguntas a

los principales fabricantes mundiales de turbinas

hidráulicas. Estas preguntas pueden incluir:

Velocidad de rotación.

Localización de las turbinas.

Eficiencia prevista.

Característica de funcionamiento con carga baja y carga

parcial.

Dimensiones del proyecto.

Etc.


Generadores

Con base en las características de las

turbinas, se define la potencia nominal

de los generadores y demás

características técnicas asociadas.


Disposición General

Para la construcción sin interrupción de la casa de

maquinas, es necesario el desvío del río, luego, se

debe escoger el lugar mas adecuado para el efecto.

La elección de la localización de la Presa principal,

la casa de maquina y las instalaciones del desvío

acaban por definir la localización del vertedero.


Una vez determinada estas configuraciones básicas

del proyecto, estudios adicionales deben ser hechos

para la efectiva utilización de esta disposición y

pueda ser ya utilizado como base para el proyecto

final.

3.- TIPOS DE CENTRALES

HIDROELECTRICAS

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

3.1.- Clasificación de las Centrales hidroeléctricas

Considerando las características constructivas y de

operación de las centrales hidroeléctricas ellas

pueden ser clasificadas de la siguiente forma:

De acuerdo al tipo de embalse:

Centrales de pasada o sin embalse.

Centrales de regulación o con embalse.

Centrales de acumulación por bombeo.

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

Existen otras clasificaciones o tipos

asociados al tamaño o la función de la

plantas generadoras. Así se tienen:

De acuerdo a la altura neta del salto:

Saltos de pequeña altura: H 14,99 m

Saltos de mediana altura: 15 H 49,99 m

• Saltos de gran altura: H 50 m

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

Según la potencia instalada: depende de cada país

Micro centrales: Pa < 100 kW.

Centrales de pequeña potencia: 100 Pa < 1.000

kW.

Centrales de media potencia: 1.000 Pa <

10.000 kW.

Centrales de gran potencia Pa 10.000 kW.

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

Según el sistema de explotación:

Centrales aisladas e independientes.

Centrales coordinadas.

Según la demanda que satisfacen:

Centrales de base.

Centrales de punta.

ESTE CURSO SE CENTRA PRINCIPALMENTE EN LOS

TRES TIPOS MENCIONADOS INICIALMENTE.

3.2.-CENTRAL HIDROELÉCTRICA

DE PASADA

Una central de pasada es

aquella en que no hay

acumulación apreciable de

agua para accionar las

turbinas.

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

• En una central de este, tipo las turbinas deben

aceptar el caudal natural del río, con sus

variaciones de estación en estación. Si este es

mayor a lo necesario, el agua sobrante se pierde

por rebalse.

• En ocasiones un embalse relativamente pequeño

bastará para impedir esa pérdida por rebalse.

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

• Normalmente, en una central de pasada, se aprovecha

un estrechamiento del río, y la obra del edificio de la

central (casa de máquinas) puede formar parte de la

misma presa.

• El desnivel entre "aguas arriba" y "aguas abajo", es

reducido, y si bien se forma un remanso de agua a causa

del necesario embalsamiento mínimo, no es demasiado

grande.

• Este tipo de central requiere un caudal suficientemente

constante para asegurar durante el año una potencia

determinada.

3.3.- CENTRAL HIDROELÉCTRICA

CON EMBALSE DE RESERVA

En este tipo de proyecto

se embalsa un volumen

considerable de líquido

"aguas arriba" de las

turbinas mediante la

construcción de una o

más presas que forman

lagos artificiales.

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

• El embalse permite graduar la cantidad de agua

que pasa por las turbinas. Del volumen embalsado

depende la cantidad que puede hacerse pasar por

las turbinas.

• Con embalse de reserva puede producirse energía

eléctrica durante todo el año aunque el río se

“seque por completo” durante algunos meses, cosa

que sería imposible en un proyecto de pasada.

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

• Las centrales con almacenamiento de reserva

exigen por lo general una inversión de capital

mayor que las de pasada, pero en la mayoría de los

casos permiten usar toda la energía posible y

producir kilovatios - hora más barato

• La casa de máquinas suele estar al pie de la presa;

en estos tipos de central, el desnivel obtenido es de

carácter mediano.

3.4.- CENTRAL HIDROELÉCTRICA

DE BOMBEO

Las centrales de bombeo

son un tipo especial de

centrales hidroeléctricas

que posibilitan un empleo

más racional de los

recursos hidráulicos de un

país.

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

• Disponen de dos embalses situados a diferente

nivel. Cuando la demanda de energía eléctrica

alcanza su máximo nivel durante el día, las

centrales de bombeo funcionan como una central

convencional generando energía.

• Al caer el agua, almacenada en el embalse superior,

hace girar el rodete de la turbina asociada a un

generador.

TIPOS DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS

• 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 iniciar 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 generadores como motores.

FIN DE LA PRIMERA

CLASE




28 de Julio 2011

Instructor


4.- PRINCIPALES COMPONENTES

DE LAS CENTRALES

HIDROELÉCTRICA

PRINCIPALES COMPONENTES DE

LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICA

Por ser la más compleja, los componentes

a seguir están asociada a una central

hidroeléctrica con embalse:



4.1.- OBRAS CIVILES

4.1.1.- La Presa

• El primer elemento que encontramos en una

central hidroeléctrica es la presa o represa, que se

encarga de atajar el río y remansar las aguas.

• Con estas construcciones se logra un determinado

nivel del agua antes de la contención, y otro nivel

diferente después de la misma. Ese desnivel se

aprovecha para producir energía.

Las presas pueden

clasificarse, por el material

empleado en su

construcción en:





Presa de hormigón: son las más utilizadas en

los países desarrollados ya que con éste material se

pueden elaborar construcciones más estables y

duraderas; debido a que su cálculo es del todo

fiable frente a las producidas en otros materiales.

Normalmente, todas las presas de tipo gravedad,

arco o combinaciones están hechas de este

material.



Presas de materiales sueltos: son las más

utilizadas en los países subdesarrollados ya que

son menos costosas y suponen el 77% de las que

podemos encontrar en todo el planeta. Son aquellas

que consisten en un relleno de tierras, que aportan

la resistencia necesaria para contrarrestar el

empuje de las aguas.

Los materiales más utilizados en su construcción

son piedras, gravas, arenas, limos y arcillas aunque

dentro de todos estos los que más destacan son las

piedras y las gravas.



Presas de enrocamiento con cara de

hormigón: este tipo de presas en ocasiones es

clasificada entre las de materiales sueltos; pero su

forma de ejecución y su trabajo estructural son

diferentes.

El elemento de retención del agua es una cortina

formada con fragmentos de roca de varios tamaños,

que soportan en el lado del embalse una cara de

hormigón la cual es el elemento impermeable.

De gravedad: tienen un

peso adecuado para

contrarrestar el

momento de vuelco que

produce el agua..



Como mencionado, las presas de hormigón son las más

utilizadas y se puede a su vez clasificar en

Presa de arco: es aquella en la

que su propia forma (arco) es la

encargada de resistir el empuje

del agua. Debido a que la presión

se transfiere en forma muy

concentrada hacia las laderas de

la presa, se requiere que ésta sea

de roca muy dura y resistente.





Presa de bóveda o de doble arco: cuando la

presa tiene curvatura en el plano vertical y en el

plano horizontal, también se denomina de bóveda.

Para lograr sus complejas formas se construyen

con hormigón y requieren gran habilidad y

experiencia de sus constructores que deben

recurrir a sistemas constructivos poco comunes.



Presa de arco - gravedad: combina características

de las presas de arco y las presas de gravedad y se

considera una solución de compromiso entre los

dos tipos. Tiene forma curva para dirigir la mayor

parte del esfuerzo contra las paredes de un cañón o

un valle, que sirven de apoyo al arco de la presa.

Además, el muro de contención tiene más espesor

en la base y el peso de la presa permite soportar

parte del empuje del agua.



4.1.2.- Vertederos

Los vertederos son elementos vitales

de la presa que tienen como misión

liberar parte del agua detenida sin que

esta pase por la sala de máquinas.

Se encuentran en la pared principal de

la represa y pueden ser de fondo o de

superficie.

La misión de los vertederos

es liberar, si es preciso,

grandes cantidades de agua

o atender necesidades de

riego.





• Para evitar que el agua pueda producir

desperfectos al caer desde gran altura, los

vertederos se diseñan para que la mayoría del

líquido se pierda en una cuenca que se encuentra al

pie de la represa, llamada de amortiguación.



Para conseguir que el

agua salga por los

vertederos existen

grandes compuertas de

acero que se pueden

abrir o cerrar a

voluntad, según la

demanda de la

situación.



Por lo mencionado, algunas de sus

finalidades a destacar son:

Garantizar la seguridad de la estructura hidráulica,

al no permitir la elevación del nivel, aguas arriba, por

encima del nivel máximo del embalse.

Disipar la energía para que la devolución al cauce

natural no produzca daños. Esto se hace mediante

saltos, trampolines o cuencos.



Los vertederos se usan conjuntamente con las

compuertas para mantener un río navegable o para

proveer del nivel necesario a la navegación.

Dado que el vertedero es la parte donde el agua se

desborda, un vertedero largo permite pasar una

mayor cantidad de agua con un pequeño

incremento en la profundidad de derrame.

Esto se hace con el fin de minimizar las

fluctuaciones en el nivel de río aguas arriba.



Los vertederos permiten a los hidrólogos un

método simple para medir el caudal en flujos de

agua. Conocida la geometría de la zona alta del

vertedero y el nivel del agua sobre el vertedero, se

conoce que el líquido pasa de régimen lento a

rápido.



Debido a que un vertedero incrementa el contenido

en oxígeno del agua que pasa sobre la cresta, puede

generar un efecto benéfico en la ecología local del

río.

Una represa reduce artificialmente la velocidad del

agua, lo que puede incrementar los procesos de

sedimentación, aguas arriba; y un incremento de la

capacidad de erosión aguas abajo.



La represa donde se sitúa el vertedero, al crear un

desnivel, representa una barrera para los peces

migratorios, que no pueden saltar de niveles. Para

sortear esta dificultad y facilitar la migración de los

peces agua arriba se construyen las “escaleras de

peces”.



4.1.3.- Tomas de Agua

La obra de toma de agua consiste en un

ensanchamiento al inicio del conducto forzado, que

facilita la entrada del agua retenida en la Presa y

esta diseñada para que las perdidas de carga

producidas sean mínimas.



En general la toma dispone de

una rejilla que impide la

entrada de elementos sólidos

al canal y una compuerta, que

controla el caudal que debe

pasar dentro del mismo y para

interrumpir la entrada de agua

y proceder a la limpieza o

reparación de los conductos

forzados.



Puede estar situada sobre la propia presa o

separada de ella. Cualesquiera que sea su

profundidad y su caudal disponen siempre de los

siguientes elementos:

Rejilla de entrada: que impide el paso de los cuerpos

flotantes o en suspensión que podrían dañar las

tuberías o las turbinas. Están formadas por barrotes

metálicos o de concreto y el espaciado entre ellos

puede oscilar entre 3 y 20 cm. Pueden tener

distintas formas.



Un dispositivo de cierre: que permita cortar, o

regular el caudal del agua. Esta formado generalmente

por compuertas, de las cuales se dispone de dos en cada

toma. La situada aguas abajo utilizada para el servicio

normal.



Las de aguas arriba que sin embargo son de

emergencia y se denominan ataguía; y se utilizan

para cerrar el paso del agua cuando se necesita

inspeccionar o reparar el conducto o la compuerta

de servicio. Consisten generalmente de planchas de

acero reforzada con perfiles metálicos que se

manejan con puente grúa.



4.1.4.- Casa de Maquinas

En su interior están albergadas las turbinas, los

generadores, sistemas de control y despacho de

carga, etc.

La configuración física de la casa de maquinas

depende del tipo y números de maquinas

instaladas y del tamaño de las mismas. En las

instalaciones de eje vertical la estructura de la

central suele dividirse verticalmente en niveles

como mostrado en la figura a seguir, donde:



01 - Cota 40 - Fundación de la represa.

02 - Cota 92,4 - Acceso al pozo de la turbina.

03 - Cota 98,5 - Servicio auxiliar de la unidad - Sistema de agua pura.

04 - Cota 98,5 - Sistema de excitación, acceso al "housing" del generador y regulador de velocidad.

05 - Cota 108 - Transformadores elevadores.

06 - Cota 108 - Piso de los generadores y salas de control local.

07 - Cota 122 - Sistema de

ventilación.

08 - Cota 127,6 - Galería de

cables.

09 - Cota 128,2 - GIS - SF6.

10 - Cota 133,2 - Paneles

principales del servicio

auxiliar AC y sala de los

generadores diesel.

11 - Cota 144 - Servicio auxiliar

de la represa.

12 - Cota 214 - Central hidráulica

de las compuertas.



En la figura abajo mostramos el croquis de una central de eje

horizontal con grupos generadores denominados "a bulbo", que

están totalmente sumergidos en funcionamiento.

En la figura se puede observar que los niveles de la central son

menores que las de ejes verticales. Los principales niveles son:



1. Embalse

2. Conducto de entrada

de agua

3. Compuertas de

entrada "izadas"

4. Conjunto de bulbo

con la turbina y el

alternador

5. Puente grúa de la

sala de máquina

6. Mecanismo de izaje

de las compuertas de

salida

7. Compuerta de salida

"izada"

8. Conducto de salida



4.2.- PRINCIPALES EQUIPOS ELECTROMECÁNICOS

4.2.1.- Turbinas Hidráulicas

La turbina es el elemento que aprovecha la energía

cinética y potencial del agua para producir un

movimiento de rotación, que transferido mediante

un eje al generador produce energía eléctrica.



En cuanto al modo de funcionamiento,

las turbinas hidráulicas se pueden

clasificar en dos grupos:

Turbina de acción; y

• Turbinas de reacción.



La diferencia entre ambos tipos es que las turbinas de acción

aprovechan únicamente la velocidad del flujo del agua para

producir el giro, mientras que las de reacción aprovechan,

además, la presión que le resta a la corriente en el momento del

contacto. Es decir, mientras que las turbinas de reacción

aprovechan la altura total disponible hasta el nivel de desagüe,

las de acción aprovechan únicamente la altura hasta el eje de la

turbina.

Dentro de las turbinas de acción la mas conocida es la Pelton,

mientras que la turbinas de reacción las más conocidas son las

Francis y la Kaplan.



.1.- Turbinas Pelton

Las turbinas Pelton, también se conocen como

turbinas de presión por ser ésta constante en la zona

del rodete, de chorro libre, de impulsión, o de

admisión parcial por ser atacada por el agua sólo una

parte de la periferia del rodete. Así mismo entran en

la clasificación de turbinas tangenciales y TURBINAS

DE ACCIÓN.



Su utilización es idónea en saltos de gran altura

(alrededor de 200 m y mayores), y caudales

relativamente pequeños (hasta 10 m3/s

aproximadamente).

Por razones hidroneumáticas, y por sencillez de

construcción, son de buen rendimiento para amplios

márgenes de caudal (entre 30% y 100 % del caudal

máximo). Por ello se colocan pocas unidades en cada

central que requiere turbinas de estas características.



Pueden ser instaladas con el eje en posición vertical u

horizontal, esta última disposición la más adecuada, la

cual nos servirá de referencia para hacer las

descripciones necesarias.

INTERVALO

20 MINUTOS



Componentes de una turbina Pelton

Distribuidor . Rodete.• Carcasa.

Cámara de descarga. Sistema hidráulico de frenado. Eje.



Distribuidor de una turbina Pelton

Está constituido por uno o varios equipos de inyección

de agua. Cada uno de dichos equipos, formado por

determinados elementos mecánicos, tiene como

misión dirigir, convenientemente, un chorro de agua,

cilíndrico y de sección uniforme, que se proyecta

sobre el rodete, así como también, regular el caudal

preciso que ha de fluir hacia dicho rodete, llegando a

cortarlo totalmente cuando proceda.



El número de equipos de inyección, colocados

circunferencialmente alrededor de un rodete,

depende de la potencia y características del grupo,

según las condiciones del salto de agua. Así mismo, se

puede disponer de más de un rodete en el mismo eje,

cada uno de ellos dotado del distribuidor apropiado.



Hasta seis suelen ser los equipos que proyectan

chorros de agua sobre un mismo rodete, derivando

todos y cada uno de ellos de la tubería forzada. Dicho

número equipos de inyección, se instala en turbinas

Pelton con eje vertical, siendo, normalmente uno o

dos inyectores los instalados cuando la disposición del

eje es horizontal.



Para mejor comprensión, describiremos los

elementos que forman un solo equipo de inyección,

mediante el cual se obtiene un chorro de agua. Estos

elementos son:



• Cámara de distribución

Consiste en la prolongación de la tubería forzada,

acoplada a ésta mediante brida de unión,

posteriormente a la situación de la válvula de

entrada a turbina, según la trayectoria normal del

agua También se nombra cámara de inyectores.

Tiene como misión fundamental, conducir el caudal

de agua. Igualmente, sirve de soporte a los demás

mecanismos que integran el distribuidor.



Inyector

Es el elemento mecánico destinado a dirigir y

regular el chorro de agua. Esta compuesto por:

Tobera

Se entiende como tal, una boquilla, normalmente

con orificio de sección circular (puede tratarse de

otra sección), de un diámetro aproximado entre 5 y

30 cm, instalada en la terminación de la cámara de

distribución.



Proyecta y dirige, tangencialmente hacia la periferia

del rodete, el chorro agua, de tal modo que la

prolongación de éste forma un ángulo prácticamente

90 grados con los imaginarios radios de aquel, en los

sucesivos puntos de choque incidencia del agua. Con

lo últimamente expuesto se explica el concepto

turbina tangencial.



Aguja

Está formada por un vástago situado

concéntricamente en el interior del cuerpo de la

Tobera, guiado mediante cojinetes sobre los cuales

tiene un 1 movimiento de desplazamiento

longitudinal en dos sentidos.



Deflector

Es un dispositivo mecánico que, a modo de pala o

pantalla, puede ser intercalado con mayor o menor

incidencia en la trayectoria del chorro de agua,

entre la Tobera y el rodete, presentando la parte

cóncava hacia el orificio de Tobera.



Tiene como misión desviar, total o parcialmente

según proceda, el caudal de agua, impidiendo la

aceleración del rodete al producirse un descenso

repentino de la carga.

Su intervención, evita variaciones bruscas de presión

en tubería forzada, al permitir una respuesta más

lenta de la válvula de aguja, con fuertes oscilaciones

de carga.



Rodete de una turbina Pelton

Es la pieza clave donde se transforma la energía

hidráulica del agua, en su forma cinética, en energía

mecánica o, dicho de otra manera, en trabajo según la

forma de movimiento de rotación. Esencialmente

consta de los siguientes elementos:



• Rueda motriz

Está unida rígidamente al

eje, montada en el mismo

por medio de chavetas y

anclajes adecuados. Su

periferia está mecanizada

apropiadamente para ser

soporte de los

denominados cangilones.



• Cangilones, También

llamados álabes,

cucharas o palas.

Son piezas de bronce o

de acero especial para

evitar, dentro de lo

posible, las corrosiones

y cavitaciones.



La Palas Están diseñados para recibir el empuje

directo del chorro de agua. Su forma es similar a la de

una doble cuchara, con una arista interior lo más

afilada posible y situada centralmente en dirección

perpendicular hacia el eje, de modo que divide al

cangilón en dos partes simétricas de gran concavidad

cada una, siendo sobre dicha arista donde incide el

chorro de agua. En sección, el conjunto toma forma de

W (omega abierta).



Carcasa de una turbina Pelton

Es la envoltura metálica que cubre los inyectores,

rodete y otros elementos mecánicos de la turbina.

Su misión consiste en evitar que el agua salpique al

exterior cuando, después de incidir sobre los

cangilones, abandona a éstos.



Cámara de descarga de una turbina Pelton

Se entiende como tal la zona por donde cae el agua

libremente hacia el desagüe, después de haber movido al

rodete. También se conoce como tubería de descarga.

Para evitar deterioros debidos a la acción de los chorros

de agua, especialmente de los originados por la

intervención del deflector, se suele disponer, en el fondo

de la cámara de descarga, de un colchón de agua de 2 a 3 m

de espesor.

Con el mismo fin, se instalan blindajes o placas, situadas

adecuadamente, que protegen la obra de hormigón.



Sistema hidráulico de frenado de una turbina

Pelton

Consiste en un circuito de agua derivado de la cámara

de distribución. El agua, proyectada a gran velocidad

sobre la zona convexa de los cangilones, favorece el

rápido frenado del rodete, cuando las circunstancias

lo exigen



Eje de una turbina Pelton

Rígidamente unido al rodete, y situado

adecuadamente sobre cojinetes debidamente

lubricados, transmite el movimiento de

rotación al eje del generador.

El número de cojinetes instalados así como su

función, radial o radial-axial, depende de las

características de cada grupo.



La turbina Francis es

un motor hidráulico

de reacción, que se

emplea para caudales

y alturas medias

.2.- Turbinas Francis



En la figura anterior, está representada en semicorte

axial una turbina NEYRPIC, de 100.000 CV de

potencia, 333 r.p.m. para un salto de 179 m. Se puede

apreciar el rodete o parte móvil de turbina (1 en la

figura), constituido por un cierto número de paletas o

álabes que oscila entre 16 y 21, y depende del tipo de

construcción.



El agua procedente de la tubería forzada entra

perpendicularmente al eje de la turbina y sale

paralela a él. La parte por la que entra el agua en la

turbina se denomina cámara de descarga, la que está

indicada por 2 en la figura.

El agua, después de pasar por el rodete, impulsando a

éste y haciéndolo girar, sale por un tubo denominado

tubo de aspiración (3 en la figura).



Se consideran componentes principales

de una turbina Francis:

Cámara espiral

Distribuidor

Rotor o rodete

Tubo de aspiración

Eje



Cámara Espiral

La cámara espiral tiene como misión el dirigir

convenientemente el agua en el distribuidor;

generalmente son de sección circular, aunque

también puede ser rectangular; su forma es tal que la

velocidad media tiene que ser la misma en cualquier

punto del caracol, evitándose así las pérdidas

ocasionadas por los cambios bruscos de velocidad.



el agua no debe penetrar en la cámara espiral con unavelocidad demasiado grande, ya que las pérdidas podríanser excesivas.



El DistribuidorPara regular el caudal

de agua que entra en el

rodete se utilizan unas

paletas directrices

situadas en forma

circular, y cuyo

conjunto de denomina

distribuidor (4 en la

figura 12).



Cada una de las paletas directrices se mueve sobre un

pivote, de tal forma que llegan a tocarse en la

posición de cerrado, en cuyo caso no entra agua en el

rodete, y tienen sus caras casi paralelas en la posición

de abierto, en cuyo caso el caudal de agua recibido

por el rodete es máximo.



El conjunto de paletas directrices del distribuidor se

acciona por medio de un anillo móvil (5 en la figura),

al que están unidas todas las paletas directrices, y

este anillo móvil, a su vez está accionado por el

regulador de velocidad de la turbina.



Los elementos componentes del distribuidor son:

Palas directrices

Equipo de accionamiento

Servomotores

Anillo de distribución

Bielas



Palas directrices o álabes directrices: son las palas

móviles, cada una de ellas al unísono con las demás

pueden orientarse dentro de ciertos límites, al girar su

eje pasando de la posición de cierre total a la de

máxima apertura, que corresponde al desplazamiento

extremo, tendiendo a quedar en dirección radial



Equipo de accionamiento: se trata de un conjunto

de dispositivos mecánicos, a partir de

servomecanismos, palancas y bielas, que constituyen el

equipo de regulación de la turbina, gobernado por el

regulador de velocidad.



Servomotores hidráulicos: normalmente son dos,

desplaza una gran biela en sentido inverso una

respecto de la otra, proporcionando un movimiento de

giro alternativo a un aro móvil, llamado anillo o

volante de distribución, concéntrico con el eje de a

turbina



Anillo de distribución: con sus movimientos, 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



Bielas: el eje de la pala directriz va ligada al anillo

mediante una biela, la misma no va unida

directamente al anillo, sino que lo hace mediante

una bieleta, que ejerce la función de fusible

mecánico.



El Rodete

Se trata de la pieza fundamental

mediante la cual se obtiene la

energía mecánica deseada. Está

unido rígidamente al eje de la

turbina y perfectamente

concéntrica con el distribuidor.



Las palas están unidas por su parte externa inferior a

un anillo que hace cuerpo con las mismas. En su

extremo superior van unidas a otro anillo el cual va

sujeto al eje de la turbina.

La longitud y mayor o menor inclinación respecto al eje

de la turbina de las palas o álabes del rotor dependen

del caudal, de la altura del salto y de la velocidad

específica.



Rodetes lentos.- Se utilizan

en los grandes saltos; con

ellos se tiende a reducir el

número de revoluciones, lo

cual supone un aumento del

diámetro D1 del rodete

respecto al del tubo de

aspiración D2 Figura



Rodetes normales.- Se

caracterizan porque el

diámetro D1 es

ligeramente superior al

del tubo de aspiración D3,

Figura. El agua entra en el

rodete radialmente y sale

de él axialmente,

entrando así en el tubo de

aspiración.



Rodetes rápidos.- Permiten

obtener elevadas velocidades de

rotación para valores de ns

comprendidos entre 225 y 500.

El diámetro el rodete D1 es

menor que el D3 del tubo de

aspiración y el cambio de

dirección del agua se efectúa más

bruscamente. Figura



Un componente importante del rodete es el Difusor también

denominado cono deflector o cono de dispersión.

Constituye un cuerpo en forma troncocónica con la base

mayor hacia del eje, dando la apariencia de terminación de

éste.

Su función consiste en dirigir el agua que sale a través de

los álabes del rotor, evitando choques entre sí y contra los

propios álabes, a fin de evitar torbellinos y otros efectos

hidráulicos perjudiciales.



Tubo de Aspiración

Consiste en un conducto, normalmente acodado, que

une la turbina con el canal de desagüe. Tiene como

misión recuperar al máximo la energía cinética del

agua a la salida del rotor.

En su unión con la turbina se trata de un conducto

metálico de sección circular que va aumentando

gradualmente de diámetro tomando forma tronco -

cónica, tramo conocido como cono de aspiración.



El Eje

Es por medio del eje de turbina, que al

estar rígidamente unido mediante un

acoplamiento al eje del generador,

transmite al rotor del generador el

movimiento de rotación.

FIN DE LA SEGUNDA

CLASE




29 de Julio 2011

Instructor




Las turbinas de reacción

Kaplan tienen su área de

trabajo y de explotación

económica en los pequeños

saltos con grandes

caudales.

.3.- Turbinas Kaplan



Tipos de turbinas Kaplan:

Hélice: cuando el salto y caudal disponible en un

aprovechamiento permanecen constantes lo largo del año,

es aconsejable instalar una turbina sin ningún tipo de

regulación. Es decir, ya que las condiciones a las que va a

trabajar la turbina no van a variar, podemos dejar libre la

entrada del agua hacia la hélice y ésta, con palas sin ningún

tipo de regulación. Este tipo de turbinas se llama también de

paso fijo.

Este tipo de turbina trabaja con un alto rendimiento

mientras no varíen sus condiciones de trabajo. Cuando esto

ocurre, el rendimiento desciende rápidamente.



Kaplan y Semi-Kaplan:

Los álabes del rodete en las turbinas Kaplan son

regulables y tienen la forma de una hélice, mientras

que los álabes de los distribuidores pueden ser fijos o

regulables. Si ambos son regulables, se dice que la

turbina es una turbina Kaplan verdadera; si solo son

regulables los álabes del rodete, se dice que la turbina

es una turbina Semi-Kaplan.



Son partes constitutivas principales de una

turbina kaplan:

Cámara espiral

Distribuidor

Rotor o rodete

Tubo de aspiración.

Eje

El único componente de las turbinas

kaplan, que podría considerarse como

distinto al de las turbinas Francis, es el

rodete.



El Rodete

Se asemeja a la hélice de

barco, esta formado por un

numero determinado de

palas o álabes, de 2 a 4 para

saltos de pequeña altura y

de 5 e 9 cuando los saltos

son mayores, por supuesto

dentro del campo de

aplicación de las turbinas

Kaplan



En las turbinas Kaplan, todas y cada una de las palas

del rotor están dotadas de libertad de movimiento,

pudiendo orientarse dentro de ciertos límites sobre

sus asientos respectivos situados en el núcleo, llamado

también cubo del rodete, adoptando posiciones de

mayor o menor inclinación respecto al eje de la turbina

según órdenes recibidas del regulador de velocidad.



Las turbinas Kaplan, son también conocidas como

turbinas de doble regulación, por intervenir en el

proceso de regulación tanto las palas del distribuidor,

como sobre las palas del rotor dependiendo de las

condiciones de carga y del salto existente.

Con este procedimiento se consiguen elevados

rendimientos, incluso para cargas bajas y variables, así

como en el caso de fluctuaciones importantes del

caudal. Las palas directrices del distribuidor, se

gobiernan de forma análoga a como se realiza en las

turbinas Francis.



Los grupos bulbos, como

parte fundamental de

algunas mini hidráulicas

no son más que un tipo

especial de turbina hélice,

capaces de aprovechar

saltos de pequeños

desnivel, pero de gran

caudal.

.4.- Turbina tipo bulbo



La ventaja de estos grupos, en los que el agua desliza

axialmente, es muy superior a los tradicionales de eje

vertical.

En primer lugar, se produce una mejor distribución de

las velocidades del agua sobre las palas, lo que permite

disminuir el diámetro de las misma, para una misma

potencia en comparación con las de eje vertical.



Otra ventaja constituye la disminución de las perdidas

de carga, tanto en la entrada como en la salida de la

turbina lo que implica una mejora del rendimiento,

presentando al mismo tiempo, mejores condiciones a

la cavitación, lo que origina una disminución del costo

de la obra civil.



Posición del Generador o alternador: En principio los

constructores se encontraban tres alternativas para la

instalación del generador, que podía ir colocado en el

exterior del Bulbo, en su periferia o en si interior. Al

respecto de cada uno de estos se puede mencionar:

Los bulbos con generador en el exterior, nunca han

conseguido grandes resultados a causa de la aparición

de vibraciones.

Los bulbos con generador en la periferia, poseen

problemas mecánicos insalvables.



Los bulbos con generador

interno son básicamente

lo que se emplean en la

actualidad (figura abajo).



Trazado hidráulico de los grupos Bulbo: Lo que se trata

de conseguir con los grupo Bulbo es aumentar la

potencia específica, mediante el aumento de la

velocidad específica.

Los ensayos sobre la distribución de velocidades,

muestra que las pérdidas de carga más importante se

producen a la entrada y a la salida, cuando las

potencias específicas son elevadas.



Tubo de aspiración: La energía cinética a la salida de la

rueda alcanza un valor próximo a la energía total del

salto, lo que demuestra la importancia del tubo de

aspiración en las maquinas con grandes potencias

específicas.

Un deslizamiento axial uniforme a la salida de la rueda

es difícil de obtener,; se obtendría un excelente

rendimiento si se tomase la precaución de escoger un

adecuado ángulo en el codo del tubo de aspiración.



Sin embargo, para éste ángulo ideal, la longitud del

tubo de aspiración tendería a aumentar y llegaría a

alcanzar valores económicamente inaceptables, por lo

que la ingeniería hidráulica se vería obligada a elegir

una sección de salida igual a casi cuatro veces la

sección de la rueda, lo que implicaría el riesgo de

desprendimiento de la capa límite, con la consiguiente

erosión del conducto.



Conductos: Las perdidas de carga en los conductos de

los grupos Bulbo y Kaplan, son comparables; sin

embargo, las dimensiones de los conductos aguas

arriba del distribuidor del grupo Bulbo son más

pequeños que los de la Kaplan.

Una limitación de las dimensiones de los conductos

agua arriaba, permite disminuir la longitud de la

central y alojar el conjunto del grupo entre paredes

planas, verticales y paralelas, obteniéndose así, una

mejora en la potencia para una longitud de central

dada.



4.2.2.- Generadores

La energía eléctrica

en las centrales

hidroeléctricas se

produce en los

equipos 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 por un transformador

que la convierte en alta tensión y baja corriente, apta

para su transporte a grandes distancias con un mínimo

de perdidas.



Solidario con el eje de la turbina y del alternador, gira

un generador de corriente continua llamado excitatriz,

que se utiliza para excitar magnéticamente los polos

del estator del generador, creando un campo

magnético que posibilita la creación de corriente

alterna.



Esta formado básicamente por dos elementos: uno fijo

cuyo nombre genérico es el de Estator y otro que gira

concéntricamente en éste, llamado Rotor.

Uno de ellos debe crear un campo magnético,

alimentado con corriente continua (corriente de

excitación del campo), tomada de la excitatriz. A dicho

elemento se le denomina inductor y esta formado por

un conjunto de bobinas. El inductor es el Rotor.



Estator Rotor



El segundo elemento actúa como receptor de las corrientes

inducidas, por lo se le llama inducido. A él están unidas las barra

de salida de la corriente. El Estator, es el que ocupa el lugar del

inducido.

La corriente eléctrica se origina en el campo magnético

establecido entre el rotor y el estator; al girar el rotor impulsado

por la turbina se rompe el campo magnético produciéndose una

corriente de electrones.

Esta corriente se induce a relativa baja tensión, por lo que se envía

al transformador de potencia, el cual sube la tensión a un valor

muy alto para que se efectúe la transmisión a los centros de

consumo.



4.2.3.- Controles que actúan sobre el conjunto Turbina -

Generador

Los tres principales sistemas de control que actúan sobre el

generador síncrono son:

u Control primario de carga-frecuencia.

u Control suplementar de carga-frecuencia (o Control

Automático de Generación).

u Control de excitación.

Un diagrama de bloques simplificado mostrando los

sistemas de control del conjunto turbina - generador es

presentado en la figura siguiente.



Estabilizador

Sistema de Excitación

Generador Síncrono

Sensor de velocidad

Sensor de flujo de intercambio

Control Suplementar

Despacho Económico

Sensor de Tensión

Regulador de velocidad

TurbinaVálvula

Agua o Vapor

Sist

ema

de

Tra

nsm

isió

n

P, w, f

w

VT



El Conjunto primario de velocidad que es local,

básicamente monitora la velocidad del eje del conjunto

turbina-generador y controla el torque mecánico de la

turbina de modo a hacer con que la potencia eléctrica

generada por la unidad se adapte a las variaciones de

carga. Las constantes de tiempo del control primario

son del orden de algunos segundos.



Como la actuación del control primario normalmente

resulta en desvíos de frecuencia, es necesario que se

cuente con la actuación de otro sistema de control para

restablecer la frecuencia a su valor nominal. Este

sistema es llamado control suplementar (o control

automático de generación).



El control automático de generación, en el caso de

sistemas interconectados, tiene también la función de

mantener el intercambio de potencia entre

concesionarias vecinas tan próximos como posible a los

valores programados.

Se trata de un sistema de control centralizado,

ejecutado en el centro de operación de las empresas y

cuyas constantes de tiempo son del orden de minutos.



Finalmente, los objetivos del control de excitación, que

es local, pueden ser resumidos como: (a) mantener la

tensión nominal del generador dentro de tolerancias

especificadas; (b) regular el flujo de reactivos entre

máquinas y (c) amortecer las oscilaciones del rotor de

la máquina cuando ocurre perturbaciones en el

sistema.



Esta última función del regulador de tensión deriva del

hecho de que la tensión de campo del generador afecta

significativamente el torque eléctrico de la maquina.

Las constantes de tiempo del sistema de control de

excitación son del orden de milisegundos.

INTERVALO

20 MINUTOS



4.2.4.- Equipos Auxiliares

En una Central Hidroeléctrica, a parte de los

equipos principales anteriormente descritos,

debe 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 pueden ser considerados

como auxiliares dentro de la central son:

Ventilación

Alumbrado normal y de

emergencia.

Generador de emergencia.

Equipo de corriente

continua para alimentar las

bobinas de disyuntores,

relés y conectores.

Banco de baterías y sus

cargadores

Bombas de drenaje.

Puentes grúa.

Limpiarejas.

Protección contra

incendio.

Agua de refrigeración.



4.2.5.- Subestación y Salidas de Líneas

Una Subestación es un conjunto de máquinas, aparatos

y circuitos, que tienen la función de modificar los

parámetros de la potencia eléctrica, permitiendo el

control del flujo de energía, brindando seguridad para

el sistema eléctrico, para los mismos equipos y para el

personal de operación y mantenimiento.



Las Subestaciones se pueden clasificar

como sigue:

Subestaciones en las plantas generadoras o

centrales eléctricas.

Subestaciones receptoras primarias.

Subestaciones receptoras secundarias.



Subestaciones en las plantas generadoras o

centrales eléctricas.- Estas se encuentran en las

centrales eléctricas o plantas generadoras de

electricidad, para modificar los parámetros de la

potencia suministrada por los generadores,

permitiendo así la transmisión en alta tensión en

las líneas de transmisión.



Los generadores pueden suministrar la potencia a una

tensión entre 5 y 25 kV y la transmisión depende del

volumen, la energía y la distancia, generalmente se

realiza a 220 o 500 kV. Por lo general la Subestación de

las plantas generadoras tiene sus equipos aislados a

SF6 y se instala en el interior de la central.



Un elemento fundamental de la Subestación constituye

el transformador elevador de tensión, que

dependiendo de la tensión de trabajo del generador, la

transformación puede ser de media a alta tensión. Su

objetivo es elevar la tensión al nivel de línea existente

para hacer posible el transporte sin perdida excesiva.

Es habitual instalar los transformadores en el interior

del edificio de la central, aunque en ocasiones, por

reducir las obras civiles, los grandes transformadores

se instalan a la intemperie.



Entre los otros equipos que forman parte de la

Subestación se tiene:

Disyuntores y Seccionadores; utilizados para

conexión o desconexión de la red..

Transformadores de medida o protección, tanto de

tensión como de corriente, que proporcionan los

valores instantáneos de estas magnitudes en las

respectivas aplicaciones.

Pararrayos o descargadores a tierra de sobre

intensidades.

Transformadores de Servicios Auxiliares.



Otro punto a tener en cuenta son las salidas de líneas,

desde la Subestación de la central hasta las torres que

transportan la energía producida en la central hasta los

centros de consumo.

Estas salidas normalmente aprovechan la presa para

instalar plataformas donde se instalan equipos de

salida de línea, como pararrayos y sistemas para

anclaje de los aisladores de las líneas.



4.2.6.- Exclusa de Navegación

Las esclusas son obras hidráulicas que permiten vencer

desniveles concentrados en canales navegables,

elevando o descendiendo los navíos que se encuentran

en ellas. Pueden formar parte de las estructuras

complementarias de una presa, cuando ésta se

construye sobre ríos navegables.



Una típica Exclusa en el río Paraná es la construida por

la Entidad Binacional Yacyretá, 12 años atrás,

“precisamente para que la represa no interrumpiera el

tráfico fluvial existente en esta zona del río Paraná”.

La esclusa permite que un remolcador - que también

puede estar acompañado por barcazas, pueda salvar el

desnivel entre el río y el lago.



La formación de la presa causó una elevación del nivel

del Río Paraná: en este momento tenemos un desnivel

entre lago y río de unos 17 metros. Esos 17 metros,

para subirlos en un tramo tan corto como es la esclusa,

no se puede hacer con una rampa, porque sería una

cascada. Se hace con un ascensor, y la esclusa es eso: un

ascensor de barcos que les permite entrar, cierra la

puerta, sube o baja el nivel y les permite salir del otro

lado.



El llenado del cuenco cuando está al nivel de aguas

abajo hasta llegar al nivel de aguas arriba, se hace

abriendo unas válvulas que tienen 4 metros por 4

metros.

De cada lado hay una, y eso permite un gran chorro de

agua que llena el cuenco de 240 metros de largo por 24

metros de ancho, en unos 10 minutos. Alcanza el nivel

del embalse si estamos subiendo, o sale toda el agua al

nivel del río si estamos bajando.

5.- FUNCIONAMIENTO DE LAS CENTRALES HIDROELECTRICA

FUNCIONAMIENTO DE LAS CENTRALES HIDROELECTRICA

5.1.- CENTRAL HIDROELÉCTRICA CONVENCIONAL

Esquema de funcionamiento de una central hidroeléctrica (pie de presa)Como ejemplo de

funcionamiento de

una central

hidroeléctrica

convencional se ha

elegido un Salto a

pie de presa, como

la representada en

la figura.


Básicamente consiste en lo siguiente: gracias

a una presa (2), ubicada en el lecho de un río,

se acumula una cantidad de agua que forma

un embalse (1). La energía potencial del salto

generado se transforma posteriormente en

energía eléctrica.


Para ello, se sitúan en el paramento aguas arriba de la

presa unas tomas de agua formadas por una boca de

admisión, protegida por una rejilla metálica (3), y por

una cámara de compuertas que controla la entrada del

agua a una tubería forzada (4).

Normalmente, ésta atraviesa el cuerpo de la presa y

tiene por objetivo llevar el agua desde las tomas hasta

los equipos de la central eléctrica.


El agua, a presión de la tubería forzada, va

transformando su energía potencial en cinética, es

decir, va adquiriendo velocidad. Al llegar a las

máquinas, actúa sobre los álabes del rodete de la

turbina (6), haciéndolo girar.

El rodete de la turbina está unido por un eje (7) al rotor

del generador (8) que, al girar con los polos excitados

por una corriente continua, induce una corriente

alterna de media tensión y alta intensidad.


Mediante transformadores (9), es convertida en

corriente de baja intensidad y alta tensión para poder

ser enviada a la red general mediante las líneas de

transporte (10).

El agua, una vez que ha cedido su energía, es restituida

al río, aguas abajo de la central.

Normalmente, una central hidroeléctrica dispone de

varios grupos turbina-generador (5). El conjunto de

éstos suele estar alojado en una sala de máquinas o

edificio de la central propiamente dicho.


5.2.- CENTRAL DE BOMBEO

El esquema de funcionamiento de una central debombeo se presenta en la figura abajo


Durante las horas en las que la demanda diaria de energía

eléctrica alcanza sus máximos valores, la central de bombeo

funciona como cualquier central hidroeléctrica

convencional.

El agua que ha quedado acumulada en el embalse superior

(1) por efecto de la presa (2) llega, a través de una galería de

conducción (3) (generalmente, un túnel de hormigón forrado

interiormente de acero), a una tubería forzada (5) por la que

es conducida hasta la sala de máquinas de la central

eléctrica propiamente dicha. Para la regulación de las

presiones, existe una chimenea de equilibrio (4).


El agua hace girar los rodetes de las turbinas (6) instaladas

en la sala de máquinas, generando, una vez elevada su

tensión por los transformadores (8), una corriente eléctrica

que es enviada a la red general mediante líneas de

transporte de alta tensión (10).

El agua, una vez que ha producido la generación de

electricidad, sale al exterior por los desagües (9) y queda

almacenada en el embalse inferior (11).


Cuando la demanda diaria de energía eléctrica se sitúa en

sus niveles más bajos – generalmente durante las horas

nocturnas y los fines de semana –, se aprovecha la energía de

bajo precio sobrante que las centrales termoeléctricas –

incluso funcionando a su mínimo técnico – producen por

encima de las necesidades del mercado; esta energía acciona

un motor situado en la sala de máquinas que, poniendo en

funcionamiento una bomba, eleva el agua que se encuentra

en el embalse inferior (11) hasta el embalse superior (1) a

través de las conducciones (3 y 5).


El agua puede ser elevada por un grupo motobomba o

por las propias turbinas de la central – si son

reversibles – accionadas por los alternadores, que

funcionan así como motores.

Una vez efectuada la operación de bombeo, el agua

almacenada en el embalse superior (1) está en

condiciones de repetir otra vez el ciclo productivo.

FIN DE LA TERCERACLASE




1 de Agosto 2011

6.- OTRAS INFORMACIONES ASOCIADAS

A LAS CENTRALES HIDROELECTRICAS

Instructor


OTRAS INFORMACIONES ASOCIADAS A LAS CENTRALES HIDROELECTRICAS

6.1.- USO MULTIPLE DE LOS EMBALSES DE LAS C.H.

Los modernos embalses son concebidos en general

para usos múltiples, estos pueden ser:

Usos que consumen agua:

Abastecimiento de agua para uso humano e

industrial

Riego

Dilución de poluentes


Usos que no consumen agua:

Acuicultura y pesca deportiva;

Actividades recreacionales;

Control de crecidas

Generación de energía eléctrica, mediante

centrales convencionales, si bien no consumen

agua, la restituyen en un punto diferente del que

la han tomado;

Generación de energía eléctrica, mediante

centrales reversibles o de bombeo.


Gestión de un embalse de usos múltiples

La gestión de un embalse de usos múltiples puede involucrara organismos muy diversos como son, por ejemplo:

Junta de usuarios de un sistema de riego;

Empresa concesionaria del servicio deabastecimiento de agua potable;

Compañías generadoras de energía eléctrica;

Empresas productoras de los más variados tipos;

Organismos nacionales o regionales dirigidos alcontrol de crecidas;

Defensa civil;

Operadores de turismo.


Se da frecuentemente el caso de que, cada uno de estos

actores considera que el uso que él está haciendo del agua es

el más importante. El gestor del embalse debe armonizar los

intereses de todos los actores o usuarios, siguiendo reglas

claras y transparentes. Estas son las llamadas reglas de

operación.

Estas reglas de operación varían, en función de la época del

año y de las disponibilidades de recursos hídricos en el

embalse, o, si se dispone de una red de monitoreo de las

principales variables hidrometeorológicas en determinados

puntos claves, en función de la disponibilidad hídrica de la

cuenca.


Estados en la operación de un embalse de usos

múltiples

Los estados en la operación del embalse son función de

la disponibilidad de agua. Así, se definen reglas de

operación para:

Situación normal: Esta es la situación que prevalece la

mayor parte del tiempo. En esta situación, básicamente

cada usuario recibe la cantidad de agua que se le ha

asignado en la programación de largo plazo.


Situación de exceso de agua: Se produce durante las

crecidas. En estos casos se tiene una serie de estados

progresivos, que implican la toma de medidas con la

intención de controlar la situación de la mejor manera,

causando el menor perjuicio global, los cuales se

pueden definir así:


Situación de atención o prealerta. Se producen

precipitaciones intensas en la cuenca hidrográfica, o se

registra en una estación limnimétrica aguas arriba un caudal

superior a la media de largo período para ese período del

año. En el embalse todavía no se nota ninguna señal de

preocupante, incluso el nivel del embalse puede estar por

debajo de su nivel normal.

En esta situación generalmente la única medida necesaria es

la de incrementar la frecuencia de la verificación de las

variables hidro meteorológicas.


Situación de atención o prealerta. Se producen

precipitaciones intensas en la cuenca hidrográfica, o se

registra en una estación limnimétrica aguas arriba un caudal

superior a la media de largo período para ese período del

año.

En el embalse todavía no se nota ninguna señal de

preocupante, incluso el nivel del embalse puede estar por

debajo de su nivel normal. En esta situación generalmente la

única medida necesaria es la de incrementar la frecuencia de

la verificación de las variables hidro meteorológicas.


• Situación de alarma. La evolución de la situación hidro

meteorológica de la cuenca, monitoreada por el operador

del embalse, señala que deberás descargarse del embalse,

en un futuro próximo, algunas horas, o algunos días,

según la velocidad de respuesta de la cuenca, caudales

aun mayores, los que podrán causar daños aguas abajo

del embalse.

En este estado, se inician los procedimientos

correspondientes para evacuar áreas críticas, y de esta

forma mitigar los daños, se solicita la intervención de la

Defensa Civil;


• Situación de emergencia aguas abajo. Las previsiones

hidro meteorológicas se han verificado, el nivel del agua

en el embalse ha llegado a superar el nivel máximo

operacional, y por lo tanto se estará evacuando caudales

muy próximos, pero aun inferiores a los caudales que

entran en el embalse tentando mantener el nivel del agua

en el embalse, para que disminuya su velocidad de

subida.

El operador del embalse actúa en coordinación con la

defensa civil, y se mantiene ampliamente informada a la

población afectada sobre la evolución de la situación;


Situación de emergencia por la seguridad de la

presa. El nivel del agua en el embalse ha alcanzado lo

que se denomina el nivel "máximo màximo", a partir

de este momento está en peligro la estructura de la

presa, este nivel no debe sobrepasarse bajo ningún

concepto, por lo tanto el caudal descargado deberá

ser igual al caudal que entra en el embalse.

En esta fase se incrementarán los daños causados

aguas abajo.


Situación de escasez de agua:

En una situación de escasez de agua, entran a tener

un rol importante las prioridades establecidas para

el uso del recurso hídrico escaso.

En estos períodos, eventualmente alguno de los

usuarios del embalse se verá privado del uso del

agua, a favor de aquellos usuarios más prioritarios.


Las prioridades de los diversos usos políticas para la

fijación de las prioridades en el uso del agua de un

embalse son muy variables, estas son influenciadas,

entre otros, por alguno de los siguientes factores, con

pesos que varían de caso a caso.

Intereses del, o de los propietarios, del embalse;

Facilidades existentes en la zona para abastecerse

de agua desde otras fuentes;


Hay dos momentos en la definición de prioridades: en

la fase de planeación del embalse, ya que a mayores

usos, también se tendrán mayores costos de

implementación; y en situaciones de escasez de agua,

una vez construido el embalse y que éste esté

operando.

En general, el abastecimiento de agua potable tiene la

prioridad más elevada, en momentos de poca

disponibilidad de agua.


6.2.-VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LAS CENTRALESHIDROELECTRICAS CON EMBALSES

6.2.1.- Ventajas: entre la principales se puede citar;

No requieren combustible, usan una forma renovable deenergía constantemente repuesta por la naturaleza de formagratuita.

Es limpia, no contamina ni el aire ni el agua.

Puede combinarse con otros beneficios como, riego,suministro de agua potable, pesca, navegación, minimizaciónde inundaciones, etc.

Costo de mantenimiento y operación bajos.

Las obras de ingeniería para el aprovechamientohidroeléctrico tienen una duración considerable.

La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente ysegura, con costos de mantenimiento, por lo general,reducido.


6.2.2.- Desventajas: también entre las principales se pueden citar;

El emplazamiento, determinado por las características naturales,puede estar lejos de los centros de consumos y exigir la construcciónde un sistema de transmisión de electricidad, lo que significa unaumento de la inversión y en los costos de mantenimiento y pérdidade energía.

Largo tiempo de construcción, comparado con centralestermoeléctricas.

La disponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estacióny de año en año.

La inundación tras la presa para formación del lago, desplaza apobladores, destruye extensas áreas de tierra cultivable y hábitatsde animales silvestres.

Los embalses se saturan y pierden su utilidad entre 50 a 200 años..

• Sin un tratamiento adecuado interrumpen la migración y desove de peces.


6.3.- SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

6.3.1.- Objetivo

Atender la demanda de electricidad de forma continua,

siguiendo los criterios de calidad del servicio y con

economía. Es decir, baja probabilidad de corte de carga,

con frecuencia constante y niveles de tensión dentro de

los niveles de variación aceptables por la demanda y

minimizando los costos de operación. La figura 30

muestra la composición básica de un sistema de

potencia.


Sistema Eléctrico de Potencia


6.3.2.- Demanda de carga diaria

El consumo de electricidad tiene una variación diaria muy

marcada y bastante predecible.

A partir de las doce de la noche, el consumo de electricidad cae

rápidamente y llega a un mínimo por la madrugada.

Hacia las 6 de la mañana comienza otra vez a crecer, llega a su

máximo a media mañana, se reduce ligeramente hacia el

mediodía y tiene un pico secundario a última hora de la tarde.


Una forma de

representar esta

variación de carga es a

través de la curva de

demanda o de carga, que

es un compuesto de todos

los consumos diarios,

tales como: consumos

domésticos, industriales,

comercial, para el

transporte, etc.

Capacidad instalada

1000

Fig. 2.4 – Curvas de suministro Realizado y Demanda

Tiempo

(días)

Déficit de

potencia

Potencia (MW)

2000

3000

4000

5000

0 0

60 120 180 240 300 360

Mantenimiento programado

Energía no

suministrada

Salida forzada

Duración Duración

Frecuencia Demanda


La curva de carga diaria es influenciada por muchos

factores, tales como: temperatura (los días fríos las

estufas eléctricas funcionan a pleno rendimiento y en

los días de mucho calor los acondicionadores de aire),

horas de luz, festividades, etc.

Como la electricidad es difícil de almacenar, es

necesario mantener una base de carga funcionando

continuamente, con una estrategia que permita tanto

cubrir la demanda básica, como los picos de alta

demanda que puedan surgir.


Generalmente y dependiendo de los sistemas, las

térmicas, con un funcionamiento regular, satisfacen la

demanda básica, mientras que los picos de demanda

se solventan poniendo en marcha los grupos térmicos

menores y las centrales hidroeléctricas, más ágiles a

la hora de alcanzar el estado operativo, de parar y de

reaccionar ante las eventualidades de una producción

regular.


El sistema se regula prácticamente minuto a minuto,

intentando reducir al mínimo tanto la

sobreproducción de electricidad como el no poder

satisfacer a la demanda.

No obstante, en las horas valle más pronunciadas, es

habitual que la base de carga supere ampliamente la

demanda. Una solución consiste en aprovechar la

electricidad sobrante para almacenar energía en las

centrales de bombeo.


6.3.3.- Demanda de carga Anual

El consumo de electricidad también varía a lo largo

del año (ver figura 32): para regiones mas calientes

suele ser mínimo en invierno, que coincide con

periodo de bajas temperaturas, y alcanza un máximo

en verano, por lo general en diciembre.

En algunos sistemas, las centrales nucleares

proporcionan la base de producción, que varía poco a

lo largo del año. El resto de la demanda lo cubren las

centrales térmicas e hidroeléctricas.


Curvas de atención a la demanda anual


Si el año hidráulico es bueno y hay mucha agua

disponible para turbinar, las centrales térmicas

reducen sus horas de funcionamiento.

Por el contrario, cuando hay sequía, deben funcionar a

pleno rendimiento. En un año normal, las centrales

hidráulicas proporcionan menos energía en los

últimos meses de invierno, cuando la disponibilidad

de agua es mínima.

Un año seco, por lo tanto, significa un sobre costo en la

producción de energía, pues es necesario quemar más

combustible del normal.


La representación esquemática de un sistema

genérico de cómo se satisface la curva de demanda

(línea superior) a lo largo de un año se muestra en la

figura siguiente. Las centrales nucleares, con un factor

de carga próximo al 90%, son las que tienen un

funcionamiento más regular.

El resto de la demanda se cumplimenta haciendo

entrar en funcionamiento las centrales térmicas (con

un factor de carga de alrededor del 50%), variable en

función de la disponibilidad de agua para mover las

centrales hidroeléctricas.


Composición de centrales para atención a la demanda

INTERVALO20 MINUTOS


6.4.- OPERACIÓN Y CONTROL

La operación de un sistema implica la toma de un gran

número de decisiones, que deben preverse aún en

forma aproximada, desde la etapa de planeamiento

mediante un proceso de simulación del

funcionamiento real.

En caso de sistemas aislados, el centro de decisiones

esta en la central.


Centro de Control de una Central Hidroeléctrica


Con el crecimiento de la demanda, los sistemas de

potencia aislados se van interconectando entre ellos

en atención a la economía de escala.

La operación se hace más compleja y aumentan los

requisitos de coordinación, creándose los Centros de

Control como centros de decisión estratégicos.


6.4.1.- Niveles Jerárquicos del Control

Son los niveles de los sistemas digitales deautomatización (SDA) del control de la Central y lasSubestaciones asociadas.

Los SDA deben ser proyectados y fabricado de acuerdocon los últimos desarrollo en el campo de la aplicacióny deben atender a los requisitos de lasespecificaciones y de las normas relacionadas.

La arquitectura y organización funcional del SDAdeben estar basadas en la filosofía de sistemasdistribuidos, seguir una orientación modular, abierta,flexible, robusta y expansible.


La arquitectura del SDA debe ser establecida tomandoen cuenta los siguientes niveles jerárquicos:

Nivel 1: Nivel de Equipo

En este nivel el comando del equipo se hace en modolocal con las botoneras disponibles en los gabinetes decomando de cada equipo primario. Para pasar alcontrol jerárquico superior se poseen llaves local-remoto.

Nivel 2: Sala de Comando Local

Los equipos instalados en este nivel permiten elcomando de las unidades y equipos primarios desdeesta sala. Deben estar físicamente lo mas próximoposible de las unidades.


Nivel 3: Nivel de Control Centralizado

En este nivel se realiza la operación centralizada de

los comandos, los automatismos, registros de eventos,

comunicación con el centro de operación del sistema,

entre otras.

Nivel SCADA

El control se realiza en forma remota desde el Centro

de Operación del Sistema.

Algunas centrales hidroeléctricas poseen su propio

sistema SCADA, resultante de la evolución de los

sistemas de control convencional.


6.4.2.- Sistema Scada

Los sistemas SCADA (Supervisory Control And Data

Adquisition) son aplicaciones de software, diseñadas

con la finalidad de controlar y supervisar procesos a

distancia. Se basan en la adquisición de datos de los

procesos remotos.

Se trata de una aplicación de software, especialmente

diseñada para funcionar sobre ordenadores en el control

de producción, proporcionando comunicación con los

dispositivos de campo (controladores autónomos,

autómatas programables, etc.) y controlando el proceso de

forma automática desde una computadora.


Un software SCADA debe ser capaz de ofrecer al

sistema:

Posibilidad de crear paneles de alarma, que exigen la presencia

del operador para reconocer una parada o situación de alarma,

con registro de incidencias.

Generación de datos históricos de las señale de planta, que

pueden ser volcados para su proceso sobre una hoja de

cálculo.

Ejecución de programas, que modifican la ley de control, o

incluso anular o modificar las tareas asociadas al autómata,

bajo ciertas condiciones.

Posibilidad de programación numérica, que permite realizar

cálculos aritméticos de elevada resolución sobre la CPU del

ordenador.


Existen diversos tipos de sistemas SCADA

dependiendo del fabricante y sobre todo de la

finalidad con que se va a hacer uso del sistema, por

ello antes de decidir cual es el más adecuado hay

que tener presente si cumple o no ciertos requisitos

básicos:

Todo sistema debe tener arquitectura abierta, es decir,

debe permitir su crecimiento y expansión, así como deben

poder adecuarse a las necesidades futuras del proceso y

de la planta.


• La programación e instalación no debe presentar

mayor dificultad, debe contar con interfaces

gráficas que muestren un esquema básico y real

del proceso.

• Deben permitir la adquisición de datos de todo

equipo, así como la comunicación a nivel interno y

externo (redes locales y de gestión).

• Deben ser programas sencillos de instalar, sin

excesivas exigencias de hardware, y fáciles de

utilizar, con interfaces amigables para el usuario.


FUNCIONES PRINCIPALES DEL SISTEMA SCADA

• Supervisión remota de instalaciones y equipos:

Permite al operador conocer el estado de desempeño

de las instalaciones y los equipos alojados en la

planta, lo que permite dirigir las tareas de

mantenimiento y estadística de fallas.

• Control remoto de instalaciones y equipos:

Mediante el sistema se puede activar o desactivar los

equipos remotamente (por ejemplo abrir válvulas,

activar interruptores, prender motores, etc.), de

manera automática y también manual. Además es

posible ajustar parámetros, valores de referencia,

algoritmos de control, etc..


• Procesamiento de datos: El conjunto de datos

adquiridos conforman la información que alimenta el

sistema, esta información es procesada, analizada, y

comparada con datos anteriores, y con datos de otros

puntos de referencia, dando como resultado una

información confiable y veraz.

• Visualización gráfica dinámica: El sistema es capaz

de brindar imágenes en movimiento que representen

el comportamiento del proceso, dándole al operador la

impresión de estar presente dentro de una planta real.

Estos gráficos también pueden corresponder a curvas

de las señales analizadas en el tiempo.


• Generación de reportes: El sistema permite generar

informes con datos estadísticos del proceso en un

tiempo determinado por el operador.

• Representación se señales de alarma: A través de

las señales de alarma se logra alertar al operador

frente a una falla o la presencia de una condición

perjudicial o fuera de lo aceptable. Estas señales

pueden ser tanto visuales como sonoras.


• Almacenamiento de información histórica: Se

cuenta con la opción de almacenar los datos

adquiridos, esta información puede analizarse

posteriormente, el tiempo de almacenamiento

dependerá del operador o del autor del programa.

• Programación de eventos: Esta referido a la

posibilidad de programar sub-programas que brinden

automáticamente reportes, estadísticas, gráfica de

curvas, activación de tareas automáticas, etc.


6.5.- ROYALTIES Y COMPENSACIONES

6.5.1.- Concepto básico

• En general "royalty" es el pago que es efectuado al

titular de derechos de autor, patentes o marcas a

cambio del derecho a usarlos o explotarlos, como así

también el pago que debe realizarse al Estado por el

uso o extracción de ciertos recursos naturales.


6.5.1.- Aplicación en la Centrales Hidroeléctricas

• A pesar de la importancia de las Centrales

Hidroeléctricas para el sector eléctrico, por lo general, la

construcción de esas plantas siempre suscita alguna

reacción de la sociedad, principalmente de la población

afectada.

• Y es por presión de esas comunidades afectadas,

principalmente de los municipios que tienen sus áreas

inundadas por los lagos de las centrales hidroeléctricas,

se instituye una compensación financiera a ser paga, por

las centrales, por el uso de los recursos hídricos para la

generación de energía eléctrica.


6.5.2.- Valor y Criterio de distribución

Depende de cada país y del tipo de central, aquí vamos

mencionar: un generico brasileño y para una binacional.

En 28 de diciembre de 1989, visando reglamentar o

articulo 20 de la Constitución Federal, fue publicada la

Ley n° 7.990 que estableció el valor de la Compensación

Financiera a ser pago por las plantas hidroeléctricas.


Según los términos de esa Ley la compensación por la

utilización de recursos hídricos, para fines de

generación de energía eléctrica era de 6% (seis por

ciento) sobre el valor de la energía producida, a ser

paga por los concesionarios de servicio de energía

eléctrica a los Estados, al Distrito Federal y a los

Municipios, en cuyos territorios se localizaren

instalaciones destinadas a la producción de energía

eléctrica, o que tengan áreas invadidas por aguas de

los respectivos reservórios.


Esa Ley fue alterada posteriormente y actualmente están

en vigor las modificaciones dadas por la Ley No 9.984, del

14 de julio de 2000, ley de creación de la Agencia Nacional

de Aguas. La Ley No 9.984/00 trajo una importante

alteración a la Compensación Financiera que fue la

inserción de una parcela de 0,75% correspondiente al

cobro por el uso del agua.

Esa parcela es destinada al Ministerio de Medio Ambiente

(MMA) para aplicación e la implementación de la Política

Nacional de Recursos Hídricos y del Sistema Nacional de

Gerencia de Recursos Hídricos.


Así, la recaudación de la Compensación Financiera

obedece al siguiente cálculo:

CFi = 6,75% x EGi x TAR

Donde:

CFi es la Compensación Financiera para el mes i;

EGi es la energía generada por la central, en MWh, en

el mes i; y

TAR es la Tarifa Actualizada de Referencia, en

R$/MWh.


En el caso de la hidroeléctrica Binaciones del

Paraguay con sus vecinos se tiene:

En el caso de Itaipú - Paraguay - Brasil -, los royalties

designan a la compensación financiera a los

gobiernos por la utilización del potencial hidráulico

del río Paraná por su uso en la generación

hidroeléctrica.

En el caso de Yacyretá, - Paraguay - Argentina - el

gobierno paraguayo recibe recursos por

"compensación de territorios inundados". De ahí el

término royalties y compensaciones.


6.5.3.- Tratado de Itaipu

ARTICULO XV

El Anexo C contiene las bases financieras y las de

prestación de los servicios de electricidad de la ITAIPU.

Parágrafo 1 - La ITAIPU pagará a las Altas Partes Contratantes, en

montos iguales, "royalties" en razón de la utilización del potencial

hidráulico.

Parágrafo 2 - La ITAIPU incluirá, en su costo de servicio, el monto

necesario para el pago de utilidades.


Parágrafo 3 - La ITAIPU incluirá, además, en su costo de

servicio, el monto necesario para compensar a la Alta

Parte Contratante que ceda energía a la otra

(modificado).

Parágrafo 4 - El valor real de la cantidad de dólares delos Estados Unidos de América, destinada al pago de los"royalties", de las utilidades y de la compensación,establecida en el Anexo C, será mantenido constante,para lo cual dicha cantidad acompañará las fluctuacionesdel dólar de los Estados Unidos de América, respecto a supatrón de peso y título, en oro, vigente en la fecha delcanje de los Instrumentos de Ratificación del presenteTratado.


Parágrafo 5 - Este valor con relación al peso y título

en oro del dólar de los Estados Unidos de América

podrá ser substituido, en el caso que dicha moneda

dejare de tener referida su paridad oficial respecto

al oro.


Anexo C de Itaipu

III.4.El monto necesario para el pago de los "Royalties"

a las Altas Partes Contratantes, calculado en el

equivalente de seiscientos cincuenta dólares de los

Estados Unidos de América por gigawatt-hora

generado y medido en la central eléctrica. Este monto

no podrá ser inferior, anualmente, a dieciocho millones

de dólares de los Estados Unidos de América, a razón

de la mitad para cada Alta Parte Contratante. El pago de

los "Royalties" se realizará mensualmente, en la

moneda disponible por la ITAIPU.


Por lo expuesto, los Royalties pagados por Itaipu

deben ser calculados a partir da siguiente fórmula:

Royalties = Energía Generada* x USD 650** x Tasa de

Cambio*** x K****

Donde:

* Energía en GWh;

**USD 650 = valor del GWh definido en el Tratado de

Itaipu;

***Tasa de Cambio referente al día del pago, y

****K = Factor de actualización monetaria del valor del

GWh, igual a 4 (1992).

FINAL

MUCHAS GRACIAS

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