EQUIPOS ELECTROMECANICOS -...

UNS-ENERGIA HIDRAULICA Ing. Amancio R. Rojas Flores

1

EQUIPOS ELECTROMECANICOS

En este capítulo se describe el equipo electro-mecánico, se dan algunas reglas preliminares

para su diseño y se exponen los criterios utilizados para su selección. Para obtener más

información técnica se recomienda consultar los libros de L. Vivier2, J. Raabe

3 y otras

publicaciones 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10.

1. Casa de maquinas

En un aprovechamiento hidroeléctrico, la casa de máquinas tiene como misión proteger

el equipo electro-hidráulico que convierte la energía potencial del agua en electricidad, de las

adversidades climatológicas. El número, tipo y potencia de las turbinas, su disposición con

respecto al canal de descarga, la altura de salto y la geomorfología del sitio, condicionan la

topología del edificio.

Como se observa en las figuras 1 y 2, la casa de máquinas puede albergar los equipos

siguientes:

• Compuerta o válvula de entrada a las turbinas

• Turbinas

• Multiplicadores (si se necesitan)

• Generadores

• Sistemas de control

• Equipo eléctrico

• Sistemas de protección

• Suministro de corriente continua (control y emergencias)

• Transformadores de potencia e intensidad

• Etc.

Figura 1: Vista esquemática de una central de baja altura de salto.


2

La figura 1 muestra un esquema de una casa de máquinas con toma de agua, integrada con el

azud y las rejillas, alojando una turbina Kaplan, de eje vertical, acoplada directamente a un

generador, el tubo difusor y el canal de retorno, de uso frecuente en aprovechamientos de muy

baja altura de salto.

Figura 2: Vista esquemática de una central – Saltos medios y altos

En los aprovechamientos de montaña, en los que el salto es mediano o grande, las casas de

máquinas son más convencionales (ver figura 6.2) con una entrada de la tubería forzada y un

canal de retorno. La casa de maquina puede estar ubicada en el interior de una cueva, y

eventualmente, aunque no es corriente, puede estar sumergida en el agua.

Foto 1: Perspectiva de una mini-central típica

La casa de máquinas puede estar instalada al pie de una presa construida para crear un embalse

multiusos, entre los que el de generación de energía no es prioritario. Algunas configuraciones

de turbinas permiten eliminar por completo la superestructura, o reducir la cubrición a la

protección del equipo eléctrico y de control. Integrando turbina y generador en una carcasa

impermeable (bulbo), esta puede sumergirse en el curso del agua y eliminar así la casa de

máquinas.


3

2. Turbinas hidráulicas Una turbina hidráulica tiene por objeto transformar en energía rotacional la energía potencial

del agua. Aunque en este manual no se definen reglas para el diseño de las turbinas (un papel

reservado a los fabricantes) hemos considerado oportuno suministrar algunos criterios para la

selección del tipo de turbina más conveniente en cada caso e incluso suministrar fórmulas para

determinar sus dimensiones fundamentales. Estos criterios y esas fórmulas están basados en

los trabajos de Siervo y Lugaresi11

, Siervo y Leva12 13

, Lugaresi y Massa14 15

, Austerre y

Verdehan16

, Giraud y Beslin17

, Belhaj18

, Gordon19 20

, Schweiger y Gregori21 22

entre otros, que

han dado lugar a una serie de fórmulas a partir del análisis de las turbinas instaladas. En todo

caso conviene subrayar que no hay información tan fiable como la ofrecida por los propios

fabricantes de turbinas a los que conviene recurrir, ya en fase de anteproyecto.

Todas las formula utilizadas en este capítulo utilizan unidades SI y se refieren a normas IEC

(IEC 60193 y 60041).

2.1 Tipos y configuraciones La energía potencial del agua, se convierte en energía motriz en la turbina, con arreglo a dos

mecanismos básicamente diferentes:

• En el primero, la energía potencial se transforma en energía cinética, mediante un chorro de

gran velocidad, que es proyectado contra unas cazoletas, fijas en la periferia de un disco. A

este tipo de turbinas se las conoce como turbinas de acción. Como el agua, después de chocar

contra las cazoletas, cae al canal de descarga con muy poca energía remanente, la carcasa

puede ser ligera y solo tiene por misión evitar accidentes e impedir las salpicaduras del agua.

• En el segundo, la presión del agua actúa directamente sobre los alabes del rodete,

disminuyendo de valor a medida que avanza en su recorrido. A este tipo de turbinas se las

conoce como turbinas de reacción. Al estar el rodete completamente sumergido y sometido a

la presión del agua, la carcasa que lo envuelve tiene que ser suficientemente robusta para

poder resistirla.

La potencia hidráulica a disposición de la turbina viene dada por:

WHgQPh (1)

En la que:

ρQ = flujo másico [kg/s]

ρ = densidad del agua [kg/m3]

Q = caudal [m3/s]

gH = energía hidráulica específica de la maquina [J/kg]

g = constante gravitacional [m/s2]

H = “salto neto” [m]


4

Figura 3: Esquema de un aprovechamiento hidroeléctrico y secciones de medida

La potencia mecánica de la turbina viene dada por:

WPP hm *

(2)

η = rendimiento de la turbina

La energía hidráulica específica de la turbina viene dada por la ecuación:

mzzgvvppE )()(2

1)(

121

2

2

2

121

(3)

En la que gH = energía hidráulica específica de la turbina [J/kg]

px = presión en la sección x [Pa]

vx = velocidad del agua en la sección x [m/s]

zx = altura de la sección x [m]

Los subíndices 1 y 2 definen las secciones de medida a la entrada y salida de la turbina, tal y

como están definidos en las normas IEC.

El salto neto viene definido como:

g

EH n [m] (4)


5

Turbinas de acción

Turbina Pelton

Son turbinas de acción en las que la tobera o toberas (una turbina de eje vertical puede

tener hasta seis toberas, con uno o con dos rodetes) transforman la energía de presión del agua

en energía cinética. Cada tobera produce un chorro, cuyo caudal se regula mediante una

válvula de aguja (figura 6.4). Suelen estar dotadas de un deflector, cuya misión es desviar el

chorro para evitar que, al no incidir sobre las cazoletas, se embale la turbina, sin tener que

cerrar bruscamente la válvula de aguja, maniobra que podría producir un golpe de ariete. De

esta forma la máxima sobrepresión no supera 1,15 veces la presión estática. Se utilizan en

saltos entre 40 y 1200 m.

Figure 4: Sección transversal de una tobera con deflector

Como la energía cinética del agua al abandonar las cazoletas se pierde, estas se diseñan para

que las velocidades de salida sean mínimas.

Las turbinas Pelton de una o dos toberas pueden ser de eje horizontal (figura 5) o vertical. Las

de tres o más toberas son de eje vertical (foto 2). Seis es el máximo número de toberas en una

Pelton pero no se utilizan en turbinas para pequeñas centrales.

Figura5: Vista de una Pelton de dos toberas horizontal


6

Figura 6 Pelton vertical de seis toberas

El rotor suele estar directamente acoplado al generador y situado por encima del nivel aguas

abajo de la turbina.

En la turbina Pelton el chorro incide, como puede verse en la figura 6, con un ángulo de 90º

respecto al plano diametral del rodete.

Figura 7

El rendimiento de una Pelton se mantiene elevado, para caudales entre el 30% y el 100% del

máximo, en turbinas de una sola tobera y, entre el 10% y el 100% para turbinas de dos o más

toberas

Turbina Turgo

La turbina Turgo puede trabajar en saltos con alturas comprendidas entre 50 y 300 metros.

Como la Pelton, se trata de una turbina de acción, pero sus alabes tienen una distinta forma y

disposición. El chorro incide con un ángulo de 20º respecto al plano diametral del rodete (Fig

7), entrando por un lado del disco y saliendo por el otro. A diferencia de la Pelton, en la

turbina Turgo el chorro incide simultáneamente sobre varios alabes, de forma semejante a

como lo hace el fluido en una turbina de vapor. Su menor diámetro conduce, para igual

velocidad periférica, a una mayor velocidad angular, lo que facilita su acoplamiento directo al

generador.


7

Figura 8: Esquema de una turbina Turgo

Su rendimiento es inferior al de una Pelton o una Francis, y se mantiene entre límites

aceptables para caudales entre el 20% y el 100% del máximo de diseño.

Una Turgo puede constituir una alternativa a una Francis si el caudal es muy variable o si la

tubería forzada es muy larga, ya que el deflector evita el embalamiento cuando, trabajando a

plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, y el golpe de ariete que,

en ese caso, produciría el cierre de la admisión a la Francis.

Turbina de flujo cruzado

Figura 9: Esquema de una turbina de flujo transversal

Esta turbina, conocida también como Michell-Banki en recuerdo de sus inventores, se utiliza

en una gama muy amplia de alturas de salto (de 5m a 200 m). Su rendimiento máximo es

inferior al 87%, pero se mantiene entre límites aceptables para caudales entre el 16% y el

100% del caudal máximo de diseño.

El agua (figura 8) entra en la turbina a través de un distribuidor, y pasa a través de la primera

etapa de alabes del rodete, que funciona casi completamente sumergido (incluso con un cierto

grado de reacción). Después de pasar por esta primera etapa, el flujo cambia de sentido en el

centro del rodete y vuelve a cruzarlo en una segunda etapa que es totalmente de acción. Ese

cambio de dirección no resulta fácil y da lugar a una serie de choques que son la causa de su

bajo rendimiento nominal. Su construcción es muy simple y consiguientemente requiere una

baja inversión.


8

Turbinas de reacción Turbina Francis

Son turbinas de reacción de flujo radial y

admisión total, muy utilizadas en saltos de

altura media (entre 25m y 350m), equipadas

con un distribuidor de alabes regulables y un

rodete de alabes fijos. En las turbinas Francis

rápidas la admisión es radial y la salida es

axial. La foto 3 muestra una turbina Francis de

eje horizontal con el tubo de aspiración en

primer plano.

Foto 3

Las turbinas Francis pueden ser de cámara abierta – generalmente en saltos de poca altura, en

cuyo caso suele ser mejor solución una Kaplan - o de cámara en espiral unida a la tubería

forzada. La espiral está diseñada para que la velocidad tangencial del agua sea constante y el

caudal que pasa por cada sección del caracol sea proporcional al arco que le queda por

abastecer. Como se ve en la figura 9, el distribuidor tiene alabes directrices móviles, cuya

función es regular el caudal que entra al rodete y el ángulo en que el agua incide sobre los

alabes de este último. Los alabes distribuidores giran sobre su eje, mediante bielas conectadas

a un gran anillo exterior que sincroniza el movimiento de todos ellos. Estos alabes pueden

utilizarse para cerrar la entrada del agua en casos de emergencia, pese a lo cual sigue siendo

necesaria la válvula de mariposa que, en esos casos, cierra la entrada del agua a la espiral. El

rodete transforma la energía hidráulica en energía mecánica y devuelve el agua al tubo difusor.

Figura 10 Esquema de funcionamiento de los alabes directores

Figura11 Accionamiento del distribuidor


9

Foto 4: Rodete de una turbina Francis

Foto5: Vista de una turbina Francis

Los rodetes de las turbinas pequeñas están construidos generalmente en fundición de acero

inoxidable. Algunos fabricantes emplean rodetes de fundición de bronce al aluminio e incluso

en algunos casos rodetes fabricados por soldadura.

El tubo de aspiración de una turbina de reacción tiene como objetivo recuperar la energía

cinética del agua que sale del rodete. Como esta energía es proporcional al cuadrado de la

velocidad, uno de los objetivos del tubo de aspiración es reducir la velocidad de salida, para lo

cual se emplea un perfil cónico. Sin embargo el ángulo del cono tiene un límite, pasado el cual

se produce la separación del flujo del agua. El ángulo optimo es 7º, pero para reducir la

longitud del tubo, y consiguientemente su costo, en algunos casos el ángulo se aumenta hasta

15º.

Cuanto menor sea el salto más importante será el papel del tubo de aspiración, ya que, al

disminuir aquel -para potencia equivalente- aumenta el caudal nominal y por tanto las perdidas

cinéticas correspondientes. Es fácilmente comprensible que, para un mismo diámetro del rotor,

su velocidad aumenta si aumenta el caudal.


10

Turbinas Kaplan y de hélice Son turbinas de reacción de flujo axial generalmente utilizadas en saltos de 2 a 40 m. Los

alabes del rodete en las Kaplan son siempre regulables, mientras que los de los distribuidores,

pueden ser fijos o regulables. Si ambos son regulables la turbina es una verdadera Kaplan; si

solo son regulables los del rodete, la turbina es una Semi-Kaplan. Cuando los alabes del rodete

son fijos, la turbina se denomina de hélice. Se utilizan en aprovechamientos en los que tanto el

caudal como el salto permanecen constantes, lo que las hace poco útiles en el caso de la

pequeña hidráulica.

Figura 12: Esquema de una Kaplan vertical de doble regulación

La doble regulación permite su utilización cuando el caudal y el salto varían en el tiempo; la

turbina mantiene un rendimiento aceptable aun cuando el caudal varíe entre el 15% y el 100%

del nominal de diseño. La semi Kaplan se adapta bien a variaciones del caudal (pueden

trabajar entre el 30% y el 100% del caudal de diseño) pero es menos flexible cuando la altura

de salto varía substancialmente

La figura12 representa el esquema de una turbina Kaplan de eje vertical, de doble regulación.

Los alabes del rodete giran alrededor de su eje, accionados por unas manivelas, que son

solidarias de unas bielas articuladas a una cruceta, que se desplaza hacia arriba o hacia abajo

por el interior del eje hueco de la turbina. Este desplazamiento es accionado por un servomotor

hidráulico, con la turbina en movimiento.

La turbina bulbo es una derivación de las anteriores, caracterizada porque el agua pasa

axialmente a través de alabes directrices fijos y porque el generador y el multiplicador (si

existe) están contenidos en una carcasa estanca, con forma de bulbo, sumergida en el agua. La

figura 13 muestra una turbina, en la que todo el equipo está alojado en un bulbo refrigerado

por ventilación forzada con intercambiador aire-agua. Del bulbo salen solamente los cables

eléctricos debidamente protegidos.


11

Figura13: Sección transversal de una turbina bulbo

Para reducir el costo global (obra civil + equipos), y en particular reducir el volumen de obra

civil, se han concebido un cierto número de configuraciones que han llegado a ser

consideradas como clásicas.

Los criterios de selección son bien conocidos:

• Horquilla de caudales a turbinar

• Altura de salto

• Naturaleza del terreno

• Criterios medioambientales (fundamentalmente impacto visual y sonoro)

• Costo de la mano de obra

Las configuraciones se diferencian en como el flujo atraviesa la turbina (radial o axial), en el

sistema de cierre del paso de agua (compuerta, distribuidor o sifón) y en el tipo de

multiplicador (engranajes paralelos, reenvío en ángulo, engranajes epicicloidales).

Para los que estén interesados en esquemas de baja altura de salto se les recomienda leer un

artículo presentado por J. Fonkenell a HIDROENERGIA 9123

, dedicado a la elección de la

configuración optima de turbinas Kaplan. La tabla 6.1 y las figuras que la siguen, tomadas de

la referida comunicación, muestran los diversos tipos de configuraciones.

Tabla 1: Configuraciones con turbina Kaplan

configuración Flujo Cierre Multiplicador

Kaplan o semi-Kaplan vertical

Semi-Kaplan inclinada en sifón

Semi-Kaplan inversa en sifón

Semi-Kaplan inclinada reenvío a 90º

Kaplan en S

Kaplan inclinada con reenvío a 90º

Semi-Kaplan en pozo

Radial

Radial

Radial

Axial

Axial

Axial

Axial

Distribuidores

Sifón

Sifón

Compuerta

Compuerta

Compuerta

Compuerta

Paralelo

Paralelo

Paralelo

Paralelo

Paralelo

Cónico

Paralelo


12

Los cierres de sifón son fiables, económicos y, dada su velocidad de cierre, impiden el

embalamiento de la turbina, pero son muy ruidosos a no ser que se aíslen la bomba de vacío y

las válvulas de maniobra. Aun cuando no sea imprescindible, se recomienda intercalar una

válvula de cierre para impedir el arranque imprevisto de la turbina, como consecuencia de

fuertes variaciones en los niveles aguas abajo y aguas arriba. Si sucediera así, la turbina

alcanzaría velocidades muy altas y el operario no tendría forma de pararla.

La solución ideal desde el punto de vista de impacto visual y sónico es la de una casa de

máquinas enterrada o semienterrada que solo es factible con una configuración de turbina en

S, turbina inclinada con reenvío a 90º o turbina en pozo. La solución con reenvío a 90º,

permite utilizar un generador a 1500 rpm, standard, barato y poco voluminoso, empleando un

multiplicador de doble etapa - reductor planetario y cónico - en el que la velocidad

relativamente elevada del eje, a la entrada del segundo, facilita el diseño de los piñónes

cónicos.


13

Figura14: Diversas configuraciones con turbina Kaplan

La solución en S es muy popular aunque presenta el inconveniente de que el eje de la turbina

tiene que atravesar el conducto de salida - o de entrada si la S se presenta invertida. - lo que

provoca una pérdida de carga en absoluto despreciable, como prueba un estudio reciente,

según el cual en un aprovechamiento con un salto de 4 m y un caudal nominal de 24 m3/seg,

la configuración con reenvío a 90º tiene un rendimiento global, entre un 3% y un 5% superior

al de la configuración en S. Además, los volúmenes, tanto de excavación como de hormigón

son muy inferiores en la configuración con reenvío a 90º que en la configuración en S.

La configuración en pozo presenta la ventaja de que los principales órganos mecánicos son

fácilmente accesibles, con lo que se facilita la inspección y el mantenimiento, especialmente

en lo que respecta al acoplamiento turbina multiplicador, multiplicador propiamente dicho y

generador. Al tener un mayor caudal específico (un 30% más que las kaplan de eje vertical) la

turbina es más pequeña y la obra civil más sencilla.


14

Foto 6 Una turbina Kaplan montada en el extremo de un sifón

Las turbinas Kaplan, por las mismas razones que las Francis, necesitan tener un tubo de

aspiración. Como se emplean en saltos de poca altura, las pérdidas de energía cinética son

relativamente más importantes, por lo que es necesario cuidar su diseño.

2.2 Velocidad específica y semejanza

La gran mayoría de las estructuras hidráulicas - aliviaderos, disipadores de energía a la salida

de un embalse, tomas de agua, etc.- se proyectan hoy en día sobre la base de ensayos

realizados con modelos a escala reducida. El comportamiento de estos modelos se fundamenta

en la teoría de la similitud hidráulica, que incluye el análisis de la interrelación de las diversas

magnitudes físicas que intervienen en el comportamiento dinámico del agua sobre la

estructura, más conocido como análisis dimensional. El diseño de turbinas hidráulicas no

constituye una excepción y los fabricantes de equipos también utilizan modelos a escala

reducida. La pregunta que se plantea es la de si, conociendo como funciona un cierto tipo de

máquinas bajo determinados parámetros hidráulicos, se puede saber cómo funcionará esa

misma máquina, u otra geométricamente semejante, cuando opera bajo otros parámetros

hidráulicos diferentes.

Si podemos contestar a esta pregunta, la teoría de la similitud nos proporcionará un criterio

científico con el que catalogar las turbinas, de gran utilidad en el proceso de selección de la

turbina que mejor se adapta a las condiciones del aprovechamiento que proyectamos.

La contestación es positiva si el modelo y el prototipo son geométricamente semejantes.

Para que sean geométricamente semejantes, el modelo tiene que ser una reducción a escala de

la turbina industrial, manteniendo una constante de reducción fija para todas las longitudes

homogéneas. Si el coeficiente de reducción de longitud es k, el. De superficie deberá ser k2 y

el de volumen k3. Es conveniente insistir en que el modelo y los ensayos de laboratorio

constituyen la única vía para garantizar el rendimiento y comportamiento hidráulico de la

turbina industrial. Todas las reglas de semejanza están estrictamente definidas en las normas

internacionales IEC 60193 y 60041. No se puede aceptar ninguna garantía si no se cumplen

estas normas y estas reglas.


15

La velocidad específica de una turbina se define como la velocidad de una turbina homologa,

de un tamaño tal que, con una unidad de salto produce una unidad de potencia.

De acuerdo con la anterior definición y las citadas normas, la velocidad específica de una

turbina viene dada por la formula

4/1E

QnQE

(5)

En donde: Q = caudal (m3/s)

E = energía hidráulica específica de la maquina [J/kg]

n = velocidad rotacional de la turbina [rps]

ηQE no es un parámetro adimensional.

Cuando se calcula en unidades SI, la velocidad especifica ηs viene dada por la fórmula:

4/5H

Qns

(6)

En donde n velocidad en rpm, P potenia en kW y H altura de salto neta en metros.

s = 995 * ηQE (7)

Algunos autores empleaban como velocidad específica la ηQ en función del caudal y de la

altura neta de salto:

4/5

/

gH

PQ

(8)

Su factor de conversión con ηQE es ηQ = 333* ηQE

Figura 15: Perfil de los rodetes en función de su velocidad específica


16

En la figura 15 se representan cuatro diseños de rodetes de turbinas de reacción, y su

correspondiente velocidad específica, optimizados desde el punto de vista del rendimiento. Se

ve que, para adaptarse al salto del aprovechamiento, el rodete evoluciona con la velocidad

específica. Al evolucionar el rodete con la velocidad específica, llega un momento en el que la

llanta que une el borde inferior de los alabes produce un rozamiento excesivo, y para evitarla

los alabes se construyen en voladizo, dando lugar a las turbinas Kaplan, Hélice y Bulbo,

utilizadas en saltos de baja altura.

En general, los fabricantes de turbinas dan la velocidad específica de sus turbinas. Un gran

número de estudios estadísticos, realizados sobre turbinas en funcionamiento, han permitido

relacionar la velocidad específica con la altura de salto neto, en cada tipo de turbina,. La Tabla

2 y la figura 16 nos muestran esa correlación para cinco tipos distintos de turbinas.

Tabla 2 Correlación entre velocidad específica y altura de salto neto

Figura 16 Correlación entre altura de salto neta Hn y velocidad específica ηQE

La tabla 3, muestra las velocidades específicas típicas de cuatro tipos de turbinas.


17

Tabla.3: Rango de velocidades específicas para cada tipo de turbina

La velocidad específica en las turbinas Pelton aumenta con la raíz cuadrada del número de

toberas. Así la velocidad específica de una Pelton de cuatro toberas (es raro encontrar en las

PCH turbinas Pelton de más de cuatro toberas) es el doble del de una turbina de una tobera.

Las leyes de semejanza incluyen la exigencia de que ambas turbinas tengan el mismo

coeficiente volumétrico, para lo que la turbina industrial y el modelo deberán cumplir con las

siguientes ecuaciones:

2

2

m

t

m

t

m

t

D

D

H

H

Q

Q

(14)

t

m

m

t

m

t

D

D

H

H

(15)

en las que el sufijo t corresponde a la turbina industrial y el m al modelo de laboratorio.

El ejemplo siguiente ilustra el uso de estas leyes de semejanza.

Si construimos un modelo, a escala 1:5, de una turbina destinada a trabajar con un salto neto

de 80 m y un caudal de 10 m3/s, girando a 750 rpm, y lo ensayamos con un salto neto de 10 m,

tendremos que utilizar un caudal de 0,141 m3/s y su velocidad de giro 1,326 rpm.

Por las mismas leyes, una turbina diseñada para trabajar con un salto neto de 120 m y un

caudal de 1 m3/s, instalada en un salto de 100 m de altura neta, al ser Dt = Dm admitirá caudal

máximo de 0,913 m3/s y deberá girar a 685 rpm.


18

2.3 Diseño preliminar

En este capítulo se dan fórmulas para calcular las principales dimensiones de un rotor en los

casos de turbinas Pelton, Francis y Kaplan.

Conviene recordar que el diseño de una turbina es el resultado de un proceso iterativo en el

que se tienen en cuenta múltiples criterios: límites de cavitación, velocidad de rotación,

velocidad específica, altura de salto etc. (ver capítulo1.4). Esto implica que, una vez acabado

el diseño preliminar es necesario comprobar que este cumpla con todos los criterios

mencionados.

El primer paso del diseño, sea cual sea el tipo de turbina, es la elección de la velocidad de

rotación.

Turbinas Pelton

Conocida a priori la velocidad n de giro del rotor, su diámetro se deducirá de las siguientes

ecuaciones:

mgH

QD

mH

Q

mn

HD

ch

e

nch

n

1**178,1

1**68,1

*68,0

2

1

(17)

En donde n es la velocidad de rotación en rps y nch es el número de toberas.

D1 se define como el diámetro del circulo que describe la línea del eje de las toberas. B2 es la

anchura de la cazoleta, que es función del caudal y del número de toberas y De es el diámetro

de la tobera.

En general la relación D1/B2 es siempre superior a 2,7. Si no fuese así habría que recalcular las

ecuaciones con menor velocidad de rotación o con mayor número de toberas.

El caudal es función de la apertura de la tobera Cp – si tiene una sola tobera será el caudal total

– y se puede estimar por la siguiente formula:

smgHD

KQ cvch /2*

4* 3

2

(19)


19

Figura 17

En la figura 17 se da el valor Kv para cada valor de la apertura relativa a = Cp/Dc

Para calcular otras dimensiones véase el artículo de Siervo y Lugaresi11.

Turbinas Francis Las turbinas Francis cubren un amplio espectro de velocidades específicas, desde 0,05 para las

lentas de gran altura de salto hasta 0,33 para las de baja altura de salto.

La figura 18 muestra la sección transversal de un rodete Francis en la que se indican los

diámetros de referencia D1, D2 y D3.

Figura 18 Sección transversal de un rodete Francis

Los trabajos de Siervo y Leva11

y de Lugaresi y Massa13

, basados en el estudio estadístico de

más de doscientas turbinas en funcionamiento, hacen posible el realizar un diseño preliminar

de la turbina Francis. Como sucede con todos los trabajos estadísticos, sus resultados no

permiten un diseño final, especialmente en lo que respecta al criterio de cavitación (ver

capítulo1.4.4) El diámetro de salida D3 se calcula en principio con la fórmula 20


20

*60*)*488,231,0(*5,843

n

QE

HD

(20)

El diámetro D1 se calcula con la fórmula 21

31 *095,0

4,0 DDQE

(21)

El diámetro de entrada D2 viene dado, para ηQE > 0,164 por 22

QE

DD

*781,096,0

32

(22)

Para ηQE < 0,164 se puede admitir que D1 = D2

Para otras dimensiones consúltese los mencionados trabajos.

Turbinas Kaplan Las turbinas Kaplan tienen velocidades específicas mucho más altas que las Pelton y las

Kaplan.

Figura 19 Sección transversal de una Kaplan

En la fase preliminar del proyecto, el diámetro exterior De puede calcularse con la fórmula 23.

*60*)*602,179,0(*5,842

n

QE

HD

(23)

El diámetro Di del eje del rodete se calcula por la fórmula 24.

21 *0951,0

25,0 DDQE

(24)

Para calcular otras dimensiones véase el trabajo de De Siervo y De Leva12

o el de Lugaresi y

Massa14

.


21

2.4 Criterios para la selección de la turbina.

El tipo, geometría y dimensiones de la turbina están condicionados, fundamentalmente, por los

siguientes criterios:

• Altura de salto neta

• Horquilla de caudales a turbinar

• Velocidad de rotación

• Problemas de cavitación

• Velocidad de embalamiento

• Costo

El salto bruto es la distancia vertical, medida entre los niveles de la lámina de agua en la toma

y en el canal de descarga, en las turbinas de reacción, o el eje de toberas en las de turbinas de

acción. Conocido el salto bruto, para calcular el neto, basta deducir las pérdidas de carga, a lo

largo de su recorrido tal y como se hizo en el ejemplo 6. En la Tabla 4 se especifica, para cada

tipo de turbina, los valores de salto neto dentro con la que puede trabajar. Obsérvese que hay

evidentes solapamientos, de modo que para una determinada altura de salto pueden emplearse

varios tipos de turbina.

Tabla 4: valores de salto en metros

Caudal

Un valor aislado del caudal no tiene ninguna significación. Lo que interesa es el régimen de

caudales representado por la curva de caudales clasificados (CCC) obtenida de los datos

procedentes de la estación de aforos o de los estudios hidrológicos. No todo el caudal

representado en una CCC puede utilizarse para producir energía eléctrica. Fundamentalmente

hay que descartar el caudal ecológico que tiene que transitar todo el año por el cauce

cortocircuitado..


22

El caudal de diseño y el salto neto determinan el tipo de turbinas utilizables en el sitio

escogido: aquellas en las que el punto representado por el salto y el caudal cae dentro de su

envolvente operacional. La figura 20 se ha elaborado integrando los datos de varios

fabricantes europeos. Cualquier turbina dentro de cuya envolvente caiga dicho punto, podrá

ser utilizada en el aprovechamiento en cuestión. La elección final será el resultado de un

proceso iterativo, que balancee la producción anual de energía, el costo de adquisición y

mantenimiento de la turbina, y su fiabilidad.

Figura 20 Envolvente operativa de 3 tipos de turbinas


23

Como una turbina solo puede admitir caudales comprendidos entre el máximo y el mínimo

técnico – por debajo del cual su funcionamiento es inestable – puede resultar ventajoso utilizar

varias turbinas pequeñas en sustitución de una más grande. Las turbinas se arrancaran

secuencialmente, de tal forma que todas ellas salvo una, trabajaran a plena carga, con un

rendimiento óptimo. Utilizando dos o tres turbinas pequeñas, su peso y volumen unitarios

serán más pequeños y por ende más fácil de transportar y montar. Dividiendo el caudal entre

dos o más turbinas, estas trabajarán a mayor velocidad con lo que puede ser posible prescindir

del multiplicador. Por otra parte, en el espectro de saltos de altura media con fuertes

variaciones de caudal, una Pelton de varias toberas, con una velocidad de rotación baja, puede

resultar más económica que una Francis, Un argumento semejante puede utilizarse, en saltos

de baja altura, a la Kaplan y la Francis.

La elección final entre una o más unidades o entre un tipo de turbina u otro, será el resultado

de un cálculo iterativo que tenga en cuenta el coste de inversión y la producción anual.

Tabla 5: Sensibilidad a variaciones de salto y caudal

Velocidad específica

La velocidad específica constituye un excelente criterio de selección, más preciso sin duda que

el más convencional y conocido de las envolventes operacionales que acabamos de mencionar.

Por ejemplo, si queremos generar energía eléctrica en un aprovechamiento con un salto neto

de 100 metros, utilizando una turbina de 800 kW directamente acoplada a un generador

estándar de 1500 rpm, empezaremos por calcular la velocidad específica, según la ecuación

6.5 y obtenemos ηQE = 0,135

Con esta velocidad específica, la única elección posible es una turbina Francis. Si, por el

contrario admitimos la instalación de un multiplicador con una relación de hasta 1:3, la turbina

podría girar entre 500 y 1.500 rpm, con lo que su velocidad específica podría situarse entre

0.045 y 0,135 rpm. De esta forma la elección podría recaer, además de en la Francis, en una

turbina Turgo, una turbina de flujo cruzado o una Pelton de dos toberas.

Si queremos instalar una turbina directamente acoplada a un generador de 1.000 rpm, en un

salto de 400 m y disponemos de un caudal de 0,42 m3/s, comenzaremos calculando la

velocidad específica; ηQE = 0,022.


24

Con estos parámetros la elección recaería en una Pelton de una tobera, con un diámetro

D1=0,846 m de acuerdo con la ecuación 18.

Si el caudal variase sustancialmente a lo largo del año, podría escogerse una Pelton de dos o

más toberas, que es menos sensible las variaciones del caudal.

Como se indicó más arriba, la turbina Pelton viene definida por la relación D1/B2 más que por

la velocidad específica. Para ello resulta necesario efectuar ensayos con modelos a escala en

laboratorio.

Cavitación

Cuando la presión ejercida sobre un líquido en movimiento, desciende por debajo de su

presión de vaporización, éste se evapora formando gran número de pequeñas burbujas, que al

ser arrastradas a zonas de mayor presión, terminan por estallar. La formación de estas burbujas

y su subsiguiente estallido, es lo que constituye la cavitación. La experiencia demuestra que el

estallido de esas burbujas genera impulsos de presión muy elevados, que van acompañados de

fuertes ruidos (una turbina en cavitación suena como si a través de ella pasasen montones de

grava), y que la acción repetitiva de esos impulsos produce una especie de corrosión difusa,

formando picaduras en el metal (.pitting.). Con el tiempo esas picaduras, degeneran en

verdaderas grietas con arrancamiento de metal. Las elevadas temperaturas generadas por esos

impulsos y la presencia frecuente de gases ricos en oxígeno, agravan la corrosión. Un alabe

sometido a cavitación aparece al cabo de cierto tiempo lleno de cavidades, lo que obliga a

sustituirlo o, si aún se está a tiempo, a repararlo recargándolo por soldadura.

Para evitarla habrá que realizar ensayos de laboratorio, para definir el perfil correcto de los

alabes y determinar el campo de operatividad de la turbina.

La cavitación viene caracterizada por un coeficiente σ (coeficiente de Thoma), definido según

la norma IEC 60193 como:

ngH

NPSE

(25)

En la que NPSE, energía neta de succión positiva, está definida como:

svatm gH

VPPNPSE

2

2

(26)

En la que: Patm = presión atmosférica [Pa]

Pv = presión del vapor de agua [Pa]

Ρ = densidad específica del agua [kg/m3]

g = aceleración debida a la gravedad [m/s2]

V = velocidad media de salida [m/s]

Hn = altura de salto neta [m]

HS = altura de succión [m]

Para evitar la cavitación, la turbina debe instalarse a un altura al menos igual a HS definida por

la ecuación 27:


25

nvatm

S Hg

V

g

PPH

2

2

(27)

Un valor positivo de HS significa que el rotor de la turbina estará situado por encima del nivel

del agua en el canal de retorno y uno negativo que está situado bajo el agua.

Como primera aproximación se puede considerar que V = 2 m/s.

El sigma de una turbina es una función de su velocidad específica y el proyectista deberá

solicitarla del fabricante, que la obtendrá a partir de ensayos en laboratorio con modelos

reducidos. De todos modos, De Servio y Lugaresi, basándose en los citados estudios

estadísticos, establecieron para las turbinas Francis y Kaplan, la siguiente correlación entre σ y

velocidad específica:

n

QEgH

VFrancis

2*2715,1

241,1

(28)

n

QEgH

VKaplan

2*5241,1

246,1

(29)

Conviene subrayar que la altura de instalación varía sensiblemente con la altitud de la central,

desde aproximadamente 1,01 bar al nivel del mar hasta 0,65 bar a 3.000 m sobre el nivel del

mar. Así una turbina Francis con una velocidad específica de 0,150, trabajando en un salto de

100 m de altura neta (con una σ = 0,090), con la central a nivel del mar, requerirá una altura

HS:

41,1100*09,081,9*2

2

81,9*1000

880000.101 2

SH

mientras que si la central estuviera situada a 1.000 m de altitud HS sería:

79,0100*09,081,9*2

2

81,9*1000

880440.79 2

SH

lo que exigiría una excavación.


26

Figura 21; Límites de cavitación (σ vs ηQE)

La ecuación 30 muestra la concordancia entre velocidad específica y sigma de cavitación:

5882,0*686,0 QE

(30)

Conviene advertir que se pueden producir fenómenos de cavitación en el borde interior de las

cazoletas de la Pelton, si no están bien diseñadas o si, en el proceso de fabricación no se han

respetado los resultados de los ensayos en laboratorio.

Velocidad de rotación

Según la ecuación 5, la velocidad de rotación de una turbina es función de su velocidad

específica, de su potencia y de la altura del aprovechamiento. En los pequeños

aprovechamientos suelen emplearse generadores estándar, por lo que hay que seleccionar la

turbina de forma que, bien sea acoplada directamente o a través de un multiplicador, se

alcance una velocidad de sincronismo.


27

Tabla 6: velocidad de sincronismo de los generadores

Velocidad de embalamiento.

Cuando, trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, bien

sea por corte del interruptor o por fallo en la excitación del alternador, la turbina aumenta su

velocidad hasta alcanzar lo que se conoce como velocidad de embalamiento. Esa velocidad

varía con el tipo de turbina, el ángulo de apertura del distribuidor y la altura de salto. La tabla

8 muestra la relación entre la velocidad de embalamiento y la normal de rotación.

Tabla 7 Relación entre velocidad de rotación y de embalamiento

Hay que tener en cuenta que al aumentar la velocidad de embalamiento, se encarecen el

multiplicador y el generador, que habrán de diseñarse para poder resistir las fuerzas de

aceleración centrífuga correspondientes


28

2.5 Rendimiento de las turbinas

El rendimiento que garantizan los fabricantes de turbinas, está basado en el «International

Code for the field acceptance tests of hydraulic turbines» (publicación IEC-60041) o, cuando

es aplicable, en el «International Code for model acceptance tests» (publicación IEC-60193).

El rendimiento se define como la relación entre la potencia mecánica transmitida al eje de la

turbina y la potencia hidráulica correspondiente al caudal y salto nominales, tal como se define

en la ecuación1.

h

mec

P

P

(31)

Hay que hacer notar que en las turbinas de acción (Pelton y Turgo), la altura de salto se mide

hasta el punto de impacto del chorro que, para evitar que el rodete quede sumergido en épocas

de riadas, estará siempre por encima del nivel de la lámina de agua en el canal de descarga,

con lo que se pierde una cierta altura con respecto a las turbinas de reacción, en las que, como

veremos, el plano de referencia es la propia lámina de agua.

Dadas las pérdidas que tienen lugar en el conjunto de la turbina de reacción, el rodete solo

utiliza una altura Hu, inferior al salto neto Hn, tal y como se define en la figura 22. Estas

pérdidas son esencialmente pérdidas de fricción y tienen lugar en la cámara espiral, en los

alabes directores y del rodete, y sobre todo en el tubo de aspiración o difusor. El difusor tiene

como misión recuperar el mayor porcentaje posible de la pérdida de energía cinética

correspondiente a la velocidad del agua al salir del rodete.

Figura 22: Vista esquemática de pérdidas en un aprovechamiento


29

Su función es especialmente crítica en los rodetes de alta velocidad específica, en los que las

pérdidas por este concepto podrían llegar a alcanzar el 50% del salto (mientras que en las

Francis lentas apenas representan el 3%-4%). La columna de agua que acciona la turbina

equivale al salto neto menos la presión equivalente a la energía cinética disipada en el tubo de

aspiración, cuantificada por la expresión Ve 2/2g (siendo

Ve la velocidad media a la salida del tubo de aspiración).

La figura 23 indica como evoluciona el rendimiento de una turbina con diferentes caudales, al

variar este en relación con el de diseño, y la tabla 9 da el rendimiento típico máximo

garantizado por los fabricantes, para varios tipos de turbinas. Para estimar el rendimiento

global del equipo, este rendimiento deberá ser multiplicado por los rendimientos del

multiplicador (si ha lugar) y del generador.

Figura 23: Rendimientos en función del caudal de diseño


30

Tabla 8: Rendimientos típicos de pequeñas turbinas

Para asegurarse de que la turbina que se compra va a funcionar correctamente, conviene exigir

una garantía del fabricante, basada en los resultados obtenidos con turbinas homologas en

laboratorio. La figura 24 ilustra los resultados de dos turbinas, en la misma aplicación: una

basada en ensayos de laboratorio y otra sin garantías.

Figura 24: Resultados de la medida de rendimientos en dos turbinas


31

3. Multiplicadores de velocidad

Cuando turbina y generador trabajan a la misma velocidad y pueden montarse coaxialmente,

se recomienda el acoplamiento directo, que evita pérdidas mecánicas y minimiza el

mantenimiento ulterior. El fabricante de la turbina recomendará el tipo de acoplamiento a

utilizar aun cuando un acoplamiento flexible, que tolera pequeños errores de alineación, es en

general preferible.

En general, sobre todo en instalaciones de baja altura de salto, los rodetes giran por debajo de

400 rpm, lo que obliga al empleo de un multiplicador para alcanzar las 1.000- 1.500 rpm de

los alternadores estándar, solución siempre más económica que la de utilizar un alternador

especial, que tendrá que ser construido bajo pedido Actualmente, los fabricantes de

generadores ofrecen, a precios razonables, generadores lentos que pueden ser acoplados

directamente.

3.1 Tipos de multiplicadores

En función del tipo de engranajes utilizados en su construcción, los multiplicadores se

clasifican como:.

Paralelos. Utilizan engranajes helicoidales, especialmente atractivos para potencias

medias. La figura 25 muestra un reductor de eje vertical, acoplado a una turbina

Kaplan en configuración vertical.

Cónicos. Generalmente limitados a pequeñas potencias, utilizan engranajes cónicos

espirales para el reenvío a 90º. La figura 26 muestra un multiplicador de dos etapas:

una primera de engranajes planetarios y otra segunda de engranajes cónicos.

Epicicloidales. Utilizan engranajes epicicloidales con diseños muy compactos,

especialmente adecuados para potencias de más de 2 MW

De correa (plana o trapezoidal). Utilizados en bajas potencias; resultan de fácil

mantenimiento (figura 27)

Figura 25: Ejes paralelos Figura 26: Engranajes cónicos


32

Figura 27: Multiplicador de correa plana

3.2 Diseño de multiplicadores

La caja se diseña para garantizar, aún bajo solicitaciones extremas, la correcta alineación de

los componentes. En general se construyen de acero soldado, fuertemente rigidizado para que

pueda resistir, sin deformarse, el empuje de la turbina y el par transmitido por el generador.

El reductor tiene que soportar esfuerzos excepcionales, causados por situaciones

excepcionales, tales como un defecto de sincronismo, un cortocircuito o un embalamiento de

la turbina, que generan esfuerzos puntuales que pueden llegar a romper los engranajes. Para

proteger los engranajes contra estos esfuerzos puntuales, se recomienda utilizar limitadores de

par que al presentarse una sobrecarga excesiva originan la rotura de la pieza que hace de

acoplamiento.

Es importante que el volumen, calidad, temperatura y viscosidad del aceite se mantengan

siempre dentro de especificaciones. Para garantizar una buena lubricación es aconsejable

utilizar doble bomba y doble filtro de aceite.

Los multiplicadores se diseñan con arreglo a normas (AGMA 2001, B88 o DIN 3990) pero

utilizando criterios conservadores en la evaluación de los esfuerzos. Estos criterios entran en

conflicto con la necesidad de reducir costos pero, para encontrar el equilibrio entre fiabilidad y

precio, hay que tener muy claras las ideas sobre como se dimensionan los componentes. Un

buen conocimiento de las cargas de fatiga y una gran precisión en el tallado de engranajes, son

condiciones indispensables para garantizar la durabilidad de un multiplicador.

Los factores metalúrgicos juegan también un papel importante. En cada caso hay que estudiar

las ventajas respectivas de la nitruración y de la cementación, muy en particular en lo que

respecta a los esfuerzos permisibles en el contacto de los dientes.

La elección de los cojinetes es crucial para el diseño del multiplicador. Por debajo de 1 MW

pueden utilizarse rodamientos de rodillos. Sin embargo, para mayores potencias resulta difícil

encontrar rodamientos con una garantía de vida aceptable, por lo que a partir de esa potencia


33

se utilizan cojinetes hidrodinámicos. Efectivamente, la vida de los rodillos está limitada por el

fenómeno de fatiga, mientras que los hidrodinámicos tienen una vida prácticamente ilimitada.

Los cojinetes hidrodinámicos, por otra parte, admiten una cierta contaminación del aceite,

cosa que no es tolerada por los rodillos.

3.3 Mantenimiento

El 70% de las averías son debidas a la deterioración o a la deficiencia en el circuito del

lubrificante: con frecuencia los filtros se atascan o entra agua en el circuito de lubricación Por

lo general los programas de mantenimiento se elaboran, ya sea prefijando los periodos de

tiempo para cambio de filtros y de lubrificante, ya sea analizando periódicamente el

lubrificante para mantener las condiciones especificadas. Esta última solución es la más

recomendable.

Los multiplicadores de engranajes aumentan considerablemente el nivel de ruido en la casa de

máquinas y como hemos visto requieren un mantenimiento cuidadoso. La pérdida de

rendimiento por fricción puede alcanzar e incluso superar el 2% de la potencia, por lo que se

buscan incansablemente soluciones alternativas, como la utilización de generadores de baja

velocidad, conectados directamente a la turbina.

4. Generadores.

El generador tiene como misión transformar en energía eléctrica la energía mecánica

suministrada por la turbina. En un principio se utilizaban generadores de corriente continua;

actualmente, salvo rarísimas excepciones, solo se utilizan alternadores trifásicos de corriente

alterna. En función de la red que debe alimentar, el proyectista puede escoger entre:

Alternadores síncronos equipados con un sistema de excitación asociado a un

regulador de tensión para que, antes de ser conectados a la red, generen energía

eléctrica con el mismo voltaje, frecuencia y ángulo de desfase que aquella, así como la

energía reactiva requerida por el sistema una vez conectados. Los alternadores

síncronos pueden funcionar aislados de la red.

Alternadores asíncronos, simples motores de inducción con rotor en jaula de ardilla,

sin posibilidad de regulación de tensión, girando a una velocidad directamente

relacionada con la frecuencia de la red a la que están conectados.

De esa red extraen su corriente de excitación y de ella absorben la energía reactiva necesaria

para su propia magnetización. Esta energía reactiva puede compensarse, si se estima

conveniente, mediante bancos de condensadores. No pueden generar corriente cuando están

desconectados de la red ya que son incapaces de suministrar su propia corriente de excitación.

Los alternadores síncronos son más caros que los asíncronos y se utilizan, para alimentar redes

pequeñas, en las que su potencia representa una proporción sustancial de la carga del sistema.

Los asíncronos se utilizan en grandes redes, en las que su potencia representa un porcentaje


34

insignificante de la carga del sistema. Su rendimiento, en todo el campo de funcionamiento, es

de un dos a un cuatro por ciento inferior al de los alternadores síncronos.

Recientemente ha aparecido en el mercado, un generador de velocidad variable y frecuencia

constante (VSG), ya empleado en turbinas eólicas, con el que la turbina puede girar a

velocidad variable, manteniendo constantes la tensión y la frecuencia. De esta forma la turbina

puede girar siempre a la velocidad asociada al caudal que turbina, aumentando el rendimiento

y reduciendo el coste. Estos sistemas permiten «sincronizar» el generador con la red, aún antes

de haber comenzado a girar. La clave del sistema reside en el uso de un convertidor serie-

resonante en conjunción con una máquina doblemente alimentada12

. Sus únicas limitaciones,

por el momento, son su potencia máxima que es muy baja, y su elevado precio.

La tensión de generación viene determinada por la potencia del generador. Lo normal es

generar a 380 V hasta 1.400 kVA y a 6000/6600 para potencias mayores. La generación a 380

V tiene la ventaja de poder emplear como transformadores del grupo, transformadores

normalizados de distribución, y de poder extraer del secundario, la potencia necesaria para los

servicios auxiliares de la central. Las turbinas de algunos MW de potencian utilizan

alternadores que generan a una tensión más elevada. Cuando se genera en alta tensión la

potencia para los servicios auxiliares se extrae de la línea a través de un transformador AT/BT.

Tabla 10: Rendimientos típicos de los pequeños generadores

4.1 Disposición del generador respecto a la turbina

Los generadores pueden ser de eje horizontal o de eje vertical, independientemente de cual sea

el tipo o configuración de turbina utilizada, pero por regla general los generadores adoptan la

misma configuración que la turbina. La figura 28 muestra una configuración de turbina Kaplan

de eje vertical, de 214 rpm, directamente acoplada a un generador de 28 polos.

Con frecuencia se utiliza un volante de inercia para suavizar las variaciones de par y facilitar

el control de la turbina.


35

Figura 28. Generador de eje vertical conectado directamente a una turbina Kaplan

Otro criterio que caracteriza a los generadores es la disposición de sus cojinetes. Con turbinas

Francis de eje horizontal es bastante frecuente utilizar un generador horizontal con dos

cojinetes y montar en voladizo el rotor de la turbina para evitar que el eje atraviese el tubo de

aspiración, lo que aumentaría la pérdida de carga y complicaría su fabricación. En las turbinas

Pelton de eje horizontal suele emplearse la misma configuración, disponiendo también en

voladizo el rodete.

Estos generadores, si son pequeños, se refrigeran con aire en circuito abierto, y cuando son

mayores, se refrigeran por agua en circuito cerrado, empleando intercambiadores agua-aire.

4.2 Excitatrices

Para proporcionar excitación a un generador síncrono se hace circular una corriente continua

por el circuito de los polos inductores, lo que representa entre el 0,5% al 1% de la potencia útil

del generador. Aunque la tendencia es a utilizar excitatrices estáticas aún existen excitatrices

rotativas.

.

Excitatrices rotativas de corriente continúa

Los inducidos de la excitatriz principal y auxiliar van montados sobre el eje del generador

principal Utilizando dos excitatrices en cascada se amplifican la potencia y se regula la

tensión, actuando sobre un circuito de poca potencia.

Excitatrices de corriente alterna sin escobillas

Se utiliza un pequeño generador de corriente alterna cuyo inducido va montado en el rotor del

generador principal. La corriente se rectifica mediante un rectificador estático, eliminándose el

problema de mantenimiento de las escobillas. La tensión se regula mediante un equipo

electrónico que actúa sobre la excitación de la excitatriz.


36

Excitatrices estáticas

La corriente de excitación se extrae de los terminales del generador principal, mediante un

transformador. Esta corriente se rectifica mediante un equipo electrónico y se inyecta en el

bobinado de excitación rotórica del generador, gracias a un sistema de escobillas y anillos

rozantes. Cuando el generador arranca no hay tensión en bornes y por lo tanto no se dispone

de corriente de excitación. Los magnetismos remanentes, ayudados si es necesario por una

batería, permiten iniciar el funcionamiento, que se normaliza inmediatamente en cuanto la

tensión en bornes alcanza un valor modesto. Estos equipos exigen menos mantenimientos,

tienen buen rendimiento y la velocidad de respuesta del generador, ante las oscilaciones de

tensión, es muy buena.

4.3 Regulación de tensión y sincronización.

Generadores asíncronos

Un generador asíncrono necesita, para asegurar su magnetización, tomar una cierta potencia

reactiva de la red. La red es también la que marca la frecuencia, y el generador aumenta su

deslizamiento a medida que aumenta la potencia suministrada por la turbina.

El generador asíncrono presenta la ventaja adicional de no necesitar excitatriz, lo que

simplifica el equipo y facilita las maniobras secuenciales de arranque. Para ello se actúa sobre

la admisión de la turbina, acelerándola ligeramente por encima de su velocidad de

sincronismo, momento en el que un sensor de velocidad da la orden de cierre del interruptor

de línea. El generador pasa rápidamente de la velocidad de hipersincronismo, a la necesaria

para que se igualen los pares motor y resistente en la zona de funcionamiento estable.

Generadores sincronos

El generador síncrono se arranca en vacío, actuando sobre la admisión de la turbina para

aumentar gradualmente la velocidad. El generador se sincroniza con la red igualando

previamente, en la máquina y en la red, las tensiones eficaces, las frecuencias, los desfases y el

sentido de rotación. Cuando el generador alcanza una velocidad próxima al sincronismo, se

arranca la excitación y se regula para que la tensión entre bornes sea igual a la tensión entre

barras.

En generadores acoplados a una red aislada, el regulador debe mantener un valor

predeterminado de la tensión sea cual sea la carga. Si está acoplado a una red importante, el

regulador mantendrá el valor preajustado de la potencia reactiva.


37

5. Control de la turbina

Las turbinas se diseñan para una altura de salto y un caudal predeterminados. Cualquier

variación de estos parámetros debe compensarse abriendo o cerrando los dispositivos de

control del caudal, tales como alabes directrices, válvulas o compuertas, a fin de mantener

constante, ya sea la potencia de salida a la red, el nivel de la lámina de agua en la toma o el

caudal que atraviesa la turbina.

En aprovechamientos que suministran energía a una red aislada, el parámetro a controlar es la

velocidad del rodete, relacionado directamente con la frecuencia. En principio existen dos

enfoques para regular la velocidad de estos grupos: variar el caudal de entrada a la turbina o

disipar el exceso de potencia eléctrica en bancos de resistencias. Al aumentar la demanda de

energía, el generador se sobrecarga y frena la turbina.

En el primer enfoque, la regulación de la velocidad (frecuencia) se logra variando el caudal

que entra a la turbina. Un sensor, mecánico o electrónico, detecta la variación de velocidad y

manda a un servomotor que modifique la apertura de los alabes del distribuidor (y

eventualmente del rodete) de forma que admita más agua, y por ende más potencia hidráulica,

a fin de que la turbina pueda satisfacer el incremento de la demanda. Del mismo modo, al

disminuir la carga la turbina se acelera y el sensor envía una señal de signo contrario para

cerrar los alabes del distribuidor. Estos aparatos se conocen bajo el nombre de reguladores de

velocidad.

En el segundo enfoque la turbina funciona con caudal constante y genera una potencia

eléctrica constante. Si el sistema demanda menos energía, la turbina tiende a embalarse; un

sensor electrónico detecta el aumento de frecuencia y un dispositivo, conocido como

controlador de carga, procede a disipar el exceso de energía en un banco de resistencias,

manteniendo constante la demanda.

Los reguladores que trabajan con arreglo al primer enfoque se construyen para toda la gama de

potencias. Inicialmente fueron concebidos para grandes turbinas y luego rediseñados para las

turbinas pequeñas. Los que trabajan con el segundo enfoque raramente sobrepasan el techo de

los 100 kW.

Reguladores de velocidad.

Un regulador de velocidad consta en esencia de un sensor que detecta cualquier desviación de

la velocidad con respecto al punto de consigna y un dispositivo que amplifica la señal

transmitida por el sensor, para que ordene a un servomotor que accione los mecanismos que

controlan el paso del agua a la turbina, manteniendo constante la velocidad y por tanto la

frecuencia. En una turbina Francis, en la que se puede cortar el paso del agua cerrando los

alabes del distribuidor, los mecanismos del servomotor tienen que ser muy robustos, para

poder vencer la reacción del agua y los rozamientos mecánicos en los ejes, y para mantener

cerrados los alabes del distribuidor.


38

Los reguladores pueden ser mecánicos, mecano-hidráulicos o electro-hidráulicos, según la

precisión y sofisticación que se desee. Los mecánicos solo se utilizan en turbinas de algunos

kilovatios de potencia, utilizando un centrífugo de bolas pesadas, que actúan directamente

sobre el distribuidor. En los mecano-hidráulicos (figura.29), se utiliza un centrífugo de bolas

convencional actuando sobre un servomotor. Cuando, al aumentar la carga, la velocidad de la

turbina disminuye, las bolas giran más despacio y caen, desplazando la posición del pistón en

la válvula piloto, para enviar el aceite a presión a la cámara superior del cilindro. El pistón

desplaza una varilla que actúa sobre el mecanismo de los alabes del distribuidor, aumentando

o reduciendo la velocidad de la turbina

En un regulador electro-hidráulico, un sensor electrónico, mide permanentemente la

frecuencia ( y eventualmente la tensión) y transmite la señal a un «sumidero» en el que se la

compara con el valor de consigna. Si la señal transmitida por el sensor difiere de la de

consigna, el sumidero emite una señal de error (positiva o negativa), que una vez amplificada

es enviada al servomotor para que actúe en el sentido deseado. El servomotor es un cilindro

hidráulico cuyo émbolo, según sea el tipo de turbina, está conectado mecánicamente a los

alabes directrices o al inyector, y es alimentado por una central hidráulica (foto 8) compuesta

por un depósito de aceite, una bomba accionada por un motor eléctrico que suministra aceite a

presión al sistema, un acumulador de aceite a presión y las válvulas de control. Todos estos

mecanismos actúan por acción y reacción, corrigiendo en uno u otro sentido la posición del

distribuidor, lo que provoca una cierta inestabilidad en el grupo.

Foto 6.8: central hidráulica para el servomotor

En los sistemas mecano-hidráulicos eso se corrige intercalando un amortiguador hidráulico

(ver figura 31) que retarda la apertura de la válvula piloto. En los sistemas electro-hidráulicos

se llega a un grado de sofisticación muy superior, de forma que la corrección, que puede ser

proporcional, integral o derivativa (PID), da lugar a un mínimo de variación en el proceso de

regulación.


39

Figura 29: regulador de bolas y servomotor

Un generador asíncrono conectado a una red eléctrica estable no necesita controlador, porque

su frecuencia está determinada por la red. Sin embargo cuando, por alguna causa, el generador

se desconecta de la red, la turbina se embala. Tanto el multiplicador como el generador deben

diseñar para que soporten este incremento de velocidad durante un cierto tiempo, hasta que se

cierre la válvula de entrada a la turbina, por los mecanismos de control correspondientes.

Para controlar la velocidad de la turbina regulando la admisión de agua, se necesita que los

componentes rotativos tengan una determinada inercia. Esta inercia adicional se consigue

acoplando un volante al eje de la turbina. Cuando se abre el interruptor que conecta el

generador a la red, la potencia disponible acelera el volante, de modo que al volver a conectar,

la energía disponible en el volante minimiza la variación de velocidad. a ecuación básica del

sistema rotativo es la siguiente:

NmTTdt

dJ Lt

(32)

En la que: J = momento de inercia de los componentes rotativos [kg m2]

Ω = velocidad angular [rad/s]

Tt = par de la turbina [Nm]

TL = par debido a la carga [Nm]


40

Cuando Tt es igual a TL, dΩ/dt = O y Ω = 0 por lo que la marcha es estable. Cuando Tt es igual

o menor que TL, Ω no es constante y el regulador tiene que intervenir para que la potencia de la

turbina iguale la carga del generador. Pero no debe olvidarse que el control del caudal

introduce un nuevo factor: las variaciones de velocidad en la columna de agua formada por las

conducciones hidráulicas.

El efecto de los componentes rotativos es estabilizador mientras que el efecto de la columna

de agua es desestabilizador. El tiempo de arranque del sistema rotativo, tiempo requerido para

acelerar el equipo de cero a la velocidad de operación viene dado por:

P

nR

PJtm

5086

222

(33)

mientras que la inercia rotativa de la unidad viene dada por el peso de los componentes que

giran multiplicado por el radio de giro: ΩR2. P es la potencia instalada en kW y n la velocidad

de la turbina en rpm. El tiempo de arranque del agua, tiempo necesario para acelerar la

columna de agua desde cero a V, a una energía específica constante gH viene dada por:

gH

LVtv

(34)

En la que: gH = energía hidráulica específica de la turbina [J/kg]

L = longitud de la columna de agua [m]

V = velocidad del agua [m/s]

Para conseguir una buena regulación es necesario que tm/tv > 4. Los tiempos reales de

arranque del agua no superan los 2,5 segundos. Si el tiempo es mayor, habrá que pensar en

modificar los conductos de agua - ya sea disminuyendo la velocidad del agua o la longitud de

los conductos, o instalando una chimenea de equilibrio. También se podría aumentar la inercia

de rotación de la unidad, añadiendo un volante de inercia. Hay que pensar que al aumentar la

inercia de rotación de la unidad se mejorará el efecto del golpe de ariete y se disminuirá la

velocidad de embalamiento de la turbina.


41

6. Equipos de sincronización y protección eléctrica.

En todos los países, los reglamentos para el suministro de electricidad, obligan a las

compañías distribuidoras a mantener, entre límites muy estrechos, la seguridad y la calidad de

servicio. El productor independiente, si su central está conectada a la red, tiene que operarla de

forma que la compañía distribuidora pueda cumplir con esa obligación. Para ello entre los

terminales del generador y la línea de salida se instalan dispositivos, que monitorizan el

funcionamiento del equipo, protegen al generador, lo conectan a la red o lo aíslan de la misma

en caso de avería. La figura 30 muestra un esquema unifilar que cumple con los reglamentos

españoles.

Figura 30 Esquema unifilar


42

La monitorización se lleva a cabo mediante aparatos más o menos sofisticados para medir la

tensión, intensidad y frecuencia en cada una de las tres fases, la energía producida por el

generador, su factor de potencia, y eventualmente el nivel de agua en la cámara de carga. La

tensión e intensidad de corriente se monitorizan mediante transformadores de potencia (PTs) y

de corriente (CTs), para reducir su valor, generalmente muy elevado, a niveles más

manejables.

Para que los diferentes sistemas de protección puedan cumplir su misión, se necesita un

interruptor principal, ya sea de aire comprimido, magnético o de vacío, capaz de aislar el

generador de la red, aún cuando esté trabajando a plena carga. Como elementos de protección

se necesitan:

Relés de protección de la interconexión que garantizan la desconexión en el caso de un

fallo en la red.

Relés de mínima tensión conectados entre fases.

Relés de máxima tensión

Protección tierra-estator

Máxima intensidad, con actuación temporizada e instantánea. Si el generador es de baja

tensión estos relés pueden ser directos y estar instalados en el mismo interruptor.

Retorno de energía

Para detectar fallos en los arrollamientos del estator, y actuar antes de que se quemen, se

utilizan relés diferenciales. Existen también relés que actúan sobre el interruptor principal

cuando la temperatura del generador o del transformador de salida sobrepasan los limites

aceptables, o en el caso de tensiones superiores o inferiores a la normal.

Entre las protecciones mecánicas conviene incluir las siguientes: embalamiento de la turbina;

sobre-temperatura en eje y cojinetes; nivel y circulación del circuito de refrigeración (si es que

existe); nivel y circulación del aceite a presión; nivel mínimo en la cámara de carga.

El productor independiente es responsable de los sistemas de puesta a tierra de la instalación,

que deben ser diseñados siguiendo instrucciones de la compañía distribuidora. El sistema de

puesta a tierra varía con el número de unidades instaladas y con la configuración de la central

y su sistema de operación.

Por razones obvias, la central debe disponer de sistemas de contadores, para medirla energía

activa suministrada a la red y la reactiva absorbida de la misma.


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7. Telecontrol La mayoría de las pequeñas centrales trabajan sin personal permanente y funcionan mediante

un sistema automático de control. Como no hay dos centrales iguales, resulta casi imposible

definir su configuración óptima. No obstante, existen requisitos de aplicación general

1. Todo sistema debe contar con dispositivos de control y medida de accionamiento manual

para el arranque, totalmente independientes del control automático.

2. El sistema debe incluir los dispositivos necesarios para poder detectar el funcionamiento

defectuoso de cualquier componente importante, y poder desconectar inmediatamente la

central de la red.

3. Tiene que haber un sistema de telemetría que recoja, en permanencia, los datos esenciales

para el funcionamiento de la planta poniéndolos al alcance del operador para que este pueda

tomar las decisiones convenientes. Esos datos deberán ser almacenados en una base de

datos, para una ulterior evaluación de la central.

4. Debe incluir un sistema de control inteligente para que la central pueda funcionar sin

personal.

5. Debe ser posible acceder al sistema de control desde un punto alejado de la central para

poder anular cualquier decisión tomada por el sistema inteligente.

6. El sistema debe poder comunicar con las centrales situadas aguas arriba y aguas abajo, si es

que existen, para optimizar la operación del conjunto.

7. La anticipación de fallos constituye una mejora importante del sistema. Utilizando un

sistema experto, en conjunción con una base de datos operacional, se pueden detectar los

fallos antes de que se produzcan y tomar las decisiones necesarias para que no ocurran.

El sistema debe configurarse por módulos: un módulo de conversión analógico a digital para

medir nivel de agua, ángulo de los alabes distribuidores (y o del rodete), potencia instantánea,

temperaturas, etc.; un módulo de conversión digital a analógico para accionar las válvulas del

circuito hidráulico, los registradores etc.; un módulo para contar los kWh generados, el caudal,

la intensidad de precipitación etc.; un módulo «inteligente» de telemetría con las interfaces de

comunicación, vía línea telefónica, radio etc. Este enfoque modular se presta a satisfacer los

diferentes requisitos de cada central, permitiendo la normalización del «hardware» y del

«software», reduciendo el costo y facilitando el mantenimiento.

Los sistemas de control automáticos contribuyen a aumentar la disponibilidad de la central, y a

hacer trabajar las turbinas con una mayor eficiencia, produciendo así más kWh, con el mismo

volumen de agua. Con la generalización de los ordenadores personales, los precios de estos

equipos resultan inferiores a los de los antiguos procesadores programables (PLC). La

posibilidad de utilizar nuevos componentes, como discos duros y una variedad de periféricos

la alimentación en corriente continua procedente de las baterías de la central; la variedad y


44

fiabilidad de las tarjetas de entrada y salida de datos; los dispositivos de vigilancia (.watch

dog.) del funcionamiento de la CPU, son otros tantos triunfos en manos del proyectista que

puede ensamblar a bajo precio el hardware necesario, utilizando componentes estándar.

El software se diseña también con criterio modular para que su adaptación a cada planta puede

hacerse rápidamente y a bajo coste. La generalización de los sistemas CAD permiten dibujar

con precisión un sinóptico de la planta y visualizar los diferentes componentes que intervienen

en el sistema. Los nuevos microprocesadores hacen posible el trabajo en tiempo real para

hacer frente a las alarmas y acontecimientos. Los nuevos lenguajes de programación permiten

programar fácilmente secuencias lógicas como las de arranque y parada.

8. Equipo eléctrico auxiliar 8.1 Transformador de servicio El consumo propio de la central, incluidos los dispositivos mecánicos e hidráulicos y la

iluminación, es del orden del 1 al 3 por ciento de su capacidad; las micro centrales (menos de

500 kW) tienen un consumo porcentual más elevado. El transformador de servicio debe

diseñarse pues, para esa carga. Para alimentar ese transformador, en una central sin personal

permanente, hay que prever, si es posible, dos fuentes exteriores de suministro diferentes, con

intercambiador automático

8.2 Suministro de corriente continua para el sistema de control Las centrales, sobre todo si están operadas por control remoto, necesitan un sistema

permanente de corriente continua a 24 V proporcionado por un banco de baterías. La

capacidad del banco en amperios hora debe ser suficiente para que en caso de corte de

corriente al cargador, el funcionamiento del sistema de control quede asegurado, en tanto se

toman las medidas pertinentes para recuperar el suministro.

8.3 Registro de niveles en la cámara de carga y en el canal de descarga En una central es absolutamente necesario conocer en todo momento nivel de agua aguas

arriba y aguas abajo de la turbina. El método más sencillo utiliza una regla graduada en metros

y centímetros, al estilo de las miras topográficas, que alguien tiene que observar físicamente

para poder registrar las lecturas. En una central sin personal este sistema es a todas luces

inadecuado. El sistema tradicional utiliza un flotador que registra el nivel sobre una cinta de

papel continuo, pero su lectura posterior es engorrosa. Si la central tiene un sistema de control

automático, lo más lógico es utilizar para ese fin un dispositivo equipado con transductores

conectados al ordenador, que acumula las lecturas en una base de datos y envía estos al

programa para que tome las medidas oportunas, entre las que se incluye la emisión de una

alarma cuando se considere necesaria una intervención externa.


45

Actualmente se tienden a separar el sensor y el transductor. El sensor se colocará allí donde se

quiere efectuar la medida, o en sus cercanías, con lo que es fácil que esté sujeto a condiciones

muy desfavorables y de difícil acceso. El transductor podrá estar situado en una zona segura y

fácilmente accesible con lo que se facilita su vigilancia y su mantenimiento. El sistema a

utilizar en las medidas de nivel viene condicionado a la precisión con que se quiere efectuar la

medida; en el caso de las pequeñas centrales un sensor piezoeléctrico, con una precisión del

0,1% será suficiente. La elección del punto de medida resulta también particularmente crítico;

la colocación del sensor en un punto donde puede haber variaciones importantes de la

velocidad de corriente dará lugar a resultados erróneos.

Figura 31 medida de niveles de agua

El sensor de nivel puede transmitir la señal utilizando el método hidrostático (figura 31a) o el

neumático (figura 31 b). En el primer caso hay que cuidar que los tubos que transmiten la

presión no puedan obstruirse ni puedan acumular aire. En el segundo caso hay que conseguir

que el orificio del sensor .del que salen las burbujas de aire- esté cerca del nivel de la lámina

de agua en el inicio de las mediciones o por debajo de el y que el agua no pueda penetrar en

los tubos. La mejor solución es ocultar el sensor y sus tubos en el interior de la pared, de

forma que está sea plana y no produzca alteraciones locales en la velocidad de la corriente y la

proteja al mismo tiempo de cualquier golpe eventual.

8.4 Subestación exterior La subestación, situada normalmente al aire libre, incluye el interruptor principal, que aísla de

la red toda la central, así como las barras de conexión entre la salida del transformador y la

línea de conexión a la red, los transformadores propiamente dichos, los pararrayos y la

protección contra sobretensiones en la red. En zonas de marcada sensibilidad ecológica la

subestación se ubica en el interior de la casa de máquinas y la salida de los cables de conexión

a la red corren sobre la tubería forzada hasta la cámara de presión, de donde salen vía aérea o

enterrados.


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Foto .9: subestación


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Ejemplo

El siguiente ejemplo ayudará a comprender los conceptos expuestos en este capítulo y en

particular la utilización del concepto velocidad específica.

Hay que seleccionar una turbina para equipar un aprovechamiento de 200 m de altura neta con

un caudal nominal de 1,5 m3/s. La casa de máquinas está situada a una altitud de 1.000 m.

Según tabla 3 o la figura 20, el punto correspondiente a la a combinación altura caudal cae

dentro de la envolvente de una turbina Francis y en el de una turbina Pelton.

La velocidad del rotor viene dado en función de ηQE por la ecuación 5:

Si escogemos una Pelton de una tobera, el valor máximo para ηQE, de acuerdo con la tabla 2

sería 0,0025, y la velocidad del rotor 360 rpm.

Como queremos que la turbina esté directamente acoplada a un generador, la velocidad de giro

deberá ser síncrona. De acuerdo con la tabla 5 tendríamos que escoger una velocidad de 333

rpm, - 5,55 rps - y según 6.5, ηQE sería:

Las dimensiones principales de la Pelton de acuerdo con18, 20 y 21 serían:

dimensiones excesivamente grandes para una pequeña central.

Pensando en una Pelton horizontal con cuatro toberas, la máxima velocidad específica ηQE ,

según la tabla 6.2, sería 0,025 x n0,5 = 0,050.


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Utilizando las mismas fórmulas que para el caso anterior, escogeríamos una velocidad de giro

de 600 rpm lo que correspondería a una ηQE de 0,042.

Las dimensiones fundamentales de la Pelton serían D1 = 0,962 m, B2 = 0,274 m, y Dt=0,108 m,

dimensiones muy razonables.

Si escogiéramos una turbina Francis, el valor máximo de ηQE sería 0,33 (tabla.2). Aplicando la

ecuación.5, la velocidad de giro sería n = 4.765,8 rpm que está muy lejos de ser una velocidad

síncrona. Si escogemos una velocidad normal para el generador de 1.500 rpm, la ηQE de

acuerdo con 5 sería

Las dimensiones fundamentales del rotor de la Francis serían.

Como ηQE < 0,164 podemos considerar que D2 = D1 = 0,595 m.

De acuerdo con 28, el coeficiente de cavitación sería :

De acuerdo con la ecuación 27, la turbina deberá instalarse a una altura:

Una instalación que requiere unos trabajos de excavación importantes.

Si hubiésemos elegido una Francis a 1.000 rpm tendríamos:

ηQE = 0,069, D3 = 0,576 m. , D1 = 1.02 m. , σ = 0,0305 y HS= 3,21 m que no requiere

excavación.

La elección final obedecerá a criterios económicos. Si el caudal muestra variaciones

importantes, la turbina Pelton de 4 toberas será una buena elección. En otro caso la elección

recaería en la Francis de 1.000 rpm que no requiere excavación.


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