Guide shp es_02 (1)

Guía para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica ESHA - 2006
CAPITULO 6. EQUIPOS ELECTROMECANICOS
6 EQUIPOS ELECTROMECANICOS ........................................................................168
6.1 Casa de maquinas .......................................................................................168
6.2 Turbinas hidráulicas ....................................................................................170
6.2.1 Tipos y configuraciones ...............................................................170
6.2.2 Velocidad específica y semejanza ...............................................181
6.2.3 Diseño preliminar .........................................................................185
6.2.4 Criterios para la selección de la turbina .......................................188
6.2.5 Rendimiento de las turbinas .........................................................194
6.3 Multiplicadores de velocidad ......................................................................196
6.3.1 Tipos de multiplicadores.............................................................. 197
6.3.2 Diseño de multiplicadores ............................................................198
6.3.3 Mantenimiento .............................................................................199
6.4 Generadores. ...............................................................................................199
6.4.1. Disposición del generador respecto a la turbina .........................200
6,4.2 Excitatrices ...................................................................................201
6.4.3 Regulación de tensión y sincronización. ......................................202
6.5 Control de la turbina ...................................................................................202
6.6 Equipos de sincronización y protección eléctrica. ......................................206
6.7 Telecontrol ..................................................................................................207
6.8 Equipo eléctrico auxiliar .............................................................................209
6.8.1 Transformador de servicio ...........................................................209
6.8.2 Suministro de corriente continua para el sistema de control .......209
6.8.3 Registro de niveles - cámara de carga y canal de descarga - .......209
6.8.4 Subestación exterior .....................................................................210
165

LIST OF FIGURES
Figura 6.1: Vista esquemática de una central de baja altura de salto. ............................... 168
Figura 6.2: Vista esquemática de una central – Saltos medios y altos ..................................... 169
Figura 6.3: Esquema de un aprovechamiento hidroeléctrico y secciones de medida................ 171
Figura 6.4: Sección transversal de una tobera con deflector... .................................................. 172
Figura 6.5: Vista de una Pelton de dos toberas horizontal................................................. 172
Figura 6.6: Esquema de la disposición tobera-alabes en una Pelton ....................................... 173
Figura 6.7: Esquema de una turbina Turgo .............................................................................. 173
Figura 6.8: Esquema de una turbina de flujo transversal ......................................................... 174
Figura 6.9: Esquema de funcionamiento de los alabes directores. ........................................... 175
Figura 6.10: Vista de una Turbina Francis. ............................................................................... 176
Figura 6.11: Energía cinética a la salida del rotor .................................................................... 176
Figura 6.12: Esquema de una Kaplan vertical de doble regulación ......................................... 177
Figura 6.13: Sección transversal de una turbina bulbo ............................................................ 178
Figura 6.14: Sección transversal de una turbina Kaplan vertical ............................................. 179
Figura 6.15: Sección transversal de una turbina Kaplan inclinada con sifón ........................... 179
Figura 6.16: Sección transversal de una turbina Kaplan invertida con sifón ............................ 165
Figura 6.17: Sección transversal de una turbina Kaplan inclinada con reenvío a 90º. ............. 180
Figura 6.18: Sección transversal de una turbina Kaplan en S .................................................. 180
Figura 6.19: Sección transversal de una turbina Kaplan inclinada con reenvío a 90º. ............. 180
Figura 6.20: Sección transversal de una turbina Kaplan inclinada en pozo ............................. 180
Figura 6.21: Perfil de los rodetes en función de su velocidad específica. ................................ 183
Figura 6.22: Correlación entre altura de salto neta Hn y velocidad específica ηQE.. ................. 184
Figura 6.23: Características de la tobera .................................................................................. 186
Figura 6.24: Sección transversal de un rodete Francis ............................................................. 186
Figura 6.25: Sección transversal de una Kaplan ...................................................................... 186
Figura 6.26: Envolvente operativa de 3 tipos de turbinas. ....................................................... 190
Figura 6.27: Limites de cavitación ........................................................................................... 193
Figura 6.28: Vista esquemática de pérdidas en un aprovechamiento........................................ 195
Figura 6.29: Rendimientos en función del caudal de diseño. ................................................... 195
Figura 6.30: Resultados de la medida de rendimientos en dos turbinas ................................... 196
Figura 6.31: Multiplicador de ejes paralelos ............................................................................ 197
Figura 6.32: Multiplicador de engranajes cónicos ................................................................... 197
Figura 6.33: Multiplicador de correa plana .............................................................................. 198
Figura 6.34: Generador directamente acoplado a una Kaplan de eje vertical .......................... 201
Figura 6.35: Regulador de bolas y servomotor ........................................................................ 204
Figura 6.36: Esquema unifilar.................................................................................................. 206
Figura 6.37 medida de niveles de agua ................................................................................... 210
.
LISTA DE TABLAS
Tabla 6.1: Configuraciones con turbina Kaplan. ...................................................................... 179
Tabla 6.2: Correlación entre velocidad específica y altura de salto neto ................................. 183
Tabla 6.3: Rango de velocidades específicas para cada tipo de turbina ................................... 184
Tabla 6.4: Horquilla de salto en metros ................................................................................... 188
Tabla 6.5: Sensibilidad a variaciones de salto y caudal ........................................................... 189
Tabla 6.6: Velocidad de sincronismo de los generadores ........................................................ 193
Tabla 6.7: Relación entre velocidad de rotación y de embalamiento....................................... 194
Tabla 6.8: Rendimientos típicos de pequeñas turbinas ............................................................ 196
...
166

LISTA DE FOTOS
Foto 6.1 Perspectiva de una mini-central típica ...................................................................... 169
Foto 6.2: Turbina Pelton vertical de cuatro toberas............................................ ...................... 172
Foto 6.3: Turbina Francis de eje horizontal……. ..................................................................... 174
Foto 6.4: Accionamiento del distribuidor de una turbina Francis de eje horizontal. ............... 175
Foto 6.5: Rodete de una turbina Francis .................................................................................. 175
Foto 6.6: Turbinas Kaplan en sifón........................................................................................... 181
Foto 6.7: Turbina Kaplan montada en el extremo de un sifón ................................................. 181
Foto 6.8: Central hidráulica para el servomotor ....................................................................... 194
Foto 6.9: Subestación ubicada en la casa de máquinas ............................................................ 210
167

6 EQUIPOS ELECTROMECANICOS1
En este capitulo se describe el equipo electro-mecánico, se dan algunas reglas
preliminares para su diseño y se exponen los criterios utilizados para su selección. Para
obtener más información técnica se recomienda consultar los libros de L. Vivier2, J.
Raabe3 y otras publicaciones4, 5, 6, 7, 8, 9, 10.
6.1 Casa de maquinas
En un aprovechamiento hidroeléctrico, la casa de máquinas tiene como misión proteger
el equipo electro-hidráulico que convierte la energía potencial del agua en electricidad,
de las adversidades climatológicas. El número, tipo y potencia de las turbinas, su
disposición con respecto al canal de descarga, la altura de salto y la geomorfología del
sitio, condicionan la topología del edificio.
Como se observa en las figuras 6.1 y 6.2, la casa de maquinas puede albergar los
equipos siguientes:
• Compuerta o válvula de entrada a las turbinas
• Turbinas
• Multiplicadores (si se necesitan)
• Generadores
• Sistemas de control
• Equipo eléctrico
• Sistemas de protección
• Suministro de corriente continua (control y emergencias)
• Transformadores de potencia e intensidad
• Etc.
Figura 6.1: Vista esquemática de una central de baja altura de salto.
La figura 6.1 muestra un esquema de una casa de maquinas con toma de agua,
integrada con el azud y las rejillas, alojando una turbina Kaplan, de eje vertical,
168

acoplada directamente a un generador, el tubo difusor y el canal de retorno, de uso
frecuente en aprovechamientos de muy baja altura de salto. Para mitigar el impacto
visual y sónico, la casa de maquinas, como se ve en el capitulo 1, figura 1.6, puede estar
enteramente sumergida
Figure 6.2: Vista esquemática de una central – Saltos medios y altos
En los aprovechamientos de montaña, en los que el salto es mediano o grande, las casas
de maquinas son más convencionales (ver figura 6.2) con una entrada de la tubería
forzada y un canal de retorno. La casa de maquina puede estar ubicada en el interior de
una cueva, y eventualmente, aunque no es corriente, puede estar sumergida en el agua.
Foto 6.1: Perspectiva de una mini-central típica
La casa de máquinas puede estar instalada al pie de una presa construida para crear un
embalse multiusos, entre los que el de generación de energía no es prioritario. La figura
169

1.4, en el capitulo 1, muestra esta configuración, Como veremos en el capitulo 6.1.1.2,
algunas configuraciones de turbinas permiten eliminar por completo la superestructura,
o reducir la cubrición a la protección del equipo eléctrico y de control. Integrando
turbina y generador en una carcasa impermeable (bulbo), esta puede sumergirse en el
curso del agua y eliminar así la casa de maquinas.
6.2 Turbinas hidráulicas
Una turbina hidráulica tiene por objeto transformar en energía rotacional la energía
potencial del agua. Aunque en este manual no se definen reglas para el diseño de las
turbinas (un papel reservado a los fabricantes) hemos considera oportuno suministrar
algunos criterios para la selección del tipo de turbina más conveniente en cada caso e
incluso suministrar formulas para determinar sus dimensiones fundamentales. Estos
criterios y esas formulas están basados en los trabajos de Siervo y Lugaresi11, Siervo y
Leva12 13, Lugaresi y Massa14 15, Austerre y Verdehan16, Giraud y Beslin17, Belhaj18,
Gordon19 20, Schweiger y Gregori21 22 entre otros, que han dado lugar a una serie de
formulas a partir del análisis de las turbinas instaladas. En todo caso conviene subrayar
que no hay información tan fiable como la ofrecida por los propios fabricantes de
turbinas a los que conviene recurrir, ya en fase de anteproyecto.
Todas las formula utilizadas en este capitulo utilizan unidades SI y se refieren a normas
IEC (IEC 60193 y 60041).
6.2.1 Tipos y configuraciones
La energía potencial del agua, se convierte en energía motriz en la turbina, con arreglo a
dos mecanismos básicamente diferentes:
• En el primero, la energía potencial se transforma en energía cinética, mediante
un chorro de gran velocidad, que es proyectado contra unas cazoletas, fijas en la
periferia de un disco. A este tipo de turbinas se las conoce como turbinas de
acción. Como el agua, después de chocar contra las cazoletas, cae al canal de
descarga con muy poca energía remanente, la carcasa puede ser ligera y solo
tiene por misión evitar accidentes e impedir las salpicaduras del agua.
• En el segundo, la presión del agua actúa directamente sobre los alabes del
rodete, disminuyendo de valor a medida que avanza en su recorrido. A este tipo
de turbinas se las conoce como turbinas de reacción. Al estar el rodete
completamente sumergido y sometido a la presión del agua, la carcasa que lo
envuelve tiene que ser suficientemente robusta para poder resistirla.
La potencia hidráulica a disposición de la turbina viene dada por:
Ph = ρQgH [W] (6.1)
En la que:
ρQ = flujo másico [kg/s]
ρ = densidad del agua [kg/m3]
Q = caudal [m3/s]
gH = energía hidráulica específica de la maquina [J/kg]
g = constante gravitacional [m/s2]
H = “salto neto” [m]
170

Figura 6.3: Esquema de un aprovechamiento hidroeléctrico y secciones de medida
La potencia mecánica de la turbina viene dada por:
Pm = Ph * η [W] (6.2)
η = rendimiento de la turbina
La energía hidráulica específica de la turbina viene dada por la ecuación:
( ) (2
1
E = 1 ( p − p ) + 1 v − v + g z − z
2
2
2
1 2 1 2
ρ
) [m] (6.3)
En la que gH = energía hidráulica específica de la turbina [J/kg]
px = presión en la sección x [Pa]
vx = velocidad del agua en la sección x [m/s]
zx = altura de la sección x [m]
Los subíndices 1 y 2 definen las secciones de medida a la entrada y salida de la turbina,
tal y como están definidos en las normas IEC.
El salto neto viene definido como:
H E n = [m] (6.4)
g
Turbinas de acción
Turbina Pelton
Son turbinas de acción en las que la tobera o toberas (una turbina de eje vertical puede
tener hasta seis toberas, con uno o con dos rodetes) transforman la energía de presión
del agua en energía cinética. Cada tobera produce un chorro, cuyo caudal se regula
mediante una válvula de aguja (figura 6.4). Suelen estar dotadas de un deflector, cuya
171

misión es desviar el chorro para evitar que, al no incidir sobre las cazoletas, se embale la
turbina, sin tener que cerrar bruscamente la válvula de aguja, maniobra que podría
producir un golpe de ariete. De esta forma la máxima sobrepresión no supera 1,15 veces
la presión estática. Se utilizan en saltos entre 40 y 1200 m.
Figure 6.4: Sección transversal de una tobera con deflector
Como la energía cinética del agua al abandonar las cazoletas se pierde, estas se diseñan
para que las velocidades de salida sean mínimas.
Las turbinas Pelton de una o dos toberas pueden ser de eje horizontal (figura 6.5) o
vertical. Las de tres o más toberas son de eje vertical (foto 6.2). Seis es el máximo
número de toberas en una Pelton pero no se utilizan en turbinas para pequeñas centrales.
Figure 6.5: Vista de una Pelton de dos Foto 6.2: Pelton vertical de
de dos toberas horizontal cuatro toberas,
El rotor suele estar directamente acoplado al generador y situado por encima del nivel
aguas abajo de la turbina.
En la turbina Pelton el chorro incide, como puede verse en la figura 6.6, con un ángulo
de 90º respecto al plano diametral del rodete.
172

Figura 6.6
El rendimiento de una Pelton se mantiene elevado, para caudales entre el 30% y el
100% del máximo, en turbinas de una sola tobera y, entre el 10% y el 100% para
turbinas de dos o más toberas
Turbina Turgo
La turbina Turgo puede trabajar en saltos con alturas comprendidas entre 50 y 300
metros. Como la Pelton, se trata de una turbina de acción, pero sus alabes tienen una
distinta forma y disposición. El chorro incide con un ángulo de 20º respecto al plano
diametral del rodete (Fig 6.7), entrando por un lado del disco y saliendo por el otro. A
diferencia de la Pelton, en la turbina Turgo el chorro incide simultáneamente sobre
varios alabes, de forma semejante a como lo hace el fluido en una turbina de vapor. Su
menor diámetro conduce, para igual velocidad periférica, a una mayor velocidad
angular, lo que facilita su acoplamiento directo al generador.
Figura 6.7: Esquema de una turbina Turgo
Su rendimiento es inferior al de una Pelton o una Francis, y se mantiene entre límites
aceptables para caudales entre el 20% y el 100% del máximo de diseño.
Una Turgo puede constituir una alternativa a una Francis si el caudal es muy variable o
si la tubería forzada es muy larga, ya que el deflector evita el embalamiento cuando,
trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, y el
golpe de ariete que, en ese caso, produciría el cierre de la admisión a la Francis.
173

Turbina de flujo cruzado
Figura 6.8: Esquema de una turbina de flujo transversal
Esta turbina, conocida también como Michell-Banki en recuerdo de sus inventores, se
utiliza en una gama muy amplia de alturas de salto (de 5m a 200 m). Su rendimiento
máximo es inferior al 87%, pero se mantiene entre límites aceptables para caudales
entre el 16% y el 100% del caudal máximo de diseño.
El agua (figura 6.8) entra en la turbina a través de un distribuidor, y pasa a través de la
primera etapa de alabes del rodete, que funciona casi completamente sumergido (incluso
con un cierto grado de reacción). Después de pasar por esta primera etapa, el flujo
cambia de sentido en el centro del rodete y vuelve a cruzarlo en una segunda etapa que
es totalmente de acción. Ese cambio de dirección no resulta fácil y da lugar a una serie
de choques que son la causa de su bajo rendimiento nominal. Su construcción es muy
simple y consiguientemente requiere una baja inversión.
Turbinas de reacción
Turbina Francis
Son turbinas de reacción de flujo radial
y admisión total, muy utilizadas en
saltos de altura media (entre 25m y
350m), equipadas con un distribuidor
de alabes regulables y un rodete de
alabes fijos. En las turbinas Francis
rápidas la admisión es radial y la salida
es axial. La foto 6.3 muestra una
turbina Francis de eje horizontal con el
tubo de aspiración en primer plano.
Foto 6.3
174

Las turbinas Francis pueden ser de cámara abierta – generalmente en saltos de poca
altura, en cuyo caso suele ser mejor solucion una Kaplan - o de cámara en espiral unida
a la tuberia forzada. La espiral está diseñada para que la velocidad tangencial del agua
sea constante y el caudal que pasa por cada sección del caracol sea proporcional al arco
que le queda por abastecer. Como se ve en la figura 6.9, el distribuidor tiene alabes
directrices mobiles, cuya funcion es regular el caudal que entra al rodete y el angulo en
queel agua incide sobre los alabes de este ultimo. Los alabes distribuidores giran sobre
su eje, mediante bielas conectadas a un gran anillo exterior que sincroniza el
movimiento de todos ellos. Estos alabes pueden utilizarse para cerrar la entrada del agua
en casos de emergencia, pese a lo cual sigue siendo necesaria la valvula de mariposa
que, en esos casos, cierra la entrada del agua a la espiral. El rodete transforma la energía
hidráulica en energía mecánica y devuelve el agua al tubo difusor.
Figura 6.9: Esquema de funcionamiento de los alabes directores
Foto 6.4: Accionamiento del distribuidor Foto 6.5: Rodete de una turbina Francis
en una turbina Francis de eje horizontal
175

Figura 6.10: Vista de una turbina Francis
Los rodetes de las turbinas pequeñas estan construidos generalmente en fundición de
acero inoxidable. Algunos fabricantes emplean rodetes de fundición de bronce al
aluminio e incluso en algunos casos rodetes fabricados por soldadura.
El tubo de aspiración de una turbina de reacción tiene como objetuvo recuperar la
energía cinética del agua que sale del rodete. Como esta energía es proporcional al
cuadrado de la velocidad, uno de los objetivos del tubo de aspiración es reducir la
velocidad de salida, para lo cual se emplea un perfil cónico. Sin embargo el angulo del
cono tiene un limite, pasado el cual se produce la separación del flujo del agua. El
angulo optimo es 7º, pero para reducir la longitud del tubo, y consiguientemente su
costo, en algunos casos el angulo se aumenta hasta 15º.
Figura 6.11: Energía cinética a la salida del rotor
176

Cuanto menor sea el salto más importante será el papel del tubo de aspiración, ya que, al
disminuir aquel -para potencia equivalente- aumenta el caudal nominal y por tanto las
perdidas cinéticas correspondientes. Es facilmente comprensible que, para un mismo
diámetro del rotor, su velocidad aumenta si aumenta el caudal. La figura 6.11 nos
muestra la energía cinética remanente del agua a la salida del rodete, en función de la
velocidad específica. (ver el capítulo 6.1.2 para la definición de velocidad específica)
Turbinas Kaplan y de helice
Son turbinas de reacción de flujo axial generalmente utilizadaas en saltos de 2 a 40 m.
Los alabes del rodete en las Kaplan son siempre regulables, mientras que los de los
distribuidores, pueden ser fijos o regulables. Si ambos son regulables la turbina es una
verdadera Kaplan; si solo son regulables los del rodete, la turbina es una Semi-Kaplan.
Cuando los alabes del rodete son fijos, la turbina se denomina de hélice.Se utilizan en
aprovechamientos en los que tanto el caudal como el salto permanecen constantes, lo
que las hace poco utiles en el caso de la pequeña hidráulica.
Figura 6.12: Esquema de una Kaplan vertical de doble regulacion
La doble regulación permite su utilización cuando el caudal y el salto varían en el
tiempo; la turina mantiene un rendimiento aceptable aun cuando el caudaal varíe entre
el 15% y el 100% del nominal de diseño. La semi Kaplan se adapta bien a variaciones
del caudal (pueden trabajar entre el 30% y el 100% del caudal de diseño) pero es menos
flexible cuando la altura de salto varía substancialmente
La figura 6.12 representa el esquema de una turbina Kaplan de eje vertical, de doble
regulaciçon. Los alabes del rodete giran alrededor de su eje, accionados por unas
177

manivelas, que son solidarias de unas bielas articuladas a una cruceta, que se desplaza
hacia arriba o hacia abajo por el interior del eje hueco de la turbina. Este desplazamiento
es accionado por un servomotor hidráulico, con la turbina en movimiento.
La turbina bulbo es una derivación de las anteriores, caracterizada porque el agua pasa
axialmente a través de alabes directrices fijos y porque el generador y el multiplicador
(si existe) están contenidos en una carcasa estanca, con forma de bulbo, sumergida en el
agua. La figura 6.13 muestra una turbina, en la que todo el equipo está alojado en un
bulbo refrigerado por ventilación forzada con intercambiador aire-agua. Del bulbo salen
solamente los cables eléctricos debidamente protegidos.
Figura 6.13: Sección transversal de una turbina bulbo
Para reducir el costo global (obra civil + equipos), y en particular reducir el volumen de
obra civil, se han concebido un cierto número de configuraciones que han llegado a ser
consideradas como clásicas.
Los criterios de selección son bien conocidos :
• Horquilla de caudales a turbinar
• Altura de salto
• Naturaleza del terreno
• Criterios medioambientales (fundamentalmente impacto visual y sonoro)
• Costo de la mano de obra
Las configuraciones se diferencian en como el flujo atraviesa la turbina (radial o axial),
en el sistema de cierre del paso de agua (compuerta, distribuidor o sifón) y en el tipo de
multiplicador (engranajes paralelos, reenvío en ángulo, engranajes epicicloidales).
Para los que estén interesados en esquemas de baja altura de salto se les recomienda leer
un artículo presentado por J. Fonkenell a HIDROENERGIA 9123, dedicado a la elección
de la configuración optima de turbinas Kaplan. La tabla 6.1 y las figuras que la siguen,
tomadas de la referida comunicación, muestran los diversos tipos de configuraciones.
178

Tabla 6.1: Configuraciones con turbina Kaplan
configuración flujo cierre multiplicador figura
Kaplan o semi-Kaplan vertical radial distribuidores paralelo 6.14
Semi-Kaplan inclinada en sifón radial sifón paralelo 6.15
Semi-Kaplan inversa en sifón radial sifón paralelo 6.16
Semi-Kaplan inclinada reenvío a 90º axial compuerta paralelo 6.17
Kaplan en S axial compuerta paralelo 6.18
Kaplan inclinada con reenvío a 90º axial compuerta cónico 6.19
Semi-Kaplan en pozo axial compuerta paralelo 6.20
Los cierres de sifón son fiables, económicos y, dada su velocidad de cierre, impiden el
embalamiento de la turbina, pero son muy ruidosos a no ser que se aislen la bomba de
vacío y las valvulas de maniobra. Aun cuando no sea imprescindible, se recomienda
intercalar una valvula de cierre para impedir el arrranque imprevisto de la turbina,como
consecuencia de fuertes variaciones en los niveles aguas abajo y aguas arriba. Si
sucediera así, la turbina alcanzaría velocidades muy altas y el operario no tendría forma
de pararla.
La solución ideal desde el punto de vista de impacto visual y sónico es la de una casa de
máquinas enterrada o semienterrada que solo es factible con una configuración de
turbina en S, turbina inclinada con reenvío a 90º o turbina en pozo. La solución con
reenvío a 90º, permite utilizar un generador a 1500 rpm, standard, barato y poco
voluminoso, empleando un multiplicador de doble etapa - reductor planetario y cónico -
en el que la velocidad relativamente elevada del eje, a la entrada del segundo, facilita el
diseño de los piñónes cónicos.
semi Kaplan inclinada en sifón
Figura 6.14 Figura 6.15
179

Figura 6.20
La solución en S es muy popular aunque presenta el inconveniente de que el eje de la
turbina tiene que atravesar el conducto de salida - o de entrada si la S se presenta
invertida. - lo que provoca una pérdida de carga en absoluto despreciable, como prueba
un estudio reciente, según el cual en un aprovechamiento con un salto de 4 m y un
caudal nominal de 24 m3/seg, la configuración con reenvío a 90º tiene un rendimiento
global, entre un 3% y un 5% superior al de la configuración en S. Además, los
volúmenes, tanto de excavación como de hormigón son muy inferiores en la configuraci
ón con reenvío a 90º que en la configuración en S.
180

Foto 6.6 turbinas Kaplan en sifón
La configuración en pozo presenta la ventaja de que los principales órganos mecánicos
son fácilmente accesibles, con lo que se facilita la inspección y el mantenimiento,
especialmente en lo que respecta al acoplamiento turbina multiplicador, multiplicador
propiamente dicho y generador. Al tener un mayor caudal específico (un 30% más que
las kaplan de eje vertical) la turbina es más pequeña y la obra civil más sencilla.
Foto 6.7 Una turbina Kaplan montada en el estremo de un sifón
Las turbinas Kaplan, por las mismas razones que las Francis, necesitan tener un tubo de
aspiración. Como se emplean en saltos de poca altura, las perdidas de energía cinética
son relativamente más importantes, por lo que es necesario cuidar su diseño.
6.2.2 Velocidad específica y semejanza
La gran mayoría de las estructuras hidráulicas - aliviaderos, disipadores de energía a la
salida de un embalse, tomas de agua, etc.- se proyectan hoy en día sobre la base de
ensayos realizados con modelos a escala reducida. El comportamiento de estos modelos
se fundamenta en la teoría de la similitud hidráulica, que incluye el análisis de la
interrelación de las diversas magnitudes físicas que intervienen en el comportamiento
dinámico del agua sobre la estructura, más conocido como análisis dimensional. El
diseño de turbinas hidráulicas no constituye una excepción y los fabricantes de equipos
también utilizan modelos a escala reducida. La pregunta que se plantea es la de si,
conociendo como funciona un cierto tipo de máquinas bajo determinados parámetros
hidráulicos, se puede saber como funcionará esa misma máquina, u otra
geométricamente semejante, cuando opera bajo otros parámetros hidráulicos diferentes.
Si podemos contestar a esta pregunta, la teoría de la similitud nos proporcionará un
criterio científico con el que catalogar las turbinas, de gran utilidad en el proceso de
181

selección de la turbina que mejor se adapta a las condiciones del aprovechamiento que
proyectamos.
La contestación es positiva si el modelo y el prototipo son geometricamente semejantes.
Para que sean geometricamente semejantes, el modelo tiene que ser una reducción a
escala de la turbina industrial, manteniendo una constante de reducción fija para todas
las longitudes homogeneas. Si el coeficiente de reducción de longitud es k, el. de
superficie deberá ser k2 y el de volumen k3. Es conveniente insistir en que el modelo y
los ensayos de laboratorio constituyen la unica vía para garantizar el rendimiento y
comportamiento hidráulico de la turbina industrial. Todas las reglas de semejanza están
estrictamente definidas en las normas internacionales IEC 60193 y 60041. No se puede
aceptar ninguna garantía si no se cumplen estas normas y estas reglas.
La velocidad específica de una turbina se define como la velocidad de una turbina
homologa, de un tamaño tal que, con una unidad de salto produce una unidad de
potencia.
De acuerdo con la anterior definición y las citadas normas, la velocidad específica de
una turbina viene dada por la formula
[ ] (6.5)
n Q
= −
E
1 4
QE η
En donde: Q = caudal (m3/s)
E = energía hidráulica específica de la maquina [J/kg]
n = velocidad rotacional de la turbina [rps]
ηQE no es un parámetro adimensional. Cuando se calcula en unidades SI, la velocidad
especifica ηs viene dada por la formula:
n P
s η = (6.6)
4
5 H
En donde n velocidad en rpm, P potenia en kW y H altura de salto neta en metros.
ηs = 995 * ηQE (6.7)
Algunos autores empleaban como velocidad específica la ηQ en función del caudal y de
la altura neta de salto:
P
( ) 4
5 gH
Q
ρ
η
Ω
= (6.8)
Su factor de conversión con ηQE es ηQ = 333* ηQE
182

Figura 6.21: Perfil de los rodetes en función de su velocidad específica
En la figura 6.21 se representan cuatro diseños de rodetes de turbinas de reacción, y su
correspondiente velocidad específica, optimizados desde el punto de vista del
rendimiento. Se ve que, para adaptarse al salto del aprovechamiento, el rodete
evoluciona con la velocidad específica. Al evolucionar el rodete con la velocidad
específica, llega un momento en el que la llanta que une el borde inferior de los alabes
produce un rozamiento excesivo, y para evitarla los alabes se construyen en voladizo,
dando lugar a las turbinas Kaplan, Hélice y Bulbo, utilizadas en saltos de baja altura.
En general, los fabricantes de turbinas dan la velocidad específica de sus turbinas. Un
gran número de estudios estádisticos, realizados sobre turbinas en funcionamiento, han
permitido relacionar la velocidad específica con la altura de salto neto, en cada tipo de
turbina,. La Tabla 6.2 y la figura 6.22 nos muestran esa correlación para cinco tipos
distintos de turbinas.
Tabla 6,2 Correlación entre velocidad específica y altura de salto neto
______________________________________________________________________
Pelton (1 tobera) ηQE = 0,0859/Hn
0,343 (Servio y Lugaresi) (6.9)
Francis ηQE = 1,924/Hn
0,512 (Lugaresi y Massa) (6.10)
Kaplan ηQE = 2,2.94/Hn
0.486 (Schweiger y Gregori) (6.11)
Hélice ηQE = 2,716/Hn
0,5 (USBR) (6.12)
Bulbo ηQE = 1,528/Hn
0,2837 (Kportze y Wamick) (6.13)
______________________________________________________________________
183

Figura 6.22: Correlación entre altura de salto neta Hn y velocidad específica ηQE
La tabla 6.3, muestra las velocidades específicas típicas de cuatro tipos de turbinas.
Tabla 6.3: Rango de velocidades específicas para cada tipo de turbina
Pelton de una tobera 0,005 < ηQE < 0,025
Pelton de n toberas 0,005* n0,5 < ηQE < 0,025* n0,5
Francis 0,05 < ηQE < 0,33
Kaplan, hélice, bulbos 0,19 < ηQE <1,55
La velocidad específica en las turbinas Pelton aumenta con la raiz cuadrada del número
de toberas. Así la velocidad específica de una Pelton de cuatro toberas (es raro encontrar
en las PCH turbinas Pelton de más de cuatro toberas) es el doble del de una turbina de
una tobera.
Las leyes de semejanza incluyen la exigencia de que ambas turbinas tengan el mismo
coeficiente volumétrico, para lo que la turbina industrial y el modelo deberán cumplir
con las siguientes ecuaciones:
2
Q D
= t
[-] (6.14)
2
m
t
H
m
t
m
D
H
Q
n = m
[-] (6.15)
t
t
H
m
t
m
D
D
H
n
184

en las que el sufijo t corresponde a la turbina industrial y el m al modelo de laboratorio.
El ejemplo siguiente ilustra el uso de estas leyes de semejanza.
Si construimos un modelo, a escala 1:5, de una turbina destinada a trabajar con un salto
neto de 80 m y un caudal de 10 m3/s, girando a 750 rpm, y lo ensayamos con un salto
neto de 10 m, tendremos que utilizaar un caudal de 0,141 m3/s y su velocidad de giro
1,326 rpm.
Por las mismas leyes, una turbina diseñada para trabajar con un salto neto de 120 m y
un caudal de 1 m3/s, instalada en un salto de 100 m de altura neta, al ser Dt = Dm
admitirá caudal máximo de 0,913 m3/s y deberá girar a 685 rpm.
6.2.3 Diseño preliminar
En este capítulo se dan formulas para calcular las principales dimensiones de un rotor en
los casos de turbinas Pelton, Francis y Kaplan.
Conviene recordar que el diseño de una turbina es el resultado de un proceso iterativo
en el que se tienen en cuenta multiples criterios: limites de cavitación, velocidad de
rotación, velocidad específica, altura de salto etc. (ver capítulo 6.1.4). Esto implica que,
una vez acabado el diseño preliminar es necesario comprobar que este cumpla con todos
los criterios mencionados.
El primer paso del diseño, sea cual sea el tipo de turbina, esla elección de la velocidad
de rotación.
Turbinas Pelton
Conocida a priori la velocidad n de giro del rotor, su diámetro se deducirá de las
siguientes ecuaciones:
H
D = 0,68 ∗ n 1 [m] (6.16)
n
B 1,68 Q 1 2 = ∗ ∗ [m] (6.17)
nch Hn
D Q
n gH
ch
e
= 1,178∗ ∗ 1 [m] (6.18)
En donde n es la velocidad de rotación en rps y nch es el número de toberas.
D1 se define como el diámetro del circulo que describe la línea del eje de las toberas. B2
es la anchura de la cazoleta, que es función del caudal y del número de toberas y De es el
diámetro de la tobera.
185

En general la relación D1/B2 es siempre superior a 2,7. Si no fuese así habría que
recalcular las ecuaciones con menor velocidad de rotación o con mayor número de
toberas.
El caudal es función de la apertura de la tobera Cp – si tiene una sola tobera será el
caudal total – y se puede estimar por la siguiente formula:
2
Q K Dc gH
ch v 2
= ∗π ∗ ∗ [m3/s] (6.19)
4
Figura 6.23
En la figura 6.23 se da el valor Kv para cada valor de la apertura relativa a = Cp/Dc
Para calcular otras dimensiones vease el artículo de Siervo y Lugaresi11.
Turbinas Francis
Las turbinas Francis cubren un amplio espectro de velodidades específicas, desde 0,05
para las lentas de gran altura de salto hasta 0,33 para las de baja altura de salto.
La figura 6.24 muestra la sección transversal de un rodete Francis en la que se indican
los diametros de referencia D1, D2 y D3.
Figura 6.24: Sección transversal de
un rodete Francis
186

Los trabajos de Siervo y Leva 11 y de Lugaresi y Massa 13, basados en el estudio
estadístico de más de doscientas turbinas en funcionamiento, hacen posible el realizar
un diseño preliminar de la turbina Francis. Como sucede con todos los trabajos
estadísticos, sus resultados no permiten un diseño final, especialmente en lo que
respecta al criterio de cavitación (ver capitulo 6.1.4.4)
El diametro de salida D3 se calcula en principio con la formula 6.20
( )
84,5 0,31 2,488 3 η [m] (6.20)
n
H
D = ∗ + ∗ ∗
n
QE ∗
60
El diametro D1 se calcula con la formula 6.23
⎞
⎛
= +
D 0,4 0,095 D
1 3
QE
∗ ⎟ ⎟
⎠
⎜ ⎜
⎝
η
[m] (6.21)
El diamtero de entrada D2 viene dado, para ηQE > 0,164 por 6.22
2 [m] (6.22)
QE
D D
=
3
0,96 0,3781
+ ∗η
Para ηQE < 0,164 se puede admitir que D1 = D2
Para otras dimensiones consultese los mencionados trabajos.
Turbinas Kaplan
Las turbinas Kaplan tienen velocidades específicas mucho más altas que las Pelton y las
Kaplan.
Figura 6.25: Sección transversal de una Kaplan
187

En la fase preliminar del proyecto, el diametro exterior De puede calcularse con la
formula 6.23.
( )
84,5 0,79 1,602 η (6.23)
n
H
D = ∗ + ∗ ∗
n
e QE ∗
60
El diametro Di del eje del rodete se calcula por la formula 6.24.
0,25 0,0951 (6.24)
1 e
⎞
⎛
= +
D D ∗ ⎟ ⎟
QE
⎠
⎜ ⎜
⎝
η
Para calcular otras dimensionesvease el trabajo de De Siervo y De Leva12 o el de
Lugaresi y Massa14.
6.2.4 Criterios para la selección de la turbina.
El tipo, geometría y dimensiones de la turbina están condicionados, fundamentalmente,
por los siguientes criterios:
• Altura de salto neta
• Horquilla de caudales a turbinar
• Velocidad de rotación
• Problemas de cavitación
• Velocidad de embalamiento
• Costo
El salto bruto es la distancia vertical, medida entre los niveles de la lámina de agua en la
toma y en el canal de descarga, en las turbinas de reacción, o el eje de toberas en las de
turbinas de acción. Conocido el salto bruto, para calcular el neto, basta deducir las
pérdidas de carga, a lo largo de su recorrido tal y como se hizo en el ejemplo 5.6. En la
Tabla 6.4 se especifica, para cada tipo de turbina, la horquilla de valores de salto neto
dentro con la que puede trabajar. Obsérvese que hay evidentes solapamientos, de modo
que para una determinada altura de salto pueden emplearse varios tipos de turbina.
Tabla 6.4: horquilla de salto en metros
Tipo de turbina Altura de salto en m
Kaplan y hélice 2 < Hn < 40
Francis 25 < Hn < 350
Pelton 50 < Hn < 1.300
Michel – Banki 5 < Hn < 200
Turgo 50 < Hn < 250
188

Caudal
Un valor aislado del caudal no tiene ninguna significación. Lo que interesa es el
régimen de caudales representado por la curva de caudales clasificados (CCC) obtenida
de los datos procedentes de la estación de aforos o de los estudios hidrológicos
(Secciones 3.3 y 3.6 del capítulo 3). No todo el caudal representado en una CCC puede
utilizarse para producir energía eléctrica. Fundamentalmente hay que descartar el caudal
ecológico que tiene que transitar todo el año por el cauce cortocircuitado..
El caudal de diseño y el salto neto determinan el tipo de turbinas utilizables en el sitio
escogido: aquellas en las que el punto representado por el salto y el caudal cae dentro de
su envolvente operacional. La figura 6.26 se ha elaborado integrando los datos de varios
fabricantes europeos. Cualquier turbina dentro de cuya envolvente caiga dicho punto,
podrá ser utilizada en el aprovechamiento en cuestión. La elección final será el resultado
de un proceso iterativo, que balancee la producción anual de energía, el costo de
adquisición y mantenimiento de la turbina, y su fiabilidad.
Como una turbina solo puede admitir caudales comprendidos entre el máximo y el
mínimo técnico – por debajo del cual su funcionamiento es inestable – puede resultar
ventajoso utilizar varias turbinas pequeñas en sustitución de una más grande. Las
turbinas se arrancaran secuencialmente, de tal forma que todas ellas salvo una,
trabajaran a plena carga, con un rendimiento óptimo. Utilizando dos o tres turbinas
pequeñas, su peso y volumen unitarios serán más pequeños y por ende más fácil de
transportar y montar. Dividiendo el caudal entre dos o más turbinas, estas trabajarán a
mayor velocidad con lo que puede ser posible prescindir del multiplicador. Por otra
parte, en el espectro de saltos de altura media con fuertes variaciones de caudal, una
Pelton de varias toberas, con una velocidad de rotación baja, puede resultar más
económica que una Francis, Un argumento semejante puede utilizarse, en saltos de baja
altura, a la Kaplan y la Francis.
La elección final entre una o más unidades o entre un tipo de turbina u otro, será el
resultado de un cálculo iterativo que tenga en cuenta el coste de inversión y la
producción anual.
Tabla 6.5: Sensibilidad a variaciones de salto y caudal
Tipo de turbina Sensibilidad a variaciones
de caudal
Sensibilidad a variaciones de
caudal
Pelton Alta Baja
Francis Media Baja
Kaplan Alta Alta
SemiKaplan Alta Media
Hélice Baja Baja
189

.
Figura 6.26 Envolvente operativa de 3 tipos de turbinas
Velocidad específica
La velocidad específica constituye un excelente criterio de selección, más preciso sin
duda que el más convencional y conocido de las envolventes operacionales que
acabamos de mencionar.
Por ejemplo, si queremos generar energía eléctrica en un aprovechamiento con un salto
neto de 100 metros, utilizando una turbina de 800 kW directamente acoplada a un
generador estándar de 1500 rpm, empezaremos por calcular la velocidad específica,
según la ecuación 6.5 y obtenemos ηQE = 0,135
190

Con esta velocidad específica, la única elección posible es una turbina Francis. Si, por el
contrario admitimos la instalación de un multiplicador con una relación de hasta 1:3, la
turbina podría girar entre 500 y 1.500 rpm, con lo que su velocidad específica podría
situarse entre 0.045 y 0,135 rpm. De esta forma la elección podría recaer, además de en
la Francis, en una turbina Turgo, una turbina de flujo cruzado o una Pelton de dos
toberas.
Si queremos instalar una turbina directamente acoplada a un generador de 1.000 rpm, en
un salto de 400 m y disponemos de un caudal de 0,42 m3/s, comenzaremos calculando
la velocidad específica; ηQE = 0,022.
Con estos parámetros la elección recaería en una Pelton de una tobera, con un diámetro
D1=0,846 m de acuerdo con la ecuación 6.18.
Si el caudal variase sustancialmente a lo largo del año, podría escogerse una Pelton de
dos o más toberas, que es menos sensible las variaciones del caudal.
Como se indicó más arriba, la turbina Pelton viene definida por la relación D1/B2 más
que por la velocidad específica. Para ello resulta necesario efectuar ensayos con
modelos a escala en laboratorio.
Cavitación
Cuando la presión ejercida sobre un liquido en movimiento, desciende por debajo de su
presión de vaporización, éste se evapora formando gran número de pequeñas burbujas,
que al ser arrastradas a zonas de mayor presión, terminan por estallar. La formación de
estas burbujas y su subsiguiente estallido, es lo que constituye la cavitación. La
experiencia demuestra que el estallido de esas burbujas genera impulsos de presión muy
elevados, que van acompañados de fuertes ruidos (una turbina en cavitación suena como
si a través de ella pasasen montones de grava), y que la acción repetitiva de esos
impulsos produce una especie de corrosión difusa, formando picaduras en el metal
(.pitting.). Con el tiempo esas picaduras, degeneran en verdaderas grietas con
arrancamiento de metal. Las elevadas temperaturas generadas por esos impulsos y la
presencia frecuente de gases ricos en oxígeno, agravan la corrosión. Un alabe sometido
a cavitación aparece al cabo de cierto tiempo lleno de cavidades, lo que obliga a
sustituirlo o, si aún se está a tiempo, a repararlo recargándolo por soldadura.
Para evitarla habrá que realizar ensayos de laboratorio, para definir el perfil correcto de
los alabes y determinar el campo de operatividad de la turbina.
La cavitación viene caracterizada por un coeficiente σ (coeficiente de Thoma), definido
según la norma IEC 60193 como:
σ = NPSE [-] (6.25)
gH
n En la que NPSE, energía neta de succión positiva, está definida como:
S
−
2
NPSE =
Patm Pv + V − gH
2
ρ
[-] (6.26)
191

En la que: Patm = presión atmosférica [Pa]
Pv = presión del vapor de agua [Pa]
Ρ = densidad específica del agua [kg/m3]
g = aceleración debida a la gravedad [m/s2]
V = velocidad media de salida [m/s]
Hn = altura de salto neta [m]
HS = altura de succión [m]
Para evitar la cavitación, la turbina debe instalarse a un altura al menos igual a HS
definida por la ecuación 6.27:
n
P P
H σ
atm v
H
S g
V
g
ρ
+ −
−
=
2
2
[m] (6.27)
Un valor positivo de HS significa que el rotor de la turbina estará situado por encima del
nivel del agua en el canal de retorno y uno negativo que está situado bajo el agua.
Como primera aproximación se puede considerar que V = 2 m/s.
El sigma de una turbina es una función de su velocidad específica y el proyectista
deberá solicitarla del fabricante, que la obtendrá a partir de ensayos en laboratorio con
modelos reducidos. De todos modos, De Servio y Lugaresi, basándose en los citados
estudios estadísticos, establecieron para las turbinas Francis y Kaplan, la siguiente
correlación entre σ y velocidad específica:
Francis
n
V
2
QE gH
1,2715
2
σ = ∗η 1,41 + [-] (6.28)
Kaplan
n
V
2
QE gH
1,5241
2
σ = ∗η 1,46 + [-] (6.29)
Conviene subrayar que la altura de instalación varía sensiblemente con la altitud de la
central, desde aproximadamente 1,01 bar al nivel del mar hasta 0,65 bar a 3.000 m sobre
el nivel del mar. Así una turbina Francis con una velocidad específica de 0,150,
trabajando en un salto de 100 m de altura neta (con una σ = 0,090), con la central a nivel
del mar, requerirá una altura HS:
0,09 100 1,41
101.000 880 2
2
2 9,81
1000 9,81
− ∗ =
∗
+
∗
−
= S H [m]
mientras que si la central estuviera situada a 1.000 m de altitud HS sería:
H = 0,09 100 0,79
[m]
S 79.440 880 2
2
2 9,81
−
1000 9,81
− ∗ = −
∗
+
∗
lo que exigiría una excavación.
192

Figura 6.27; Límites de cavitación (σ vs ηQE)
La ecuación 6.30 muestra la concordancia entre velocidad especifica y sigma de
cavitación:
η ≤ 0,686 ∗σ 0,5882 QE [-] (6.30)
Conviene advertir que se pueden producir fenomenos de cavitación en el borde interior
de las cazoletas de la Pelton, si no están bien diseñadas o si, en el proceso de fabricación
no se han respetado los resultados de los ensayos en laboratorio.
Velocidad de rotación
Según la ecuación 6.5, la velocidad de rotación de una turbina es función de su
velocidad específica, de su potencia y de la altura del aprovechamiento. En los
pequeños aprovechamientos suelen emplearse generadores estándar, por lo que hay que
seleccionar la turbina de forma que, bien sea acoplada directamente o a través de un
multiplicador, se alcance una velocidad de sincronismo.
Tabla 6.6: velocidad de sincronismo de los generadores
193

Velocidad de embalamiento.
Cuando, trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga
exterior, bien sea por corte del interruptor o por fallo en la excitación del alternador, la
turbina aumenta su velocidad hasta alcanzar lo que se conoce como velocidad de
embalamiento. Esa velocidad varía con el tipo de turbina, el ángulo de apertura del
distribuidor y la altura de salto. La tabla 6.8 muestra la relación entre la velocidad de
embalamiento y la normal de rotación.
Tabla 6.7 Relación entre velocidad de rotación y de embalamiento
Tipo de turbina nmax / n
Kaplan simple regulación 2,0 – 2,6
Kaplan doble regulación 2,8 – 3,2
Francis 1,6 – 2,2
Pelton 1,8 – 1,9
Turgo 1,8 – 1,9
Hay que tener en cuenta que al aumentar la velocidad de embalamiento, se encarecen el
multiplicador y el generador, que habrán de diseñarse para poder resistir las fuerzas de
aceleración centrífuga correspondientes
6.2.5 Rendimiento de las turbinas
El rendimiento que garantizan los fabricantes de turbinas, está basado en el
«International Code for the field acceptance tests of hydraulic turbines» (publicación
IEC-60041) o, cuando es aplicable, en el «International Code for model acceptance
tests» (publicación IEC-60193). El rendimiento se define como la relación entre la
potencia mecánica transmitida al eje de la turbina y la potencia hidráulica
correspondiente al caudal y salto nominales, tal como se define en la ecuación 6.1.
η = Pmec [W] (6.33)
h P
Hay que hacer notar que en las turbinas de acción (Pelton y Turgo), la altura de salto se
mide hasta el punto de impacto del chorro que, para evitar que el rodete quede
sumergido en épocas de riadas, estará siempre por encima del nivel de la lámina de agua
en el canal de descarga, con lo que se pierde una cierta altura con respecto a las turbinas
de reacción, en las que, como veremos, el plano de referencia es la propia lámina de
agua.
Dadas las pérdidas que tienen lugar en el conjunto de la turbina de reacción, el rodete
solo utiliza una altura Hu, inferior al salto neto Hn, tal y como se define en la figura
6.28. Estas pérdidas son esencialmente pérdidas de fricción y tienen lugar en la cámara
espiral, en los alabes directores y del rodete, y sobre todo en el tubo de aspiración o
difusor. El difusor tiene como misión recuperar el mayor porcentaje posible de la
pérdida de energía cinética correspondiente a la velocidad del agua al salir del rodete.
194

Figura 6.28: Vista esquemática de pérdidas en un aprovechamiento
Su función es especialmente crítica en los rodetes de alta velocidad específica, en los
que las pérdidas por este concepto podrían llegar a alcanzar el 50% del salto (mientras
que en las Francis lentas apenas representan el 3%-4%). La columna de agua que
acciona la turbina equivale al salto neto menos la presión equivalente a la energía
cinética disipada en el tubo de aspiración, cuantificada por la expresión Ve 2/2g (siendo
Ve la velocidad media a la salida del tubo de aspiración).
La figura 6.29 indica como evoluciona el rendimiento de una turbina con diferentes
caudales, al variar este en relación con el de diseño, y la tabla 6.9 da el rendimiento
típico máximo garantizado por los fabricantes, para varios tipos de turbinas. Para
estimar el rendimiento global del equipo, este rendimiento deberá ser multiplicado por
los rendimientos del multiplicador (si ha lugar) y del generador.
Figura 6.29: Rendimientos en función del caudal de diseño
195

Tabla 6.8: Rendimientos típicos de pequeñas turbinas
Tipo de turbina Mejor rendimiento
Kaplan simple regulación 0,91
Kaplan doble regulación 0,93
Francis 0,94
Pelton 1 tobera 0,90
Pelton n toberas 0,89
Turgo 0,85
Para asegurarse de que la turbina que se compra va a funcionar correctamente, conviene
exigir una garantía del fabricante, basada en los resultados obtenidos con turbinas
homologas en laboratorio. La figura 6.30 ilustra los resultados de dos turbinas, en la
misma aplicación: una basada en ensayos de laboratorio y otra sin garantías.
Figura 6.30: Resultados de la medida de rendimientos en dos turbinas
6.3 Multiplicadores de velocidad
Cuando turbina y generador trabajan a la misma velocidad y pueden montarse
coaxialmente, se recomienda el acoplamiento directo, que evita pérdidas mecánicas y
minimiza el mantenimiento ulterior. El fabricante de la turbina recomendará el tipo de
acoplamiento a utilizar aún cuando un acoplamiento flexible, que tolera pequeños
errores de alineación, es en general preferible.
196

En general, sobre todo en instalaciones de baja altura de salto, los rodetes giran por
debajo de 400 rpm, lo que obliga al empleo de un multiplicador para alcanzar las 1.000-
1.500 rpm de los alternadores estándar, solución siempre más económica que la de
utilizar un alternador especial, que tendrá que ser construido bajo pedido Actualmente,
los fabricantes de generadores ofrecen, a precios razonables, generadores lentos que
pueden ser acoplados directamente.
6.3.1 Tipos de multiplicadores
En función del tipo de engranajes utilizados en su construcción, los multiplicadores se clasifican
como:.
• Paralelos. Utilizan engranajes helicoidales, especialmente atractivos para
potencias medias. La figura 6.31 muestra un reductor de eje vertical, acoplado a
una turbina Kaplan en configuración vertical.
• Cónicos. Generalmente limitados a pequeñas potencias, utilizan engranajes
cónicos espirales para el reenvío a 90º. La figura 6.32 muestra un multiplicador
de dos etapas: una primera de engranajes planetarios y otra segunda de
engranajes cónicos.
• Epicicloidales. Utilizan engranajes epicicloidales con diseños muy compactos,
especialmente adecuados para potencias de más de 2 MW
• De correa (plana o trapezoidal). Utilizados en bajas potencias; resultan de fácil
mantenimiento (figura 6.33)
Figura 6.31: Ejes paralelos Figura 6.32: Engranajes cónicos
197

Figura 6.33: Multiplicador de correa plana
6.3.2 Diseño de multiplicadores
La caja se diseña para garantizar, aún bajo solicitaciones extremas, la correcta
alineación de los componentes. En general se construyen de acero soldado, fuertemente
rigidizado para que pueda resistir, sin deformarse, el empuje de la turbina y el par
transmitido por el generador.
El reductor tiene que soportar esfuerzos excepcionales, causados por situaciones
excepcionales, tales como un defecto de sincronismo, un cortocircuito o un
embalamiento de la turbina, que generan esfuerzos puntuales que pueden llegar a
romper los engranajes. Para proteger los engranajes contra estos esfuerzos puntuales, se
recomienda utilizar limitadores de par que al presentarse una sobrecarga excesiva
originan la rotura de la pieza que hace de acoplamiento.
Es importante que el volumen, calidad, temperatura y viscosidad del aceite se
mantengan siempre dentro de especificaciones. Para garantizar una buena lubricación es
aconsejable utilizar doble bomba y doble filtro de aceite.
Los multiplicadores se diseñan con arreglo a normas (AGMA 2001, B88 o DIN 3990)
pero utilizando criterios conservadores en la evaluación de los esfuerzos. Estos criterios
entran en conflicto con la necesidad de reducir costos pero, para encontrar el equilibrio
entre fiabilidad y precio, hay que tener muy claras las ideas sobre como se dimensionan
los componentes. Un buen conocimiento de las cargas de fatiga y una gran precisión en
el tallado de engranajes, son condiciones indispensables para garantizar la durabilidad
de un multiplicador.
Los factores metalúrgicos juegan también un papel importante. En cada caso hay que
estudiar las ventajas respectivas de la nitruración y de la cementación, muy en particular
en lo que respecta a los esfuerzos permisibles en el contacto de los dientes.
198

La elección de los cojinetes es crucial para el diseño del multiplicador. Por debajo de 1
MW pueden utilizarse rodamientos de rodillos. Sin embargo, para mayores potencias
resulta difícil encontrar rodamientos con una garantía de vida aceptable, por lo que a
partir de esa potencia se utilizan cojinetes hidrodinámicos. Efectivamente, la vida de los
rodillos está limitada por el fenómeno de fatiga, mientras que los hidrodinámicos tienen
una vida prácticamente ilimitada. Los cojinetes hidrodinámicos, por otra parte, admiten
una cierta contaminación del aceite, cosa que no es tolerada por los rodillos.
6.3.3 Mantenimiento
El 70% de las averías son debidas a la deterioración o a la deficiencia en el circuito del
lubrificante: con frecuencia los filtros se atascan o entra agua en el circuito de
lubricación Por lo general los programas de mantenimiento se elaboran, ya sea
prefijando los periodos de tiempo para cambio de filtros y de lubrificante, ya sea
analizando periódicamente el lubrificante para mantener las condiciones especificadas.
Esta ultima solución es la más recomendable.
Los multiplicadores de engranajes aumentan considerablemente el nivel de ruido en la
casa de máquinas y como hemos visto requieren un mantenimiento cuidadoso. La
pérdida de rendimiento por fricción puede alcanzar e incluso superar el 2% de la
potencia, por lo que se buscan incansablemente soluciones alternativas, como la
utilización de generadores de baja velocidad, conectados directamente a la turbina.
6.4 Generadores.
El generador tiene como misión transformar en energía eléctrica la energía mecánica
suministrada por la turbina. En un principio se utilizaban generadores de corriente
continua; actualmente, salvo rarísimas excepciones, solo se utilizan alternadores
trifásicos de corriente alterna. En función de la red que debe alimentar, el proyectista
puede escoger entre:
• Alternadores síncronos equipados con un sistema de excitación asociado a un
regulador de tensión para que, antes de ser conectados a la red, generen energía
eléctrica con el mismo voltaje, frecuencia y ángulo de desfase que aquella, así
como la energía reactiva requerida por el sistema una vez conectados. Los
alternadores síncronos pueden funcionar aislados de la red.
• Alternadores asíncronos, simples motores de inducción con rotor en jaula de
ardilla, sin posibilidad de regulación de tensión, girando a una velocidad
directamente relacionada con la frecuencia de la red a la que están conectados.
De esa red extraen su corriente de excitación y de ella absorben la energía
reactiva necesaria para su propia magnetización. Esta energía reactiva puede
compensarse, si se estima conveniente, mediante bancos de condensadores. No
pueden generar corriente cuando están desconectados de la red ya que son
incapaces de suministrar su propia corriente de excitación.
Los alternadores síncronos son más caros que los asíncronos y se utilizan, para
alimentar redes pequeñas, en las que su potencia representa una proporción sustancial
de la carga del sistema. Los asíncronos se utilizan en grandes redes, en las que su
199

potencia representa un porcentaje insignificante de la carga del sistema. Su rendimiento,
en todo el campo de funcionamiento, es de un dos a un cuatro por ciento inferior al de
los alternadores síncronos.
Recientemente ha aparecido en el mercado, un generador de velocidad variable y
frecuencia constante (VSG), ya empleado en turbinas eólicas, con el que la turbina
puede girar a velocidad variable, manteniendo constantes la tensión y la frecuencia. De
esta forma la turbina puede girar siempre a la velocidad asociada al caudal que turbina,
aumentando el rendimiento y reduciendo el coste. Estos sistemas permiten
«sincronizar» el generador con la red, aún antes de haber comenzado a girar. La clave
del sistema reside en el uso de un convertidor serie-resonante en conjunción con una
máquina doblemente alimentada 12. Sus únicas limitaciones, por el momento, son su
potencia máxima que es muy baja, y su elevado precio.
La tensión de generación viene determinada por la potencia del generador. Lo normal es
generar a 380 V hasta 1.400 kVA y a 6000/6600 para potencias mayores. La generación
a 380 V tiene la ventaja de poder emplear como transformadores del grupo,
transformadores normalizados de distribución, y de poder extraer del secundario, la
potencia necesaria para los servicios auxiliares de la central. Las turbinas de algunos
MW de potencian utilizan alternadores que generan a una tensión más elevada. Cuando
se genera en alta tensión la potencia para los servicios auxiliares se extrae de la línea a
través de un transformador AT/BT.
Tabla 6.10: Rendimientos típicos de los pequeños generadores
Potencia [kW] Mejor rendimiento
10 0,910
50 0,940
100 0,950
250 0,955
500 0,960
100 0,970
6,4.1 Disposición del generador respecto a la turbina
Los generadores pueden ser de eje horizontal o de eje vertical, independientemente de
cual sea el tipo o configuración de turbina utilizada, pero por regla general los
generadores adoptan la misma configuración que la turbina. La figura 6.34 muestra una
configuración de turbina Kaplan de eje vertical, de 214 rpm, directamente acoplada a un
generador de 28 polos.
Con frecuencia se utiliza un volante de inercia para suavizar las variaciones de par y
facilitar el control de la turbina.
200

Figura 6.34. Generador de eje vertical conectado directamente a una
turbina Kaplan
Otro criterio que caracteriza a los generadores es la disposición de sus cojinetes. Con
turbinas Francis de eje horizontal es bastante frecuente utilizar un generador horizontal
con dos cojinetes y montar en voladizo el rotor de la turbina para evitar que el eje
atraviese el tubo de aspiración, lo que aumentaría la pérdida de carga y complicaría su
fabricación. En las turbinas Pelton de eje horizontal suele emplearse la misma
configuración, disponiendo también en voladizo el rodete.
Estos generadores, si son pequeños, se refrigeran con aire en circuito abierto, y cuando
son mayores, se refrigeran por agua en circuito cerrado, empleando intercambiadores
agua-aire.
6,4.2 Excitatrices
Para proporcionar excitación a un generador síncrono se hace circular una corriente
continua por el circuito de los polos inductores, lo que representa entre el 0,5% al 1% de
la potencia útil del generador. Aunque la tendencia es a utilizar excitatrices estáticas aún
existen excitatrices rotativas.
.
Excitatrices rotativas de corriente continua
Los inducidos de la excitatriz principal y auxiliar van montados sobre el eje del
generador principal Utilizando dos excitatrices en cascada se amplifica la potencia y se
regula la tensión, actuando sobre un circuito de poca potencia.
Excitatrices de corriente alterna sin escobillas
Se utiliza un pequeño generador de corriente alterna cuyo inducido va montado en el
rotor del generador principal. La corriente se rectifica mediante un rectificador estático,
eliminándose el problema de mantenimiento de las escobillas. La tensión se regula
mediante un equipo electrónico que actúa sobre la excitación de la excitatriz.
Excitatrices estáticas
La corriente de excitación se extrae de los terminales del generador principal, mediante
un transformador. Esta corriente se rectifica mediante un equipo electrónico y se inyecta
en el bobinado de excitación rotórica del generador, gracias a un sistema de escobillas y
201

anillos rozantes. Cuando el generador arranca no hay tensión en bornes y por lo tanto no
se dispone de corriente de excitación. Los magnetismos remanentes, ayudados si es
necesario por una batería, permiten iniciar el funcionamiento, que se normaliza
inmediatamente en cuanto la tensión en bornes alcanza un valor modesto. Estos equipos
exigen menos mantenimientos, tienen buen rendimiento y la velocidad de respuesta del
generador, ante las oscilaciones de tensión, es muy buena.
6.4.3 Regulación de tensión y sincronización.
Generadores asíncronos
Un generador asíncrono necesita, para asegurar su magnetización, tomar una cierta
potencia reactiva de la red. La red es también la que marca la frecuencia, y el generador
aumenta su deslizamiento a medida que aumenta la potencia suministrada por la turbina.
El generador asíncrono presenta la ventaja adicional de no necesitar excitatriz, lo que
simplifica el equipo y facilita las maniobras secuenciales de arranque. Para ello se actúa
sobre la admisión de la turbina, acelerándola ligeramente por encima de su velocidad de
sincronismo, momento en el que un sensor de velocidad da la orden de cierre del
interruptor de línea. El generador pasa rápidamente de la velocidad de
hipersincronismo, a la necesaria para que se igualen los pares motor y resistente en la
zona de funcionamiento estable.
Generadores sincronos
El generador síncrono se arranca en vacío, actuando sobre la admisión de la turbina para
aumentar gradualmente la velocidad. El generador se sincroniza con la red igualando
previamente, en la máquina y en la red, las tensiones eficaces, las frecuencias, los
desfases y el sentido de rotación. Cuando el generador alcanza una velocidad próxima al
sincronismo, se arranca la excitación y se regula para que la tensión entre bornes sea
igual a la tensión entre barras.
En generadores acoplados a una red aislada, el regulador debe mantener un valor
predeterminado de la tensión sea cual sea la carga. Si está acoplado a una red
importante, el regulador mantendrá el valor preajustado de la potencia reactiva.
6.5 Control de la turbina
Las turbinas se diseñan para una altura de salto y un caudal predeterminados. Cualquier
variación de estos parámetros debe compensarse abriendo o cerrando los dispositivos de
control del caudal, tales como alabes directrices, válvulas o compuertas, a fin de
mantener constante, ya sea la potencia de salida a la red, el nivel de la lámina de agua en
la toma o el caudal que atraviesa la turbina.
En aprovechamientos que suministran energía a una red aislada, el parámetro a
controlar es la velocidad del rodete, relacionado directamente con la frecuencia. En
principio existen dos enfoques para regular la velocidad de estos grupos: variar el
caudal de entrada a la turbina o disipar el exceso de potencia eléctrica en bancos de
202

resistencias. Al aumentar la demanda de energía, el generador se sobrecarga y frena la
turbina.
En el primer enfoque, la regulación de la velocidad (frecuencia) se logra variando el
caudal que entra a la turbina. Un sensor, mecánico o electrónico, detecta la variación de
velocidad y manda a un servomotor que modifique la apertura de los alabes del
distribuidor (y eventualmente del rodete) de forma que admita más agua, y por ende
más potencia hidráulica, a fin de que la turbina pueda satisfacer el incremento de la
demanda. Del mismo modo, al disminuir la carga la turbina se acelera y el sensor envía
una señal de signo contrario para cerrar los alabes del distribuidor. Estos aparatos se
conocen bajo el nombre de reguladores de velocidad.
En el segundo enfoque la turbina funciona con caudal constante y genera una potencia
eléctrica constante. Si el sistema demanda menos energía, la turbina tiende a embalarse;
un sensor electrónico detecta el aumento de frecuencia y un dispositivo, conocido como
controlador de carga, procede a disipar el exceso de energía en un banco de resistencias,
manteniendo constante la demanda.
Los reguladores que trabajan con arreglo al primer enfoque se construyen para toda la
gama de potencias. Inicialmente fueron concebidos para grandes turbinas y luego
rediseñados para las turbinas pequeñas. Los que trabajan con el segundo enfoque
raramente sobrepasan el techo de los 100 kW.
Reguladores de velocidad.
Un regulador de velocidad consta en esencia de un sensor que detecta cualquier
desviación de la velocidad con respecto al punto de consigna y un dispositivo que
amplifica la señal transmitida por el sensor, para que ordene a un servomotor que
accione los mecanismos que controlan el paso del agua a la turbina, manteniendo
constante la velocidad y por tanto la frecuencia. En una turbina Francis, en la que se
puede cortar el paso del agua cerrando los alabes del distribuidor, los mecanismos del
servomotor tienen que ser muy robustos, para poder vencer la reacción del agua y los
rozamientos mecánicos en los ejes, y para mantener cerrados los alabes del distribuidor.
Los reguladores pueden ser mecánicos, mecano-hidráulicos o electro-hidráulicos, según
la precisión y sofisticación que se desee. Los mecánicos solo se utilizan en turbinas de
algunos kilovatios de potencia, utilizando un centrífugo de bolas pesadas, que actúan
directamente sobre el distribuidor. En los mecano-hidráulicos (figura.6.35), se utiliza un
centrífugo de bolas convencional actuando sobre un servomotor. Cuando, al aumentar la
carga, la velocidad de la turbina disminuye, las bolas giran más despacio y caen,
desplazando la posición del pistón en la válvula piloto, para enviar el aceite a presión a
la cámara superior del cilindro. El pistón desplaza una varilla que actúa sobre el
mecanismo de los alabes del distribuidor, aumentando o reduciendo la velocidad de la
turbina
En un regulador electro-hidráulico, un sensor electrónico, mide permanentemente la
frecuencia ( y eventualmente la tensión) y transmite la señal a un «sumidero» en el que
se la compara con el valor de consigna. Si la señal transmitida por el sensor difiere de la
de consigna, el sumidero emite una señal de error (positiva o negativa), que una vez
amplificada es enviada al servomotor para que actúe en el sentido deseado. El
servomotor es un cilindro hidráulico cuyo émbolo, según sea el tipo de turbina, está
203

conectado mecánicamente a los alabes directrices o al inyector, y es alimentado por una
central hidráulica (foto 6.8) compuesta por un deposito de aceite, una bomba accionada
Foto 6.8: central hidráulica para el servomotor
por un motor eléctrico que suministra aceite a presión al sistema, un acumulador de
aceite a presión y las válvulas de control. Todos estos mecanismos actúan por acción y
reacción, corrigiendo en uno u otro sentido la posición del distribuidor, lo que provoca
una cierta inestabilidad en el grupo. En los sistemas mecano-hidráulicos eso se corrige
intercalando un amortiguador hidráulico (ver figura 6.37) que retarda la apertura de la
válvula piloto. En los sistemas electro-hidráulicos se llega a un grado de sofisticación
muy superior, de forma que la corrección, que puede ser proporcional, integral o
derivativa (PID), da lugar a un mínimo de variación en el proceso de regulación.
Figura 6.35: regulador de bolas y servomotor
Un generador asíncrono conectado a una red eléctrica estable no necesita controlador,
porque su frecuencia está determinada por la red. Sin embargo cuando, por alguna
causa, el generador se desconecta de la red, la turbina se embala. Tanto el multiplicador
como el generador deben diseñar para que soporten este incremento de velocidad
durante un cierto tiempo, hasta que se cierre la válvula de entrada a la turbina, por los
mecanismos de control correspondientes.
204

Para controlar la velocidad de la turbina regulando la admisión de agua, se necesita que
los componentes rotativos tengan una determinada inercia. Esta inercia adicional se
consigue acoplando un volante al eje de la turbina. Cuando se abre el interruptor que
conecta el generador a la red, la potencia disponible acelera el volante, de modo que al
volver a conectar, la energía disponible en el volante minimiza la variación de
velocidad. a ecuación básica del sistema rotativo es la siguiente:
J d = −
t L T T
Ω
dt
[Nm] (6.32)
En la que: J = momento de inercia de los componentes rotativos [kg m2]
Ω = velocidad angular [rad/s]
Tt = par de la turbina [Nm]
TL = par debido a la carga [Nm]
Cuando Tt es igual a TL, dΩ/dt = O y Ω = 0 por lo que la marcha es estable. Cuando Tt
es igual o menor que TL, Ω no es constante y el regulador tiene que intervenir para que
la potencia de la turbina iguale la carga del generador. Pero no debe olvidarse que el
control del caudal introduce un nuevo factor: las variaciones de velocidad en la columna
de agua formada por las conducciones hidráulicas..
El efecto de los componentes rotativos es estabilizador mientras que el efecto de la
columna de agua es desestabilizador. El tiempo de arranque del sistema rotativo, tiempo
requerido para acelerar el equipo de cero a la velocidad de operación viene dado por:
2 Ω 2 2
=
R n
= [s] (6.33)
P
Ω
t J m 5086
P
mientras que la inercia rotativa de la unidad viene dada por el peso de los componentes
que giran multiplicado por el radio de giro: ΩR2. P es la potencia instalada en kW y n la
velocidad de la turbina en rpm. El tiempo de arranque del agua, tiempo necesario para
acelerar la columna de agua desde cero a V, a una energía específica constante gH viene
dada por:
t LV v = Σ [s] (6.34)
gH
En la que: gH = energía hidráulica específica de la turbina [J/kg]
L = longitud de la columna de agua [m]
V = velocidad del agua [m/s]
Para conseguir una buena regulación es necesario que tm/tv > 4. Los tiempos reales de
arranque del agua no superan los 2,5 segundos. Si el tiempo es mayor, habrá que pensar
en modificar los conductos de agua - ya sea disminuyendo la velocidad del agua o la
longitud de los conductos, o instalando una chimenea de equilibrio. También se podría
aumentar la inercia de rotación de la unidad, añadiendo un volante de inercia. Hay que
205

pensar que al aumentar la inercia de rotación de la unidad se mejorará el efecto del
golpe de ariete y se disminuirá la velocidad de embalamiento de la turbina.
6.6 Equipos de sincronización y protección eléctrica.
En todos los países, los reglamentos para el suministro de electricidad, obligan a las
compañías distribuidoras a mantener, entre limites muy estrechos, la seguridad y la
calidad de servicio. El productor independiente, si su central está conectada a la red,
tiene que operarla de forma que la compañía distribuidora pueda cumplir con esa
obligación. Para ello entre los terminales del generador y la línea de salida se instalan
dispositivos, que monitorizan el funcionamiento del equipo, protegen al generador, lo
conectan a la red o lo aíslan de la misma en caso de avería. La figura 6.38 muestra un
esquema unifilar que cumple con los reglamentos españoles..
La monitorización se lleva a cabo mediante aparatos más o menos sofisticados para
medir la tensión, intensidad y frecuencia en cada una de las tres fases, la energía
producida por el generador, su factor de potencia, y eventualmente el nivel de agua en la
Figura 6.36 Esquema unifilar
206

cámara de carga. La tensión e intensidad de corriente se monitorizan mediante
transformadores de potencia (PTs) y de corriente (CTs), para reducir su valor,
generalmente muy elevado, a niveles más manejables.
Para que los diferentes sistemas de protección puedan cumplir su misión, se necesita un
interruptor principal, ya sea de aire comprimido, magnético o de vacío, capaz de aislar
el generador de la red, aún cuando esté trabajando a plena carga. Como elementos de
protección se necesitan:
• Relés de protección de la interconexión que garantizan la desconexión en el caso
de un fallo en la red.
• Relés de mínima tensión conectados entre fases.
• Relés de máxima tensión
Protección tierra-estator
Máxima intensidad, con actuación temporizada e instantánea. Si el generador es de baja
tensión estos relés pueden ser directos y estar instalados en el mismo interruptor.
Retorno de energía
Para detectar fallos en los arrollamientos del estator, y actuar antes de que se quemen, se
utilizan relés diferenciales . Existen también relés que actúan sobre el interruptor
principal cuando la temperatura del generador o del transformador de salida sobrepasan
los limites aceptables, o en el caso de tensiones superiores o inferiores a la normal.
Entre las protecciones mecánicas conviene incluir las siguientes: embalamiento de la
turbina; sobre-temperatura en eje y cojinetes; nivel y circulación del circuito de
refrigeración (si es que existe); nivel y circulación del aceite a presión; nivel mínimo en
la cámara de carga.
El productor independiente es responsable de los sistemas de puesta a tierra de la
instalación, que deben ser diseñados siguiendo instrucciones de la compañía
distribuidora. El sistema de puesta a tierra varía con el número de unidades instaladas y
con la configuración de la central y su sistema de operación.
Por razones obvias, la central debe disponer de sistemas de contadores, para medirla
energía activa suministrada a la red y la reactiva absorbida de la misma.
6.7 Telecontrol
La mayoría de las pequeñas centrales trabajan sin personal permanente y funcionan
mediante un sistema automático de control. Como no hay dos centrales iguales, resulta
casi imposible definir su configuración óptima. No obstante, existen requisitos de
aplicación general
1. Todo sistema debe contar con dispositivos de control y medida de
accionamiento manual para el arranque, totalmente independientes del control
automático.
207

2. El sistema debe incluir los dispositivos necesarios para poder detectar el
funcionamiento defectuoso de cualquier componente importante, y poder
desconectar inmediatamente la central de la red.
3. Tiene que haber un sistema de telemetría que recoja, en permanencia, los datos
esenciales para el funcionamiento de la planta poniéndolos al alcance del
operador para que este pueda tomar las decisiones convenientes. Esos datos
deberán ser almacenados en una base de datos, para una ulterior evaluación de la
central.
4. Debe incluir un sistema de control inteligente para que la central pueda
funcionar sin personal.
5. Debe ser posible acceder al sistema de control desde un punto alejado de la
central para poder anular cualquier decisión tomada por el sistema inteligente.
6. El sistema debe poder comunicar con las centrales situadas aguas arriba y aguas
abajo, si es que existen, para optimizar la operación del conjunto.
7. La anticipación de fallos constituye una mejora importante del sistema.
Utilizando un sistema experto, en conjunción con una base de datos operacional,
se pueden detectar los fallos antes de que se produzcan y tomar las decisiones
necesarias para que no ocurran.
El sistema debe configurarse por módulos: un módulo de conversión analógico a digital
para medir nivel de agua, ángulo de los alabes distribuidores (y o del rodete), potencia
instantánea, temperaturas, etc.; un módulo de conversión digital a analógico para
accionar las válvulas del circuito hidráulico, los registradores etc.; un módulo para
contar los kWh generados, el caudal, la intensidad de precipitación etc.; un módulo
«inteligente» de telemetría con las interfaces de comunicación, vía línea telefónica,
radio etc. Este enfoque modular se presta a satisfacer los diferentes requisitos de cada
central, permitiendo la normalización del «hardware» y del «software», reduciendo el
costo y facilitando el mantenimiento.
Los sistemas de control automáticos contribuyen a aumentar la disponibilidad de la
central, y a hacer trabajar las turbinas con una mayor eficiencia, produciendo así más
kWh, con el mismo volumen de agua. Con la generalización de los ordenadores
personales, los precios de estos equipos resultan inferiores a los de los antiguos
procesadores programables (PLC). La posibilidad de utilizar nuevos componentes,
como discos duros y una variedad de periféricos la alimentación en corriente continua
procedente de las baterías de la central; la variedad y fiabilidad de las tarjetas de entrada
y salida de datos; los dispositivos de vigilancia (.watch dog.) del funcionamiento de la
CPU, son otros tantos triunfos en manos del proyectista que puede ensamblar a bajo
precio el hardware necesario, utilizando componentes estándar.
El software se diseña también con criterio modular para que su adaptación a cada planta
puede hacerse rápidamente y a bajo coste. La generalización de los sistemas CAD
permiten dibujar con precisión un sinóptico de la planta y visualizar los diferentes
componentes que intervienen en el sistema. Los nuevos microprocesadores hacen
posible el trabajo en tiempo real para hacer frente a las alarmas y acontecimientos. Los
208

nuevos lenguajes de programación permiten programar fácilmente secuencias lógicas
como las de arranque y parada.
6.8 Equipo eléctrico auxiliar
6.8.1 Transformador de servicio
El consumo propio de la central, incluidos los dispositivos mecánicos e hidráulicos y la
iluminación, es del orden del 1 al 3 por ciento de su capacidad; las micro centrales
(menos de 500 kW) tienen un consumo porcentual más elevado. El transformador de
servicio debe diseñarse pues, para esa carga. Para alimentar ese transformador, en una
central sin personal permanente, hay que prever, si es posible, dos fuentes exteriores de
suministro diferentes, con intercambiador automático
6.8.2 Suministro de corriente continua para el sistema de control
Las centrales, sobre todo si están operadas por control remoto, necesitan un sistema
permanente de corriente continua a 24 V proporcionado por un banco de baterías. La
capacidad del banco en amperios hora debe ser suficiente para que en caso de corte de
corriente al cargador, el funcionamiento del sistema de control quede asegurado, en
tanto se toman las medidas pertinentes para recuperar el suministro.
6.8.3 Registro de niveles en la cámara de carga y en el canal de descarga
En una central es absolutamente necesario conocer en todo momento nivel de agua
aguas arriba y aguas abajo de la turbina. El método más sencillo utiliza una regla
graduada en metros y centímetros, al estilo de las miras topográficas, que alguien tiene
que observar físicamente para poder registrar las lecturas. En una central sin personal
este sistema es a todas luces inadecuado. El sistema tradicional utiliza un flotador que
registra el nivel sobre una cinta de papel continuo, pero su lectura posterior es
engorrosa. Si la central tiene un sistema de control automático, lo más lógico es utilizar
para ese fin un dispositivo equipado con transductores conectados al ordenador, que
acumula las lecturas en una base de datos y envía estos al programa para que tome las
medidas oportunas, entre las que se incluye la emisión de una alarma cuando se
considere necesaria una intervención externa.
Actualmente se tienden a separar el sensor y el transductor. El sensor se colocará allí
donde se quiere efectuar la medida, o en sus cercanías, con lo que es fácil que esté
sujeto a condiciones muy desfavorables y de difícil acceso. El transductor podrá estar
situado en una zona segura y fácilmente accesible con lo que se facilita su vigilancia y
su mantenimiento. El sistema a utilizar en las medidas de nivel viene condicionado a la
precisión con que se quiere efectuar la medida; en el caso de las pequeñas centrales un
sensor piezoeléctrico, con una precisión del 0,1% será suficiente. La elección del punto de
medida resulta también particularmente critico; la colocación del sensor en un punto
donde puede haber variaciones importantes de la velocidad de corriente dará lugar a
resultados erróneos.
209

Figura 6.37 medida de niveles de agua
El sensor de nivel puede transmitir la señal utilizando el método hidrostático (figura 36
a) o el neumático (figura 36 b). En el primer caso hay que cuidar que los tubos que
transmiten la presión no puedan obstruirse ni puedan acumular aire. En el segundo caso
hay que conseguir que el orificio del sensor .del que salen las burbujas de aire- esté
cerca del nivel de la lamina de agua en el inicio de las mediciones o por debajo de el y
que el agua no pueda penetrar en los tubos. La mejor solución es ocultar el sensor y sus
tubos en el interior de la pared, de forma que está sea plana y no produzca alteraciones
locales en la velocidad de la corriente y la proteja al mismo tiempo de cualquier golpe
eventual.
6.8.4 Subestación exterior
Foto 6.9: subestación ubicada en la casa de máquinas
La subestación, situada normalmente al aire libre, incluye el interruptor principal, que
aísla de la red toda la central, así como las barras de conexión entre la salida del
transformador y la línea de conexión a la red, los transformadores propiamente dichos,
210

los pararrayos y la protección contra sobretensiones en la red. En zonas de marcada
sensibilidad ecológica la subestación se ubica en el interior de la casa de máquinas (foto
6.9) y la salida de los cables de conexión a la red corren sobre la tubería forzada hasta la
cámara de presión, de donde salen vía aérea o enterrados.
Ejemplo
El siguiente ejemplo ayudará a comprender los conceptos expuestos en este capítulo y
en particular la utilización del concepto velocidad específica.
Hay que seleccionar una turbina para equipar un aprovechamiento de 200 m de altura
neta con un caudal nominal de 1,5 m3/s. La casa de maquinas está situada a una altitud
de 1.000 m.
Según tabla 6.3 o la figura 6.26, el punto correspondiente a la a combinación altura
caudal cae dentro de la envolvente de una turbina Francis y en el de una turbina Pelton.
La velocidad del rotor viene dado en función de ηQE por la ecuación 6.5:
( )
QE
E
4 9,81 200 1 4
η η
QE QE
Q
n = ∗
η
∗
=
∗
= 240,7
1,5
1
. [rps]
Si escogemos una Pelton de una tobera, el valor máximo para ηQE, de acuerdo con la
tabla 6.2 sería 0,0025, y la velocidad del rotor 360 rpm.
Como queremos que la turbina esté directamente acoplada a un generador, la velocidad
de giro deberá ser síncrona. De acuerdo con la tabla 6.5 tendríamos que escoger una
velocidad de 333 rpm, - 5,55 rps - y según 6.5, ηQE sería:
5,55 1,5
QE η [-]
( ) 0,023
9,81 200
n Q
1 4 1 4 =
∗
= =
E
Las dimensiones principales de la Pelton de acuerdo con 6.18, 6.20 y 6.21 serían:
D n 1,728
[m]
H
= 40,7 = 40,7 200 =
333
n
D Q 0,217
[m]
1,178 1 1,178 1,5 1
=
9,81 200
4
∗
= =
t n gH
tob n
B Q 0,547
[m]
= 1,68 1 = 1,68 1,5 1
=
2 200
1
ntob Hn
[m]
dimensiones excesivamente grandes para una pequeña central.
211

Pensando en una Pelton horizontal con cuatro toberas, la máxima velocidad específica
ηQE , según la tabla 6.2, sería 0,025 x n0,5 = 0,050.
Utilizando las mismas formulas que para el caso anterior, escogeríamos una velocidad
de giro de 600 rpm lo que correspondería a una ηQE de 0,042.
Las dimensiones fundamentales de la Pelton serían D1 = 0,962 m, B2 = 0,274 m, y
Dt=0,108 m, dimensiones muy razonables.
Si escogiéramos una turbina Francis, el valor máximo de ηQE sería 0,33 (tabla 6.2).
Aplicando la ecuación 6.5, la velocidad de giro sería n = 4.765,8 rpm que está muy lejos
de ser una velocidad síncrona. Si escogemos una velocidad normal para el generador de
1.500 rpm, la ηQE de acuerdo con 6.5 sería:
25 1,5
n Q
QE η [-]
1 =
( )
0,104
9,81 200
4
1
4
∗
= =
E
Las dimensiones fundamentales del rotor de la Francis serían.
84,5 0,31 2,488 0,104 200
( ) ( ) m
84,5 0,31 2,488 3 =
n
H
D n
QE 0.453
60 25
60
∗
= ∗ + ∗ ∗
∗
= ∗ + ∗η ∗
0,4 0,095
⎛
⎟⎠
⎛
= 0,4 +
0,095 ∗ = 1 3 D D 0,453 0,595 m
0,104
0,104
⎞
+ = ∗ ⎟⎠
⎜⎝
⎞
⎜⎝
Como ηQE < 0,164 podemos considerar que D2 = D1 = 0,595 m.
De acuerdo con 6.28, el coeficiente de cavitación sería :
0,0533
1,2715 0,104 2
2 9.81 200
σ η V
2
1,2715
2
1,41
2
1,41 =
∗ ∗
= ∗ + = ∗ +
n
QE gH
De acuerdo con la ecuación 6.27, la turbina deberá instalarse a una altura:
0,0533 200 1,53
2
2 9,81
90.250 −
880
1000 9,81
P P
S H
H σ
2
2 2
− ∗ = −
∗
+
∗
+ − ∗ =
−
atm v
= n
g
V
g
ρ
[m]
Una instalación que requiere unos trabajos de excavación importantes.
Si hubiésemos elegido una Francis a 1.000 rpm tendríamos:
ηQE = 0,069, D3 = 0,576 m. , D1 = 1.02 m. , σ = 0,0305 y HS= 3,21 m que no requiere
excavación.
La elección final obedecerá a criterios económicos. Si el caudal muestra variaciones
importantes, la turbina Pelton de 4 toberas será una buena elección. En otro caso la
elección recaería en la Francis de 1.000 rpm que no requiere excavación.
212

1 Actualizado por Vincent Denis (MHyLab), Jean-Pierre Corbet (SCPTH), Jochen Bard (ISET), Jacques
Fonkenell (SCPTH) y Celso Penche (ESHA)
Bibliografía
2 L. Vivier, "Turbines hydrauliques et leur régulation", Albin Michel, Paris, 1966
3 J. Raabe, Hydro Power, The design, use and function of hydromechanical, hydraulic and electrical
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4 T. Jacob, "Machines hydrauliques et équipements électro-mécaniques", EPFL 2002
5 V. Denis, "Petites centrales hydrauliques", EPFL 2002
6 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Turbines hydrauliques", Bern, 1995, ISBN 3-905232-54-5
7 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Générateurs et installations électriques", Bern, 1995, ISBN
3-905232-55-3
8 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Régulation et sécurité d'exploitation", Bern, 1995, ISBN 3-
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9 A.Harvey, "Micro Hydro design manual, A guide to small scale water power schemes, Intermediate
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10 Société Hydrotechnique de France, "Design, construction, commissioning and operation Guide", May
1985
11 F. de Siervo & A. Lugaresi, "Modern trends in selecting and designing Pelton turbines", Water Power
& Dam Construction, December 1978
12 F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Francis turbines", Water Power
& Dam Construction, August 1976
13 F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Kaplan turbines", Water Power
& Dam Construction, December 1977, January 1978
14 A Lugaresi & A. Massa, "Designing Francis turbines: trends in the last decade", Water Power & Dam
Construction, November 1987
15 A Lugaresi & A. Massa, "Kaplan turbines: design trends in the last decade", Water Power & Dam
Construction, May 1988
16 L. Austerre & J.de Verdehan, "Evolution du poid et du prix des turbines en fonction des progrès
techniques", Compte rendu des cinquièmes journées de l'hydraulique, 1958, La Houille Blanche
17 H.Giraud & M.Beslin, "Optimisation d'avant-projet d'une usine de basse chute", Symposium AIRH.
1968, Lausanne
18 T.Belhaj, "Optimisation d'avant-projet d'une centrale hydroélectrique au fil de l'eau" Symposium
Maroc/CEE Marrackech 1989
19 J.L.Gordon "A new approach to turbine speed", Water Power & Dam Construction, August 1990
20 J.L.Gordon "Powerhouse concrete quantity estimates", Canadian Journal Of Civil Engineering, June
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213

21 F. Schweiger & J. Gregori, "Developments in the design of Kaplan turbines", Water Power & Dam
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22 F. Schweiger & J. Gregory, "Developments in the design of water turbines", Water Power & Dam
Construction, May 1989
23 J. Fonkenell, “How to select your low head turbine”, Hidroenergia 1991.
214

CAPITULO 7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN
7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN ........................................217
7.1 Introducción. ....................................................................................................217
7.2 Identificación de impactos ...............................................................................218
7.3 Los impactos en fase de construcción .............................................................220
7.3.1 Embalses ...........................................................................................220
7.3.2 Tomas de agua, canales, tuberías a presión y canal de descarga. .....220
7.4 Los impactos en fase de explotación ...............................................................221
7.4.1 Impacto sónico ..................................................................................221
7.4.2 Impacto paisajístico ..........................................................................223
7.4.3 Impactos biológicos ..........................................................................231
7.4.3.1 En el embalse .....................................................................231
7.4.3.2 En el cauce .........................................................................231
7.4.3.3 En el terreno .......................................................................248
7.4.3.4 Material recogido en las rejillas..........................................248
7.5 Impactos de las líneas eléctricas ......................................................................249
7.5.1 Impacto visual ...................................................................................249
7.5.2 Impacto sobre la salud ..................................................................... 250
7.6 Conclusiones ....................................................................................................250
LIST OF FIGURAS
Figura 7.1: Esquema del aprovechamiento de Condiñanes .........................................224
Figura 7.2: Sección longitudinal de la central de Neckar ...........................................230
Figura 7.3: Ejemplo de curva de caudales clasificados ................................................235
Figura 7.4: Sección transversal del cauce con refugios rehabilitados ..........................237
Figura 7.5: Relación entre morfología del cauce y el caudal reservado .......................237
Figura 7.6: Escala con diafragmas ................................................................................239
Figura 7.7: Sección de los diafragmas ..........................................................................240
Figura 7.8: Escala de diafragmas con ranura vertical ..................................................241
Figura 7.9: Diafragmas en escalas Denil ......................................................................241
215

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