I. INTRODUCCION Una central eléctrica es, esencialmente, una instalación que emplea en determinada cantidad una fuente de energía primaria para hacer girar (mediante agua, vapor o gas) las paletas de una turbina que, a su vez, hace girar una gran bobina en el interior de un campo magnético, generando así electricidad. Este principio es común al funcionamiento de la práctica totalidad de las centrales eléctricas existente en el mundo, salvo el caso de las instalaciones de tipo fotovoltáico. En 1820 el investigador Oersted, observó que cuando la corriente eléctrica circula por un hilo metálico colocado en la proximidad de una brújula, la aguja de esta última se mueve. Oersted dedujo, en consecuencia, que toda corriente eléctrica produce un campo magnético. Años más tarde, Faraday demostró que también era posible el fenómeno opuesto. Comprobó que, si se mueve un imán cerca de un hilo metálico en espiral o en bobina (que no está conectado a una pila), por el hilo circula electricidad. Lo mismo sucede cuando se mueve la bobina y se mantiene fijo el imán: se consigue una circulación de electricidad, que recibe el nombre de corriente inducida. Es ésta, en última instancia, la base de las actuales centrales eléctricas; se trata de hacer girar campos magnéticos de gran intensidad inducidos en el rotor de los alternadores cerca de grandes bobinas situadas en el estátor de los mismos para generar así una corriente eléctrica. El papel de las distintas fuentes energéticas utilizadas en las centrales eléctricas, es procurar la generación de la energía mecánica precisa para la producción de electricidad. En el caso de las centrales hidroeléctricas, es el agua de una corriente natural o artificial la que por efecto de un desnivel, cae con fuerza sobre el grupo turbina−alternador de la central, dando lugar a la producción de energía eléctrica. En el caso de las centrales termoeléctricas clásicas, es la combustión en una caldera de determinados combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas) lo que provoca la generación de una energía calorífica que vaporiza el agua que circula por una serie de conductos. Este vapor de agua es el agente que acciona las palas de la turbina, convirtiendo la energía calorífica en energía mecánica, la cual da lugar posteriormente a la generación de energía eléctrica. En las centrales termoeléctricas nucleares, la fisión de átomos de uranio por impacto de un neutrón provoca la liberación de una gran cantidad de energía, la cual vaporiza el fluido que circula por una serie de tubos, convirtiéndolo en un vapor que, a su vez, acciona un grupo turbina−alternador produciendo electricidad. En las termoeléctricas solares, la energía del Sol calienta un fluido que, a su vez, transforma en vapor un segundo fluido que circula por unos conductos, siguiéndose a partir de aquí el ciclo ya descrito. En definitiva, se trata en todos los casos de utilizar una fuente de energía que, bien directamente (centrales hidráulicas, maremotrices...), bien mediante la conversión de un líquido en vapor (centrales termoeléctricas), pone en movimiento una turbina y un alternador a ella asociado para producir energía eléctrica. LAS CENTRALES ELÉCTRICAS EN ESPAÑA En los primeros años de la historia eléctrica española, la mayor parte de las centrales eléctricas existentes eran accionadas por motores térmicos de gas pobre. En otros casos, se trataba de molinos u otras formas rudimentarias de aprovechamientos hidráulicos. De acuerdo con la primera estadística eléctrica oficial realizada en el país, correspondiente al año 1901, existían entonces 861 centrales con una potencia instalada de 127.940 HP, de la cual el 61% era termoeléctrica y el 39% hidroeléctrica. Algo más de ocho décadas más tarde, es decir, a finales de 1984, funcionaban 1.311 centrales que sumaban una potencia de 38.919 MW. De ésta, el 36,3% era de carácter hidroeléctrico, el 51,2% correspondía a centrales termoeléctricas convencionales (que consumen fuel−oil, carbón o gas) y el 12,5% restante, a centrales termoeléctricas nucleares. Del conjunto de instalaciones en servicio, 1.131 eran hidroeléctricas, 173 eran termoeléctricas convencionales y las 7 restantes, nucleares. Aparte de las mencionadas, España poseía en esa fecha cuatro centrales solares de carácter experimental en funcionamiento que sumaban 2,3 MW. 1

En la actualidad, por lo tanto, las centrales eléctricas españolas utilizan, para generar electricidad, saltos de agua naturales o artificiales, lignito, hulla, antracita, fuel−oil, gas natural, gas procedente de altos hornos siderúrgicos, uranio y la energía que viene del sol. En 1984, por ejemplo, las centrales eléctricas de la España peninsular disponían de una capacidad de embalse de agua en aprovechamientos hidroeléctricos de más de 17.300 millones de kw/h y utilizaron 143,2 millones de toneladas de hulla y antracita, 24 millones de toneladas de lignitos, 1.9 millones de toneladas de fuel−oil y 1.851 millones de metros cúbicos de gas, amén de uranio y energía solar. La producción española total de energía eléctrica fue de 119.786 millones de Kw/h repartidos así: 27,7% de origen hidroeléctrico; 53,0% de origen termoeléctrico nuclear. Desde las primitivas centrales térmicas de gas pobre, propias de finales del, pasado siglo, hasta la estructura productiva de 1984, se ha recorrido un largo camino que ha permitido aprovechar cuantos combustibles y fuentes energéticas tiene España a su alcance, a los costes, tecnologías y garantías de suministro que el país puede asumir. La utilización de esta amplia gama de fuentes energéticas exige la puesta en servicio de centrales eléctricas que incorporan tecnologías acordes con una explotación eficaz y un alto rendimiento de la fuente que cada una de ellas emplea. El funcionamiento de todas las centrales eléctricas tiene unos fundamentos comunes. Sin embargo, cada central (dependiendo de la fuente que utiliza y de las tecnologías que incorpora) presenta características propias. Todo lo que sigue a continuación, tiene por objeto, la descripción, del funcionamiento básico de los diferentes tipos de centrales eléctricas existentes. II. LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS Las centrales hidroeléctricas tiene por fin aprovechar, mediante un desnivel, la energía potencial contenida en la masa de agua que transportan los ríos para convertirla en energía eléctrica, utilizando turbinas acopladas a alternadores. En algunos casos muy localizados, en los que el caudal del río asegura una aportación regular de agua, la energía potencial de ésta puede ser aprovechada directamente sin necesidad de embalsar previamente el agua o bien utilizando un embalse muy reducido. Este tipo de centrales recibe el nombre de centrales fluyentes. En los casos más habituales, por el contrario, una cantidad apreciable de agua es retenida mediante una presa, formando así un embalse o lago artificial del que se puede generar un salto de agua, para liberar eficazmente la energía eléctrica. Son las centrales con regulación. Ateniéndose a la estructura de la central propiamente dicha, existen muy diferentes esquemas de emplazamientos hidroeléctricos, dado que las características orográficas del lugar donde se asienta la central condicionan en gran medida dicho esquema. No obstante, todos ellos pueden ser reducidos a dos modelos, de modo que cada emplazamiento particular suele ser una variante de uno de ellos o una combinación de ambos. El primer esquema, llamado aprovechamiento por derivación de las aguas, consiste básicamente en desviar las aguas del río, mediante una pequeña presa, hacia un canal que las conduce, con una pérdida de nivel tan pequeña como sea posible, hasta un pequeño depósito llamado cámara de carga. De esta cámara arranca una tubería forzada que conduce el agua hasta la sala da máquinas de la central. Posteriormente, el agua es restituida al río aguas abajo utilizando un canal de descarga. El segundo, denominado aprovechamiento por acumulación de las aguas, consiste en construir, en un tramo del río que ofrece un apreciable desnivel, una presa de determinada altura. El nivel del agua se situará entonces en un punto sensiblemente cercano al extremo superior de la presa. A media altura de la presa, para aprovechar el volumen de embalse a cota superior, se encuentra la toma de aguas, y en la base inferior (aguas abajo de la presa), la sala de máquinas, provistas del grupo (o grupos) turbina − alternador. La central 2

asociada a este tipo de aprovechamientos suele recibir el nombre de Central de pie de presa. Conviene señalar que esta doble división (centrales fluyentes y de regulación, de un lado; aprovechamientos por derivación y por acumulación, de otro) no es excluyente en términos absolutos. En otras palabras, hay unos aprovechamientos hidroeléctricos en servicio. COMPONENTES DE UN APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO Presa En la generalidad de los aprovechamientos hidráulicos, la presa es un elemento esencial y, como se ha señalado anteriormente, su configuración depende en gran medida de las características orográficas tanto de terreno como del curso del agua sobre el cual se instala el aprovechamiento. Esto da lugar a soluciones distintas que, a su vez, se materializan en presas distintas. No obstante, puede indicarse, para simplificar (y tomando como criterio las características de los muros de la presa), que existen dos grandes tipos de presas, de las cuales se derivan todas las demás: las presas de gravedad y las de bóveda. En las primeras, la contención se realiza por el propio peso del muro de la presa. La mole de esta pared es, a veces, tan importante que, sin afectar a la seguridad de la instalación permite economizar materiales de construcción. Se dice entonces que es una presa de gravedad aligerada. El segundo tipo de presa (las de bóveda) consigue la contención de las aguas y la estabilidad del muro mediante el empuje que los extremos del arco formado por la presa ejercen sobre las paredes laterales de la roca. Aliviaderos y tomas de agua Aparte de los muros, hay otros elementos esenciales en una presa. Los aliviaderos, por ejemplo, tienen por misión liberar parte del agua retenida sin que ésta pase previamente por la sala de máquinas. Se encuentra generalmente en la pared principal de la presa y pueden ser de fondo o de superficie. Las operaciones del alivio suelen llevarse a cabo cuando se producen grandes avenidas en el río o para atender necesidades de riego. Para evitar que el agua, al quedar liberada, pueda causar daños en su caída a los terrenos situados aguas abajo de la presa, se construyen aliviaderos tales que logran la disipación de la energía de caída del agua. Para ello, habitualmente se instalan cuencos de amortiguación acompañados en ocasiones de dientes en lugares adecuados, que ayudan a romper o a guiar la corriente, de manera que se consigue la máxima eficacia en la amortiguación de la energía de caída. Para regular la salida del agua por los aliviaderos, se utiliza compuertas metálicas de gran tamaño. El diseño de los aliviaderos, por último, exige cálculos muy detallados y estudios previos sobre los posibles efectos destructivos del agua, los cuales suelen realizarse en modelos reducidos, aplicando posteriormente el factor de escala correspondiente. En la pared anterior de la presa (es decir, la que da al embalse), se instalan tomas de agua, de las que parten varias conducciones hacia las turbinas. En las tomas, aparte de una serie de compuertas que permiten regular la cantidad de agua que ha de llegar a la sala de máquinas, se colocan rejillas metálicas que impiden que elementos extraños (ramas, troncos, etc.) puedan alcanzar la sala de máquinas y dañar las turbinas. La Central Hidroeléctrica propiamente dicha Hasta ahora, la mayor parte de los componentes descritos pueden ser considerados comunes a cualquier aprovechamiento hidráulico, independientemente de su posible finalidad. Ahora bien, si el embalse constituye un salto, es decir si se trata de una instalación que utiliza agua para generar energía eléctrica, el aprovechamiento posee además una sala de máquinas que alberga a los equipos eléctricos de la central: los 3

grupos turbina−alternador. Según sean las características del salto de agua, altura y caudal, las turbinas instaladas serán unas u otras. Las más utilizadas son: las Pelton, de uno o varios inyectores, las Francis y las Kaplan. Las primeras suelen ser utilizadas en centrales con gran salto y caudal regular; las Francis, en centrales de saltos intermedios con caudales variables, y las Kaplan, en instalaciones de poca altura y grandes variaciones de caudal. En todos los casos, la turbina es solidaria al eje del rotor del alternador, por lo que, al presionar el agua sobre los álabes de la turbina, se produce un giro en el rotor y, consecuentemente, se inducirá en el estator una corriente eléctrica de alta intensidad y media tensión. Esta, mediante un transformador, pasará a ser de baja intensidad y alta tensión, apta por lo tanto para su transporte y distribución para su consumo. Aunque existe una potencia máxima suministrable por el alternador, la potencia de una central hidroeléctrica depende fundamentalmente del caudal y la presión del agua para los que está diseñada la turbina, de acuerdo con las características del salto. FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA Por la acción de una presa, ubicada en el lecho de un río, se acumula una cierta cantidad de agua formando un embalse. Con el fin de generar un salto, cuya energía potencial puede transformarse en eléctrica, se sitúan, en aguas arriba de la presa, las tomas, formadas por una bocina de admisión, protegida por una rejilla metálica, y por una cámara de compuertas que controla la admisión de agua a una tubería forzada. Normalmente, ésta atraviesa el cuerpo de la presa y tiene por fin llevar el agua desde las tomas a las máquinas de la central. El agua, en la tubería forzada, transforma su energía potencial en cinética, es decir, adquiere velocidad. Al llegar a las máquinas, actúa sobre los álabes del rodete de la turbina, haciéndolo girar y perdiendo energía. El rodete de la turbina está unido por un eje al rotor del alternador, que, al girar con los polos excitados por una corriente continua, induce una corriente alterna en las bobinas del estator del alternador. El agua una vez que ha cedido su energía, es restituida al río, aguas abajo de la central. Solidario con el eje de la turbina y el alternador, gira un generador de corriente continua, llamado excitatriz, que se utiliza para excitar los polos del rotor del alternador.

En los terminales del estátor aparece, así, una corriente eléctrica alterna, de media tensión y alta intensidad. Mediante un transformador, la corriente pasa a ser de baja intensidad y alta tensión, de forma que puede ser transportada a los centros de distribución y consumo. Normalmente, una central dispone de más de un grupo turbina−alternador. Todo el conjunto de turbinas suele estar alojado en una sala de máquinas o en un edificio de la central propiamente dicho. EL PARQUE HIDROELÉCTRICO ESPAÑOL El conjunto de las centrales hidroeléctricas que había en España a finales de 1984 sumaba una potencia conjunta de 14119 MW, lo que representaba el 36.3% de la potencia eléctrica en funcionamiento. El parque español ocupa el octavo lugar entre los 24 países que componen la OCDE y supera a las naciones del COMECON exceptuando a la U.R.S.S. No obstante, al revés de lo que ocurre generalmente con las centrales termoeléctricas clásicas y nucleares, en las centrales hidroeléctricas no existe una relación directa entre su potencia instalada y su producción eléctrica, ya que ésta no sólo depende de la primera, sino también (y muy fundamentalmente) del régimen de lluvias y del caudal de los ríos. En España, en particular, la pluviosidad tiene un carácter irregular, variando 4

acusadamente de unos años a otros y de unas zonas a otras. Asimismos, los ríos no son, en general, ni muy largos ni muy caudalosos. De ahí que haya años en los que la producción de origen hidroeléctrico se mantenga superior a la estimada para el año hidráulico medio (1979 es un claro ejemplo, con una producción hidroeléctrica de 47.473 millones de kw/h, que suponía el 45% de la producción eléctrica total de dicho año) y años en los que la producción sea netamente inferior (por ejemplo, 1981, en el que la producción hidroeléctrica se situó en 23.178 millones de kw/h, el 21% de la energía eléctrica total producida; sin embargo, la potencia hidroeléctrica instalada en este último año (13.579 MW) era superior a los 13.515 MW instalados en el año 1979) De las centrales hidroeléctricas instaladas a finales de 1984 en España, 17 tenían una potencia superior a 200 MW, las cuales suponían alrededor del 45% de la potencia hidroeléctrica existente. Entre ellas, las de mayor potencia instalada son las de José Mª de Oriol con 915,2 MW, la de Villarino con 810 MW y la de Aldeadávila con 718,2 MW, situadas respectivamente sobre los ríos Tajo, Tormes y Duero. En el futuro, el desarrollo hidroeléctrico español estará dedicado fundamentalmente a potenciar el papel cada vez más especializado que se encomienda de forma creciente a los aprovechamientos hidroeléctricos: hacer frente a las variaciones instantáneas de la demanda eléctrica y suministrar energía en las horas puntas. Esto se logrará mediante ampliación, modernización y automatización de las centrales existentes y construyendo nuevos aprovechamientos de estas características, dotados eventualmente de grupos de bombeo. Ello debe hacerse al ritmo que exija el aumento de las necesidades de este tipo de energía especializada.

El desarrollo hidroeléctrico será, pues, más significativo en calidad que en cantidad, ya que el potencial hidroeléctrico utilizable, sobre todo con grandes aprovechamientos, está llegando a su límite superior y la construcción de nuevas plantas de este tipo podría entrar en muchos casos en conflicto con otras formas de utilización del suelo y de los recursos hidráulicos, o se realizaría a costes muy elevados, que encarecerían notablemente la energía eléctrica que se pudiera producir. Por otro lado, existe un programa de construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas (especialmente en desniveles ya existentes) y de modernización, rehabilitación y automatización de antiguas instalaciones. LAS MINICENTRALES HIDROELÉCTRICAS Suele designarse con el nombre de minicentrales hidroeléctricas a aquéllas cuya potencia está comprendida entre los 250 kW y los 5000 kW. Históricamente, estas centrales fueron la base de la producción de energía eléctrica en los pequeños núcleos rurales. Estas instalaciones han recibido en los últimos años una especial atención por parte del sector eléctrico y de la Administración. En 1981 se puso en marcha un Plan Acelerado de Construcción de Minicentrales Hidroeléctricas, plan que prevé, en su 1ª fase, la actuación sobre 113 centrales de potencia comprendida entre los escalones anteriormente citados. En 39 de ellas, la acción consiste en su recuperación, dado que actualmente se encuentran fuera de servicio; en otras 19, consiste en la realización de nuevas instalaciones o en la ampliación de plantas ya existentes. Por último, en las 55 centrales restantes el objeto del Plan es su automatización y modernización. En conjunto esta 1ª fase del programa supondrá un incremento en la potencia instalada del parque hidroeléctrico español de 101,4 MW, que proporcionará una producción anual estimada (supuesto un año hidráulico medio) de 355,2 millones de kw/h, mediante una inversión de 6.555 millones de Pts. LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE BOMBEO Las centrales de bombeo son un tipo especial de centrales hidroeléctricas que contribuye a obtener un empleo 5

más eficaz de los recursos energéticos nacionales. Las centrales hidroeléctricas de bombeo disponen de dos embalses situados a diferente altura. En las horas del día en las que se produce una mayor demanda de energía eléctrica (horas punta de la demanda), la central de bombeo opera como una central hidroeléctrica convencional: el agua almacenada en el embalse superior, en su caída hace girar el rodete de una turbina asociada a un alternador. Después de realizar esta operación, el agua queda almacenada por acción de la presa situada en el embalse inferior. Durante las horas del día en las que la demanda de electricidad se encuentra en los niveles más bajos (horas valle), el agua almacenada en el embalse inferior es bombeada al embalse superior para que se pueda volver a realizar el ciclo productivo. Para ello, la central dispone de grupos moto−bombas o, alternativamente, sus turbinas son reversibles, de modo que pueden actuar como bombas, funcionando los alternadores como motores.

Para comprender el papel que realizan las centrales de bombeo, conviene recordar que la demanda diaria de energía eléctrica no es constante, sino que sufre importantes variaciones según las horas del día. Las centrales termoeléctricas no pueden adaptarse a estos bruscos cambios de la demanda, ya que, por sus características técnicas, son especialmente indicadas para producir de forma prácticamente estable la mayor cantidad de energía eléctrica. Esto quiere decir que, cuando la demanda diaria se sitúa en sus niveles más bajos, las centrales termoeléctricas, pese a estar funcionando en ese momento a su mínimo técnico, generan un volumen de energía eléctrica que se encuentra por encima de la demanda existente en esas horas del día. Pues bien, esta energía eléctrica, que no puede ser almacenada ni absorbida por el mercado, es utilizada en las centrales de bombeo para elevar el agua del embalse inferior al embalse superior. De esta forma, una vez recuperada el agua, las centrales de bombeo podrán ser utilizadas como centrales hidroeléctricas convencionales en el próximo período diario de mayor demanda. En definitiva, las centrales de bombeo permiten aprovechar una producción de energía eléctrica que, de otro modo, tendría que ser despilfarrada, colaborando además a un mejor empleo de los recursos hidráulicos nacionales. Existen dos tipos de centrales de bombeo: cuando la central necesita que se bombee previamente el agua desde el embalse inferior hasta el superior como condición indispensable para producir energía eléctrica, se dice que es una central de bombeo puro. En el caso de que la central pueda producir energía indistintamente con o sin bombeo previo, se trata de una central mixta con bombeo. España cuenta actualmente con veinte centrales hidroeléctricas de este tipo. Trece son centrales mixtas con bombeo y suman un total de 1.919,3 MW de potencia instalada; las otras siete son de bombeo puro y suman 1.759,3 MW de potencia. Las mayores son Villarino (810 MW) y Conso (228 MW), entre las centrales mixtas con bombeo, y Tajo de la Encantada (360 MW) y Aguayo (339,2 MW) entre las de bombeo puro. En total, la potencia instalada en España en grupos de bombeo de uno u otro tipo alcanza los 3.678,6 MW a finales de 1985. FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BOMBEO Durante las horas en las que la demanda diaria de energía eléctrica alcanza sus máximos valores, la central de bombeo funciona como cualquier otra central hidroeléctrica, es decir, el agua que ha sido acumulada en el embalse superior llega, a través de una conducción (un túnel o mediante tubería), a la sala de máquinas de la central eléctrica propiamente dicha. Allí, el agua mueve en su caída los rodetes de las turbinas, generando una corriente eléctrica que es transportada mediante líneas de alta tensión hacia los centros de distribución y consumo. El agua es posteriormente dirigida, mediante desagües, al pantano inferior. En ocasiones, puede ser vertida directamente a una corriente natural de agua. Cuando la demanda diaria de energía eléctrica se sitúa en sus niveles más bajos, se aprovecha el volumen de 6

energía que las centrales termoeléctricas (funcionando a su mínimo técnico) producen por encima de las necesidades del mercado, para accionar un motor situado en la sala de máquinas que, poniendo en funcionamiento una bomba, eleva el agua que se encuentra en el embalse inferior hasta el embalse superior a través del túnel. Lo normal es que sea el propio alternador de la central, funcionando como motor, el que accione el rodete de la turbina, la cual actúa como bomba (máquinas reversibles). Una vez efectuada la operación de bombeo, el agua almacenada en el embalse superior está en condiciones de repetir el ciclo productivo citado.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA El funcionamiento de una central hidroeléctrica a pie de presa, como la representada en la figura, (anexo I), es básicamente el siguiente: por la acción de una presa (2), ubicada en el lecho del río, se acumula una cierta cantidad de agua formando un embalse (1). Con el fin de generar un salto, se sitúan aguas arriba de la presa, generalmente a cierta profundidad, para aprovechar volumen de embalse, tomas de agua formadas por una bocina de admisión, protegida por una rejilla metálica (3) y por compuertas. que controlan la admisión del agua a una tubería forzada (4). Esta atraviesa normalmente el cuerpo de la presa y tiene por fin llevar el agua desde las tomas hasta las máquinas de la central. Al llegar a las máquinas, el agua hace girar el rodete de la turbina (6) de cada grupo, que va acoplada a un generador de corriente alterna (alternador) mediante un eje (7), y posteriormente es restituida al río. Solidario al eje (7), y para que pueda girar con él, el grupo de turbina−alternador dispone de un generador de corriente continua (8), que tiene por fin producir una corriente eléctrica continua suficiente como para excitar los electroimanes del rotor del alternador, quienes, a su vez, inducen en su giro una corriente eléctrica en el estátor. En los terminales de éste aparecerá entonces una corriente alterna de media tensión y alta intensidad. Mediante transformadores (10), la corriente pasa a ser de baja intensidad y alta tensión, de forma que puede ser transportada (9), con pocas pérdidas, a los centros de distribución y consumo. Normalmente, una central hidroeléctrica dispone de varios grupos turbina−alternador (5). El conjunto de los grupos suele alojarse en una sala de máquinas o edificio de la central propiamente dicho.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BOMBEO (Funcionamiento figura−anexo II) Durante las horas en las que la demanda diaria de energía eléctrica alcanza sus máximos valores, la central de bombeo funciona como cualquier otra central hidroeléctrica. Es decir, el agua que ha quedado acumulada en el embalse superior (1) por efecto de la presa (2) llega, a través de una galería de conducción (3) (generalmente, un túnel de hormigón, forrado interiormente de acero), a una tubería forzada (5), por la que es conducida hasta la sala de máquinas de la central eléctrica propiamente dicha (6). Allí, el agua, en su caída, hace girar los rodetes de las turbinas (7) instaladas en la sala de máquinas, generando una corriente eléctrica que es transportada (9), mediante líneas de alta tensión hacia los centros de distribución y consumo. El agua, una vez que ha provocado la generación de electricidad, sale al exterior por varios desagües (8) y queda almacenada en el embalse inferior (10). Cuando la demanda diaria de energía eléctrica se sitúa en sus niveles más bajos, se aprovecha la energía sobrante que las centrales termoeléctricas (funcionando a su mínimo técnico) producen por encima de las 7

necesidades del mercado para accionar un motor situado en la sala de máquinas (6) que, poniendo en funcionamiento una bomba, eleva el agua que se encuentra en el embalse inferior hasta el embalse superior (1) a través de la tubería (5). El agua puede ser elevada por un grupo de motor−bomba, instalado exprofeso para ello, o por las propias turbinas de la central (si estas turbinas son reversibles), accionadas por los alternadores, que funcionan como motores. Una vez efectuada la operación de bombeo, el agua almacenada en el embalse (1) está en condiciones de repetir el ciclo productivo.

III. LAS CENTRALES TERMOELECTRICAS CLASICAS Se denominan centrales termoeléctricas clásicas o convencionales aquellas centrales que producen energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel−oil o gas en una caldera diseñada al efecto. El apelativo de clásicas o convencionales sirve para diferenciarlas de otros tipos de centrales termoeléctricas (nucleares y solares, por ejemplo), las cuales generan electricidad asimismo a partir de un ciclo termodinámico, pero mediante fuentes energéticas distintas de los combustibles fósiles empleados en la producción de energía eléctrica desde hace décadas y, sobre todo, con tecnologías diferentes y mucho más recientes que las de las centrales termoeléctricas clásicas. Independientemente de cual sea el combustible fósil que utilicen (fuel−oil, carbón o gas), el esquema de funcionamiento de todas las centrales termoeléctricas clásicas es prácticamente el mismo. Las únicas diferencias consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y en el diseño de los quemadores de la misma, que varían según sea el tipo de combustible empleado. Una central termoeléctrica clásica posee, dentro del propio recinto de la planta, sistemas de almacenamiento del combustible que utiliza (parque de carbón, depósitos de fuel−oil) para asegurar que se dispone permanentemente de una adecuada cantidad de éste. Si se trata de una central termoeléctrica de carbón, el mineral (hulla, antracita, lignito...) es previamente triturado en molinos pulverizadores hasta quedar convertido en un polvo muy fino para facilitar su combustión. De los molinos es enviado a la caldera de la central mediante chorros de aire precalentado. Si es una central termoeléctrica de fuel−oil, éste es precalentado para que fluidifique, siendo inyectado posteriormente en quemadores adecuados a este tipo de combustibles. Si es una central termoeléctrica de gas, los quemadores están asimismo concebidos especialmente para quemar dicho combustible. Hay, por último, centrales termoeléctricas clásicas cuyo diseño les permite quemar indistintamente combustibles fósiles diferentes (carbón o gas, carbón o fuel−oil, etc.). Reciben el nombre de centrales termoeléctricas mixtas. Una vez en la caldera, los quemadores provocan la combustión del carbón, fuel−oil o gas, generando energía calorífica. Esta convierte, a su vez, en vapor a alta temperatura el agua que circula por una extensa red formada por miles de tubos que tapizan las paredes de la caldera. Este vapor entra a gran presión en la turbina de la central, la cual consta de tres cuerpos (de alta, media y baja presión, respectivamente) unidos por un mismo eje.

En el primer cuerpo (alta presión) hay centenares de álabes o paletas de pequeñas tamaño. El cuerpo de media presión posee asimismo centenares de álabes, pero de mayor tamaño que los anteriores. El de baja presión, por último, tiene álabes aún más grandes que los precedentes. El objetivo de esta triple disposición es aprovechada al máximo la fuerza del vapor, ya que éste va perdiendo presión progresivamente, por lo cual los álabes de la 8

turbina se hacen de mayor tamaño cuando se pasa de un cuerpo a otro de la misma. Hay que advertir, por otro lado, que este vapor, antes de entrar en la turbina, ha de ser cuidadosamente deshumidificado. En canso contrario, las pequeñísimas gotas de agua en suspensión que transportaría serían lanzadas a gran velocidad contra los álabes, actuando como si fueran proyectiles y erosionando las paletas hasta dejarlas inservibles. El vapor de agua a presión, por lo tanto, hace girar los álabes de la turbina generando energía mecánica. A su vez, el eje que une a los tres cuerpos de la turbina (de alta, media y baja presión) hace girar al mismo tiempo un alternador unido a ella, produciendo así energía eléctrica. Esta es vertida a la red de transporte a alta tensión mediante la acción de un transformador. Por su parte, el vapor (debilitada ya su presión) es enviado a unos condensadores. Allí es enfriado y convertido de nuevo en agua. Esta es conducida otra vez a los tubos que tapizan las paredes de la caldera, con lo cual el ciclo productivo puede volver a iniciarse. CENTRALES TERMOELÉCTRICAS Y MEDIO AMBIENTE Para evitar que el funcionamiento de las centrales termoeléctricas clásicas pueda dañar el entorno natural, estas plantas llevan incorporados una serie de sistemas y elementos que afectan a la estructura de las instalaciones, como es el caso, por ejemplo, de las torres de refrigeración. La incidencia de este tipo de centrales sobre el medio ambiente se produce por la emisión de residuos a la atmósfera y por vía térmica. Por lo que se refiere al primero de los aspectos citados, esa clase de contaminación ambiental es prácticamente despreciable en el caso de las centrales termoeléctricas de gas y escasa en el caso de las de fuel−oil, pero exige, sin embargo, la adopción de importantes medidas en las de carbón. La combustión del carbón, en efecto, provoca la emisión al medio ambiente de partículas y ácidos de azufre. Para impedir que estas emisiones puedan perjudicar el entorno de la planta, dichas centrales poseen chimeneas de gran altura (se están construyendo chimeneas de más de 300 metros) que dispersan dichas partículas en la atmósfera, minimizando su influencia. Además, poseen filtros electrostáticos o precipitadores que retienen buena parte de las partículas volátiles en el interior de la central. Por lo que se refiere a las centrales de fuel−oil, su emisión de partículas sólidas es muy inferior, y puede ser considerada como insignificante. Sólo cabe tener en cuenta la emisión de hollines ácidos (neutralizados mediante la adición de neutralizantes de la acidez) y (la de óxidos de azufre) minimizada por medio de diversos sistemas de purificación. En cuanto a la contaminación térmica, ésta es combatida especialmente a través de la instalación de torres de refrigeración. Como se señalaba anteriormente, el agua que utiliza la central, tras ser convertida en vapor y empleada para hacer girar la turbina, es enfriada en unos condensadores para volver posteriormente a los conductos de la caldera. Para efectuar la operación de refrigeración, se emplean las aguas de algún río próximo o del mar, a las cuales se transmite el calor incorporado por el agua de la central que pasa por los condensadores. Si el caudal del río es pequeño, y a fin de evitar la contaminación térmica, las centrales termoeléctricas utilizan sistemas de refrigeración en circuito cerrado mediante torres de refrigeración.

En este sistema, el agua caliente que proviene de los condensadores entra en la torre de refrigeración de una altura determinada. Se produce en la torre un tiro natural ascendente de aire frío de manera continua. El agua, al entrar en la torre, cae por su propio peso y se encuentra en su caída con una serie de rejillas dispuestas de modo que la pulverizan y la convierten en una lluvia muy fina. Las gotas de agua, al encontrar en su caída la corriente de aire frío que asciende por la torre, pierden su calor. Por último, el agua así enfriada vuelve a los condensadores por medio de un circuito cerrado y se continúa el proceso productivo sin daño alguno para el medio ambiente.

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Cabe mencionar, por último, que diversos países (entre ellos, España) están desarrollando proyectos de investigación que permiten aprovechar las partículas retenidas en los precipitadores y los afluentes térmicos de estas centrales de manera positiva. Así, se estudia la posibilidad de emplear cenizas volantes, producidas por la combustión del carbón, como material de construcción o para la recuperación del aluminio en forma de alúmina. Y se utilizan los efluentes térmicos de estas plantas para convertir en zonas cultivables extensiones de terreno que antes no lo eran, o para loa cría de determinadas especies marinas, cuya reproducción se ve favorecida gracias al aumento de la temperatura de las aguas en las que se desarrollan. NUEVAS TECNOLOGIAS Asimismo, se están llevando a cabo investigaciones para obtener un mejor aprovechamiento del carbón, como son la gasificación del carbón in situ o la aplicación de máquinas hidráulicas de arranque de mineral y de avance continuo, que permiten la explotación de yacimientos de poco espesor o de yacimientos en los que mineral se encuentra demasiado disperso o mezclado. El primero de los sistemas mencionados consiste en inyectar oxígeno en el yacimiento, de modo que se provoca la combustión del carbón y se produce un gas aprovechable para la producción de energía eléctrica mediante centrales instaladas en bocamina. El segundo, en lanzar potentes chorros de agua contra las vetas de mineral, lo que da lugar a barros de carbón, los cuales son evacuados fuera de la mina por medio de tuberías. Otras nuevas tecnologías que están siendo objeto de investigación pretenden mejorar el rendimiento de las centrales termoeléctricas de carbón, actualmente situado entre el 30% y el 40%. Destaca entre ellas la combustión de carbón en lecho fluidificado, que (según determinadas estimaciones) permitiría obtener rendimientos de hasta el 50%, disminuyendo al mismo tiempo la emisión de anhídrido sulfuroso. Consiste en quemar carbón en un lecho de partículas inertes (de caliza, por ejemplo), a través del cual se hace pasar una corriente de aire. Esta soporta el peso de las partículas y las mantiene en suspensión, de modo que da la impresión de que se trata de un líquido en ebullición. Otras investigaciones, por último, intentan facilitar la sustitución del fuel−oil en las centrales termoeléctricas para contribuir a reducir la dependencia respecto del petróleo. Cabe citar en este sentido proyectos que pretenden conseguir una adecuada combustión de mezclas de carbón y fuel (coal−oil mixture: COM) o de carbón y agua (CAM) en las centrales termoeléctricas equipadas para consumir fuel−oil. EL PARQUE TERMOELÉCTRICO CLASICO ESPAÑOL España contaba, a finales de 1984, con 173 centrales termoeléctricas clásicas con un total de 19.915 MW de potencia, que representaba en ese año el 51,2% de la instalada en el país y estaba distribuida de la siguiente forma: el 43% en centrales termoeléctricas de combustibles líquidos, el 47% en centrales de carbón y el 10% en centrales equiparadas para consumir varios combustibles (carbón y gas, fuel−oil y gas, etc.). Si se compara el parque termoeléctrico clásico español con el de las naciones más desarrolladas del mundo, puede comprobarse que se encuentra en un nivel acorde con el lugar que ocupa el país en el concierto económico internacional. En 1983, el parque termoeléctrico clásico español era superior por su potencia al de seis de las diez naciones que componen la Comunidad Económica Europea (CEE) y, en el conjunto de las naciones del mundo, ocupaba el decimosexto lugar en 1980 por su potencia. Entre las centrales termoeléctricas españolas de carbón en servicio a finales de 1984, la de mayor potencia es la de Puentes de García Rodríguez, situada en la provincia de La Coruña. Quema lignitos y cuenta con cuatro grupos que suman 1.400 MW de potencia. A continuación, se encuentran las de Compostilla, con cinco grupos que consumen hulla y antracita y suman 1.312 MW, y la de Teruel, con tres grupos que consumen lignitos y suman una potencia de 1.050 MW. Del resto, hay seis que poseen una potencia superior a los 500 MW (Soto de la Ribera, La Robla, Narcea, Lada, Meirama y Carboneras) y cinco más que superan los 100 MW. 10

En los últimos años, España ha desarrollado un amplio esfuerzo para potenciar el papel de las centrales termoeléctricas de carbón en el conjunto del parque eléctrico del, país, como parte de la política encaminada a reducir la dependencia respecto del petróleo y a diversificar el abastecimiento energético. Así, en 1979 se puso en marcha el Plan Acelerado de Centrales Térmicas de Carbón. Dicho plan preveía la puesta en marcha de siete nuevos grupos de carbón que se encontraban ya todos ellos en servicio a finales de 1985: cuatro, de unos 350 MW de potencia unitaria (Narcea, Soto de Ribera, La Robla y Guardo), y otros tres, de unos 550 MW (Carboneras, Los Barrios y Aboño). Cinco de ellos consumen carbón nacional y dos carbón nacional e importado. La construcción de centrales destinadas a consumir carbón importado se explica porque las reservas nacionales de mineral son relativamente escasas (al 0,23% de las reservas mundiales, cuando España absorbe el 10,5% de la demanda energética del globo) y hay que evitar un agotamiento de las mismas. De las siete plantas citadas, Carboneras, Soto de Ribera, Guardo, La Robla y Narcea entraron en servicio en 1984, y los Barrios y Aboño, en 1985. Por lo que se refiere a las centrales termoeléctricas de fuel−oil, la de mayor potencia es la de Castellón, con dos grupos que suman 1083 MW. Le siguen la de San Adrián en Barcelona, con tres grupos y 1050 MW de potencia. Hay otras cuatro con potencia superior a 500 MW (Santurce, 919 MW; Escombreras, 858 MW; Algeciras, 753 MW, y Aceca, 627 MW) y otras once de potencia superior a 100 MW. Como consecuencia de la política de sustitución del petróleo por otras fuentes energéticas en la producción de energía eléctrica puesta en marcha, en los últimos años no se ha acometido la construcción de nuevos grupos termoeléctricos de fuel−oil, salvo en la España extrapeninsular, en la que dichas unidades resultan imprescindibles por no disponer en condiciones adecuadas de otras fuentes energéticas alternativas. Por último, de entre las centrales termoeléctricas mixtas destaca la de Foix, en la provincia de Barcelona, con 520 MW, que consume fuel−oil y gas natural. Le siguen la de Besós, con 450 MW, instalada en la misma provincia, que consume igualmente fuel−oil y gas natural, y el primer grupo de la de Aboño, en Asturias, con 360 MW, equipada para consumir fuel−oil, hulla y gas. Otras tres (Alcudia II, con 250 MW; Puertollano, con 220 MW, y Pasajes de San Juan, con 214 MW) tienen asimismo una potencia superior a 200 MW.

CENTRAL TERMOELECTRICA CLASICA (Funcionamiento figura−anexo III) El funcionamiento de una central termoeléctrica de carbón, como la representada en la figura, es la siguiente: el combustible está almacenado en los parques adyacentes de la central, desde donde, mediante cintas transportadoras (1), es conducido al molino (3) para ser triturado. Una vez pulverizado, se inyecta, mezclado con aire caliente a presión, en la caldera (4) para su combustión. Dentro de la caldera se produce el vapor que acciona los álabes de los cuerpos de las turbinas de alta presión (12), media presión (13) y baja presión (14), haciendo girar el rotor de la turbina que se mueve solidariamente con el rotor del generador (19), donde se produce energía eléctrica, la cual es transportada mediante líneas de transporte a alta tensión (20) a los centros de consumo. Después de accionar las turbinas, el vapor pasa a la fase líquida en el condensador (15). El agua obtenida por la condensación del vapor se somete a diversas etapas de calentamiento (18) y se inyecta de nuevo en la caldera en las condiciones de presión y temperatura más adecuadas para obtener el máximo rendimiento del ciclo. El sistema de agua de circulación que refrigera el condensador puede operarse en circuito cerrado, trasladando el calor extraído del condensador a la atmósfera mediante torres de refrigeración (17), o descargando dicho calor directamente al mar o al río. 11

Para minimizar los efectos de la combustión de carbón sobre el medio ambiente, la central posee una chimenea (11) de gran altura (las hay de más de 300 metros), que dispersa los contaminantes en las capas altas de la atmósfera, y precipitadores (10) que retienen buena parte de los mismos en el interior de la propia central.

IV. LAS CENTRALES NUCLEARES Una central nuclear es una central termoeléctrica. Es decir, una instalación que aprovecha una fuente de calor para convertir en vapor a alta temperatura un líquido que circula por un conjunto de conductos; dicho vapor acciona un grupo turbina−alternador, produciendo así energía eléctrica. La diferencia esencial entre las centrales termoeléctricas clásicas reside en la fuente de calor. En las segundas, ésta se consigue mediante la combustión de fuel−oil, carbón o gas en una caldera. En la primeras, mediante la fisión de núcleos de uranio. La fisión nuclear es una reacción por la cual ciertos núcleos de elementos químicos pesados se escinden (fisionan) en dos fragmentos por el impacto de un neutrón, emitiendo a su vez varios neutrones y liberando en el proceso una gran cantidad de energía que se manifiesta en forma de calor. La reacción nuclear de fisión fue descubierta por O.Hahn y F. Strassman en 1938, cuando detectaron la presencia de elementos de pequeña masa en una muestra de uranio puro irradiada por neutrones. Los neutrones que resultan emitidos en la reacción de fisión pueden provocar, a su vez, y en determinadas circunstancias, nuevas fisiones de otros núcleos. Se dice entonces que se está produciendo una reacción nuclear en cadena. Precisamente, los reactores nucleares son máquinas que permiten iniciar, mantener y controlar una reacción en cadena de fisión nuclear. Por analogía con las centrales termoeléctricas clásicas, al uranio que se consume en las centrales nucleares se le llama combustible nuclear, si bien en éstas no se produce reacción de combustión química alguna. De la misma forma, y por las mismas razones de analogía, se dice a veces que el reactor es la caldera de la central nuclear. PRINCIPALES COMPONENTES El combustible de una central nuclear se encuentra en el núcleo del reactor. Dicho combustible está compuesto generalmente de una mezcla de isótopos fisionables e isótopos fértiles. En efecto, el combustible de un reactor nuclear debe ser un elemento fisionable que, en ausencia de neutrones, se mantenga estable el mayor tiempo posible, para que se pueda proceder a su manipulación. Sólo tres isótopos cumplen esta condición: el uranio−233, el uranio−235 y el plutonio−239. De ellos, sólo el segundo se encuentra en la naturaleza (y en muy baja proporción: sólo el 0,7% del uranio natural). Los otros dos se obtienen artificialmente bombardeando con neutrones el torio−232 y el uranio−238. A estos dos últimos se les suele llamar isótopos fértiles, ya que permiten obtener elementos fisionables. Además, estos dos isótopos son fisionables con neutrones rápidos. Por todo ello, el combustible nuclear suele ser una mezcla de isótopos fisionables e isótopos fértiles. Así, los neutrones liberados en la reacción de fisión que sufren las elementos fisionables pueden golpear a su vez a los elementos fértiles, los cuales darán lugar a nuevos elementos fisionables.

El combustible empleado en una central nuclear depende del tipo de reactor que ésta posea. Los más habituales son uranio natural, óxido de uranio natural y óxido de uranio enriquecido en su isótopo U−235. Generalmente, el combustible se presenta disperso en una matriz cerámica y formando pastillas. Estas pastillas se encuentran encapsuladas en vainas de acero inoxidable o de una aleación de Circonio, llamada zircaloy, que suelen tener de cuatro a cinco metros de longitud y un centímetro de diámetro. A su vez estas 12

vainas están reunidas en varios haces de sección cuadrada o circular. Estos haces reciben el nombre de elementos de combustible. Otro componente importante de la mayoría de los reactores nucleares existentes en el mundo es el moderador. En efecto, los neutrones emitidos en el proceso de fisión tienen una gran energía cinética, es decir, son liberados a gran velocidad. Para asegurar que dichos neutrones impactarán en nuevos núcleos de uranio, es preciso reducir dicha energía o, en otras palabras, moderar su velocidad. Esto lo consiguen una serie de sustancias. Las más eficaces son el agua pesada, el berilio, el carbono (grafito), el agua ligera, etc. No obstante, el berilio (a pesar de ser un buen moderador) no suele ser empleado debido a su considerable toxicidad. Por último, el tercer elemento de importancia que se encuentra en el núcleo del reactor lo constituyen las barras de control. Son éstas un mecanismo que permite regular el nivel de potencia del reactor. En efecto, esta última depende del calor que se genere en el núcleo del reactor, el cual depende a su vez del número de neutrones que se ponga en acción durante la reacción de fisión en cadena. En otras palabras, si se consigue reducir dicho número, la energía calorífica será menor y el nivel de potencia puesto en juego disminuirá. Asimismo. si no se actúa sobre el número de neutrones que se pone en acción durante la reacción de fisión, se obtendrá el proceso contrario. La regulación del número de neutrones se consigue mediante la inserción en el núcleo de sustancias que absorben neutrones. Estas sustancias son introducidas en el núcleo en forma de barras de control del reactor. Cuando las barras de control están totalmente introducidas en el núcleo, la absorción de neutrones es tal que la reacción en cadena no prospera. Por el contrario, a medida que se van retirando las barras de control del núcleo, el número de neutrones que entra en acción aumenta hasta conseguir el restablecimiento de la reacción en cadena. Los materiales que más se utilizan para la fabricación de las barras de control suelen estar formados por aleaciones. Las más empleadas son la aleación de cadmio con plata, a la que a veces se añade aluminio y berilio para aumentar su resistencia a la corrosión; el boro en aleación con el acero, el hafnio, etc. El conjunto del núcleo del reactor se encuentra contenido en un recipiente de acero, de unos 4 m de diámetro y más de 12 m de altura en términos generales (estas dimensiones dependen del tipo de reactor), con paredes cuyo espesor alcanza los 25 ó 30 cm. Este recipiente recibe el nombre de vasija del reactor.

Para extraer el calor del núcleo y transportarlo al grupo turboalternador, el reactor se vale de un fluido refrigerante. Este se encuentra asimismo en el interior del núcleo, en contacto con los elementos de combustible, el moderador y las barras de control. El refrigerante transporta el calor generado en el núcleo (bien directamente, bien a través de un circuito secundario) hasta el conjunto turbina−alternador y vuelve después al núcleo del reactor para iniciar de nuevo el ciclo. El conjunto de conductos por el cual circula el refrigerante recibe el nombre de circuito primario. Los refrigerantes más utilizados son el agua ligera, el agua pesada, el sodio, el litio y el potasio, entre los líquidos, y el nitrógeno, el helio, el hidrógeno y el dióxido de carbono entre los gaseosos. La vasija del reactor y el conjunto del circuito primario se encuentran contenidos en el edificio de contención, que posee muros de gran espesor para resistir las cargas que pudieran producir hipotéticos movimientos sísmicos y evitar la salida de radiactividad al exterior en caso de accidente. Suele tener forma esférica o cilíndrica rematada por una cúpula semiesférica. En los modernos reactores de 1000 MW puede alcanzar los 60 m de altura y los 40 m de diámetro. OTROS EDIFICIOS E INSTALACIONES 13

Aparte del edificio de contención citado, una central nuclear posee otros destinados a operaciones muy concretas. Así, por ejemplo, el edificio de turbinas, que contiene al grupo o grupos turbina−alternador. En el caso de las centrales cuyo sistema de refrigeración consta de un único circuito, este edificio está controlado y protegido, ya que el vapor que mueve los álabes de la turbina puede arrastrar elementos radiactivos. En los reactores cuyo sistema de refrigeración se compone de dos circuitos, tal control no es preciso, ya que el líquido del circuito secundario nunca entra en contacto con el refrigerante del reactor y, en consecuencia, no transporta elementos radiactivos. La central posee asimismo un edificio de manipulación del combustible, que sirve tanto para almacenar las nuevas cargas de combustible, como para guardar, en piscinas de hormigón, recubiertas de acero inoxidable y llenas completamente de agua, el combustible ya utilizado, hasta que sea trasladado posteriormente a un centro de reprocesamiento, en el que se extraerán de él los materiales aún aprovechables. Este recinto y el edificio de contención suelen estar interconectados para poder trasladar los elementos radiactivos sin salir de la zona controlada de la central, la cual se encuentra completamente aislada del resto de las dependencias. Por otra parte, la planta consta también de un sistema que permite refrigerar el vapor a alta temperatura que mueve los álabes de la turbina antes de que éste vuelva a ser enviado al reactor (o al intercambio de calor, si la unidad posee circuito secundario) para reiniciar el ciclo productivo. Este sistema de circulación puede ser de ciclo abierto, en el que el agua de refrigeración proviene de un río cercano o del mar, pasa por los condensadores del vapor y es después vertida de nuevo al río o al mar; o de ciclo cerrado, de forma que el agua de refrigeración del circuito de vapor pasa a través de una torre de refrigeración, donde se evapora en parte, se enfría y vuelve a entrar en el ciclo. En cualquier caso, una central de ciclo de refrigeración cerrado suele poseer, además de éste, una conexión con un río o con el mar para compensar las pérdidas de agua que se produzcan en la torre de refrigeración.

Por último, una central nuclear posee edificios de salvaguardias y equipos auxiliares, en los que se encuentran contenidos los sistemas de emergencia para el caso de que se produzca una avería, así como los sistemas auxiliares propiamente dichos (recarga de combustible, puesta en marcha del reactor, etc). Asimismo, cuenta con otras dependencias, tales como las de tratamiento de aguas, almacenamiento temporal de residuos, laboratorios, talleres y, sobre todo, un parque eléctrico, propio formado por generadores accionados por grupos diesel que se utiliza para las operaciones de parada segura del reactor en emergencia y, en general, para ser empleado en toda circunstancia en la que la central no pueda disponer de energía eléctrica proveniente de la red. FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL NUCLEAR Una vez que se ha efectuado la carga de combustible del reactor, es decir, una vez que se han introducido en él los elementos de combustible, se pone en marcha la reacción de fisión en cadena mediante un isótopo generador de neutrones, el cual hace que entren en actividad los átomos de uranio contenidos en el combustible. La presencia del moderador asegura que los neutrones poseen la energía cinética adecuada para garantizar la permanencia de la reacción en cadena. Las barras de control, por su parte, son introducidas más o menos en el núcleo del reactor absorbiendo así más o menos neutrones, y permitiendo mantener el grado de potencia utilizada del reactor en el nivel deseado. Como consecuencia de las continuas reacciones de fisión nuclear que tienen lugar en el núcleo del reactor, se producen grandes cantidades de energía en forma de calor. Esta energía calorífica eleva considerablemente la temperatura de un fluido refrigerante que circula por un conjunto de conductos. A partir de aquí, el proceso es diferente según de qué tipo de reactor se trate. Si estamos ante un reactor de agua a presión, el fluido refrigerante (agua ligera en este caso) circula 14

continuamente por un circuito primario. Este circuito cerrado conduce el refrigerante hasta un generador de vapor o cambiador de calor. Allí, el fluido a alta temperatura convierte en vapor el agua que circula por un circuito secundario, asimismo cerrado. Cabe subrayar que en ningún momento el agua del primer circuito entra en contacto con la del segundo. A su vez, el vapor de agua que circula por el circuito secundario es enviado al grupo turbina−alternador. En otro tipo de reactores (los reactores de agua en ebullición) no existen dos circuitos, sino uno solo. Es decir, que es el propio refrigerante quien se convierte en vapor, por efecto del calor, dentro de la propia vasija y es enviado al grupo turbina−alternador. En ambos casos, el vapor mueve los álabes de una turbina y un alternador unido a ella por el mismo eje, generando energía eléctrica merced a un ciclo termodinámico convencional. En los reactores de agua a presión, el fluido refrigerante, una vez que ha vaporizado el agua del circuito secundario, vuelve al núcleo del reactor. Por su parte, el vapor de agua, después de haber accionado el grupo turbina−alternador, es enfriado de nuevo gracias a un sistema de refrigeración y vuelve a su estado líquido. Inmediatamente, pasa por una batería de precalentadores y vuelve a entrar en el generador de vapor para repetir el ciclo. En los reactores de agua en ebullición, por último, el fluido refrigerante, tras accionar el grupo turbina−alternador, es refrigerado y condensado de nuevo y vuelve al núcleo del reactor para reiniciar el ciclo.

TIPOS DE REACTORES NUCLEARES Como se ha señalado anteriormente, existen varios tipos de reactores nucleares, que incorporan soluciones y tecnologías diferentes. Las diferencias esenciales entre unos y otros se refieren al combustible que utilizan, su moderador y su refrigerante. Alrededor del 70% de los reactores nucleares existentes en el mundo son del tipo PWR (pressuriezd water reactor), reactor de agua a presión. Lo más característico de este tipo de reactores es que constan de dos circuitos de refrigeración. Por el primario, circula agua ligera a gran presión (precisamente por estar a gran presión se mantiene constantemente en estado líquido) y por el secundario, agua ligera, convertida en vapor de agua por efecto del calor que transporta el líquido del circuito primario. El moderador que utilizan estos reactores es, asimismo, agua, y su combustible óxido de uranio enriquecido en su isótopo U−235 entre un 2% y un 3,5%. Otro tipo de reactores, asimismo muy extendido, es el BWR (boiling water reactor), o reactor de agua en ebullición. Utilizan, como los anteriores, agua ligera como fluido refrigerante pero, al revés que ellos, poseen sólo un circuito de refrigeración. En otras palabras, el agua ligera extrae el calor del núcleo del reactor, entra en ebullición a consecuencia de ello y, convertida en vapor a alta temperatura, mueve los álabes de la turbina, para regresar posteriormente, una vez refrigerada y condensada, al núcleo del reactor. Su moderador es también agua y su combustible dióxido de uranio enriquecido. Otra diferencia entre los reactores BWR y los PWR es que, en los primeros, las barras de control se accionan desde la parte inferior de la vasija del reactor, mientras que en los PWR se introducen en el núcleo desde la parte superior de la vasija. Otro tipo de reactor nuclear es el refrigerado por gas. Cabe distinguir tres modalidades: los GCR (gas cooled reactor), los AGR (advanced gas reactor) y los HTGR (higth temperature gas reactor). El primero de ellos utiliza uranio natural como combustible (con un contenido de U−235 del 0,7%) y un gas, generalmente dióxido de carbono, como refrigerante, siendo de grafito su moderador. Estos reactores suelen tener unas dimensiones superiores a los anteriormente descritos, ya que, como el gas no es un buen conductor de calor, es preciso que exista una gran superficie de transferencia térmica entre los elementos combustibles y el gas refrigerante. Por otro lado, presentan la ventaja que de su factor de utilización es muy elevado, ya que la 15

disposición del moderador, de las barras de control y del combustible permite que la recarga del reactor pueda hacerse de manera continua. El segundo, reactor avanzado de gas, es resultado de la evolución en el tiempo del modelo anterior. Utiliza como combustible uranio ligeramente enriquecido (hasta un 1,2% de U.235) en forma de dióxido de uranio, lo que le permite un mayor grado de quemado y facilita que la vaina del combustible pueda soportar mayores temperaturas que en el caso anterior. Por otro lado, la vasija del reactor tiene menor dimensión que en los GCR, por lo que es posible conseguir un aumento de la presión del refrigerante, que mejora el rendimiento térmico del reactor.

El tercero es el reactor de alta temperatura. La diferencia fundamental con los dos precedentes es que utiliza habitualmente carburo de uranio muy enriquecido (hasta un 93,5%) en U−235 como elemento fisionable y torio como elemento fértil (el cual permite producir U−233 durante el proceso de fisión, que es un elemento fisionable). Como moderador, emplea grafito. Y, como refrigerante, helio, un gas que facilita la obtención de temperaturas muy elevadas sin alcanzar una presión excesiva, lo que hace posible que el rendimiento térmico del reactor sea elevado. Aparte de los reactores de agua ligera (PWR y BWR) y de los refrigerados por gas (GCR, AGR y HTGR), existe un tercer tipo de reactor nuclear de neutrones lentos al que se conoce con el nombre comercial de CANDU. Se trata de un reactor de tecnología canadiense que está refrigerado por agua pesada, es decir, agua en la que se encuentran dos átomos de deuterio (isótopo del hidrógeno) por cada uno de oxígeno. En los CANDU, el núcleo del reactor está formado por un tanque de acero de forma cilíndrica, al que se conoce por el nombre de calandia, dotado de una serie de tubos pasantes unidos a la base del tanque. El combustible y el refrigerante se encuentran dentro de esos tubos, mientras que el moderador los baña. Emplean como combustible uranio natural, en la forma de dióxido de uranio. Y, como moderador, agua pesada. Por último, cabe mencionar a los llamados reactores rápidos o reactores reproductores. Hasta ahora, se ha hablado de reactores que utilizan un moderador para reducir la velocidad de los neutrones emitidos en el proceso de fisión y garantizar así el mantenimiento de la reacción en cadena, ya que en caso contrario serían absorbidos por el uranio−238 y dicha reacción no podría mantenerse. Sin embargo, hay reactores nucleares que utilizan neutrones rápidos, es decir, que no precisan de moderador. El núcleo de estos reactores está compuesto por una zona de combustión de plutonio (fundamentalmente, el isótopo Pu−239) rodeado de una zona o manta de material fértil de uranio empobrecido de colas (con un alto contenido del isótopo U−238). Los neutrones, al incidir sobre el primero, provocan la reacción de fisión. Y, cuando éstos son absorbidos por el segundo, dan lugar a Plutonio−239, que es asimismo un elemento fisionable. En cada reacción de fisión de un núcleo de Plutonio−239 son emitidos tres neutrones, uno de ellos mantiene la reacción en cadena mediante su impacto sobre un nuevo núcleo de plutonio−239, otro es capturado por un núcleo de U−238, dando lugar a más plutonio−239, y el tercero puede perderse, ser capturado por los materiales de protección o estructurales del reactor, o, incluso, golpear a un nuevo núcleo de U−238 y producir aún más plutonio−239. Esto hace que un reactor reproductor produzca durante su funcionamiento más combustible del que necesita para su propio consumo. En concreto, un reactor de estas características multiplica por un factor entre 50 y 80 el rendimiento energético del uranio natural respecto del que se obtiene en un reactor de fisión convencional. El enorme flujo calorífico que estos reactores desarrollan impide que el fluido refrigerante pueda ser un gas. Tampoco puede serlo el agua, debido a las propiedades moderadoras de ésta. Por ello, suelen utilizar como refrigerante metales alcalinos líquidos, principalmente sodio. En la actualidad, este tipo de reactores están aún en su primera fase de desarrollo. No obstante, hay ya once reactores rápidos en funcionamiento comercial o experimental y otros tres en construcción en todo el mundo. 16

En el momento en que se extienda su empleo, desaparecerá prácticamente del panorama energético el problema del abastecimiento de combustible nuclear.

LA SEGURIDAD EN LAS CENTRALES NUCLEARES De entre todas las instalaciones para la producción de energía eléctrica. las centrales nucleares son las que llevan incorporado el mayor y más sofisticado conjunto de barreras y sistemas de seguridad, hasta el punto de que éstas vienen a suponer alrededor de un tercio de la inversión toda necesaria para construir una planta termonuclear. Las centrales nucleares se proyectan y construyen de acierto con el principio de seguridad a ultranza. Ello significa evitar que se produzcan fugas radiactivas al exterior de la instalación mediante cuatro barreras de protección sucesivas, tres físicas y una tecnológica: las vainas del combustible, fabricadas de una aleación especial que impide emisiones al exterior, aparte de que el propio combustible que se encuentra encapsulado en ellas está disperso en una matriz cerámica que retiene los productos de fisión; la vasija de acero del reactor, cuyas paredes son de acero y tienen un espesor de unos 30 centímetros; el hermético recinto de hormigón que la contiene; y un complejo sistema de seguridad, diseñado por duplicado, que entre otras cosas puede provocar la parada automática del funcionamiento del reactor en caso de avería. Además, el recinto de hormigón evita que el reactor pueda ser dañado desde el exterior y el edificio de contención se encuentra diseñado de forma tal que está calculado que pueda soportar sin daños la caída de un avión, una inundación, una explosión química o un terremoto. Aparte de estos sistemas y barreras, las centrales nucleares poseen otras medidas de seguridad que empiezan desde el mismo proceso de elección de su emplazamiento, en el cual los criterios de seguridad son tomados en consideración de manera especial. Asimismo, el medio ambiente que circunda la instalación es objeto constantemente de trabajos de vigilancia radiológica. Por último, cabe mencionar el criterio de central de referencia que diversos países (España entre ellos) utilizan como sistema de seguridad adicional. CENTRALES NUCLEARES EN EL MUNDO A finales de 1984 había en el mundo 336 centrales nucleares en funcionamiento, pertenecientes a 26 países, que sumaban 221.675 MW de potencia instalada. Asimismo, había 203 reactores más en fase de construcción que representaban 193.518 MW de potencia. En total, 539 centrales en funcionamiento o construcción, con una potencia conjunta de 415.193 MW, repartidas entre 32 países del globo. La nación con mayor número de centrales nucleares y mayor potencia en servicio es EE.UU., con 85 reactores que suman 71.476 MW. Francia, por su parte, tiene 42 reactores en servicio que representan una potencia de 34. 784 MW. Japón, 28 centrales nucleares con una potencia global de 19.830 MW. Rusia posee 46 reactores que suman 23.810 MW. Alemania, 16 unidades con 12.926 MW de potencia total. Y Gran Bretaña, 35 con 10.372 MW de potencia. España contaba, a finales de 1984, con siete centrales nucleares en funcionamiento. Son las de José Cabrera, la de Santa María de Garoña, Vandellós−1, Ascó−1, Almaraz−2 y Cofrantes. Además, en octubre de 1985, entró en servicio Ascó−2.

Asimismo, tiene en construcción dos unidades más: Trillo−1 y Vandellós−2. A las ocho unidades mencionadas hay que añadir otros cinco reactores, cuatro de ellos en avanzada fase de 17

construcción, cuyas obras se encuentran paralizadas como consecuencia de los dispuesto en el Plan Energético Nacional aprobado en junio de 1984. Se trata de las centrales de Valdecaballeros 1 y 2, Lemóniz 1 y 2 y Trillo−2. Cabe mencionar que el PEN contiene una cláusula de revisión según la cual, si el consumo de energía eléctrica creciera por encima de las estimaciones fijadas por el Plan, podría aprobarse la terminación de alguna de las cinco unidades cuyas obras se encuentran congeladas.

CENTRAL NUCLEAR Una central nuclear como la representada en la figura de la página contigua (figura−anexo IV), del (tipo PWR) dispone de los siguientes elementos característicos: reactor nuclear (15), edificio de turbinas (4), sala de control (12), sistema de almacenamiento de combustible nuevo (17) y gastado (14), sistemas de refrigeración y sistemas de distribución de la energía eléctrica producida (9). El edificio del reactor (1 y 2) es una construcción blindada compuesta por una base cilíndrica rematada por una cúpula semiesférica. En él se alojan tanto el reactor propiamente dicho (15), como los generadores del vapor (22) y las bombas del refrigerante del reactor (19). Representa, por lo tanto, la parte más importante de la central nuclear. El funcionamiento de la central es como sigue: el calor generado por las fisiones de los átomos del combustible alojado en el reactor (15) pasa al fluido refrigerante, agua, que se mantiene en estado líquido debido a su gran presión. El refrigerante es conducido, mediante tuberías de agua a presión (3), hacia los generadores de vapor (22). A la salida de éstos, el agua regresa al reactor impulsada por las bombas del refrigerante del reactor (19). En los generadores de vapor, el agua del circuito secundario se convierte en vapor y se dirige al edificio de turbinas (4), donde acciona los álabes de las turbinas de alta presión (5) y de baja presión (6). El vapor que sale de las turbinas pasa de nuevo a estado líquido en el condensador (10) por acción de un circuito de refrigeración (11) que toma el agua de un río o del mar, siendo restituida de nuevo al mismo posteriormente (23). El vapor condensado es purificado mediante desmineralizadores y, tras un calentamiento previo, es introducido de nuevo en los generadores de vapor mediante una bomba (19) que aumenta su presión convenientemente, repitiéndose el ciclo. La energía cinética producida por la turbina se convierte mediante un generador (7) en energía eléctrica, la cual, para ser apta para el consumo, se transforma en corriente a alta tensión mediante transformadores (8) y se distribuye (9) para el mercado. Todas las operaciones descritas están monitorizadas desde la sala de control (12). Las instalaciones de una central nuclear se completan con el edificio de manejo de combustible. En dicho edificio se encuentran los sistemas de almacenamiento del combustible gastado (14), donde éste pierde paulatinamente su actividad, para ser posteriormente cargado en un contenedor que, después de su limpieza en el foso de descontaminación (16), es transportado a las fábricas de reprocesamiento. Asimismo, dicho edificio almacena el combustible nuevo (17), no utilizado todavía, cuya introducción en el reactor se realiza mediante la grúa del edificio del combustible (18) y la grúa de carga del combustible (20), situada ésta en el interior del edificio del reactor.

V. LAS CENTRALES SOLARES Como consecuencia de la política de diversificación energética puesta en marcha por la práctica totalidad de 18

los países del mundo para hacer frente a la crisis, el desarrollo del aprovechamiento de las nuevas energías y nuevas tecnologías energéticas ha recibido un importante impulso. En efecto, aunque diversos organismos internacionales consideran que estas fuentes apenas cubrirán un 2% o un 3% del abastecimiento energético mundial en el año 2000, y a pesar de que la mayoría de las instalaciones construidas para su aprovechamiento se encuentran todavía en fase de experimentación, existen ya sistemas en marcha que hacen concebir esperanzas de que, en el futuro, estas fuentes energéticas puedan cubrir una parte sustancial de la demanda de energía primaria del globo. Entre las nuevas energías, la solar ocupa un lugar destacado. Según estimaciones de investigadores y organismos internacionales,. será la que lleve el mayor peso dentro de ese porcentaje del 2% al 3% del abastecimiento energético mundial al que se hacía referencia anteriormente. Quiere esto decir que es la nueva fuente energética que ofrece más posibilidades a medio plazo. Los diversos sistemas de aprovechamiento solar que existen en la actualidad tratan de utilizar la gran cantidad de energía que emite constantemente el Sol y que llega a nuestro planeta en forma de radiación solar. El sol, efectivamente, viene a ser una especie de gigantesco reactor nuclear de fusión. Es una enorme masa gaseosa, formada fundamentalmente por helio, hidrógeno y carbono. En ella se producen de manera continua reacciones nucleares mediante las cuales dos átomos de hidrógeno se fusionan, dando lugar a un átomo de helio y liberando gran cantidad de energía. De ésta, sólo una parte llega de manera efectiva a la superficie de la Tierra; el resto vuelve de nuevo al espacio por efecto de los procesos de reflexión y refracción provocados por la presencia de la atmósfera terrestre o es absorbido por las sucesivas capas que forman ésta. La energía solar llega a la superficie de la Tierra por dos vías diferentes, incidiendo en los objetos iluminados por el Sol (radiación directa) o como reflejo de la radiación solar absorbida por el aire y el polvo (radiación difusa). Con las tecnologías actualmente disponibles, sólo la primera es aprovechable de manera relativamente eficaz, de forma masiva, si bien algunos sistemas (los colectores planos y las células fotovoltaicas) aprovechan la segunda en determinada medida.

Entre las ventajas que ofrece la energía solar, se suele citar su carácter gratuito y el ser inagotable a escala humana (se calcula que el Sol tendrá aún una existencia de unos 6.000 millones de años). Además, cabe subrayar que, mediante convenientes procesos de concentración, pueden alcanzarse con ella hasta 3.000º C de temperatura que en principio permiten poner en marcha ciclos termodinámicos de alto rendimiento. En contrapartida, se trata de una energía que llega a la Tierra de manera semialeatoria y dispersa, con fuertes oscilaciones según las horas del día, las condiciones climatológicas, las zonas del planeta y las estaciones del año. Por otro lado, no puede ser almacenada: tiene que ser transformada de inmediato en otra forma de energía (calor, electricidad). Por último, su aprovechamiento exige disponer de sistemas de captación de grandes superficies y algunos de sus principales componentes individuales resultan todavía muy caros. En otras palabras, que si bien la energía solar que llega a la Tierra es gratuita, la energía obtenida por el hombre a partir de la energía solar es aún muy costosa. SISTEMAS DE APROVECHAMIENTO SOLAR En la actualidad, la energía solar está siendo aprovechada mediante dos vías: la térmica y la fotovoltaica. La primera transforma la energía procedente del sol en energía calorífica. La segunda convierte directamente la energía solar en energía eléctrica merced al efecto fotovoltaico. Los sistemas solares basados en la vía térmica pueden ser de baja, media y alta temperatura. Los de baja temperatura se emplean generalmente para calefacción, climatización de locales, producción de agua caliente sanitaria, etc. Por su parte, los de media y alta temperatura pueden ser aprovechados para la producción de energía eléctrica. En la medida en que la presente publicación tiene por objeto el análisis de las centrales 19

eléctricas, las líneas que siguen a continuación se centrarán fundamentalmente en las instalaciones de aprovechamiento de energía solar a media y alta temperatura para la generación de electricidad. Basta señalar que las de baja temperatura consisten muy esquemáticamente en un conjunto de elementos, llamados colectores, que absorben la radiación solar y la transmiten en forma de calor a un fluido que circula por unos conductos que se encuentran en contacto con el colector, de modo que la energía calorífica transportada por dicho fluido permite alimentar un sistema de calefacción, calentar agua sanitaria, etc. Estos sistemas aprovechan la energía solar a temperaturas que oscilan entre los 35ºC y los 100ºC. Las instalaciones de media temperatura más representativas, utilizadas generalmente para la producción de vapor de cara a su aplicación a procesos industriales, o incluso para la generación de energía eléctrica, son las de colectores distribuidos. Estas instalaciones constan de un conjunto de colectores de concentración, generalmente de forma cilíndrico−parabólica (un tipo especial de colectores que permiten una absorción más eficaz de la radiación solar), que recogen la energía solar y la transmiten a un fluido (aceite térmico, por ejemplo) en forma de calor. Este fluido se calienta y transporta dicha energía calorífica, por medio de un circuito primario, hasta una caldera, en donde es transferida a otro fluido que circula por un circuito secundario. Este fluido (generalmente agua) se convierte en vapor a gran temperatura y es enviado a un grupo turbina−alternador para generar energía eléctrica merced a un ciclo termodinámico convencional, o es utilizado para alimentar procesos industriales o sistemas de calefacción. Estas centrales suele poseer, además, un dispositivo que permite almacenar la energía en forma de calor para hacer frente en lo posible a las fluctuaciones que presenta la radiación solar. En tal caso, el fluido del circuito secundario transmite previamente su calor al sistema de almacenamiento antes de llegar al grupo turbina−alternador. Las instalaciones de este tipo aprovechan la energía solar a temperaturas comprendidas entre los 100ºC y 300ºC.

Las instalaciones para aprovechamiento solar a alta temperatura de cara a la producción de electricidad más extendidas son las centrales termoeléctricas de receptor central. Estas constan de una amplia superficie de heliostatos, es decir, de grandes espejos sostenidos por soportes que reflejan la radiación solar y la concentran en un pequeño punto receptor (habitualmente, éste se encuentra instalado en una torre; la instalación recibe entonces el nombre de central solar de tipo torre central). El receptor transmite la radiación solar en forma de calor a un fluido (agua, sales fundidas, sodio, aire, etc.) que circula por un circuito primario. Este, a su vez, es enviado a una caldera en la que convierte en vapor el fluido (generalmente agua) que circula por un circuito secundario, el cual pone en movimiento un grupo turbina−alternador produciendo energía eléctrica. La central tiene habitualmente una dispositivo de almacenamiento (de aceite y rocas, agua a presión, sales fundidas, etc.). En tales circunstancias, el fluido primario transmite a éste la energía calorífica antes de llegar a la caldera. Por su parte, los heliostatos poseen unos mecanismos electrónicos que reciben periódicamente las órdenes que les transmite un programa asociado a un ordenador central. Estas órdenes hacen que el heliostato se vaya moviendo según dos ejes de giro, de modo que pueda estar en todo momento en la posición más adecuada para recibir con mayor intensidad la radiación solar y concentrarla eficazmente en el receptor central instalado en la torre. Entre las instalaciones solares a alta temperatura, cabe citar también a las centrales solares con discos parabólicos, otro tipo de sistema que está siendo objeto de investigación. En él, la figura geométrica de las superficies reflectantes es la de un paraboloide de revolución. La energía solar captada en concentrada en el foco del paraboloide, en donde se encuentra el receptor. Este actúa en principio como un intercambiador de calor, por el cual circula el fluido caloportador. Para conseguir el aprovechamiento máximo de la energía solar, los discos poseen un sistema de seguimiento de la trayectoria solar según dos ejes. Cada unidad de este sistema puede alcanzar una potencia térmica capaz de generar entre 20 y 30 kW de potencia eléctrica. Cada disco parabólico, por otro lado, puede constituir una unidad independiente o estar integrado en un grupo, dando lugar, de forma interconectada, a un sistema de mayor potencia. Las aplicaciones de este tipo de centrales van desde la generación de energía eléctrica, hasta la producción de calor, pasando por sistemas 20

mixtos de cogeneración o químicos. Cabe subrayar que con este sistema se consigue un alto rendimiento. Por último, existen los sistemas solares fotovoltaicos. Consisten en un conjunto de elementos, llamados células solares o células fotovoltaicas, dispuestos en paneles, que transforman directamente la energía solar en energía eléctrica. La luz solar, como todo onda electromagnética, transporta energía en la forma de un flujo de fotones. Estos fotones, cuando inciden en determinado tipo de materiales, y bajo ciertas condiciones, provocan una corriente eléctrica. Es lo que se conoce como efecto fotovoltaico. Las células solares o fotovoltaicas son, por lo tanto, pequeños elementos fabricados de un material semiconductor cristalino (generalmente, silicio) que, al ser golpeados por la radiación solar, convierten la energía luminosa en energía eléctrica por efecto fotovaltaico. Este último tipo de instalaciones se encuentra en una fase de desarrollo menor que los sistemas basados en el aprovechamiento de la energía solar por vía térmica. Además, el coste de una célula solar es aún muy elevado. Por todo ello, la mayor parte de las instalaciones existentes son de carácter experimental o se encuentran localizadas generalmente en zonas rurales remotas que no pueden recibir abastecimiento eléctrico de la red de transporte de electricidad. La explotación a un cierto nivel comercial de este tipo de sistemas no comenzará a generalizarse hasta finales del presente siglo.

CENTRALES SOLARES La mayor central termoeléctrica solar de tipo torre central existente en el mundo es la de Barstow, en California (EE.UU.), que posee 10 MW eléctricos de potencia. Su campo de heliostatos consta de 1.818 espejos de 39.3 metros cuadrados de superficie cada uno y la torre en la que está alojado el receptor mide 77 metros. Utiliza como fluido agua−vapor y el sistema de almacenamiento es de aceite y rocas. Aparte de esta central EE.UU. tiene en funcionamiento, entre otras, una importante instalación en Albuquerque (Nuevo México). No está destinada primordialmente a la producción de electricidad, sino a la experimentación de diversos componentes para centrales solares. Tiene un total de 222 heliostatos de 42 metros cuadrados cada uno que proporcionan una potencia conjunta de unos 5MW térmicos. La central de Barstow entró en servicio en 1982 y la de Albuquerque en 1977. Las dos principales instalaciones solares existentes en Francia son el Horno Solar de Odeollo y la Central Themis de Targassonne. El primero consiste en una mezcla de campo de heliostatos y colector parabólico de 1 MW térmico de potencia. Fue puesto en marcha en 1970 y se trata de una instalación para experimentación y ensayos de materiales y componentes a alta temperatura. Por su parte, la central de Thermis, de 2.5 MW eléctricos, entró en funcionamiento en 1983 y posee 200 heliostatos de 53, 7 metros cuadrados cada uno. Su sistema de almacenamiento es de sales fundidas, con capacidad para 12,5 MWh, y la torre en la que se encuentra el receptor mide 80 metros. Cabe mencionar, por último, entre las instalaciones pertenecientes a otros países, la planta solar Eurelios de 1 MW eléctrico, construida en Sicilia (Italia), que entró en servicio en 1980; la central solar de Crimea (Rusia) de 5 MW, que entró en funcionamiento a finales de 1985; y las dos centrales de 1 MW eléctrico de potencia unitario que Japón posee en Nio (Kagawa). Una de torre central y la otra, de colector distribuido. Por su parte, España ocupa un lugar importante dentro del desarrollo de los aprovechamientos solares a nivel internacional. En la actualidad, tiene tres plantas termosolares en funcionamiento, que se encuentran localizadas en la Plataforma Solar de Almería. Se trata de las centrales CRS, DCS y CESA−1. Las dos primeras forman parte del programa SSPS (Small Solar Power Systems, es decir, Pequeños sistemas de Energía Solar) y poseen 0,5 MW de potencia cada una. La primera es de tipo torre central (CRS son las siglas que corresponden a Central Receiver System, o sea, Sistema de Receptor Central) y consta de un campo de heliostatos formado por 93 espejos de 39,3 metros cuadrados cada uno. El receptor está situado en una torre 21

de 43 de altura. El fluido y el sistema de almacenamiento, de 1 MWh de capacidad, son de sodio. Por su parte, la DCS (Distributed Collector System o Sistema de Colector Distribuido) posee un sistema de captación formado por un campo de colectores de dos tipos: 40 grupos de colectores cilíndricos−parabólicos de disposición horizontal y orientables según un eje y 84 grupos de colectores cilíndricos−parabólicos de disposición vertical y orientables según dos ejes. Ambos suman conjuntamente un campo colector de 5.362 metros cuadrados. El fluido es aceite térmico y el sistema de almacenamiento tiene una capacidad de 0,80 MWh. Estas centrales son resultado de un programa de colaboración llevado a cabo por nueve países miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) (entre ellos España) y fueron puestas en servicio en 1981.

Por su parte, la central solar CESA−1, situada asimismo en la Plataforma Solar de Almería, posee 1,2 MW eléctricos de potencia y fue puesta en funcionamiento en 1983. Uno de los aspectos más interesantes de esta planta es que sus principales componentes han sido desarrollados y construidos enteramente en España. Consta de un campo de heliostados de 300 espejos de 39,6 metros cuadrados cada uno, orientables según dos ejes, de modo que pueden seguir en todo momento la trayectoria del Sol y obtener el mayor rendimiento posible. El receptor está situado a 60 metros de altura en una torre que mide 80 metros. El fluido primario es agua y el sistema de almacenamiento está compuesto de dos tanques de sales fundidas que poseen 3 MWh de capacidad. Además de estas tres centrales, España posee una cuarta planta en servicio, de tipo eólico.solar en Manzanares (Ciudad Real). Posee una cubierta plástica de unos 40.000 metros cuadrados de superficie que actúa como campo colector. Al incidir sobre ella la radiación solar, ésta calienta el aire, por efecto del aumento de temperatura, asciende con fuerza a través de una chimenea de 200 metros de altura situada en el centro del campo colector. Esta corriente de aire mueve un grupo turbina−alternador, al ascender por la chimenea, y produce energía eléctrica. La planta tiene 100 kW eléctricos de potencia, es fruto de un acuerdo hispano−germano y su objetivo es experimentar la viabilidad de esta solución tecnológica. Asimismo, existe un importante proyecto solar, conocido como proyecto GAST y puesto en marcha en la Plataforma Solar de Almería, resultado asimismo de la colaboración hispano−germana. Se tata de realizar el proyecto completo, es decir, dejándolo listo para su construcción física, de una central solar de tipo torre central de 20 MW eléctricos de potencia. Una vez terminado el proyecto, que contempla incluso la realización y ensayo de diversos componentes reales de la central, que quedará emplazada en España y será la de mayor potencia del mundo entre las de su tipo. Tendrá un campo de heliostatos de más de 2.000 espejos de entre 40 y 52 metros cuadrados de superficie unitaria y la torre central poseerá una altura de 200 metros. Por último, cabe mencionar que, en el campo de los sistemas fotovoltaicos, España tiene dos interesantes proyectos de investigación ya terminados: una instalación de 1.000 W eléctricos de potencia, situada en Madrid, y una central de 100 kW eléctricos que posee tres campos de paneles fotovoltaicos (de 50 kW, 40 kW y 10 kW, respectivamente), los cuales incorporan otras tantas tecnologías diferentes de células solares. La superficie total de estas últimas suma 1.200 metros cuadrados. La central está instalada en San Agustín de Guadalix (Madrid) y fue inaugurada en 1985. Aparte de estos dos proyectos de investigación, en España hay en funcionamiento varios miles de paneles fotovoltaicos de pequeña potencia.

CENTRAL SOLAR Una central solar de tipo torre central, como la representada en la figura (anexo V), está formada por un campo de heliostatos (2) o espejos direccionales de grandes dimensiones que reflejan la luz del sol y concentran los haces reflejados sobre una caldera (1) situada sobre una torre (3) de gran altura. En la caldera, el aporte calorífico de la radiación solar reflejada es absorbido por un fluido térmico. Dicho fluido es conducido hacia un generador de vapor (5), donde transfiere su calor a un segundo fluido, que es quien 22

acciona los álabes del grupo turbina−alternador (6) para generar energía eléctrica. El fluido es posteriormente condensado en un aerocondensador (7) para repetir el ciclo. La producción de una central solar depende en gran medida de las horas de insolación diarias del asentamiento en el que está ubicada: por ello, para aumentar y estabilizar esta producción, suele disponer de sistemas de almacenamiento térmico (4), intercalados en el circuito de calentamiento. La energía producida, después de ser transformada, es transportada (8) a los centros de consumo.

CENTRAL EOLICO−SOLAR Una central eólico−solar, como la de la figura (anexo VI), combina el efecto invernadero generado por una cubierta de plástico (5), con el efecto de tiro de una chimenea de conducción (1) del aire. El funcionamiento de la central es como sigue: al incidir la radiación solar sobre la cubierta plástica (5), calienta el aire contenido en su interior por efecto invernadero (5); este aire caliente tenderá a subir a las zonas más altas de la atmósfera, por lo que se generará una corriente de aire que, convenientemente canalizada, se dirigirá hacia la chimenea de conducción (1). En el interior de ésta se encuentra alojada una turbina (3) asociada a un generador (4) de corriente eléctrica. El movimiento de los álabes de la turbina da lugar a la producción de energía eléctrica que, una vez transformada (7) para su utilización en los centros de consumo, es transportada (8) hacia éstos. Para que el movimiento de la turbina sea uniforme, esto es, para que pueda controlarse el caudal del aire que circula por la chimenea, ésta tiene en su base un regulador de entrada de aire (2). Asimismo, para evitar turbulencias en el caudal de aire, la torre tiene una altura considerable, por lo que es preciso, para evitar vibraciones, que se encuentre convenientemente anclada mediante tensores (6) que la equilibren.

VI. LAS CENTRALES ELECTRO−EOLICAS Al igual que ocurre con otras muchas de las llamadas nuevas energías, la eólica es una fuente energética que, en realidad, viene siendo utilizada desde hace largo tiempo. Lo que ha cambiado, más bien, es la tecnología mediante la cual esta fuente puede ser aprovechada. En efecto, la energía eólica, es decir, la energía producida por el movimiento del aire, ha sido empleada desde hace siglos para transporte marítimo y para aplicaciones agrícolas. Ni siquiera la producción de energía eléctrica de origen eólico es un fenómeno reciente; ya a principios del presente siglo, Dinamarca poseía alrededor de 200 MW de potencia electro−eólica instalada. En 1943, la producción danesa de electricidad de origen eólico fue de 3,2 millones de kw/h, y desde comienzos de la década de los 60, pequeños generadores eléctricos de baja potencia (de alrededor de 75 kw/h), que aprovechan la energía del viento, suministran electricidad a zonas del país que no pueden recibirla de la red general de transporte, ya que se trata de islas que carecen de una red integrada. Lo que sí resulta nuevo, en cualquier caso, es la creciente preocupación por desarrollar soluciones tecnológicas que permitan un mayor y mejor aprovechamiento de la energía eólica para la producción de electricidad. Ello conlleva no sólo la experimentación de máquinas adecuadas que hagan posible una eficaz transformación de la energía del viendo en eléctrica, sino un profundo estudio de las zonas de cada geografía nacional que resultan realmente adecuadas para la instalación de centrales de este tipo. De ahí que la elaboración de mapas eólicos absorban buena parte de los esfuerzos desarrollados en estos momentos por los distintos países que investigan el aprovechamiento de esta fuente energética, con el objeto de identificar los emplazamientos idóneos. 23

Conviene tener en cuenta que, para que la energía eólica pueda ser utilizada con cierta eficacia en una zona determinada, las características del viento deben cumplir una serie de condiciones relativas a velocidad, continuidad, estabilidad, etc. Un dato de gran importancia al respecto es la densidad de potencia del viento, es decir, el valor máximo de la potencia que puede conseguirse por cada unidad de área barrida por el viento. En concreto, por debajo de los 50 W/m2 comienzan a resultar auténticamente rentables los sistemas eólicos para la generación de energía eléctrica. Aun así, hay que tener en cuenta que hacen falta densidades de potencia del viento superiores a 1.000 W/m2 para que la instalación de aerogeneradores de potencia superior a 0,5 MW tenga un rendimiento aceptable. En definitiva, la energía eólica presenta diversas ventajas para la producción de energía eléctrica que la colocan en mejor lugar que otras nuevas fuentes energéticas. No obstante, plantea asimismo importantes problemas técnicos y económicos. Entre los primeros, cabe citar los derivados de la fluctuación del viento, los de medio ambiente y los de almacenamiento de la producción (en el caso de su aplicación en zonas aisladas) cuando ésta supera a la demanda. Entre los segundos, el aún alto coste del kw/h generado. TIPOS DE AEROGENERADORES Las máquinas que están siendo experimentadas para el aprovechamiento de la energía eólica con destino a la producción de electricidad reciben habitualmente el nombre de aerogeneradores o turbinas eólicas. En la actualidad, existen dos modelos: los de eje horizontal y los de eje vertical. Los primeros constan de un hélice o rotor acoplada a un conjunto soporte, llamado góndola o navecilla (en donde están albergados el alternador y la caja de engrases), montados ambos sobre una torre metálica o de hormigón. La hélica o rotor puede estar situada a barlovento o sotavento, es decir, enfrentada a la dirección del viento o no. En el primer caso, es preciso que el aerogenerador posea un dispositivo de orientación, pero tiene la ventaja de que los efectos de cargas de fatiga sobre las palas del rotor son menores. En el caso de que el rotor esté situado a sotavento, la turbina puede autoorientarse, pero los efectos de cargas de fatiga de las palas del rotor son mayores. En cuando a los aerogeneradores de eje vertical, presentan la ventaja de que, al tener colocado el generador en la base de la torre, las labores de mantenimiento son más fáciles. Por otro lado, se trata de turbinas autoorientables, ya que (como las palas están acopladas a lo largo de la torre, perpendiculares al suelo) pueden aprovechar el viento sea cual sea la dirección de éste. Sin embargo, el rendimiento de este tipo de aerogeneradores es menor que el de los de eje horizontal. Por ello, y porque hay más experiencia acumulada en el desarrollo de estos últimos, las líneas que siguen a continuación se centrarán en la descripción de los aerogeneradores de eje horizontal. PRINCIPALES COMPONENTES Como se señalaba anteriormente, los tres elementos principales de un aerogenerador de eje horizontal son el rotor, la navecilla y la torre. El primero puede poseer una, dos, tres y hasta seis palas. Son éstas el componente más crítico de la turbina eólica; es el elemento que ha causado más problemas de diseño y el que representa el mayor coste de la máquina (alrededor del 30% del coste total). Inicialmente, fueron fabricas de acero, pero recientemente la tendencia es emplear materiales más ligeros, como fibra de vidrio o carbono. El principal problema que plantean es que se encuentran sometidas a intensas cargas aerodinámicas alternativas, lo que produce una fuerte vibración en ellas. El acoplamiento entre los modos de vibración que sufren las palas y los que sufre la torre es objeto de intensos estudios, ya que un desajuste entre ambos puede producir torsiones que llegan a causar hasta la propia destrucción de la máquina. La navecilla o góndola es el aerogenerador propiamente dicho. En ella se encuentra el equipo mecánico y eléctrico que permite la transformación de la energía cinética, suministrada por el rotor, en energía eléctrica. Se compone de un eje principal, adaptado al del rotor mediante un embrague, un engranaje confinado en una caja de cambios y un generador eléctrico. Suele estar recubierta de placas de aluminio, que la aíslan del ruido 24

y del calor, y tiene forma troncocónica o cilíndrica para repartir adecuadamente su peso sobre el eje principal. Generalmente, posee un microprocesador que permite regular y controlar el ángulo de inclinación de las palas del rotor, así como la posición de éste respecto del viento, para obtener el mayor rendimiento posible. Tiene, por último, un sistema de seguridad que bloquea las palas del rotor en caso necesario y frenos de disco por si es preciso detener el rotor.

La torre, por fin, es convencional. En ocasiones, adopta una forma parecida a la de las torres del tendido eléctrico, aunque también las hay de forma cilíndrica o troncocónica, tanto metálicas como de hormigón. Como se ha indicado anteriormente, el diseño de la torre debe ser tal que los modos de vibración que sufra se acoplen adecuadamente con los modos de vibración del rotor. Por lo demás, el funcionamiento básico de la máquina es, desde el punto de vista conceptual, muy simple. El viento, al hacer girar las palas del rotor, genera una energía cinética que se transmite, a través del eje principal, al alternador cobijado en la navecilla, generando así una corriente eléctrica que es transmitida a la red de transporte mediante cables que salen de la navecilla. En el caso de los aerogeneradores de eje vertical, el funcionamiento en análogo: el viento mueve las palas acopladas al eje y este movimiento se transmite al equipo generador situado al pie de dicho eje, CENTRALES EOLICAS EN EL MUNDO Entre los generadores electro−eólicos ya construidos, cabe mencionar los realizados por el Departamento norteamericano de Estado para la Energía y la NASA −MOD−OA y MOD−2−, de 200 kW y 2.500 kw de potencia respectivamente. También en Estados Unidos se encuentra la Granja Eólica de Livermore (California), con 300 aerogeneradores de 15 kW de potencia unitaria; el generador electro−eólico de 3.000 kW de Palm Springs−San Gregorio Pass (California), y el aerogenerador de 2.000 kW de Boone (Carolina del Norte). Por su parte, Dinamarca posee los dos aerogeneradores Nibe A y B, de 630 kW de potencia conjunta, la granja eólica de Ebeltoft, de 980 kW de potencia y la granja eólica de Masnedo, de 3.750 kW. Alemania, el Growiam 1, de 3.000 kW. Francia, los de St. Rémy−des−Landes, de 1.000 kW; Nogent−le−Roi, de 800 kW; y Ouessant, de 100 kW. Italia, por último, la central electro−eólica de Vele Vento, en Santa Caterina, cuya primera fase (de 60 kW) está ya en funcionamiento. En España, está siendo acometida la elaboración de un Mapa Eólico Nacional, así como diversos Mapas Eólicos de carácter zonal y otras investigaciones sobre esta fuente de energía en diferentes áreas del territorio nacional (Cataluña, Levante, Castilla−La Mancha, Extremadura, Andalucía, Galicia, Baleares, Canarias y Aragón). En cuanto a realizaciones concretas llevadas ya a cabo que se encuentren en funcionamiento con carácter experimental, destacan la central de Tarifa (Cádiz), que posee 110 kW de potencia, del Instituto de Diversificación y Ahorro Energético (antes Centro de Estudios de la Energía); el centro eólico experimental de Candasnos (Huesca), que cuenta con un aerogenerador de 55 kW; los dos aerogeneradores instalados en el aeropuerto de Palma de Mallorca, desarrollados en el marco del Programa energético UNESA−INI, que tienen una potencia de 22 kW y 5,5 kW respectivamente; el Parque Eólico Piloto del Ampurdan, inaugurado en el mes de abril de 1984 en Gerona, que posee 125 kW de potencia; y la central ciclónica experimental de 100 kW, instalada en Santa Cruz de la Zarza (Toledo). Entre los proyectos de construcción más interesantes, se encuentra el de Cabo Vilano, en Galicia; un aerogenerador de 1.000 kW, financiado por la CEE, el Instituto de Energías Renovables y el Sector Eléctrico español.

CENTRAL EOLICA 25

Una central eólica aprovecha la energía del viento para producir energía eléctrica. En las de eje horizontal, como la de la figura (anexo VII), se coloca sobre una torre una navecilla (o generador propiamente dicho) que aloja en su interior una turbina (1) conectada, mediante una caja de cambios, a un conjunto de aspas. La energía eléctrica generada por el movimiento de la turbina es transportada mediante cables conductores (2) a un centro de control (5) donde o bien se almacena en acumuladores al efecto (7), o bien se distribuye directamente a los centros de consumo (8). Dada la aleatoriedad de la producción de energía eléctrica por vía eólica, una central de este tipo debe disponer de una fuente auxiliar (6) para tener garantizado en todo momento el suministro de energía eléctrica. Para el control del movimiento de la turbina, una central eólica dispone de un volante de inercia, que, actuando como carga de frenado (3), permite controlar en todo momento las revoluciones de las aspas independientemente de la velocidad del viento. Por otra parte, debido a la altura en que se encuentra el generador y al rozamiento que el aire produce sobre él, es conveniente que el equipo esté conectado a tierra (4) para evitar la electricidad estática que, en otro caso, se produciría sobre la instalación.

INDICE I. Introducción II. Las centrales hidroeléctricas III. Las centrales termoeléctricas clásicas IV. Las centrales nucleares V. Las centrales solares • Las centrales electro−eólicas La Energia

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