PLANTAS ELÉCTRICAS

41

CAPÍTULO II PLANTAS ELÉCTRICAS

2.1 INTRODUCCIÓN Resulta importante conocer en qué momento de la historia se conoce la electricidad y sus primeros usos, cuándo se inicia su explotación con fines industriales y de qué manera se utiliza en un principio. La electricidad se conoce desde que, hacen cerca de 30 siglos, los hombres apreciaron que un trozo de ámbar frotado en un tejido atraía los objetos ligeros. Dado que en griego el ámbar se conoce como "Electrón", a esa fuerza de atracción se denominó electricidad. 1 Durante mucho tiempo, aunque las experiencias referidas a la electricidad no eran otra cosa que juegos para maravillar al público, se descubrió que además del ámbar, el cristal, la resina y el azufre también podían atraer pequeños objetos. Se está de acuerdo en reconocer que la primera máquina para la producción de la electricidad fue construida por el holandés Otto de Guericke, en el siglo XVII. Una manivela hacía girar una gruesa bola de azufre, mientras que el investigador con su mano libre frotaba la superficie. La electricidad que se desprendía no sólo atraía pequeños pedazos de papel, sino que además, la máquina producía chispas artificiales. A principios del siglo XVIII las "Máquinas Eléctricas" se perfeccionaron rápidamente. La del Inglés Hawksbee, en 1.709, hacía girar un cilindro de cristal; la del austriaco Winkler, en 1766, se componía de 4 cilindros de cristal que giraban mediante la acción de unos pedales. Por su parte el holandés Van Musschenbroek, de Leiden, consiguió en 1745, condensar y almacenar la electricidad producida en una botella llena de agua. La Botella de Leiden permitió a un investigador Francés, el abate Nollet, realizar, en 1750, curiosas experiencias y en especial la descarga del "Condensador" mediante una cadena de monjes cartujos dándose la mano. La teoría del campo electromagnético fue fundamentada por Maxwell a mediados del siglo XIX, la distinción entre “electrización” positiva y negativa 1 Diccionario Enciclopédico Universal; 1998; Océano S.A.

42

CENTRALES ELÉCTRICAS

se debe a Franklin (en 1747), quien lo consideró como un exceso o un defecto de “fluido eléctrico” en los cuerpos. Faraday en 1831 consiguió la producción de corrientes eléctricas inducidas mediante un campo magnético variable. Conocida la electricidad surgió la necesidad de su producción industrialmente, aprovechando los diversos manantiales de energía existentes en la tierra, entre ellos la energía aprovechada de los saltos de agua, que inicialmente se aprovecharon en molinos, posteriormente evolucionaron turbinas hidráulicas de diversa forma y gran rendimiento como las que se disponen en la actualidad. La primera central hidroeléctrica se construyó en 1880 en Northumberland, Gran Bretaña. El principal impulso de la energía hidráulica se produjo por el desarrollo del generador eléctrico, seguido del perfeccionamiento de la turbina hidráulica y debido al aumento de la demanda de electricidad a principios del siglo XX. En 1920 las centrales hidroeléctricas generaban ya una parte importante de la producción total de electricidad. 2.2 GENERALIDADES El agua corriente o embalsada siempre puede utilizarse para producir trabajo, represándola o conduciéndola a un punto a un nivel inferior al que se halla; se tiene de esta manera que en muchas zonas se disponen de fuerzas hidráulicas utilizables. Dique Lago

Canal

Cámara de carga

Chimenea de equilibrio

Desarenador Túnel Tubería

Grupo turbina generador

Casa de máquinas

Fig. 2.1 Esquema de una planta eléctrica.

PLANTAS ELÉCTRICAS

43

El esquema anterior muestra todos los elementos que puede tener una planta hidroeléctrica, cabe hacer notar que una cámara de carga y una chimenea de equilibrio no pueden ser instaladas simultáneamente, las chimeneas de equilibrio justifican su existencia, por ejemplo, a la salida de un túnel y su objetivo es atenuar los efectos nocivos del golpe de ariete. Si la tubería sale directamente de la cámara de carga no se requiere de la chimenea de equilibrio, pues la cámara de carga cumple la función de disminuir los posibles daños que podría ocasionar el golpe de ariete. Una Planta Hidroeléctrica, es un conjunto de máquinas motrices, generadores, aparatos de maniobra, de protección, etc. que en base a recursos hidráulicos, sirve para la producción de energía eléctrica. Las centrales hidroeléctricas son instalaciones que aprovechan los saltos de agua para producir energía eléctrica. Por constituir el agua un recurso renovable, las centrales hidroeléctricas resultan muy ventajosas en cuanto se refiere a los costos de producción, en cambio, a veces constituyen instalaciones que representan una cuantiosa inversión económica inicial. Las regiones montañosas son, naturalmente, mucho más ricas en saltos de agua utilizables para producir energía eléctrica a base del potencial hidráulico. Al estar Bolivia atravesada por la cordillera de Los Andes con sus dos ramales, ha sido beneficiada con un potencial hidroeléctrico muy importante. 2.3 PLANTAS ELÉCTRICAS DE BOLIVIA En nuestro país las plantas hidroeléctricas del Sistema Interconectado Nacional, totalizan 485.5 Mw de potencia instalada, en porcentaje ha decrecido con relación al total debido al mayor crecimiento de las plantas termoeléctricas las cuales tienen instalados 960.4 Mw de potencia, el total a diciembre de 2011 es de 1446.2 Mw, siendo la potencia efectiva 1294.2 Mw En el siguiente cuadro es posible apreciar la distribución de las diferentes plantas de Bolivia, las plantas hidroeléctricas en los últimos años no han incrementado su potencia, lo que significa que el crecimiento de la demanda ha sido atendido con la implementación de plantas termoeléctricas.

44

CENTRALES ELÉCTRICAS

Fuente http://sawi.ae.gob.bo

El crecimiento de las plantas termoeléctricas ha sido determinante en los últimos años, en la década de los 80 la generación hidroeléctrica constituía el mayor porcentaje de generación en el país, ésta preponderancia fue paulatinamente igualada y superada por la generación termoeléctrica hasta los niveles de potencia instalada actuales, no obstante, debemos indicar que la generación hidroeléctrica es utilizada con preferencia, el impacto ambiental de las mismas es mínimo y el país debería dar preferencia a este tipo de generación por las ventajas que tiene, las plantas termoeléctricas están operando con una subvención en el precio de los combustibles y tienen un efecto contaminante mayor que el de las plantas hidroeléctricas, una adecuada atención al crecimiento de la demanda, que planifique con la debida anticipación, el montaje de plantas hidroeléctricas sería, sin duda, de mucho mayor beneficio para el país.

PLANTAS ELÉCTRICAS

45

Fig. 2.2 Energía horaria inyectada durante el día 18 de abril de 2013

La potencia instalada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), a diciembre de 2011 es de 1446.2 MW, cifra que excluye la potencia instalada de las centrales que no operaron durante todo el periodo 2011 y que a diciembre no se encuentran en el parque generador disponible. La oferta de potencia efectiva disponible de las centrales a temperatura media, que a diciembre de 2011, cuentan con la licencia de generación y forman parte del parque generador disponible, alcanza e 1294.2 MW. Las centrales de generación eléctrica del SIN, están ubicadas en los seis departamentos que interconecta el SIN en Bolivia; La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca, Potosí y Tarija. Es importante observar que a pesar de que la potencia instalada de las Centrales Hidroeléctricas es menor que las termoeléctricas, la preferencia de generación la tienen las plantas de generación hidroeléctrica, esto se debe a que el recurso hidráulico debe ser aprovechado utilizando todas las aguas disponibles, no hacerlo significaría, en muchos casos, retornar al cauce natural de los ríos agua sin turbinarse.

46

CENTRALES ELÉCTRICAS

Fig. 2.3 Sistema Interconectado Nacional

El mapa de Bolivia, muestra las líneas de transmisión más representativas en 69 kV, 115 kV y 230 kV que componen el Sistema interconectado nacional (SIN), que conecta los departamentos de La Paz, Oruro, Potosí, Chuquisaca, Cochabamba, Santa Cruz, Beni y Tarija. También se pueden apreciar las centrales hidráulicas y térmicas que inyectan energía al SIN, las cuales están ubicadas en los departamentos de La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Potosí, Chuquisaca y Tarija

47

PLANTAS ELÉCTRICAS

CAPACIDAD EFECTIVA A DICIEMBRE 2011 CAPACIDAD EMPRESA

CENTRALES

Nº Unidades

EFECTIVA MW

HIDROELÉCTRICAS HIDROBOL

Sistema Hidroeléctrico Taquesi

4

89.3

SYNERGIA

Central Hidroeléctrica Kanata

1

7.5

CORANI

Sistema Hidroeléctrico Corani

9

148.7

ERESA

Sistema Hidroeléctrico Yura

7

19.0

COBEE

Sistema Hidroeléctrico Miguillas

9

21.1

Sistema Hidroeléctrico Zongo SDB

Central Hidroeléctrica Quehata

21

188.0

3

2.3

Térmica Guaracachi

7

267.7

Térmica Santa Cruz

2

42.3

Térmica Aranjuez – TG

1

18.4

Térmica Aranjuez – DF

3

7.6

Térmica Aranjuez – MG

7

10.7

Térmica Karachipampa

1

14.4

Térmica Valle Hermoso

4

74.3

Térmica Carrasco

2

109.8

Térmica Carrasco (D.S. 934)

1

24.5

COBEE

Térmica Kenko

2

18.7

CEC BULO BULO

Térmica Bulo Bulo

2

89.6

GUABIRÁ ENERGÍA

Térmica Guabirá

1

21.0

ENDE ANDINA

Térmica Entre Rios

4

107.1

ENDE GENERACIÓN

Térmica Moxos (D.S. 934)

TERMOELÉCTRICAS EGSA

VALLE HERMOSO

Térmica Trinidad (D.S. 934)

26 8

32.7 2.5

NOTA: Las centrales Térmicas son turbinas a gas de ciclo abierto excepto la Central Aranjuez DF y la Central Guabirá

En los siguientes cuadros se puede observar el detalle de las plantas

48

CENTRALES ELÉCTRICAS

hidroeléctricas y termoeléctricas de Bolivia, en la cuales se puede apreciar el año de instalación, la caída bruta, la potencia y la marca de la turbina, esta información permite resumir la historia de la generación eléctrica.

Fuente formularios ISE 130 Transacciones Económicas octubre 2011

PLANTAS ELÉCTRICAS

49

50

CENTRALES ELÉCTRICAS

PLANTAS ELÉCTRICAS

51

Algunas de las plantas de Comibol se encuentran paradas debido al cierre de muchas empresas mineras, sin embargo, es muy importante que las mismas sean rehabilitadas, puesto que, la mayor inversión, que es la infraestructura ya se ha realizado y con seguridad gastos relativamente reducidos posibilitarían su funcionamiento. Este es el caso de las plantas de Lupi Lupi y Chaquiri. En todo el país se han ido instalando pequeñas centrales hidroeléctricas de reducida potencia muchas de las cuales no están en funcionamiento. Podemos citar algunas como las que posee la empresa ELFEC de Cochabamba con sus plantas de Angostura (1 MW), Incachaca (1 MW) y Chocaya (0.16 MW). CESSA de Chuquisaca tiene las plantas de Ruffo (0.9 MW) y Tullma (0.352 MW). Asimismo en Potosí se tiene la planta de Yocalla de 1.2 MW.

52

CENTRALES ELÉCTRICAS

En el departamento de Oruro se ha construido la Planta Hidroeléctrica de Todos Santos, la cual dejó de funcionar por algunos inconvenientes en su funcionamiento y porque la red del SIN ya llegó a esa localidad. La potencia instalada en centrales hidroeléctricas de Bolivia hasta el año 2011 puede apreciarse en la siguiente figura.

Fig. 2.4 Evolución de la potencia instalada en centrales hidroeléctricas

2.4 POTENCIAL HIDROELÉCTRICO DEL PAÍS ENDE efectuó una cuantificación y evaluación del potencial hidroenergético de Bolivia en sus tres cuencas mayores; Amazonas, Río de la Plata y cuenca del Altiplano, el mismo que fue evaluado en 18.000 MW: de potencia instalable con un potencial de producción anual de 90.000 KWH. Este potencial está concentrado en su mayor parte en las cuencas altas del río Beni y Mamoré y cauce principal del Rio Grande y Pilcomayo. La producción hidroeléctrica actual de Bolivia es aproximadamente el 2 % del potencial aprovechable. El enorme potencial hidroeléctrico de Bolivia está subutilizado, se está perdiendo la posibilidad de exportación de energía eléctrica a países como Brasil y Chile, ambos con probadas necesidades de energía, ya se deberían iniciar las negociaciones que permitan una planificación de producción de energía eléctrica con destino a la exportación.

53

PLANTAS ELÉCTRICAS

PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS INVENTARIADOS RIO

NOMBRE PROYECTO

TIPO

Q diseño

CAIDA

POT. MW

ENEG GWH.

Est udi o

M3/s

MEDIA (m)

1

CORANI

CORANI

E

10

625

54

201

C

2

SANTA ISABEL

CORANI/VINTO

E

10

855

72

296

C

3

SAN JACINTO

TOLOMOSA

E/R

9

60

7

21

C

4

SAKHAHUAYA

UNDUA/TAQUESI

E

20

435

76

434

DF

5

ICLA

PILCOMAYO

E/R

100

97

102

406

DL

6

MISICUNI

MISICUNI

E/R

15

1040

120

545

DF

7

ROSITAS

RIO GRANDE

E/R

420

117

400

2320

F

8

AGUAS CALIENTES

PILAYA

e

26

427

87

591

F

9

SAN JOSÉ

PARACTI

E

23

684

126

844

F

10

PALILLADA

MIGUILLAS

E

20

689

110

548

PF

11

TIRATA

LA PAZ

E

27

416

54

409

P

12

LLOJA

LA PAZ

E

660

239

130

583

P

13

HUARA

LA PAZ

E

110

110

100

380

P

14

SANTA ROSA

TAMAMPAYA

E

2

1120

23

105

P

15

UMABAMBA

TAMAMPAYA

E

5

846

38

16

ILUMAYA

TAMAMPAYA

E

10

630

54

235

P

17

IMAMBLAYA

TAMAMPAYA

E

60

159

81

455

P

18

SIETE LOMAS

TAMAMPAYA

E

140

204

242

1039

P

19

CONDOR CALA

MIGUILLAS

E

10

920

75

350

P

20

TANGARA

MIGUILLAS

E

16

840

108

715

P

21

TIQUIMANI

COROICO

E

12

504

50

340

P

22

PABELLONANI

COROICO

E

13

470

50

337

P

23

HUANCANE

COROICO

E

26

510

110

760

P

24

CHALLA

COROICO

E

80

71

35

235

P

25

CHORO

COROICO

E

92

157

100

740

P

26

BALA

BENI

E

1512

150

1680

10600

P

27

CACHUELA ESPERANZA

BENI

E

720

9

47

342

P

28

HUAJI

ZONGO

E

15

248

28

157

C

29

PACHLACA

ZONGO

E

17

128

16

100

P

30

BANDA AZUL

PARACTI

E

37

374

114

635

P

31

LA VIÑA

RIO GRANDE

E

47

190

70

307

P

32

MOLINEROS

RIO GRANDE

E

90

173

132

532

PF

33

PUCARA

RIO GRANDE

E

94

160

182

795

P

34

CAINE

RIO GRANDE

E

100

120

162

710

P

35

PUENTE ARCE

RIO GRANDE

E

125

130

550

P

36

CHAROBAMBA

RIO GRANDE

E

105

120

214

550

P

37

SERIPONA

RIO GRANDE

E

110

176

420

1700

P

38

CAÑAHUECAL

RIO GRANDE

E

162

161

500

2000

P

39

LAS JUNTAS

RIO GRANDE

E

191

87

172

750

P

40

LA HIGUERA

RIO GRANDE

E

212

80

320

1340

P

41

PEÑA BLANCA

RIO GRANDE

E

224

136

520

2490

P

42

LA PESCA

RIO GRANDE

E

276

145

740

3030

P

43

TURUCHIPA

PILCOMAYO

E

40

100

66

286

P

44

SAN JOSÉ

PILCOMAYO

E

50

340

280

1226

P

45

ESPERANZA

PILCOMAYO

E

55

126

123

523

P

46

SANTA ELENA

PILCOMAYO

E

65

297

341

1494

P

166

P

54

CENTRALES ELÉCTRICAS NOMBRE PROYECTO

RIO

TIPO

Q diseño

CAIDA

POT. MW

ENEG GWH.

Est udi o

m3/s

MEDIA (m)

47

MACHIGUA

PILCOMA/PILAY

E

135

90

202

865

P

48

YUQUIRENDA

PILCOMAYO

E

170

90

255

1116

P

49

CHORO

PILCOMAYO

E

190

72

244

1070

P

50

PAICHU

PILAYA

E

54

342

204

1019

P

51

AGUAS CALIENTES II

PILAYA

E

46

484

181

764

P

52

ARENALES

PILAYA

E

45

117

94

412

P

53

EL PESCADO

PILAYA

E

55

207

202

885

P

54

INCAHUASI

PILAYA

E

1

135

24

95

P

55

LAS PAVAS

BERMEJO

E.BN

57

87

147

288

PF

56

ARRAZAYAL

BERMEJO

E.BN

61

88

166

341

P

57

DESECHO CHICO

BERMEJO

E.BN

79

13

36

78

P

58

CAMBARI

TARIJA

E

44

100

136

613

P

59

ASTILLEROS

TARIJA

E.BN

58

68

106

501

P

60

SAN TELMO

TARINA

E.BN

71

32

68

275

P

61

POLVAREDA

TARIJA

E.BN

71

7

27

60

P

62

JUNTAS SN. ANT.

TARIJA

E.BN

145

12

48

165

P

63

KHATU – IB

KHATU

E

6

360

15

67

P

64

ICHOCAI

ICHOCA

E

10

220

15

66

P

65

ICHOCA II

ICHOCA

E

10

330

22

98

P

66

ALTAMACHI – IB

ALTAMAHI

E

30

890

186

570

P

67

ALTAMACHI – IA

ALTAMACHI

E

30

1040

220

665

P

68

ALTAMACHI – IIB

ALTAMACHI

E

35

300

73

224

P

69

ALTAMACHI – IIA

ALTAMACHI

E

35

400

110

298

P

70

TORRENI 11

TORRENI

E

10

421

36

155

P

71

TORRENI 12

TORRENI

E

6

264

13

55

P

72

CORANI 2

CORANI

E

10

540

41

177

P

73

JATUN MAYU 6ª

JATUN MAYU

E

10

255

21

92

P

74

CORANI 3

CORANI

E

15

95

12

93

P

75

JATUN MAYU 4

JATUN MAYU

E

10

400

32

140

P

76

CORANI 1

CORANI

E

7

230

14

61

P

77

JATUN MAYU 5

JATUN MAYU

E

4

1060

34

149

P

78

JATUN MAYU 6B

JATUN MAYU

E

10

290

23

101

P

79

SAN MATEO B

SAN MATEO

E

19

160

25

107

P

80

SAN MATEO I

SAN MATEO

E

9

350

24

102

P

81

SAN MATEO II

SAN MATEO

E

21

330

51

222

P

11768

55141

TOTAL

TIPO DE PROYECTO: E = ENERGIA, BN = BINACIONAL, E/R = ENERGIA Y RIEGO ESTADO ACTUAL DEL PROYECTO: P = ESTUDIO PRELIMINAR, PF = PREFACTIBILIDAD F = FACTIBILIDAD: DL = DOCUMENTOS DE LICITACIÓN, DF = DISEÑO FINAL. C = CONSTRUIDAS

Como resultado del trabajo de inventario de proyectos hidroeléctricos, ENDE identificó 81 aprovechamientos potenciales, con una capacidad total instalable de 11.768 MW y con una potencia de producción anual de 55.141 GWH, situados en todo el territorio nacional. Corani, Santa Isabel y San Jacinto y Huaji ya están construidos, Sakahuaya a

55

PLANTAS ELÉCTRICAS

diseño final, Misicuni es un proyecto en ejecución, Icla ya tenía documento de licitación, pero su construcción no siguió adelante; cinco proyectos tienen documentos de factibilidad (Rositas, Aguas Calientes I, San José, Cachuela Esperanza); tres tienen proyectos de prefactibilidad (Palillada, Molineros y Las Pavas) y finalmente el resto, que son un total de 66, son proyectos con estudio preliminar. Nuestro país como es conocido cuenta con dos grandes sistemas hidrológicos, uno de ellos corresponde a la cuenca del Amazonas, situado al norte del país, y el otro, en la parte Sur que se denomina Cuenca del Río de La Plata, además, con el fin de completar nuestro sistema, se tiene la cuenca del altiplano que, aunque muy pequeña tiene su importancia en el país. La variedad de la topografía boliviana hace que el potencial hidroeléctrico de Bolivia sea realmente importante, garantizándose un suministro de energía aun cuando las cuantiosas reservas de gas con que cuenta el país se agoten, una adecuada política de crecimiento de la producción de energía eléctrica con miras hacia la exportación es de vital importancia para contribuir al desarrollo.

Bruto Aprovechable Inventariado En operación

CUENCA DEL AMAZONAS 1.031.500 GWH 155.700 GWH 38.800 GWH 1.440 GWH

235.500 34.210 7.540 290

MW MW MW MW

Bruto Aprovechable Inventariado En operación

CUENCA DEL PLATA 355.880 GWH 20.980 GWH 11.360 GWH 90 GWH

81.200 5.530 3.160 23

MW MW MW MW

CUENCA DEL ALTIPLANO Bruto 76.500 GWH Aprovechable 1.270 GWH

17.400 MW 290 MW

2.5 DIAGRAMAS DE CARGA Es importante estudiar la evolución de la carga, puesto que la demanda varía continuamente, generalmente crece a lo largo de los años, es variable en cada época del año, en cada día del año y dentro de cada día, es variable también en las distintas horas del día. Todas estas variaciones están relacionadas con la

56

CENTRALES ELÉCTRICAS

producción de energía eléctrica, la cual, en todo momento debe adecuarse a las exigencias de la demanda equilibrando la energía producida con la consumida.

Fig. 2.5 Potencias máximas y mínimas del SIN de enero a abril de 2013 (fuente www.cndc.bo)

Fuente. www.cndc.bo

57

PLANTAS ELÉCTRICAS

GENERACION MAXIMA DIARIA (MW) ULTIMOS 10 MESES 2012 Dia

jun

1 1.023,8

2013 Jul

ago

sep

oct

nov

dic

921,0 1.052,4 1.017,1 1.122,1 1.087,5 1.072,3 974,9 1.088,2

feb

mar

827,4 1.140,5 1.156,0

2

971,8 1.059,6 1.082,1

3

920,6 1.041,6 1.078,9 1.116,3 1.061,3

986,4 1.140,2 1.061,0 1.002,6 1.043,8

4

993,5 1.062,9

984,2 1.154,6 1.107,1 1.148,1 1.118,6

996,9 1.138,1 1.088,4

885,3 1.012,0

ene

997,9 1.082,5 1.089,1

5 1.016,1 1.024,0

930,9 1.148,7 1.101,3 1.108,1 1.163,8 1.043,1 1.160,6 1.134,4

6 1.004,5 1.032,5

892,3 1.143,3 1.026,1 1.083,2 1.135,0

948,6 1.145,8 1.127,5

7

905,3

959,9 1.075,4 1.118,0 1.006,2 1.083,8 1.128,7 1.079,2 1.137,4 1.160,9

8

981,0

895,1 1.095,5 1.071,3 1.116,8 1.126,1

9

927,8 1.024,6 1.076,6 1.002,1 1.145,0 1.131,5

979,9 1.115,4 1.111,0 1.150,0 964,1 1.082,3

973,6

1.093,2

10

872,8 1.055,5 1.081,7 1.098,8 1.060,8 1.039,8 1.118,0 1.122,1

931,7

1.048,0

11

991,4 1.038,1 1.026,5 1.122,1 1.071,9 1.001,7 1.127,1 1.139,5

879,9

1.101,4

878,4

1.162,5

12 1.029,5 1.042,7

997,0 1.145,4 1.090,7 1.097,3 1.121,0 1.068,6

13 1.040,3 1.040,4 1.084,0 1.128,1 1.051,1 1.115,5 1.101,5 1.016,8 1.028,2 1.084,7 14 1.056,3

954,5 1.100,0 1.101,1 1.007,2 1.125,2 1.108,2 1.137,6 1.095,1 1.098,6

15 1.082,5

887,8 1.108,0 1.048,8 1.144,6 1.153,5 1.033,4 1.148,9 1.104,1 1.094,0

16

991,9

990,3 1.113,4 1.005,0 1.152,6 1.152,0

17

935,9 1.043,1 1.089,2 1.141,1 1.145,1 1.075,0 1.101,9 1.134,1 1.018,6 1.003,5

18 1.045,0 1.056,0 1.046,2 1.144,9 1.149,5 19 1.044,4 1.060,8

963,1 1.129,3 1.054,3 1.033,5

988,0 1.130,9 1.133,5 1.128,0 1.097,6

944,2 1.041,5 1.121,4 1.140,4 1.139,8 1.058,4 1.112,9 1.060,1

20 1.028,4 1.063,1 1.042,8 1.076,3 1.035,3 1.048,9 1.110,2 21

962,0

22 1.029,0

998,1 1.084,5 1.072,5

975,4

954,2 1.151,5 1.070,4

920,2 1.087,7 1.112,4 1.141,7 1.116,8

947,1 1.129,9 1.000,9 1.104,8 1.103,4 1.060,0 1.057,2 1.151,7 1.129,8

23

962,6 1.067,8 1.123,6

978,8 1.080,6 1.065,8

24

908,7 1.105,7 1.056,1 1.062,8 1.103,1 1.002,3 1.078,9 1.157,5 1.014,3 976,9

999,0 1.173,3 1.070,2 1.094,5 982,4

25 1.036,5 1.014,4

977,0 1.091,8 1.146,6

917,7 1.117,1 1.094,3 1.128,0

26 1.063,3 1.096,3

905,5 1.066,2 1.146,5 1.130,3 1.061,4 1.015,5 1.070,7 1.113,9

27 1.068,3 1.059,4 1.037,7 1.087,1 1.084,8 1.133,2 1.061,4 1.001,3 1.108,5 1.131,3 28 1.080,8

988,8 1.064,2 1.103,8 1.036,7 1.145,5 1.061,4 1.138,6 1.174,5 1.072,7

29 1.075,4

936,1 1.070,6 1.061,3 1.132,0 1.093,8 1.003,3 1.178,2

30 31

986,1 1.046,9 1.098,1 1.007,4 1.152,2 1.107,6 1.072,7 1.093,8

1.124,7

941,0

944,3 1.151,5

1.024,0

1.055,6 1.141,0

1.009,3

Max. 1.082,5 1.105,7 1.129,9 1.148,7 1.152,6 1.153,5 1.163,8 1.178,2 1.174,5 1.162,5 Los valores de potencia aquí informados corresponden a registros del sistema SCADA

58

CENTRALES ELÉCTRICAS

El cuadro anterior permite apreciar el crecimiento en cuanto a la generación máxima diaria en los últimos 10 meses, con una tendencia al incremento, observamos la necesidad de que se tomen las previsiones necesarias para satisfacer la demanda de energía del país. 2.6 PRESA La presa es una construcción situada en los cursos naturales del agua con objeto de acumular grandes masas del elemento líquido. El objetivo de esta acumulación es la producción de la energía eléctrica. Desde el punto de vista de la construcción, las presas pueden presentar diferentes características según los materiales empleados y, sobre todo, según el criterio estático adoptado, en efecto, atendiendo el segundo aspecto, las presas pueden clasificarse en dos grandes categorías: de gravedad y de bóveda. Las presas de gravedad resisten la acción del empuje de las masas de agua exclusivamente en virtud de su propio peso y, por tanto, se caracterizan por su notable espesor.

Fig. 2.6 Represa de gravedad en Milluni (valle de Zongo), Corani (Cochabamba)

Una presa de gravedad debe construirse de forma que resista, con un grado de seguridad suficiente, el corrimiento, el vuelco y el aplastamiento, además del empuje hidrostático, la presa ha de hacer frente a los eventuales empujes del hielo y a los empujes adicionales que tenderían a levantar el cuerpo de la propia presa. Si la presa es capaz de descargar parte de su caudal, por medio de vertederos, dejándolo resbalar a lo largo de su paramento aguas abajo, se denomina presa de vertedero. La principal ventaja de las presas de gravedad macizas, radica en la garantía que ofrece su gran masa, con los correspondientes amplios márgenes de seguridad, incluso en situaciones excepcionales como acciones bélicas y movimientos sísmicos. Comparando las presas de bóveda con las de gravedad, las primeras pueden

59

PLANTAS ELÉCTRICAS

considerarse como estructuras excepcionalmente esbeltas. En efecto, resisten el empuje hidrostático, transmitiéndolo a las laderas del desfiladero. Este tipo de represa sólo puede adoptarse cuando la garganta que se desee cerrar sea relativamente estrecha y de paredes rocosas, compactas, estables y resistentes, capaces de absorber y transmitir los empujes transmitidos por la bóveda. El ahorro de material es muy considerable. En las presas modernas se ha ido acentuando cada vez más la tendencia de dar a los paramentos una doble curvatura con el fin de hacer la obra más flexible por la base, disminuyendo el obstáculo que representan los empotramientos en el perímetro de la bóveda en comparación con la libre deformación de los arcos. En tales presas, llamadas de cúpula, se obtiene el máximo partido de la capacidad de resistencia del material.

Fig. 2.7 Represa de bóveda ( Zongo)

( La Chojlla)

Cuando el terreno presenta escasa resistencia a los esfuerzos transmitidos al mismo por las presas que utilizan hormigón en su construcción, que se caracterizan por una concentración de las tensiones en algunas zonas del plano de base, son preferibles las presas de material no aglomerado (de escollera de mampostería o de tierra). En la construcción de presas de escollera (para las cuales se han alcanzado en América, alturas de contención de hasta 100 metros) tiene una importancia fundamental la elección de los materiales, que deben proceder de rocas muy compactas. En los últimos años han ido adquiriendo cada vez más preferencia las llamadas presas de tierra, caracterizadas por una gran economía, comparadas con las de otro tipo.

60

Fig. 2.8

CENTRALES ELÉCTRICAS

a) Presa de gravedad

b) Presa de Bóveda (arco cúpula)

Fig. 2.9 Presa de gravedad y de cúpula o bóveda en San Jacinto, Tarija

2.7 CANAL EL canal de aducción es un dispositivo para el paso del agua caracterizado por que tiene una sección abierta, de modo que sobre la superficie superior del agua, actúa invariablemente la presión atmosférica. En la mayor parte de los casos, los cálculos pertinentes se efectúan admitiendo un régimen permanente y uniforme, naturalmente, esta suposición aunque posibilita una considerable simplificación de los cálculos no permite averiguar el comportamiento de la corriente durante las fases de movimiento variado, (propagación de las ondas), ni tampoco existe una situación de movimiento permanente y las líneas de flujo no son paralelas entre sí. El canal de aducción como principal característica, debe tener una pendiente pequeña, la indispensable para mantener el agua en circulación a una cierta velocidad, todo con el objeto de no disminuir el salto útil. La velocidad depende de la naturaleza de las paredes del canal y en el caso más desfavorable

PLANTAS ELÉCTRICAS

61

puede llegar a: V = 0,10 m/seg en tierra fangosa. V = 0,25 m/seg en tierra arcillosa. V = 0,60 m/seg en arena gruesa o arcilla. V = 1,25 m/seg en lechos pedregosos.

Fig. 2.10 Canales de aducción de sección rectangular y trapezoidal

Para la determinación de la pendiente deben tomarse en cuenta las fórmulas experimentales propuestas por Chezi y por Bazin que expresan lo siguiente: El coeficiente C para la fórmula de Chezi propuesto por Bazin el año 1897 en el sistema métrico es:

C=

87 r 1+ r

y como:

V = C (r * s) Se tiene:

V=

87 r * s 1+

Donde:



r

62

CENTRALES ELÉCTRICAS

V = Velocidad en m/seg. r = Radio hidráulico en metros. s = Pendiente  = Valor que depende de la rugosidad de las paredes.  = 0,06 para paredes de cemento o de madera cepillada.  = 0,16 para paredes de ladrillo o madera sin cepillar.  = 0,46 para paredes de mampostería.  = 0,85 para canales de tierra, con taludes y fondo protegido por zampeado.  = 1,30 para canales de tierra con sección regular limpia.  = 1,75 para canales muy rugosos, cubiertos con maleza y rodados para ríos torrenciales.

Fig. 2.11 Canal de salida Sainani (Zongo) Fig. 2.12 Canal Punutuma (Río Yura)

En cuanto a la forma de la sección es evidente que algunas resultan mejores que otras. Cuando se construye un canal la excavación y posiblemente la alineación, se deben amortizar. Basándose en la fórmula de Manning se demuestra que, cuando el área de la sección recta es un mínimo, el perímetro mojado también es un mínimo, por tanto, la excavación y la alineación tienden a su valor mínimo para iguales dimensiones del canal. Para un tipo de sección se llama sección hidráulica óptima la que tiene el menor perímetro mojado, o su equivalente la menor área. Si Q es el caudal en m3/seg; A la sección del flujo en m2; R el área dividida por el perímetro mojado P el radio hidráulico; S la pendiente de la línea de alturas totales y n el coeficiente de rugosidad de la fórmula de Manning; se tiene la siguiente relación:2 2 STREETER VÍCTOR, Mecánica de Fluidos Mc. Graw Hill. Pag 581 1971

63

PLANTAS ELÉCTRICAS

Q = 0,823 A R 3

2

S n

Si en esta fórmula suponemos Q, n y S conocidos se obtiene: 2

A = c P5

En la cual c es conocida. Esta ecuación demuestra que P es un mínimo cuando A es un mínimo. Para un canal de sección rectangular se tiene que la sección hidráulica óptima es: El perímetro mojado es: P = b + 2y b = P - 2y

y

El área será: A = by = (P-2y) y

b 2

c P 5 = (P - 2y)y Derivando respecto a y se tiene:

2 - 3  dP   dP  c P 5    - 2  y + P - 2y 5  dy   dy  Haciendo dP/dy = 0 para hallar un mínimo se tiene: -2y + P - 2y = 0 y como: P = b + 2y = 4y

 

P = 4y. b = 2y.

Es decir, la profundidad es la mitad del ancho de la solera, con independencia del tamaño de la sección rectangular.

64

CENTRALES ELÉCTRICAS

Canal de aducción con una sola pared Fig. 2.13 Canal de aducción Es un canal de sección trapezoidal, la sección óptima estará en función de las siguientes consideraciones: A = b y + m y2 (1)

P  b  2 y 1  m2

(2)

y

1 m

b  P  2y 1 m

2

(3)

b

Reemplazando la tercera ecuación en la primera se tiene:

A  ( P  2 y 1  m 2 ) y  my 2 Entonces:

cP

2

5

 ( P  2 y 1  m 2 ) y  my 2

Derivando esta expresión respecto a y con m = cte se tiene:

 2 - 3  dP   dP c P 5     - 2 1 + m 2  y + P - 2y 1 + m 2 + 2my 5  dy   dy 

65

PLANTAS ELÉCTRICAS

Haciendo dP/ dy = 0 para hallar un mínimo se tiene:

 2 y 1  m 2  P  2 y 1  m 2  2my  0 P  4 y 1  m 2  2my (4) Derivando esta ecuación respecto a m con y = cte

P 1  4 y 1  m2 m 2





1

2

2 y 2m

2m  2 y 

 2y

1  m2

Haciendo ∂ P / ∂ m = 0 para hallar el mínimo se tiene:

1=

2m 1 + m2

 1 + m2 = 4 m2  m =

1 3

Reemplazando en la ecuación (4):

P  4y 1

1 2 6  yy 3 3 3

P = 2 3y

(5)

Reemplazando en las ecuaciones 2) y 1) tenemos:

P = b + 2y 1 + m2 = 2 3 y

b = 2y( 3 -

b = 2y

3 3

4 2y )= 3 3



y

3b 2 3

(6)

66

CENTRALES ELÉCTRICAS

A = by + my 2 = 2 y 2

3 3 + y2 3 2

2 1 A = y 2 3( + ) = y 2 3 3 3 Reemplazando (6) en (5) se tiene: P=3b Además:

arctan

1  arctan 3 = 60 m

De donde se deduce que la sección óptima es la semihexagonal. La sección hidráulica óptima de todos los tipos de secciones es el SEMICÍRCULO, esta forma minimiza el perímetro mojado pero su construcción es más dificultosa y costosa, por esta razón no es utilizada. La base y los costados del canal deben tener el espesor necesario para transmitir al terreno la carga del peso propio y del agua, y resistir los empujes laterales de la tierra hacia adentro o del agua hacia fuera, según este el canal vacío o lleno. Cualquiera sea el tipo de canal adoptado, el proceso de construcción es muy semejante al de una carretera, pero con la nivelación en extremo precisa. Una vez trazada y localizada la ruta con los accidentes del terreno y la pendiente adecuada, procede una construcción de una rampa por medio de las máquinas usadas en caminos. Dicha rampa estará conformada transversalmente y consolidada según el corte que deba tener el canal y, finalmente revestida en la parte que va a estar en contacto con el agua. Es necesario disponer de alcantarillas, muros de retención y obras de defensa contra los torrentes que puedan formarse en la montaña y amenacen la seguridad del canal. Conviene que en la rampa quede un espacio libre para que de algún modo pueda hacerse la vigilancia periódica que requiere el canal en su operación posterior. 2.7.1 TÚNELES, TORRENTERAS, ALIVIADEROS, REJILLAS Los canales de aducción dependiendo de sus condiciones de diseño y montaje pueden presentar otros elementos en su recorrido como:  Túneles, que permiten trasvasar el agua de una ladera a otra de una

PLANTAS ELÉCTRICAS







67

serranía, en algunos casos en los túneles ya se añade al fluido energía cinética, lo que permite su ingreso a la tubería con cierta velocidad inicial. Torrenteras, son construcciones civiles que se realizan de modo que puedan conducir las aguas de una quebrada, aguas abajo, pasando por encima del canal de aducción, con el fin de que las aguas que arrastran sedimentos no ingresen al canal y no dañen las obras civiles. Aliviaderos, destinados a evacuar las aguas hacia el cauce natural de los ríos, sin dañar ni poner en peligro las obras civiles, cumplen esta tarea cuando por cualquier circunstancia el flujo en el canal se detiene y las aguas se desbordan, los aliviaderos proporcionan una ruta a las aguas en exceso. Rejillas, se colocan en el recorrido del canal y en las entradas a los túneles, cuando las exigencias así lo requieren, permiten que los objetos en suspensión que traslada el agua, en especial ramas y residuos vegetales, se detengan y puedan ser extraídos con adecuados rastrillos. También se colocan en las cámaras de carga, para evitar que estos objetos ingresen en la tubería de presión.

Fig. 2.14 Torrentera, Punutuma

Fig. 2.16 Aliviadero

Fig. 2.15 Canal cubierto y túnel La Chojlla.

Fig. 2.17 Aliviadero, rejilla y túnel

68

CENTRALES ELÉCTRICAS

2.8 DESARENADOR El desarenador está destinado a eliminar los elementos en suspensión que se encuentran en el agua, es un elemento que se dispone generalmente al principio del canal. Consiste en un segmento de canal de sección más ancha y más profunda, en su recorrido por él, el agua se ve obligada a disminuir su velocidad y turbulencia, dando origen a un proceso de decantación que elimina los objetos y elementos de mayor peso que el agua. Dichos residuos deben ser retirados periódicamente ya que su acumulación provoca la inoperancia del desarenador.

Fig. 2.18 Desarenadores, plantas de Punutuma y Killpani

En el desarenador es recomendable que la velocidad del agua sea menor a 0,3 m/seg y que el diámetro del grano esté entre 0,15 y 3 mm 2.9 CÁMARA DE CARGA La cámara de carga es la parte de la instalación hidráulica de una central que se ubica generalmente a 90º respecto al eje del tubo de presión. La cámara de carga está provista de un aliviadero para dar salida al exceso de agua en caso de cierre de las compuertas de las turbinas por pérdida de carga, y para evitar que la velocidad del agua en el canal disminuya y se dificulte su adaptación al régimen normal superior. La cámara de carga debe ser dimensionada de tal manera que; permita disminuir la velocidad del agua a fin de permitir que las partículas en suspensión lleguen al fondo y que no permita el arrastre de materiales.

69

PLANTAS ELÉCTRICAS

Fig. 2.19 Cámaras de carga; Cruz Blanca,

Killpani

2.10 TUBERÍA La tubería de presión es el elemento destinado a conducir el agua hacia la turbina, el material del cual puede construirse es variable, pero se requiere que mínimamente satisfaga las siguientes condiciones. 

    

Debe ser capaz de resistir por sí misma o con el auxilio de otros materiales y en forma satisfactoria, los esfuerzos debidos a la presión hidrostática, golpe de ariete y flexión del tubo sobre sus apoyos, dentro de ciertos límites. Debe ser lo suficientemente elástica para soportar, sin romperse, los cambios bruscos de presión. Además la elasticidad del material ayuda a reducir la violencia de los golpes de ariete. Debe ser impermeable para evitar las fugas de agua, sobre todo, con presiones elevadas. Debe resistir la acción corrosiva de los gases disueltos en el agua a presión, y los ácidos o bases que contenga el agua en algunos casos particulares. Debe dar facilidad para efectuar uniones tanto más perfectas, cuanto más alta sea la presión interior. Debe resistir la compresión que proviene de la dilatación por cambios de temperatura, peso propio del tubo durante el transporte o trabajo del tubo como viga apoyada sobre sus soportes definitivos.

Las tuberías pueden ser; metálicas, de hormigón precomprimido y hormigón armado, para saltos menores suele usarse también; hierro dúctil, plástico reforzado, asbesto cemento, PVC, polietileno. Antiguamente se utilizaron tuberías de madera (Fig. 2.20).

70

CENTRALES ELÉCTRICAS

Para las tuberías metálicas, debido a las limitaciones que imponen el peso y el volumen en el montaje y el transporte, se recomienda que el producto, Diámetro por altura no sea superior a 2000 m2. Para tuberías de hormigón, el producto anterior no debe superar los 1000 m2, en caso de que se trate de hormigón precomprimido y en el caso de hormigón simplemente, el valor máximo del producto señalado debe ser de 200 m2. El número de tuberías depende del de grupos instalados y de oportunidad de mantener la independencia del funcionamiento de dichos grupos. A igualdad de caudal y pérdida de carga, una sola tubería pesa y cuesta mucho menos que varias tuberías, por lo cual desde el punto de vista económico existe la conveniencia de reducir al mínimo el número de ellas.

Fig. 2.20 Tubería de madera

Fig. 2.21 Tubería soldada (Yanacachi)

Fig. 2.22 Tuberías Landara

PLANTAS ELÉCTRICAS

71

El diámetro de las tuberías puede ser constante o decreciente desde arriba hacia abajo. Para determinar el diámetro conveniente, es necesario considerar previamente que toda la tubería tiene un diámetro único, para después estudiar las soluciones con diámetro variable. Cuando se trata de tuberías para saltos de poca altura, en las cuales el espesor es casi constante en toda la longitud, resulta prácticamente que la mejor solución es la del diámetro, constante. En las tuberías de saltos de regular y gran altura, conviene construir los tubos con diámetro decreciente de arriba abajo por sucesivos tramos. Los accesorios que debe tener una tubería son los siguientes: 2.10.1 DESCARGADOR DE FONDO Que tiene la finalidad de vaciar la tubería, es un dispositivo que generalmente viene montado al final de la misma o en tubo distribuidor. A través del descargador de fondo se vierte el agua de la tubería hacia el socaz, sin que el fluido pase a través de la turbina. Se puede utilizar una válvula cualquiera si la presión no supera las 30 atmósferas, caso contrario, debe emplearse un sistema similar al de regulación del caudal mediante la aguja y tobera de una turbina pelton. 2.10.2 ESCOTILLA DE INSPECCIÓN Permite el mantenimiento e inspección de la tubería por dentro cuando el diámetro así lo permite, se ubica próximo a los vértices de la misma y con dimensiones de 35 a 45 cm de diámetro.

Fig. 2.23 Escotilla de inspección 2.10.3 JUNTAS DE DILATACIÓN Se colocan cada cambio de rasante y, además de permitir la dilatación de la

72

CENTRALES ELÉCTRICAS

tubería, procura mayor rapidez en su montaje. Las tuberías provistas de juntas de dilatación se llaman tuberías abiertas, y con aquellas se reducen notablemente los esfuerzos longitudinales debidos a la variación de temperatura, por cuanto la tubería puede dilatarse libremente y el anclaje correspondiente es quien recibe los esfuerzos originados por las dilataciones y contracciones de aquella. 2.10.4 JUNTA PARA EL DESMONTAJE Con el fin de facilitar las operaciones de montura y desmontaje de algunos elementos de la tubería. 2.11 GOLPE DE ARIETE 3 Una columna de líquido moviéndose tiene cierta inercia que es proporcional a su peso y a su velocidad. Cuando el flujo es detenido rápidamente, por ejemplo al cerrar la válvula, la inercia se convierte en un incremento de presión. Entre la línea se más larga y más alta la velocidad del líquido, mayor llegar a ser sobrecarga de presión. Estas sobrecargas pueden llegar a ser suficientemente grandes para reventar cualquier tubería. Este fenómeno se conoce con el nombre de golpe de ariete. Supongamos una turbina y una tubería como la que se muestra en la figura 2.24, en ella son: A nivel del agua en la cámara de presión, que se estima de suficiente capacidad para que no tengan influencia sobre aquella los fenómenos relativos al golpe de ariete, o es el distribuidor que obtura o abre la entrada de agua y que es movido por el regulador automático de la turbina.

Fig. 2.24 Golpe de ariete positivo (Cierre de distribuidor) 3 Polo Encinas, Manuel; TURBOMÁQUINAS HIDRÁULICAS; Monterrey, Ed., pág 228

PLANTAS ELÉCTRICAS

73

Supuesto que, por reducirse la carga del grupo, el regulador cierre la entrada de agua, adaptando el caudal necesario para equilibrar los trabajos motor resistente la energía cinética de la masa de agua, al quedar dicha energía reducida en parte, se transforma en energías vibratorias, ondulatorias y de calor, que serán equivalentes a la semifuerza viva que ha desaparecido. Esto origina un golpe de ariete positivo en la tubería, que dará lugar a una serie de sobrepresiones decrecientes desde el distribuidor al origen de la embocadura en la conducción. En la figura la sobrepresión se representa por la línea piezométrica A-C que se supone, para simplificar, es una recta. Al terminar de cerrarse el distribuidor, las sobrepresiones positivas A-C oscilan hasta la línea de carga A-B, y siguen una serie de sobrepresiones y depresiones entre las posiciones extremas A-C y A-D que, a consecuencia delos rozamientos torbellinos y cambios de dirección de los filetes líquidos se van amortiguando. En el caso de apertura del distribuidor (Fig. 2.25), la conducción sufrirá un golpe de ariete negativo según la línea piezométrica A – C, y cuando haya cesado tal apertura, las depresiones A – C oscilan hasta la línea piezométrica A – D, en la que se verifica que B – D, estableciéndose también una serie de sobrepresiones y depresiones que, por las razones apuntadas en el caso de cierre del distribuidor, se irán también amortiguando.

Fig. 2.25 Golpe de ariete negativo (Apertura del distribuidor)

74

CENTRALES ELÉCTRICAS

2.12 TEORÍA DE ALLIEVI 4 Considerando la comprensibilidad del agua y la elasticidad del material el ingeniero L. Allievi propone la siguiente fórmula:

a

c

m )  D seg 1 E e (

Dónde: a = Velocidad de propagación de las ondas a lo largo de la tubería. e = Espesor de la tubería en metros. D = Diámetro de la tubería en metros. c = Velocidad de propagación del sonido en el agua (1420 m/seg a 15ºC).  = Módulo de elasticidad del volumen de agua (2*108 kg/m2) E = Módulo de elasticidad del material de la tubería (kg/m2) El valor є/E tiene valor medio; 0,01 para tubería de acero; 0,02 para tubería de fundición; 0,10 a 0,15 para tuberías de hormigón armado. Cuando se tiene tuberías de diámetros variables debe calcularse la velocidad de propagación de las ondas (celeridad) para cada uno de los tramos; así se calculará: a1, a2 ................, am para longitudes L1, L2, ............, Lm. La celeridad media es:

am 

L1  L 2  ....  Lm L1 L 2 Lm   ....  a1 a 2 am

Este valor disminuye con el aumento del diámetro y con la reducción del espesor de la tubería; varía entre 800 y 1000 m/seg para tuberías metálicas y 1000 a 1200 m/seg para tuberías de hormigón armado. 2.13 GOLPE DE ARIETE CON CIERRE BRUSCO La onda de presión una vez que ha llegado a la cámara de presión se refleja hacia la turbina. Si el tiempo de cierre T, es igual o menor al período μ = 2L/a, o sea el tiempo de cierre es menor que el necesario para que la onda que parte del distribuidor vuelva a este, en este caso, la sobrepresión viene dada por: 4 ZOPPETTI J. G. Centrales Hidroeléctricas Ed. Gustavo Gili Pag 69-79 1974

PLANTAS ELÉCTRICAS

h

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a (V 0  V 1)(m) g

h = Sobrepresión en metros a = Celeridad (m/seg). Vo = Velocidad de régimen (m/seg). V1 = Velocidad de régimen después del cierre (m/seg.) Esta sobrepresión se manifiesta a partir de la sección de cierre (distribuidor de la turbina), en un tramo de la tubería hacia arriba de longitud igual a L – a (Tr/2), para disminuir hacia la cámara de presión. 2.14 GOLPE DE ARIETE CON CIERRE LENTO En este caso el cierre se efectúa en un tiempo mayor a 2L/a. En la teoría de Allievi, se admite que el cierre del distribuidor es lineal y completo en Tr segundos; si бt representa la abertura del distribuidor correspondiente al instante t, que se convierte en cero para Tr, en el instante t, el grado de apertura vendrá expresado por:

nt 

t Tr  t t  1 0 Tr Tr

Las ecuaciones obtenidas por Allievi, permiten deducir en todos los casos las presiones y velocidades ante el distribuidor de la turbina para todos los valores comprendidos entre 0 y Tr. Este último puede expresarse en función μ por: tr = iμ + t1, siendo t1 < μ; por consiguiente i es el número de fases durante el tiempo de cierre cuyo valor será igual a cero para el caso de cierre brusco. El tiempo relativo de cierre θ, tiene por valor:

 

Tr Tr  2L  a

Por otra parte, el grado de apertura i al final de la fase i, y teniendo en cuenta que: t1 = i μ resultará:

 1

ti i i 1 1 Tr  

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

76

CENTRALES ELÉCTRICAS

i  1

1



La ecuación de Allievi para este caso de cierre lento de la tubería se escribirá entonces de la siguiente forma:

 12  2 1  (1  2 )  0 1

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

 1      212  1  2  1

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



aV 2 gH

Llamado también característica de conducción, designando en ella; V la velocidad que corresponde al régimen permanente, a la velocidad de las ondas y H la presión estática sobre el distribuidor. El valor máximo del golpe directo 21 tiene lugar para 1 = 0, o sea para el caso de cierre brusco, y por tanto, es el máximo que pueden alcanzar en el distribuidor la presión relativa 21 durante el cierre lineal cualquiera que fuere. El golpe de ariete límite o presión límite relativa, correspondiente al período perturbador se obtiene de la siguiente forma:

       1  ( )m  m     1  2  2  2

2

m

Elevada al cuadrado dará el golpe límite, o sea presión límite relativa, que corresponde al período perturbado. Para calcular la presión máxima 2 max en un cierre lineal, se determina el golpe directo 2i y el golpe límite mediante las anteriores fórmulas tomando para 2max el mayor valor de los hallados, se obtiene un resultado con suficiente aproximación. En el caso de cierre lineal lento, la sobrepresión decrece también linealmente, desde el distribuidor a la cámara de presión; por ello, en un punto a la distancia X a lo largo de la tubería y desde el origen, la

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sobrepresión tendrá por valor:

hx 

xh L

Allievi ha establecido un ábaco (Fig. 2.26) que permite en función de  y , obtener la máxima presión 2max para el cierre del distribuidor y también ha establecido como resumen de sus cálculos un ábaco que permite determinar la depresión máxima que se produce en este caso. El valor de  es según hemos visto, función de la velocidad Vo, de régimen permanente; si la tubería estuviese formada por varios tramos de distintos diámetros, entonces la velocidad que habría que introducir en el valor de  sería.

V 

L1V 1  L 2V 2  ...  LnVn L

En la que L1, L2, ...Ln son las diversas longitudes y V1, V2, ... Vn, las velocidades correspondientes al caudal de agua que se trate, en los varios diámetros de cada uno de los tramos. Hay que observar que, según Allievi, en la determinación de a, si se trata de tramos con características diferentes y para los cuales se calcula la celeridad media, am se parte del supuesto de que el fenómeno de régimen variable es de suficiente duración para que actúe la elasticidad de la tubería en su totalidad, es decir, que se trata de cierres o aperturas lentas, si tal no fuese no podría hacerse la sustitución del conducto real por otro ficticio y sería preciso seguir la onda en todas sus reflexiones parciales que corresponden a los cambios de características de la tubería. Pero, en la práctica, las maniobras rápidas, de duración inferior a la fase, aún cuando son posibles, ponen en juego únicamente variaciones más peligrosas, y por ello es posible la aplicación del método de sustitución indicado.

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CENTRALES ELÉCTRICAS

Fig. 2.26 Ábaco de Allievi para obtener la máxima presión al cerrar el distribuidor de la turbina.

PLANTAS ELÉCTRICAS

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Fig. 2.27 Ábaco de Allievi para obtener la máxima depresión al abrir el distribuidor de la turbina. Ejemplo 1 Una tubería de acero compuesta de dos tramos tiene las siguientes dimensiones L1 = 187 m. ; L2 = 173 m. ; e1 = 12 mm. ; e2 = 10 mm ; D1 = 0,87 m D2 = 0,95 m. La velocidad en la tubería es V1 = 5,6 m/seg ; V2 = 4,8 m/seg; el caudal es de 1,35 m3/seg. y la altura de carga es de 140 m. Determinar a) El tiempo de cierre mínimo para que la sobrepresión al final de la tubería no

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CENTRALES ELÉCTRICAS

exceda de el 60 % de la presión estática. b) El tiempo en el cual se produce la presión máxima c) Cuál será la máxima presión que se producirá al final de la tubería si el tiempo de cierre es de 1,75 seg. d) La sobrepresión si el cierre se produce en 0,9 seg. e) Qué depresión se producirá cuando se abra el distribuidor de la turbina en un tiempo de 2,3 seg. cuando la turbina se encuentra trabajando al 55 % de la plena carga. a) La velocidad promedio del agua en la tubería será:

V

L1V1  L2V2 187 * 5,6  173* 4,8 m   5,22 L 360 seg

La velocidad de propagación de las ondas (celeridad) será:

a1 

c 1

 D

E e c a2   D 1 E e L L am  1 2 L1 L2  a1 a2

1420  823,18(m / seg ) 0,87 1  0, 01 0, 012 1420   728, 21(m / seg ) 0,95 1  0, 01 0, 010 187  173   774, 63(m / seg ) 187 173  823,18 728, 21



La sobrepresión en metros de columna de agua es: H + h = 140 + 0,6 * 140 = 224 m. 2  max 



H  h 224   1,6 H 140

a *V 774, 63*5, 22   1, 47 2* g * H 2*9,81*140

Con 2 = 1,6 y  = 1,47 del ábaco de la figura 2.26 obtenemos:  = 3,2 Por tanto, el tiempo de cierre será:

PLANTAS ELÉCTRICAS

Tr 

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2 * L * 2 * 360 * 3,2   2,97( seg) a 775

b) Del ábaco (Fig. 2.27) para  = 3,2 y  = 1,47 corresponde la curva S = 1,6 por tanto, la presión máxima se obtiene en:

t  1, 6*   1, 6*

2L 2*360  1, 6  1,8*0,93  1, 48( seg ) a 774, 63

Lo que significa que la sobrepresión de 224 m de columna de agua, al cerrarse el distribuidor o aguja de la tobera de la turbina en 2,97 seg. se producirá al cabo de 1,48 segundos. c) Si el tiempo de cierre es de 1, 75 seg el cierre es lento ya que  = 0,93, es decir el periodo (tiempo que tarda la onda de choque en recorrer dos veces la longitud de la tubería en forma ascendente y descendente) es menor que 1,75 seg, por tanto:



aT 774, 63*1, 75   1,88 2L 2*360

Para  =1,88 ;  = 1,47 del ábaco 2.26 se tiene 2 = 2,4 con este dato la sobrepresión máxima en la tubería será:

2 

hH  h   2 H  H  2,4 *140  140  196(m) H

d) Para un tiempo de cierre de 0,9 seg el cierre se considera brusco y la sobrepresión puede calcularse con la fórmula

h

a 774, 63 (5, 22)  412, 4(m) V0  V1  (m)  g 9,81

e) La depresión que se produce al abrir el distribuidor en 2,3 seg para un caudal del 55% de la plena carga será:

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CENTRALES ELÉCTRICAS

V  0,55 * 5,22  2,87(m / seg)

aT 774, 63* 2,3   2, 48 2L 2*360 aV 774, 63* 2,87    0,8 2 gH 2*9,81*140



Del ábaco (Fig. 2.26) que se utiliza para depresión, para  = 2,48 y  = 0,8 se obtiene 2 = 0,47 con este dato la depresión será:

h1   2 H  H  0,47 *140  140  74(m) por debajo de la presión estática. Ejemplo 2 Una tubería de acero compuesta de dos tramos tiene las siguientes dimensiones L1 = 300 m.; L2 = 400 m.; e1 = 14 mm.; e2 = 17 mm; D1 = 1,27 m D2 = 1,35m. La velocidad en la tubería es V1 = 15,6 m/seg ; V2 = 16,8 m/seg; el caudal es de 2,35 m3/seg. y la altura de carga es de 340 m. Determinar a) El tiempo de cierre mínimo para que la sobrepresión al final de la tubería no exceda del 50 % de la presión estática. b) El tiempo en el cual se produce la presión máxima c) Cuál será la máxima presión que se producirá al final de la tubería si el tiempo de cierre es de 2 seg. d) La sobrepresión si el cierre se produce en 0,9 seg. e) Qué depresión se producirá cuando se abra el distribuidor de la turbina en un tiempo de 1,9 seg. cuando la turbina se encuentra trabajando al 60 % de la plena carga. a) La velocidad promedio del agua en la tubería será:

V

L1V1  L2V2 300 *15,6  400 *16,8 m   16,29 L 700 seg

La velocidad de propagación de las ondas (celeridad) será:

PLANTAS ELÉCTRICAS

a1 

c 1

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1420  744,57(m / seg) 14 1  0,01 127 1420   791,47(m / seg) 17 1  0,01 135 300  400   770,67(m / seg) 300 400  744,57 791,47



 D

E e c a2   D 1 E e L1  L2 am  L1 L2  a1 a 2

La sobrepresión en metros de columna de agua es: H + h = 340 + 0,5 * 340 = 510 m. 2  max 



H  h 510   1,5 H 340

a *V 775*16,29   1,88 2 * g * H 2 * 9,81* 340

Con 2 = 1,5 y  = 1,88 del ábaco de la figura 2.26 obtenemos:  = 4,8 Por tanto, el tiempo de cierre será:

Tr 

2 * L *  2 * 700 * 4,8   8,7( seg) a 770,67

b) Del ábaco (Fig. 2.26) para  = 4,8 y  = 1,88 corresponde la curva S = 2,7 por tanto, la presión máxima se obtiene en:

t  2,7 *   2,7 *

2L 2 * 700  2,7  2,7 *1,82  4,9( seg) a 775

Lo que significa que la sobrepresión de 510 m de columna de agua, al cerrarse el distribuidor o aguja de la tobera de la turbina en 8,7 seg. se producirá al cabo de 4,9 segundos.

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CENTRALES ELÉCTRICAS

c) Si el tiempo de cierre es de 2 seg el cierre es lento ya que  = 1,82, es decir el periodo (tiempo que tarda la onda de choque en recorrer dos veces la longitud de la tubería en forma ascendente y descendente) es menor que 1,82 seg, por tanto:



aT 770,67 * 2   1,1 2L 2 * 700

Para  =1,1 ;  = 1,88 del ábaco (Fig. 2.26) se tiene 2 = 4,5 con este dato la sobrepresión máxima en la tubería será:

2 

hH  h   2 H  H  4,5 * 340  340  1190(m) H

d) Para un tiempo de cierre de 0,9 seg el cierre se considera brusco y la sobrepresión puede calcularse con la fórmula

h

a V0  V1 (m)  770,67 (16,29)  1327,66(m) g 9,81

e) La depresión que se produce al abrir el distribuidor en 1,9 seg para un caudal del 60% de la plena carga será:

V  0,6 *16,29  9,77(m / seg) aT 770,67 *1,9    1,05 2L 2 * 700 aV 770.67 * 9,77    1,13 2 gH 2 * 9,81* 340 Del ábaco (Fig. 2.27) que se utiliza para depresión, para  = 1,05 y  = 1,13 se obtiene 2 = 0,18 con este dato la depresión será:

h1   2 H  H  0,18 * 340  340  278,8(m) por debajo de la presión estática.

PLANTAS ELÉCTRICAS

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2.15 TUBO DE ASPIRACIÓN La altura de aspiración del tubo difusor en las turbinas de reacción debe ser menor que la teórica (10,34 m a nivel del mar), las turbinas de pequeña potencia suelen instalarse con eje horizontal. Para la turbina Francis con rodete veloz y para la Kaplan de elevada y mediana potencia, se utiliza con preferencia el tipo de eje vertical. Las ventajas de este tipo radican en el mayor rendimiento con que trabajan a causa de la mejor regularidad del flujo, y la posibilidad de obtener una excelente recuperación de la energía cinética a la salida del rodete. También este tipo influye favorablemente en el fenómeno de la cavitación, que queda aminorado por el hecho de ser posible la colocación del rodete a muy pequeña altura sobre el nivel del agua del socaz y en algún caso bajo el nivel del mismo, como es necesario para las turbinas de elevada velocidad específica. La contrapresión ejercida por el nivel de las aguas es útil para evitar la cavitación. Fig. 2.27

Fig. 2.27 Tubo de aspiración

En las plantas hidroeléctricas de La Chojlla y Yanacachi se ha instalado un sistema de inyección de aire a la salida de la turbina (Fig. 2.28), esto permite que los efectos nocivos de la cavitación disminuyan, además de que la salida de agua es efectuada a contrapresión el nivel de las aguas en el reservorio de

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CENTRALES ELÉCTRICAS

descarga está por encima del nivel de descarga de la turbina.

Fig. 2.28 Sistema de Inyección de aire para reducir la cavitación 5

5 Fotos Ing. Adolfo Garrido Jefe de obras civiles, Hidroeléctrica Boliviana