Introducción

Introducción
El aprovechamiento de las fuerzas naturales fue constante preocupación de la humanidad que vio en ellas un
medio de aliviar el trabajo muscular con el ahorro consiguiente de las energías del hombre, quien de este
modo podría realizar cantidades de trabajos importantes que hubieran precisado abundante mano de obra.
Refiriéndonos a las caídas de las masas de agua, producidas por los desniveles existentes en los cauces por los
que aquellas discurren, fueron de antiguo utilizadas para producir energía mecánica por medio de ruedas de
paletas y de cajones que, aunque eran artefactos rudimentarios, tenían adecuadas aplicaciones, entre otras,
para elevar agua en los riegos, para mover molinos harineros, también movidos por rodeznos, para el trabajo
de batanes, etc. Una masa de agua de peso P(kg) al caer desde una altura de H metros, produce un trabajo P x
H (kgm), que, estimado en caballo de vapor (CV) vale: .
Desde luego esta energía no es toda útil porque existen pérdidas en la misma con el funcionamiento del
receptor y por ello, los antiguos artefactos solamente aprovechaban una reducida fracción de la producida por
la caída del agua.
A medida que la técnica fue progresando, se perfeccionaron los aparatos para aprovechar el salto de agua en
su producción de energía y con ellos se logró que se perdiese de esta la menor cantidad posible.
Anteriormente y con artefactos primitivos se llegaba a perder hasta 70% de la energía potencial, mientras que
en la actualidad las turbinas modernas permiten rendimiento del 85 al 91%.
Resulta pues, que la potencia realmente útil se obtendrá multiplicando la potencia teórica por un coeficiente ,
menor que la unidad, al cual se le denomina rendimiento. La potencia útil será pues
La función de una central hidroeléctrica es utilizar la energía potencial del agua almacenada y convertirla,
primero en energía mecánica y luego en eléctrica.
Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina una cierta energía potencial acumulada. El
paso del agua por la turbina desarrolla en la misma un movimiento giratorio que acciona el alternador y
produce la corriente eléctrica.
En el trabajo que sigue vamos a interiorizarnos acerca de los distintos tipos de centrales y turbinas
generadoras, como así también sus partes constitutivas más importantes.
Clasificación de las centrales
Según el tipo de embalse las centrales se clasifican en:
Centrales de agua fluyente
Una central de pasada o agua fluyente es aquella en que no existe una acumulación apreciable de agua
"corriente arriba" de las turbinas.
En una central de este tipo las turbinas deben aceptar el caudal disponible del río "como viene", con sus
variaciones de estación en estación, o si ello es imposible el agua sobrante se pierde por rebosamiento.
En ocasiones un embalse relativamente pequeño bastará para impedir esa pérdida por rebosamiento.
El agua o se utiliza en las turbinas o se derrama por el aliviadero de la central. Son las más frecuentes y entre
ellas se encuentran las centrales de más potencia. Son centrales de llanura. La central se instala en el curso
mismo del río o en un canal desviado, como puede verse en la fig.1, después de interceptar el mismo por un
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dique de contención. Se pueden subclasificar en centrales con reserva (diaria o semanal) o sin reserva. En las
primeras se ensancha algo el curso del río para la acumulación del agua.
Fig. 1: Centrales de pasada
Centrales con embalse
En este tipo de proyecto se embalsa un volumen considerable de líquido "aguas arriba" de las turbinas
mediante la construcción de una o más presas que forman lagos artificiales.
El embalse permite graduar la cantidad de agua que pasa por las turbinas. Del volumen embalsado depende la
cantidad que puede hacerse pasar por las turbinas.
Con embalse de reserva puede producirse energía eléctrica durante todo el año aunque el río se seque por
completo durante algunos meses , cosa que sería imposible en un proyecto de pasada.
Las centrales con almacenamiento de reserva exigen por lo general una inversión de capital mayor que las de
pasada, pero en la mayoría de los casos permiten usar toda la energía posible y producir kilovatios−hora más
baratos. Pueden existir dos variantes de estas centrales hidroeléctricas:
• La de casa de máquina al pie de la presa:
En las figuras siguientes vemos una vista en PLANTA y CORTE de una presa de este tipo. Fig 2 y 3.
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Fig. 2: Centrales de Embalse (planta)
Fig 3: Centrales de Embalse (corte)
•
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Aprovechamiento por derivación de Curso:
En las figuras siguientes vemos un diagrama en PLANTA y CORTE Fig 4 y 5:
Fig. 4: Centrales de Embalse (planta)
Fig. 5: Centrales de Embalse (corte)
Centrales de bombeo
La Fig. 6 representa un esquema de estas centrales de bombeo, que se multiplican hoy en Europa y en el
mundo entero. El embalse superior puede ser natural o artificial. La máquina eléctrica suele ser única:
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máquina síncrona, que funciona como alternador cuando se está turbinando y como motor síncrono cuando se
está bombeando al estanque superior. La tubería forzada es también única con flujo en ambos sentidos.
Fig. 6: Central de Bombeo
El principio básico de una central de bombeo es el siguiente: En los períodos de poca demanda de energía se
utiliza energía sobrante de la red, proveniente de otras centrales conectadas eléctricamente con la central de
bombeo, para bombear agua del nivel de aguas abajo al embalse superior. Así en las horas de consumo
reducido puede haber un excedente de energía proveniente de los grupos de las centrales térmicas y nucleares
conectadas a la misma red, que piden una gran regularidad de marcha. Este excedente de energía puede
utilizarse para bombeo. En las puntas de energía se turbina el agua desde el embalse superior con gran altura
de salto, funcionando entonces la máquina eléctrica reversible como alternador.
Las soluciones son múltiples. En el esquema de la figura hay dos máquinas hidráulicas, una bomba y una
turbina accionadas en sentido contrario por la misma máquina eléctrica. Modernamente se ha creado la
máquina hidráulica reversible, bomba−turbina, de buen rendimiento; aunque para mejorar el rendimiento
como bomba se sacrifique algo el rendimiento de la turbina. Otra solución mejor pero más cara, es acoplar la
bomba turbina a una máquina eléctrica que pueda girar a dos velocidades distintas, con lo que se consigue un
rendimiento grande en la máquina hidráulica.
Turbinas Hidráulicas
Definición
La turbina hidráulica es una turbomáquina motora, y por tanto esencialmente es una bomba rotodinámica que
trabaja a la inversa.
Así como una bomba absorbe energía mecánica y restituye energía al fluido; una turbina absorbe energía del
fluido y restituye energía mecánica. Teóricamente, suministrando energía hidráulica a la máquina, e
invirtiendo el flujo, una bomba podría trabajar como turbina. Prácticamente, el rendimiento sería muy bajo, y
a veces nulo.
Elementos constitutivos
Los elementos constitutivos de una turbina son análogos a los de una bomba; pero colocados en orden inverso.
Fig 7. Los número entre paréntesis se refieren a esta figura.
• Canal de llegada (lámina libre) o tubería forzada (flujo a presión) (Nº1). Corresponde a la tubería de
impulsión de una bomba.
• Caja espiral (Nº2) transforma presión en velocidad. En una bomba velocidad en presión.
• Distribuidor. Corresponde a la corona directriz en una bomba, pero en una turbina transforma presión
en velocidad y actúa como tobera. En una bomba, actúa como difusor.
• Rodete. A las bombas centrífugas con flujo en el rodete hacia el exterior corresponde el tipo de
turbinas centrípetas con flujo en el rodete hacia el interior.
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•
Tubo de aspiración (Nº3) Corresponde a la tubería de aspiración de una bomba. En una turbina es el
órgano de desagüe, pero se llama tubo de aspiración porque crea una aspiración o depresión a la salida
del rodete; mientras que en las bombas constituye la tubería de admisión y crea también una depresión
a la entrada del rodete.
Fig. 7: Elementos constitutivos
Clasificación de las turbinas hidráulicas
Según el grado de Reacción
Las turbinas hidráulicas según el grado de reacción se clasifican en dos grupos: Turbinas de acción y turbinas
de Reacción.
Esta clasificación se fundamenta en el concepto de grado de reacción, si el grado de reacción es cero, la
turbina se llama de acción. Si el grado de reacción es distinto de cero, la turbina se llama de reacción. El
Grado de Reacción de una turbina
Las turbinas de acción son de admisión parcial. La presión del agua no varía en los álabes. El rodete no está
inundado. Se encuentra a la presión atmosférica.
Las turbinas de reacción son de admisión total. La presión a la entrada del rodete es superior a la atmosférica.
El rodete está inundado.
En una turbina de acción el rodete trabaja a presión constante, luego P1=P2. Además esta turbina no tiene
tubo de aspiración: la salida del rodete coincide con la salida de la turbina. Luego P1=P2=Ps=Pb (Pb=presión
barométrica).
En una turbina de reacción . La salida de la tubería se encuentra en el nivel de aguas abajo. Además gracias al
tubo de aspiración que realiza como veremos, una succión:
. Además
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Fig. 8: Variación de Presión
Turbinas de acción (Fig 8a)
Tubería forzada: La altura de presión aumenta a costa de la altura geodésica que disminuye. La altura de
velocidad permanece constante si la sección de la tubería es constante.
Distribuidor: la altura de presión baja a cero (presión relativa) o sea a la altura de presión barométrica
(presión absoluta). La altura de velocidad aumenta porque el distribuidor transforma la energía de presión en
energía cinética. El aumento de esta última es un poco menor que la disminución de la primera por las
pérdidas.
Rodete: la altura de presión permanece constante. Todo el rodete se encuentra a la presión atmosférica. La
altura de velocidad disminuye, porque la energía cinética del chorro se ha transformado en energía útil en el
eje. En estas turbinas no hay tubo de aspiración.
Turbinas de Reacción (Fig 8b)
Tubería forzada: no hay tubería forzada, sino que el agua llega a la turbina por un canal en lámina libre, la
altura de presión permanece constante (presión atmosférica).
Distribuidor: La altura de presión disminuye pero no tanto como en las turbinas de acción: . La altura de
velocidad aumenta.
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Rodete: la altura de presión disminuye hasta un valor menor que en las tuberías de acción: (presión relativa a
la salida del rodete, negativa). La altura de velocidad disminuye también: el rodete transforma energía de
presión y cinética en energía útil en el eje.
Tubo de aspiración: La energía de presión aumenta desde un valor negativo hasta cero (presión barométrica).
Gracias al tubo de aspiración el salto de presión en el rodete ha sido mayor.
Tipos actuales de turbinas
ACCIÓN
REACCIÓN
Sólo se construyen de flujo tangencial y son las
turbinas Pelton
De álabes fijos: turbinas
Francis
De flujo semiaxial
(a veces flujo
radial)
De álabes orientables:
Turbinas Dériaz (Francis de
álabes orientables)
De álabes fijos: turbinas
De flujo Axial
hélice
De álabes orientables:
Turbinas Kaplan (hélice de
álabes móviles)
Turbinas de Acción: Turbinas Pelton
La Fig. 9 representa una turbina Pelton. Se trata de una Pelton doble porque tiene dos rodetes montados en el
mismo eje y dos inyectores, uno por rodete.
Las Pelton sencillas tienen un rodete solamente y un inyector.
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Una instalación típica de turbinas Pelton consta de los siguientes elementos (ver fig 9):
Fig. 9: Turbina Pelton
• Codo de entrada
• Inyector: es el distribuidor de las turbinas Pelton. Transforma la energía de presión del fluido en energía
cinética. La velocidad del chorro a la salida del inyector en algunas instalaciones llega a 150m/seg. Consta
de tobera y válvula de aguja.
• Tobera
• Válvula de aguja: se desplaza longitudinalmente. Tanto la boquilla como la aguja del inyector suelen
construirse de acero muy duro. A pesar de esto si el agua contiene arena al cabo de 4.000 hs de servicio
estas piezas ya no producen un cierre estanco y deben reemplazarse.
• Servomotor: desplaza mediante presión de aceite la aguja del inyector.
• Regulador
• Mando del deflector
• Deflector o pantalla deflectora: sirve para evitar el golpe de ariete y el embalamiento de la turbina.
• Chorro
• Rodete (Fig. 10)
• Álabes o cucharas.
• Freno de la turbina por chorro de agua: el pequeño chorro de 25mm de diámetro en este caso actúa sobre el
dorso de los álabes y frena el rodete. Sin él, el rodete seguiría girando por inercia cada vez más lentamente
con un perjuicio de la lubricación.
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•
Blindaje: protege la infraestructura contra el efecto destructor del chorro desviado. A veces se utilizan con
el mismo fin bloques de granito.
• Destructor de energía: evita también las erosiones en la infraestructura.
Fig. 10: Rodete Pelton
Las turbinas Pelton se clasifican por el número de chorros, llamándose Pelton doble, triple, etc a la Pelton de
dos y tres chorros.
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Los chorros se pueden instalar en rodetes distintos como en la figura 9 o en un solo rodete como en la Fig.11.
Fig. 11: Pelton múltiple
Triángulo de Velocidades:
En la Fig.12 puede verse la forma de las cucharas. Las diferentes dimensiones suelen expresarse tomando
como unidad el diámetro del chorro cuando la turbina trabaja a carga normal, generalmente ¾ de la carga
máxima.
Según la figura 12: (a)Rodete, (b)Forma de la cuchara: d es el diámetro del chorro visible también en la figura
c. (c)Chorro y desviación por la cuchara (d)Triángulo ideal de entrada: es fácil ver que y . (e)Triángulo de
salida:
idealmente ; debe ser muy pequeño porque representa una energía perdida.
La trayectoria de una partícula en la cuchara es tangencial de manera que se verifica:
Si no hay rozamiento al ser el flujo en la cuchara de lámina libre
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(caso ideal sin rozamiento)
La velocidad real es algo menor que
Si no hay pérdidas en el inyector el chorro sale del inyector a la atmósfera con una velocidad , que según la
ecuación de Torricelli será:
La velocidad real, algo más pequeña, es aproximadamente:
Idealmente se demuestra que la turbina Pelton alcanza su rendimiento óptimo cuando, . Prácticamente el
rendimiento óptimo suele alcanzarse para una velocidad un poco más baja, aproximadamente:
Idealmente el ángulo y el ángulo . Prácticamente el ángulo debe ser algo mayor, aunque siempre muy pequeño
(aprox. 17º).
La turbina Pelton no tiene tubo de aspiración. Como consecuencia no puede aprovecharse la velocidad de
salida. Por tanto como la energía cinética a la salida del álabe se pierde es conveniente que sea cero, de esta
manera el álabe habrá aprovechado toda la energía, es decir, idealmente . Prácticamente es muy pequeño.
Clasificación de las turbinas Pelton según el número específico de Revoluciones:
El diseño del rodete de las turbinas Pelton va cambiando insensiblemente de forma para adaptarse a las
diferentes condiciones de funcionamiento; como sabemos todas las turbinas hidráulicas geométricamente
semejantes tienen un mismo número específico de revoluciones, , siendo:
Siendo respectivamente rpm, potencia útil y salto neto en el punto de funcionamiento para el cual la turbina
alcanza el óptimo rendimiento.
Las turbinas Pelton cuyo es pequeño se llaman lentas y aquellas cuyo es grande se llaman rápidas. En efecto,
la ecuación anterior demuestra que de dos turbinas de la misma potencia y el mismo salto neto, la que tenga
un más pequeño girará más lentamente: dicha turbina es una turbina más lenta que la otra.
Sin embargo, la misma ecuación demuestra que el término lento o rápido no se refiere al rpm real de la
máquina. En efecto, si dos turbinas Pelton de pequeño y grande respectivamente giran a la misma velocidad n
y tienen la misma potencia , la turbina llamada lenta (aunque en este caso gira al mismo rpm que la rápida)
requerirá un salto mayor (para óptimo rendimiento) que la turbina llamada rápida. O bien, la misma ecuación
demuestra que si esas dos turbinas giran al mismo número de revoluciones y trabajan en el mismo salto neto,
la turbina rápida tendrá que desarrollar mayor potencia, y por tanto deberá absorber mayor caudal, porque la
altura neta es la misma (para óptimo rendimiento) que la turbina lenta. La relación de diámetros del rodete al
del chorro está relacionada con el . Turbinas de Reacción: Turbinas Francis y Hélice
Existe una graduación continua en las turbinas de reacción y el paso de una Francis a una Hélice no constituye
un cambio brusco de forma como el paso de una Pelton a una Francis. Por eso estudiamos en conjuntos todas
las turbinas de reacción de álabes fijos Francis y hélice, dejando para más adelante las turbinas de reacción de
álabes orientables.
Descripción
La Fig 13 representa una turbina Francis lenta en la que se pueden distinguir las siguientes partes
• Caja espiral: Según las dimensiones de la turbina se construye de acero colado, fundición, chapa roblonada
o soldada u hormigón armado (solo o blindado con chapa para evitar fugas).
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• Distribuidor: La caja espiral y el distribuidor dirigen el agua al rodete con un mínimo de pérdidas, y
transforman parte de la energía de presión (no toda como sucedía en las turbinas de acción en energía
cinética. El distribuidor es de álabes móviles y sirve para reducir el caudal cuando la carga de la turbina
disminuye, conservando el mejor rendimiento posible, es decir reduciendo a un mínimo las pérdidas
hidráulicas por fricción y choque. El distribuidor Fink es el distribuidor corriente de todas las turbinas de
reacción. Este distribuidor puede verse en posición cerrada en la Fig. 14a y en posición abierta en la Fig.
14b. Consta de dos bielas o brazos robustos, movidos por servomotor de aceite que hacen girar el anillo
donde pivota un extremo de las pequeñas bielas, las cuales a su vez hacen girar a los álabes de perfil
aerodinámico que pivotan en torno a un eje fijo. El distribuidor Fink sustituye al inyector de las turbinas
Pelton.
• Rodete: Es el rotor de la turbina Francis.
• Codo de entrada en el tubo de aspiración. El tubo de aspiración crea una depresión a la salida del rodete. En
efecto, despreciando las pérdidas en el tubo de aspiración, la presión según la ecuación de Bernouilli va
aumentando desde la salida del rodete hasta la salida de la turbina, sección s, por dos causas:
1ª Porque la energía geodésica disminuye en el sentido del flujo Zs<Z4 (4−salida del rodete).
2ª Porque la energía cinética disminuye (el tubo de la figura es troncocónico):
.
−Crea una depresión, o aspiración a la salida del rodete. De esta manera tiene dos funciones:
1ª Recuperar la energía cinética que tiene el agua a la salida del rodete. A costa de ella se crea en parte la
depresión mencionada (difusor).
2ª Recuperar energía geodésica que tiene el agua a la salida del rodete, porque éste se ha de colocar elevado
para proteger el grupo contra una posible inundación. A costa de ella se crea en parte la depresión
mencionada.
−La primera función exige que la sección del tubo crezca en la dirección del flujo (por ejemplo, tubo de
aspiración troncocónico); la segunda no (tubo de aspiración recto).
−En las turbinas rápidas suele ser preponderante la 1ª función y en las lentas la 2ª (los términos lenta y rápida
se refieren al número específico de revoluciones).
• Sección en el interior del tubo de aspiración al mismo nivel que el nivel de aguas abajo en el canal de
salida.
• Un punto cualquiera en el canal de salida.
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s) Sección de salida de la turbina. Esta sección sirve para definir la altura neta Hn,
según las normas europeas.
Fig. 13: Turbina Francis
Fig. 14: Distribuidor Fink
Como puede verse en los esquemas de la Fig. 8a y 8b, la presión a la entrada del rodete en las turbinas de
reacción es superior a la atmosférica, mientras que en las turbinas de acción es igual. Por lo tanto, para un
mismo salto la velocidad c1 es inferior en las turbinas de reacción que en las turbinas Pelton. La velocidad
circunferencial óptima del rodete a la entrada u1 es en cambio superior. Así, mientras en las turbinas Pelton
esta velocidad era aproximadamente
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donde coeficiente de velocidad circunferencial.
En las turbinas de reacción también
dónde oscila entre 0,65 a 2,5 aproximadamente.
Teniendo en cuenta las anteriores y que se deduce fácilmente que una turbina cualquiera
Donde C es constante. Luego:
−Para un mismo salto y un mismo tamaño de turbina, las turbinas de acción giran más lentamente que las de
reacción.
−Las turbinas de reacción son turbinas tanto más rápidas cuanto mayor sea . En particular es costumbre hablar
de Francis lenta, normales, rápidas y express, así como de turbinas hélices lentas y rápidas. En todas ellas va
aumentando desde 0,65 (Francis Lenta) a 2,5 (Hélices Rápidas).
Número de revoluciones de los grupos Turbo−Alternadores
En las centrales hidroeléctricas, las turbinas accionan alternadores que han de producir una corriente, la cual
tiene una frecuencia: f=50 cps = 50x60 = 3000 cpm.
Para conseguir una corriente con frecuencia f (cps) hará falta en general que la turbina gire a:
Donde z es el número de pares de polos del alternador que se reduce a:
En las centrales de poca altura se emplean a veces alternadores de 40 y mas pares de polos, naturalmente muy
costosos. Ahora bien, un alternador de 40 pares de polos giraría a 75 rpm y, paradójicamente, la turbina de
accionamiento sería muy rápida. Colocada en el mismo salto una turbina Pelton, de la misma potencia, giraría
a menos de ¼ rpm para tener un buen rendimiento. Por eso dicha turbina es una Pelton lenta.
Los términos lenta y rápida son, pues, relativos. Esto nos lleva a la siguiente clasificación de las turbinas de
reacción.
Clasificación de las turbinas de reacción según el número específico de revoluciones:
En las turbinas de reacción, lo mismo que en las turbinas Pelton, el rodete va cambiando insensiblemente de
forma para adaptarse a las diferentes formas de funcionamiento. Estas condiciones son la potencia, , altura
neta, , y el número de revoluciones n.
La importancia relativa de ,y n, en la forma del rodete se expresa por el valor del número específico de
revoluciones, .
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En el cuadro siguiente, Fig. 15, pueden verse seis cortes axiales de seis rodetes de turbinas de reacción,
clasificados según . El significado de esta clasificación es el siguiente: Una turbina cualquiera, por ejemplo, la
de = 200, funcionará con óptimo rendimiento cuando la potencia desarrollada, la altura neta y el número de
revoluciones sean tales que sustituyendo sus valores en la ecuación anterior se obtenga = 200.
Fig. 15: Evolución del rodete en las turbinas de reacción
Aquí, se han seleccionado unos pocos tipos solamente; pero es evidente que todas las turbinas de reacción
pueden ser clasificadas de esta manera.
El rodete a es de flujo radial. Este es radioaxial, y cada vez más axial que radial en b,c,d,e. En el rodete f, el
flujo es puramente axial. Así la evolución de la forma es continua; pero cuando la máquina es totalmente
axial, el rodete ha adquirido ya la forma de hélice.
Por tanto:
−La turbina a se llama radial. Se construye muy poco.
−Las turbinas b,c,d y e se llaman Francis. Son de flujo radioaxial o mixto.
−La turbina f se llama turbina Hélice. Es de flujo Axial.
Las turbinas de reacción cubren una gama grande de número específico de revoluciones, desde = 60 hasta por
encima de 1000. son corrientes, como ya hemos dicho, las denominaciones de turbinas Francis Lentas,
Normales, Rápidas y Express. Estas últimas son ya casi axiales. Suelen llamarse Normales aquellas cuyo está
comprendido entre 125 y 300. Así, pues, la figura 15d representa una Francis Normal. Insistamos una vez más
en que el término rápido o lento no se refiere al número real de revoluciones, sino al número específico de
revoluciones.
De hecho las turbinas lentas (Pelton lentas) suelen girar a número de revoluciones mayor, porque se instalan
en saltos de mucha altura. Si en este mismo salto se instala una máquina rápida iría a una velocidad excesiva.
Por el contrario, las turbinas rápidas (de hélice rápidas) suelen girar muy lentamente, a veces a menos de 80
rpm. Si en ese mismo salto se instalara una máquina lenta, giraría tan lentamente que su velocidad sería
irrealizable.
Turbinas de reacción: Turbinas Kaplan y Deriaz
Turbinas de álabes orientables
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Como la carga de un alternador varía según una curva de consumo, la turbina deberá proporcionar más o
menos potencia, y al no variar la altura de salto no funcionará siempre con la admisión máxima, Qmax. Por
tanto las curvas de rendimiento total de la turbina en función del caudal Q expresado como función de Qmax,
representadas en la figura 16 tienen gran interés.
Fig. 16: Curva de Rendimiento
Las curvas tales como la a son características de las turbinas Pelton y se llaman curvas planas, y las curvas
tales como la e son características de las turbinas hélice y se llaman curvas en gancho. Se observa que a
medida que aumenta la curva va siendo más del segundo tipo.
La curva b explica el significado excepcional del descubrimiento del ingeniero Kaplan , de la turbina que lleva
su nombre, que ha revolucionado en estos años la explotación de saltos de poca altura.
La turbina Kaplan es una turbina hélice en que los alabes del rodete giran en marcha, ajustándose
automáticamente según la carga a las condiciones de óptimo rendimiento. Como si un solo rodete
desempeñara el papel de infinito número de rodetes. Por eso la curva b que corresponde a una turbina Kaplan
no es una curva en gancho, como correspondería a una turbina hélice de alabes fijos, sino una curva plana,
como las de las turbinas Pelton.
Es muy fácil diseñar una turbina Kaplan reversible, es decir, que pueda funcionar como bomba y como
turbina con buen rendimiento.
Posteriormente, el ingeniero Deriaz inventó la turbina que lleva su nombre, también esta turbina es reversible
y presenta un muy buena solución al problema de las centrales de bombeo. Se la suele llamar máquina
reversible de álabes orientables.
De esta manera en las centrales de bombeo se reduce el precio de la maquinaria, utilizando una sola máquina
que actúe como bomba y como turbina.
La turbina Deriaz es como una turbina Francis de álabes orientables y posee:
−Funcionando como turbina, mejor rendimiento que una turbina Francis de rodete análogo de álabes fijos, a
cargas intermedias.
−Funcionando como bomba, mejor rendimiento que una turbina−bomba de álabes fijos.
Descripción de una central con turbinas Kaplan
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La Fig 17a representa una central de agua fluyente equipada con turbinas Kaplan, pudiéndose ver en la figura
17b en planta la disposición de la obra civil.
• Compuerta de admisión de la turbina. Sólo cuando se cierra esta compuerta la turbina se queda sin agua
para la revisión, por que la estanqueidad perfecta no se logra con el distribuidor Fink, aún estando
completamente cerrado.
• Distribuidor Fink Fig 14.
• Rodete: como la turbina Kaplan (álabes orietables), es mucho mas cara que la hélice (álabes fijos), es
frecuente equipar una central de pequeña altura con turbinas hélice y Kaplan. Así, por ejemplo, una central
de 50000 KW se podría equipar con una turbina hélice de 25000 KW y otra Kaplan de 25000 KW . Si la
carga de la central es ½ se hará funcionar sólo turbina hélice a plena carga con óptimo rendimiento, a pesar
de su crva en gancho. Si la carga desciende, por ejemplo, ¼ , funcionará solo la Kaplan a ½ de la carga con
rendimiento muy bueno gracias a su curva plana.
• Tubo de aspiración. En este caso no es troncocónico, como en la Fig 13, sino acodado. Los tubos de
aspiración acodados suelen ser de hormigón, con frecuencia blindados con chapa y de forma
cuidadosamente estudiada para el óptimo rendimiento, pasando gradualmente de la sección circular a una
sección rectangular. El tubo de aspiración forma parte de la turbina.
La función del tubo de aspiración en estas centrales es recobrar la altura de velocidad que sale del rodete, que
en los saltos de poca altura llega a valer hasta la mitad de la altura neta. Si no hubiera tubo de aspiración, el
rendimiento hidráulico sería inferior al 50%. Con tubo de aspiración puede llegar a ser superior al 90%.
Fig. 17: Central de agua fluyente con turbinas Kaplan
Mecanismo de orientación de los álabes
El mecanismo de orientación de los álabes de una turbina Kaplan es muy fácil de comprender si se considera
la Fig. 18: Los álabes del rodete giran todos el mismo ángulo al moverse longitudinalmente hacia arriba o
hacia abajo el vástago que hace subir o bajar la cruceta, donde están articuladas las bielas (una por álabe),
cuyos extremos opuestos están articulados a las manivelas, solidarias con los álabes que giran con ellas. El
movimiento longitudinal del vástago es producido automáticamente por un servomotor de aceite.
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Fig. 18: Mecanismo de orientación de los álabes
El mecanismo de orientación de los álabes de una turbina Deriaz, es análogo al anterior y se representa en la
Fig. 19. El cubo de las turbinas Kaplan y Deriaz, como se ven en las dos figuras es hueco y aloja en su interior
el mecanismo de regulación, incluyendo el servomotor de orientación de los álabes.
Fig. 19: Turbina DeriazEquipado de una central
En las centrales hidroeléctricas, uno de los fundamentales problemas que se presentan es el de la capacidad
con que deben equiparse. Elegido, después de detenido estudio, el tramo de río entre cuyos extremos debe
establecerse la caída que se va a utilizar, es necesario determinar el caudal que habrá de aprovecharse para
poder así calcular el rendimiento económico del suministro de energía.
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Se supone conocido el diagrama anual de caudales que circulan por el río (Fig. 20) y se trata de aprovechar el
caudal fluente del mismo. Se observa en el diagrama que el gasto o débito en las diferentes épocas del año
varía de 1000 litros por segundo a 16.000 litros por segundo, y se desea saber para qué valor del caudal entre
estos dos límites deberá equiparse el salto, de forma que con la explotación del servicio eléctrico pueda
obtenerse un rendimiento remunerador para el capital invertido en la instalación. La solución puede obtenerse
en la forma que se expone a continuación.
Fig. 20: Curvas de Caudales que circulan por el río
Con arreglo a la curva de los caudales se traza otra curva o diagrama de potencias (Fig. 20); y para ello, y por
ejemplo, si se toma la lectura del aforo el 1 de marzo, se obtiene el caudal de 1250 lts/seg. La altura del salto
es de 33 mts, y suponiendo un rendimiento global del 75%, la potencia en este caso valdrá:
Procediendo en esta forma con los caudales aforados en las distintas fechas del año, se obtendrá la curva de
potencia correspondiente; las ordenadas de la derecha representan la potencia en CV y las de la izquierda las
potencias en KW. Entre ambos valores existe la relación 102/ 75=1,36. Las abscisas del diagrama se refieren
al tiempo, un año en total, y por lo tanto comprenden 8.760 hs.
En el gráfico de la Fig. 21 se observa que la potencia mínima del salto es de 330 CV y la potencia máxima es
de 5.120 CV. Si la central se equipara para 330 CV habría la absoluta seguridad de disponer durante todo el
año del caudal necesario, pero se desperdiciaría un caudal sobrante, parte del cual sería factible de aprovechar
en condiciones todavía económicas. Por el contrario, si la potencia de la central fuese de 5.120 CV o potencia
máxima del diagrama, resultaría que la total potencia podría solamente aprovecharse unos pocos días del año
y habría que desembolsar un capital importante en la obra e instalaciones hidroeléctricas para poder utilizar
únicamente una fracción de esta capacidad total. La determinación de la potencia conveniente para el
equipamiento de la central puede hacerse del modo siguiente.
20
Fig. 21: Curva de potencias
La experiencia ha demostrado que, en varios aprovechamientos hidroeléctricos en que ha sido estudiado este
problema, se ha llegado a la conclusión de que el equipo más adecuado corresponde a una potencia 5 veces
mayor, que la de estiaje; siguiendo pues este criterio habría de adoptarse el caudal de 5.000 lts/seg., al cual
corresponde una potencia de 1.600 CV. En este dato se fundamentaré pues, el cálculo que a continuación se
expone.
La recta n−p (Fig 21), cuya ordenada m−n corresponde a la potencia máxima de 1.600 CV, delimita en el
diagrama unas áreas rayadas con diferente inclinación, de las cuales, la comprendida entre la recta m−i y la
línea quebrada a−b−c−d−e−f−g−h (cuya superficie es S1) representa el número de Kwh que el salto, con el
caudal existente en cada momento y la potencia instalada 1.600 CV, puede suministrar durante un año. En la
misma forma, el área de la superficie que comprende la recta n−c y la línea quebrada a−b−c; el área
comprendida entre la recta d−f y la línea quebrada d−e−f, y finalmente el área delimitada por la recta g−p y la
quebrada g−h, representan, respectivamente, el número de Kw/h que es preciso producir en un año con central
térmica, o adquirir de otra empresa para que el diagrama de producción se realice a base de trabajo con la
línea n−p, es decir, en línea recta. La suma de estas tres últimas áreas, se representará por S2, siendo esta cifra
el número de Kwh anuales que debe aportarse a la red como energía auxiliar del salto.
Por lo que afecta al salto de agua cuyo estudio interesa, hay que tener en cuenta que se ha supuesto un
aprovechamiento total de la energía potencial del agua, cuyos caudales se hallan por debajo de la línea
quebrada a−b−c−d−e−f−g−p del diagrama, pero esto no ocurre en la práctica, porque la energía que reclama la
red varía con arreglo a un diagrama diario de trabajo, como el de la Fig. 22, que corresponde a un servicio
mixto de alumbrado y fuerza, apreciándose en dicho diagrama que la plena carga sólo es exigida por los
distintos usuarios durante un corto tiempo del día.
21
Fig. 22: Diagrama de producción diaria
Se supone que el área de la superficie rayada del diagrama (Fig 22) es B, y se designa por A la superficie del
rectángulo a−b−c−d, que corresponde a una producción en Kwh constante, con la potencia máxima P durante
las 24 hs, se tendrá pues:
A = P x 24 Kwh y B = P x C1 Kwh
De la relación B/A = P x C1/24 P se deduce que: C1 = 24 B/A; y multiplicando el valor de C1 por 365 (días
del año), se obtiene 365C1 = C, que representa el número de horas que en realidad se ha utilizado la potencia
máxima del salto durante un año.
El valor de C está comprendido generalmente entre 2.400 y 2.700 hs anuales, pero puede ser mayor si otros
suministros exigen trabajos más prolongados, es decir con 2 o 3 turnos (siderurgia, electroquímica, etc).
Precio de venta del kWh producido
Para determinar el precio a que debe venderse el kWh producido, por ejemplo, en las barras de la central, será
preciso tener en cuenta los siguientes gastos:
Intereses (acciones y obligaciones)
Personal (técnico, administrativo y diversas clases de productores)
Impuestos
Mantenimiento y reparaciones
Amortización y fondo de reserva
En relación con los gastos de amortización, hay que significar que los valores de estos varían con la clase de
elementos de la instalación y por ello, los ideados para marcar a cada mecanismo, edificio, o aparatos son
aproximados, puesto que un accidente casual puede acabar repentinamente con uno o varios de dichos
elementos.
Diversos autores han publicado tablas en que resumen el número de años en que debe amortizarse cada
elemento y que, como es natural, se diferencian entre sí porque los datos tomados con tal objeto lo han sido en
diversas instalaciones, en las cuales lógicamente no era posible la coincidencia de incidentes y que han sido la
base de los resultados obtenidos. Las cifras de amortización son las siguientes
22
Obras hidráulicas
Túnel
Canalización
Edificio−Fábrica
Turbinas
Alternadores
Transformadores
Acumuladores
Cuadro de Distribución
Cables
Tasa Annual
1,5%
1,5%
Tubería
1,5%
5,0%
4,0%
5,0%
6,6%
5,0%
4,0%
Años probables
66,6
66,6
2,0%
66,6
20,0
25,0
20,0
15,0
20,0
25,0
50,0
En una obra hidráulica existen gastos que en realidad no son de amortización sino más bien de conservación;
por ejemplo un túnel, un embalse, un canal, etc; conviene, pues, aclarar estos conceptos porque están
incluidos en el anterior.
Estos sistemas lógicos de amortizaciones estarán sujetos a las legislaciones vigentes en el país en el cual se va
a instalar la central.
La sumatoria de todos estos gastos da el costo de operación de la central. Sin embargo, en algunos casos hay
que considerar las pérdidas del transporte y además la energía aportada por las centrales térmicas durante la
época de estiaje, en esos casos:
M = S1 x C1 (1 − P1/100)/8760 kWh representa las pérdidas en el transporte
N = S2 x C2 (1 − P2/100)/8760 kWh representa la energía aportada por centrales térmicas
Por lo tanto, conocidos los gastos G de explotación del negocio, el precio medio de venta del kilovatio−hora,
en el domicilio del abonado, deberá ser pues, como mínimo,
G/(M+N).
Elección del tipo de turbina
La velocidad específica permite fijar un criterio racional para la elección del tipo más adecuado a las
características de la instalación, que en los saltos de agua se contrae al caudal y a la altura. Hay que tener en
cuenta que el número de revoluciones de la turbina que debe trabajar acoplada con el alternador para
suministrar la corriente a 50 períodos por segundo, ha de ajustarse a la fórmula conocida ,
Siendo f la frecuencia y p el número de pares de polo.
La tabla siguiente, y en relación con la velocidad específica da una orientación sobre el tipo de turbina que ha
de adoptarse teniendo en cuenta que los datos que figuran en ella han sido obtenidos de estadísticas relativas a
turbinas instaladas y que funcionan con buen rendimiento.
Velocidad específica ()
Hasta 18
18 a 25
26 a 35
Tipo de turbina
Pelton con una tobera
Altura del salto (mts)
800
800 − 400
400 − 100
23
26 a 35
36 a 50
51 a 72
55 a 70
70 a 120
120 a 200
200 a 300
300 a 450
400 a 500
270 a 500
500 a 800
800 a 1100
Pelton con dos toberas
Pelton con cuatro toberas
Francis lentísima
Francis lenta
Francis media
Francis veloz
Francis ultra velocísima
Hélice velocísima
Kaplan lenta
Kaplan veloz
Kaplan velocísima
800 − 400
400 − 100
400 − 100
400 − 200
200 − 100
100 − 50
50 − 25
25 − 15
Hasta 15
50 − 15
15 − 5
5
Para las turbinas de reacción Francis y Kaplan, el valor máximo del salto en relación a la velocidad específica
puede obtenerse también por el diagrama de la Fig 23, basado en datos recogidos en instalaciones existentes.
Como se lleva indicado, estos valores son de orientación, ya que en definitiva es al constructor a quien atañe
fijar que tipo conviene de turbina porque posee medios de experimentar, en modelo reducido, las condiciones
de trabajo y del rendimiento del rodete en cuestión.
No hay que olvidar la conveniencia, desde el punto de vista económico, de que las maquinas funcionen a
elevado número de revoluciones para reducir el coste de las mismas.
Hay que tener también en cuenta, por lo que respecta a la elección del tipo de turbina de reacción y cuando se
trate de rodetes veloz y velocísimo, es decir, con elevada velocidad específica, que al aumentar , aumenta
también la velocidad de salida del agua del rodete y que, cuanto mayor es esta velocidad, mayores son las
depresiones, que por otra parte crecen con el aumento del salto. Todo ello da origen al fenómeno de
cavitación, muy perjudicial para la vida de las turbinas y que influye también en el rendimiento; por lo cual ,
los rodetes muy veloces deberán emplearse con saltos de poca altura, si no es posible colocar la turbina muy
cerca del nivel del socaz o que ésta puede instalarse en contrapresión.
Fig. 23: Diagrama del salto H en función de
La cavitación corroe los álabes del rodete que queda, con el tiempo, inservible. Ello es debido a que se
produce una disminución de presión cuando se presentan ciertas condiciones, entre ellas la relativa a la altura
24
de aspiración, que da origen a que el agua se evapore en los puntos de mayor velocidad de la misma, es decir,
en las aristas de los álabes y en la superficie de salida de estos, con los cuales se halla en contacto,
produciéndose de este modo la formación de burbujas de vapor. Entonces el agua salta en los huecos así
creados y con los golpes que se suceden ataca a los álabes, fenómeno que se agrava con el efecto químico de
los gases desprendidos.
El criterio con que se ha de fundamentar la elección del tipo de la turbina en virtud de las características de la
instalación que se proyecta será:
• Saltos de poca altura, hasta 50 mts: turbina Kaplan, sobre todo si hay variaciones notables en el caudal o en
el salto, o en ambos a la vez, y la turbina Francis para valores bajos de la relación Q/H.
Saltos medios, hasta 300 mts: Para ellos es conveniente la adopción de una turbina Francis.
Saltos de gran altura, más de 300 mts: turbina Pelton.
• Para reducir el coste de los grupos será necesario aumentar en lo posible el número de revoluciones , por lo
tanto, o velocidad específica.
• Cuando se trate de alturas reducidas pero con caudales importantes el número de revoluciones por minuto,
deberá limitarse, en forma que no alcance valores superiores a 900 o 950.
En los saltos de agua con embalse hay que tener en cuenta que, por causa del estiaje, el nivel de agua
desciende a medida que se va desembalsando, por lo cual, la altura del salto disminuye y en consecuencia la
potencia desarrollada por éste también va siendo menor.
Mantenimiento de los distintos tipos de turbinas:
Turbinas Kaplan:
Primeramente, es necesario comprobar periódicamente la estanqueidad del núcleo de las palas motoras, que
tiene la doble misión de impedir la salida hacia fuera del aceite y de evitar que el agua penetre en el núcleo. Si
el indicador del nivel de aceite señala pérdida de éste, superior a 10 o 100 litros por año (respectivamente,
para las pequeñas o grandes turbinas), debe atribuirse a defectos de estanqueidad. El aumento del nivel de
aceite es casi seguro que proviene de la introducción del agua en las ruedas del núcleo de las palas. En este
caso es necesario la intervención por parte del constructor.
Otra comprobación que debe realizarse es la relacionada con la corrosión y especialmente después del primer
año de servicio, en la rueda de la turbina y en la envolvente de la misma. Así se verá si se presentan defectos
por corrosión o por cavitación.
En el caso de disminución de la potencia que desarrolla la turbina, será necesario comprobar, en las turbinas
de eje horizontal, si han cedido por desgaste los cojinetes, lo cual da origen a un frotamiento de la rueda
contra la cámara.
Este inconveniente, además de provocar un daño excesivo en las partes que entran en contacto, es causa de
una sensible disminución de la potencia.
Si una turbina Kaplan ha estado parada algún tiempo y hay que ponerla en servicio, será necesario evacuar el
aire que se halla acumulado en el punto más elevado de la caperuza por la que se introduce el aceite. En otro
caso, se producirán perturbaciones en la regulación de la velocidad, acusadas por medio de oscilaciones en el
varillaje de la regulación.
25
Las turbinas que sólo puedan regularse por medio de los álabes móviles y que experimenten fuertes y
duraderas variaciones de carga, exigen que se revise más a menudo la rueda motriz que en las de regulación
doble, es decir, en las turbinas que van provistas también de distribuidor regulable. Como se comprende, los
continuos movimientos de regulación, desgastan más rápidamente las empaquetaduras de los vástagos de los
álabes móviles, y ello da origen a la entrada de agua en el núcleo con el consiguiente deterioro del mecanismo
de regulación.
Exige un cuidado especial el prensaestopas del eje, que va situado encima de la rueda motriz y provisto de
empaquetaduras a base de anillos de carbón (sometidos a presión sobre el eje por adecuados muelles). Cuando
se aprecia un aumento de caudal de fugas, será señal de que existe un defecto de estanqueidad que habrá de
corregirse mediante la oportuna revisión; lo cual será especialmente necesario cuando el cojinete de guía, que
se encuentra por encima del prensaestopas citado, se engrase por medio de aceite. En los cojinetes que se
lubrican con grasa consistente el peligro es menor, pero a la larga el contacto con el agua será a sí mismo
perjudicial. Se aprecia, pues, la necesidad de comprobar el caudal de las aguas de fuga y especialmente en las
épocas de crecida porque entonces la aspiración disminuye y el prensaestopas deberá sufrir una mayor
presión. Cuando la turbina Kaplan va provista de válvulas de entrada del aire, para introducirlo al difusor, a la
salida del rodete, es necesario comprobar periódicamente que el dispositivo se halla en perfecto estado de
eficiencia.
El fallo de estas válvulas en ocasión de producirse una descarga brusca del grupo, puede provocar el
levantamiento de todo el rotor ocasionando graves daños no solamente en la turbina sino también en el
alternador.
Turbinas Francis:
Este tipo de turbinas es el que está más sujeto a los efectos perjudiciales que produce la arena. Las revisiones
periódicas necesarias dependen de la altura del salto y de las cualidades del agua.
Para las turbinas que trabajan con un salto de 1 a 20 mts de altura y a la orillla de ríos que provienen de uno o
varios lagos, bastará una revisión cada 4 o 5 años; si estas mismas turbinas trabajasen con agua que contuviese
mucha arena deberían ser revisadas al menos, cada 2 años. Para saltos mayores de 20 mts, deberá practicarse
una revisión anual. La primera revisión después de la puesta en servicio permitirá fijar los intervalos de
tiempo en los que habrá de efectuar las sucesivas revisiones.
La revisión se extenderá a los siguientes puntos:
• Estado del intersticio de la circunferencia de la rueda, es decir, importancia del juego existente entre el
rodete y el distribuidor.
• Estado de los laberintos circulares, de los álabes móviles, del codo de aspiración y de la envolvente de la
turbina a la salida de los canales de la rueda.
• Estado de los anillos de protección del distribuidor y de la superficie de los álabes distribuidores.
Para devolver al intersticio erosionado por el agua su medida primitiva, se podrá recargar la rueda por
soldadura, torneándola de nuevo hasta obtener su diámetro primitivo o también dotarlos de anillos de
protección cambiables para reemplazarlos con objeto de que el nuevo intersticio alcance su valor primitivo.
Las erosiones se reparan por medio de la soldadura y del pulido consiguiente.
Cuando el juego de los ejes de los álabes distribuidores, en su soporte, exceda de 0,5mm habrá que igualar los
referidos ejes sustituyendo los casquillos de modo que el juego quede disminuido.
El juego normal de los laberintos circulares varía entre 0,5 y 1 mm, pero conviene que sea el menor posible
para elevar el rendimiento de la turbina y para que disminuya su desgaste.
26
Si los anillos de blindaje del distribuidor se corroen, habrá que igualarlos al torno y suprimir el juego
resultante por medio de cuña de chapa de grosor conveniente; para esto, como se comprende, es necesario que
dichos anillos tengan todavía el espesor suficiente, porque en caso contrario deberán sustituirse.
La zona sujeta a fácil corrosión se encuentra al borde de salida del rodete, y al comienzo del tubo de
aspiración. En las turbinas modernas se disponen en este lugar anillos intercambiables de material muy
resistente. Cuando no existan estos anillos serán necesarios colocarlos posteriormente o bien se protegerán las
partes atacadas con un revestimiento de chapa de acero inoxidable.
Los casquillos de las bielas de regulación deberán sustituirse cuando presenten una juego mayor a 0,5 mm.
Las pérdidas de agua a lo largo de los ejes de los álabes pueden suprimirse cambiando los manguitos de cuero
de los mismos.
La elevación de la velocidad de una turbina Francis cuyo distribuidor se halle completamente cerrado, es una
excelente indicación del estado del mismo y pone también de manifiesto el momento en que debe efectuarse
la revisión del mecanismo de regulación y del interior de la turbina.
Los choques que se observen en el tubo de aspiración al poner en marcha la turbina, pueden suprimirse
introduciendo aire en el mismo. Si se trata de un codo de aspiración, la introducción del aire se efectuará, lo
más cerca posible de la rueda motriz y en el radio de curvatura interior; pero si el tubo de aspiración fuera
recto se introducirá el aire inmediatamente a la salida de la rueda motriz. Para este objeto las construcciones
modernas prevén un espacio anular especial.
Cuando las turbinas Francis trabajan con saltos elevados, pueden vibrar anormalmente en ciertas condiciones
de carga que se remedian en las formas siguientes:
• Comprobar si la rueda está bien centrada en el distribuidor, y en caso necesario se taladrarán agujeros que
permitan comprobar la medida del intersticio sobre dos diámetros perpendiculares.
• Comprobar el acoplamiento del generador.
• Comprobar la eficacia del dispositivo de entrada de aire en el tubo de aspiración.
• Verificar el juego del soporte, el cual deberá reducirse a 1/1000 de su diámetro, comprobando también si
los cojinetes descansan sin juego alguno en el cuerpo del soporte. Esta medida es muy importante en las
turbinas de cámara espiral, a la que el agua llega horizontal u obligadamente de abajo a arriba.
• Comprobación de la dilatación longitudinal del eje (debida al recalentamiento de los soportes y
desplazamiento eventual de la rueda motriz), elevando o bajando ligeramente el soporte exterior del
alternador (esto sólo cuando el grupo no tenga más de dos soportes).
• Verificar la abertura dada por dos paletas directrices consecutivas, cambiando sus palancas de regulación y
las biela que las accionan. Esta medida puede obtener éxito, tanto si se trata de turbina de eje horizontal
como de eje vertical.
Cuando se presentan irregularidades en la marcha de una turbina, antes de llevar a cabo las comprobaciones
precedentes, deberá procederse a inspeccionar cuidadosamente su interior a fin de determinar si dichas
irregularidades se deben a cuerpos extraños que se encuentran en la espiral, en el distribuidor o en el rodete y
que impiden el paso regular del agua, causa, ésta, cierta de la anormalidad en la marcha.
Turbinas Pelton
Desde el punto de vista mecánico, este tipo de turbinas ofrece en general mayor seguridad en su
funcionamiento. No obstante, después de un corto período de servicio, presenta un desgaste en el punzón (
aguja), en la boca de la tobera, en lo ángulos diedros de las palas y en el deflector, debido todo ello a la acción
abrasiva de la arena. Es indispensable devolver estas partes a su primitivo estado y recomendable efectuar (al
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menos una vez cada año) la revisión para proceder en su caso a la reparación mecánica.
La experiencia ha demostrado que un ligero desgaste del inyector y de la aguja, basta, para dispersar el chorro
de forma que se reduzca el rendimiento y, por lo tanto, la potencia de la turbina, además de producirse un
deterioro en los álabes y del rodete debido al choque producido por las gotas aisladas. Pueden dejarse en
perfecto estado los álabes recurriendo a la soldadura y esmerilando después la superficie tratada. Los
deflectores se reparan de igual forma.
También es causa de avería el agua que escapa de los álabes y choca destruyendo su fuerza viva contra la
pared trasera del armazón, que puede averiarse; para evitarlo se dispone en esta parte un blindaje formado por
una chapa de acero moldeado que se repara en su caso por medio de soldadura.
Las irregularidades en el funcionamiento son debidas en su mayor parte a cuerpos extraños, que se empotran
ante la cruceta de guía de la aguja. Para poder retirarlos, se dota a los tubos de conducción de agua de agujeros
de inspección.
Las turbinas Pelton cuyos punzones se cierran por la fuerza de un muelle van provistas de una catarata de
aceite que permite regular la lentitud del cierre. Depende, pues, la seguridad de la turbina del buen
funcionamiento de esta catarata, que debe de estar siempre llena de aceite. En las turbinas Pelton la
correspondencia exacta entre las posiciones relativas de la aguja y el deflector se realiza por medio de un árbol
de levas; su mantenimiento tiene excepcional importancia para el funcionamiento de la turbina, de modo que
hay que evitar en absoluto el desplazamiento del varillaje.
Es necesario, al terminar el montaje de la turbina, cerciorarse de que el deflector se halla, en todas y cada una
de las posiciones del punzón, casi tangente al chorro, pero sin llegar a tocarlo nunca, lo cual se comprobará
midiendo las potencias para diversas posiciones del deflector; antes de poner en marcha la turbina, deberá
purgarse el aire que podrá encontrarse en el cilindro del servomotor. Hay que tener presente que el cierre
brusco de este puede producir un peligroso golpe de ariete, con sus perjudiciales resultados para la tubería.
Todos los órganos de movimiento y las respectivas articulaciones deberán lubricarse y engrasarse
cuidadosamente.
Soportes y cojinetes
La seguridad en el funcionamiento de los grupos de las centrales hidroeléctricas depende, principalmente, de
la vigilancia y mantenimiento de los cojinetes de que van provistos dichos grupos que pueden dividirse en dos
categorías:
Soportes para turbinas de eje vertical; soportes para turbinas de eje horizontal.
Por lo que respecta al medio lubricante, se utiliza la grasa consistente hasta una velocidad periférica de
6m/seg. Si la velocidad es mayor se emplea lubricación automática con aceite, pues de este modo se asegura
la estanqueidad del prensaestopas que rodea el eje, y también se consigue una buena evacuación del agua de
fugas. En los soportes lubricados con aceite, si el agua penetra en su interior, será necesario parar
inmediatamente la turbina. Cuando la lubricación se realiza con grasa podrá continuar el servicio, si es que el
agua no contiene demasiada proporción de arena.
En soportes lubricados con grasa ha de procurarse que el engrase sea suficiente, actuando bien a mano o por
medio de una prensa de engrase. Cuando la temperatura ambiente sea muy baja, deberá mezclarse con la grasa
un poco de aceite para dar a ésta mayor fluidez a fin de que pueda llegar mejor por las tuberías al cojinete.
En los soportes lubricados con aceite, la circulación de éste se efectúa en las centrales modernas por medio de
28
bombas, movidas por engranajes o con motor eléctrico. Los soportes van provistos de elementos térmicos que
hacen funcionar una señal en el caso de que la temperatura exceda de un valor preestablecido.
La temperatura del metal de los cojinetes no deberá exceder de 50ºC si están lubricados con grasa y de 65ºC si
van lubricados con aceite. El juego de los cojinetes no deberá exceder de 1,5% de su diámetro.
Las turbinas de eje horizontal están generalmente provistas de soportes con lubricación por anillos. Solamente
las turbinas Kaplan montadas en cámara abierta van equipadas con un soporte lubricado con grasa, que debe
mantenerse del mismo modo que el de los soportes de eje vertical. Sin embargo, estos soportes horizontales
deben revisarse con mayor frecuencia, porque su desgaste lleva aparejado el desgaste de la parte inferior de la
envolvente del rodete, cuyo frotamiento desgasta a su vez los bordes de las palas.
El engrase de los soportes de anillos se efectúa automáticamente, pero exige una revisión periódica de la
temperatura y el nivel del aceite (el cual debe mantenerse mediante relleno, si existen pérdidas). La
temperatura que puede resistir un soporte moderno, que trabaja según el principio de una película artificial,
alcanza alrededor de 60 a 65ºC pero, para ello, deben ser lubricados con aceite de gran viscosidad. En los
soportes de engrase forzado por medio de bombas, la temperatura no debe exceder a 70ºC. La viscosidad del
aceite empelado en todos estos soportes debe estar comprendida entre 6,5º y 7,5º Engler.
Los soportes sometidos a grandes esfuerzos requieren cierta refrigeración del aceite, la cual puede preverse en
la parte inferior del soporte o en un refrigerador especial que se instala separadamente. La circulación del
aceite se obtiene por medio de una bomba de engranajes, movida por motor eléctrico, o por correa desde el eje
de la turbina. Habrá de comprobarse el funcionamiento del refrigerador por medio de la temperatura que
alcanza el soporte.
Transcurridos 2 o 3 años de servicio, deberá cambiarse el aceite del soporte limpiando este último
previamente. Si no se dispusiera de agua limpia para refrigerar el aceite se colocará un serpentín refrigerante
(fig 4.04) dentro del agua, aguas arriba o aguas debajo de la turbina, en cuyo caso habrán de limpiarse
periódicamente estos serpentines, pintando con minio las partes atacadas por la costra si fuesen de hierro. Los
serpentines de cobre son mucho mejores pero tienen el inconveniente de que están expuestos a los peligros de
la electrólisis.
Las tuberías de lubricación van provistas de indicadores de la circulación del aceite, cuya válvula se abre al
comenzar a fluir éste. Llevan así mismo un contacto eléctrico que hace funcionar una señal cuando se
interrumpe la circulación del aceite.
Cojinete de suspensión
Fig. 24: Cojinete soporte
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Este cojinete (Fig.24) llamado también chumacera o quisionera tiene una importancia considerable para el
buen funcionamiento del grupo.
Consiste en una serie de segmentos móviles cuya inclinación se regula automáticamente conforme a la
velocidad de rotación, de la carga soportada, y de la viscosidad del aceite, de modo que la formación de la
capa de aceite queda asegurada sean cuales fueren las condiciones de servicio.
La conservación del cojinete lleva aparejada la comprobación del nivel de aceite, la medición de las
temperaturas de éste, y el perfecto funcionamiento de los indicadores de la circulación del aceite.
Los cojinetes pueden generalmente conservar la nueva carga de aceite durante varios años. Cuando trabajan
por encima de 50ºC hay que proceder al cambio del aceite con más precaución, y a la revisión periódica para
limpiar y retirar los depósitos que pudiesen formarse.
La condición principal para la seguridad de marcha de un cojinete de suspensión es la refrigeración del aceite
y, por ello, los serpentines de refrigeración que van colocados en el cojinete no deben ser empleados más que
si se dispone de agua completamente limpia. Si así no fuere, habrán de utilizarse refrigerantes de tubos
verticales que son de fácil limpieza.
El agua de refrigeración puede purificarse por medio de filtros que deben lavarse y limpiarse periódicamente;
esto se realiza mediante cepillo y si no es posible, con un chorro de agua a gran velocidad de salida que
producirá el desprendimiento de la incrustación.
El aceite empleado para estos cojinetes de suspensión con segmentos inclinables, suele tener una viscosidad
de 6 a 12 grados Engler a 50ºC; en tanto que los cojinetes con anillos fijos precisan un aceite de viscosidad de
10 a 12 Engler a 50ºC.
Con objeto de disminuir el riesgo de corrosión, al poner en marcha el grupo, el aceite frío se inyecta
directamente en los espacios intermedios que separan los segmentos basculantes, por lo cual es aconsejable
hacer funcionar la bomba de circulación del aceite antes de poner en marcha el grupo, y esto puede hacerse si
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dicha bomba se mueve con motor eléctrico independiente.
Reguladores:
Como existen diversos tipos de reguladores, para cada uno de ellos las respectivas empresas constructoras dan
todas las instrucciones que su funcionamiento normal requiere. En la actualidad todos los servomotores son
movidos por aceite. El movimiento del péndulo del regulador se efectúa en los reguladores modernos y para
potencias regulares, por medio de un motor eléctrico que recibe la corriente de un generador especial.
En los últimos años se utilizan los reguladores eléctricos que reaccionan al producirse la menor variación de
frecuencia. Su empleo se limita a los grandes grupos, permaneciendo en uso para las instalaciones de mediano
y pequeña potencia el péndulo mecánico.
Reguladores de presión (descargadores)
Son empleados en turbinas Francis, y solamente en los casos en que las condiciones de establecimiento de la
tubería forzada sean tales que se corra el peligro de sufrir golpe de ariete de consideración al producirse una
descarga brusca del grupo. Se comprende, pues, la importancia que presenta el excelente funcionamiento de
este aparato de seguridad. La regulación del tiempo de cierre solamente se efectúa de una vez para siempre,
antes de poner en servicio la turbina.
En las centrales que no experimenten grandes variaciones de carga bastará con probar periódicamente su buen
funcionamiento.
El descargador no reacciona con pequeñas variaciones de carga, y si no funciona más que raramente puede
darse el caso de que el cilindro de su servomotor quede agarrotado. Se comprueba el funcionamiento del
descargador abriendo y cerrando rápidamente el distribuidor de la turbina, con la ayuda de la maniobra
manual de que va provisto el regulador. Es necesario limpiar regularmente el filtro colocado en la tubería que
conduce el agua a presión y también esencial que la catarata esté siempre llena de aceite. Se notan las faltas de
estanqueidad en el asiento del émbolo del regulador de presión, por un silbido característico que acusa la
necesidad de reemplazar los anillos intercambiables, a fin de evitar una pérdida de agua que va aumentando y
que debe economizarse en los saltos con embalse.
Si el agua que mueve el servomotor es muy arenosa es recomendable emplear en su lugar aceite con el cual se
suprimen toda clase de inconvenientes.
Para evitar las trepidaciones que proceden de la cavitación, en el momento en que el regulador de presión
funciona, se recomienda prever una aireación inmediatamente por debajo del asiento de la válvula. Esta
solución ha dado en la práctica excelente resultado. Conviene evitar las trepidaciones a que se ha hecho
referencia pues de este modo se aumenta la seguridad y la duración de las tuberías.
Conclusión
Cada central hidroeléctrica constituye un proyecto distinto de los demás. La Central se ha de adaptar a la
configuración del terreno y a las características que ofrece el salto en la naturaleza. Porque la naturaleza no
ofrece simplemente una potencia hidráulica bruta, por ejemplo, de 100.000 CV, sino que esta misma potencia
en 20 sitios distintos del globo la ofrece en configuraciones de terreno distintas y con caudales y saltos brutos
distintos. Por ejemplo, Q1 = 75 m3/seg. y Hb1 = 100mts; Q2 = 7,5m3/seg. y Hb2 = 1.000 mts, etc. Por tanto,
ni las centrales, ni las turbinas de estos 20 lugares pueden ser iguales.
Es interesante ver en cambio lo que sucede en una central térmica. Estas pueden desplazarse dónde más
convenga, puede multiplicarse un proyecto idéntico; por ejemplo, en 20 centrales, todas ellas de idéntica
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potencia y con turbinas también idénticas. En efecto, en las centrales térmicas, la naturaleza ofrece el
combustible (carbón, fuel, etc); pero el salto térmico se crea en la caldera en las condiciones de caudal y salto
entálpico que se estimen más convenientes (el salto entálpico corresponde al salto hidráulico en una central
hidráulica).
El coste completo de una central hidroeléctrica puede ascender según la potencia a cientos de millones de
dólares. Este coste orientativamente podría en algunos casos repartirse así: 55%, la presa; 20%, el equipo o
maquinaria; 15% el terreno, y 10 %, las estructuras de la central. En otros casos estas cifras podrían variar
sensiblemente.
Como el coste absoluto de una central depende de la potencia, para comparar costes se atiende al coste por
kW instalado. Este disminuye al aumentar la potencia instalada en la central.
Será interesante también hacer la comparación con el coste de una central térmica de igual potencia. En
general el coste de instalación es mayor; pero el coste de funcionamiento mucho menor en la central
hidráulica (se ahorra el precio del combustible). Sin embargo, también aquí la oscilación es grande,
pudiéndose igual el coste por kW instalado en una central hidroeléctrica y valer hasta 3 veces más que el de
una central térmica.
Para acelerar el ritmo de la electrificación de un país en desarrollo, las centrales térmicas tienen dos ventajas:
menor inversión de capital inicial, porque el precio por kW instalado es menor y posibilidad de multiplicar el
mismo proyecto e incluso de fabricar una serie, por ejemplo, de 50 turbinas de 300.000 kW. Sin embargo, las
turbinas hidráulicas no pueden fabricarse en serie porque los saltos y caudales son todos distintos.
Ventajas y desventajas de la Generación Hidráulica
Las ventajas de las centrales hidroeléctricas son evidentes:
• No requieren combustible, sino que usan una forma renovable de energía, constantemente repuesta por la
naturaleza de manera gratuita.
• Es limpia, pues no contamina ni el aire ni el agua.
• A menudo puede combinarse con otros beneficios, como riego, protección contra las inundaciones,
suministro de agua, caminos, navegación y aún ornamentación del terreno y turismo.
• Los costos de mantenimiento y explotación son bajos.
• Las obras de ingeniería necesarias para aprovechar la energía hidráulica tienen una duración considerable.
• La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura, que puede ponerse en marcha y detenerse
con rapidez y requiere poca vigilancia siendo sus costes de mantenimiento, por lo general, reducidos.
Contra estas ventajas deben señalarse ciertas desventajas:
• Los costos de capital por kilovatio instalado son con frecuencia muy altos.
• El emplazamiento, determinado por características naturales, puede estar lejos del centro o centros de
consumo y exigir la construcción de un sistema de transmisión de electricidad, lo que significa un aumento
de la inversión y en los costos de mantenimiento y pérdida de energía.
• La construcción lleva, por lo común, largo tiempo en comparación con la de las centrales termoeléctricas.
• La disponibilidad de energía puede fluctuar de estación en estación y de año en año.
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