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.
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
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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.
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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
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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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Centrales eléctricas e hidroeléctricas

Producción de energía eléctricaInstalaciones solares y eólicasCentrales nuclearesCentrales termoeléctricas

Coste de producciónVentajas e inconvenientesSituación en España, Europa y el resto del mundoEnergías renovables o alternativasFuncionamientoEnergía procedente del vientoPartes de los aerogeneradores (molinos)

Histología y Citología

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La sangreTejido conjuntivoTejidosMedicinaÓrganosTejido NerviosoTejido muscularTejido epitelialCélulasAnatomía

PLANTAS GENERADORAS DE ELECTRICIDAD

PLANTAS GENERADORAS DE ELECTRICIDAD

TurbinasPlantas generadoras electricidadCentral eólica y termoeléctricaReactor nuclearAhorro energíaAerogenerador

INDICE. 01.− INTRODUCCION. 02.− CONCEPTO DE ENERGIA. 03.− UNIDADES.

INDICE. 01.− INTRODUCCION. 02.− CONCEPTO DE ENERGIA. 03.− UNIDADES.

Gas naturalEnergías alternativas (solarcarbón). Electricidad y medio ambientemaremotriz). No renovables (nuclearBiomasaEólicaGeotérmica

El Medio Ambiente: La contaminación

El Medio Ambiente: La contaminación

SolarBiomasaHidráulicaContaminación acuática y acústicaEólicaGeotérmicaEnergías Renovables

INDICE INTRODUCCIÓN

INDICE INTRODUCCIÓN

MineralesRecursos minerosEdafológicosSolaresMarinos y pesquerosEólicosHidrológicosMinasClimáticos

Energía termoeléctrica Vs Energía eólica

Energía termoeléctrica Vs Energía eólica

Caso de ChileProducción de energía mundialEnergías RenovablesEfectos

I. LA ENERGÍA

I. LA ENERGÍA

Sistemas fotovoltaicosAplicaciones y utilidadesFuentes energéticas renovables: Sol (solar)

FUENTES DE ENERGÍA 2ª Bachiller − C *GEOGRAFIA* industria

FUENTES DE ENERGÍA 2ª Bachiller − C *GEOGRAFIA* industria

CarbónGas naturalPetróleoEnergía solar, hidraúlica, eólica, mareomotriz y geotérmicaFuentes primariasCombustibleFuentes secundariasEnergía nuclearEnergías RenovablesConsumo energético

PLANTAS GENERADORAS DE ELECTRICIDAD

PLANTAS GENERADORAS DE ELECTRICIDAD

CombustibleElectricidadEnergía eléctricaPlanta generadoraCentral hidroeléctrica, eólica, termoeléctrica, nuclearAerogenerador

Energía solar y eólica

Energía solar y eólica

Influencia en el medio ambienteEnergías renovables o alternativasSituación en EspañaAhorro de energía

Centrales solares

Centrales solares

Ventajas e inconvenientesFuentes energéticasFuncionamientoEnergía: solar, renovablePlataforma Solar de Almería

Índice

Índice

NuclearFósilMareomotrizNo renovableSolarBiomasaHidráulicaEólicaGeotérmicaRenovable

Sistemas energéticos

Sistemas energéticos

TérmicasProducción y distribuciónFormas y usosCentrales hidroeléctricasSolarEnergíaHidráulicaEnergías alternativasEólicaAhorro energéticoCombustibles fósiles

INTRODUCCIÓN En el presente informe, daremos a conocer las principales aplicaciones...

INTRODUCCIÓN En el presente informe, daremos a conocer las principales aplicaciones...

Aplicaciones y utilidadesCaptación y transformaciónPaneles solaresEvolución históricaColectoresFuentes energéticas renovables o alternativas

Índice 1) Ventajas de las energías renovables.

Índice 1) Ventajas de las energías renovables.

Fuentes energéticas renovablesColectores solaresEnergías alternativasTécnicas de aprovechamientoVentajas