Central Hidroelectrica

5/11/2018 Central Hidroelectrica - slidepdf.com

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CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

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3. SALTO NETO

3.1. DEFINICIONES

En las figuras se reproducen dos esquemas típicos E y F que incluyen todos los conceptos, porlo que cualquiera de los restantes puede deducirse de ellos por transformación o supresión deelementos.

H = Salto bruto o nominal (m)

Es la diferencia de cotas entre el nivel máximo del embalse y el nivel normal del río en ladescarga de la central.

Hu = Salto útil para un cierto nivel del embalse (m)

Es la diferencia de cotas entre el nivel actual del embalse y la de salida del agua de la central(prescindiendo del canal de desagüe).

En esquemas con canal es la diferencia entre la cota del agua en la cámara de carga (punto departida de la tubería forzada) y la del agua a la salida de la central (sin canal de desagüe).

Hn = Salto neto para un cierto nivel del embalse y caudal dado Q (m).

Es el realmente productivo, e igual al útil Hu menos las pérdidas de carga en las conduccionesforzadas para el caudal Q.




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3.2. PERDIDAS DE CARGA

Se recomienda la fórmula de Manning por su simplicidad y por lo habitual de su uso. Enrealidad, es correcto dentro de ciertos límites, pero para nuestro objeto es suficientemente

aproximada, aunque se use fuera de ellos1

.

La pérdida de carga por metro lineal es:

23 / 42

2

3 / 42

2

S Rn

Q

Rn

v I == (m/ml) (3.1.)

2KQ I = ;

23 / 42

1

S RnK = (3.1'.)

S = área mojadaR = radio hidráulico = Sección / perímetro mojadoEn tuberías: R = diámetro/4

v = velocidad del agua para el caudal Q = Q/Sn = coeficiente de rugosidad

El coeficiente de rugosidad depende del material. Puede tomarse:

n = 0,014 para hormigónn = 0,013 para tuberías soldadas

Ambos coeficientes son conservadores e incluyen una cierta previsión por envejecimiento; ypueden considerares también incluidas las pérdidas de carga localizadas (codos) que no seanmuy bruscas (al menos en el ámbito de este trabajo).

3.3. OBTENCIÓN DEL SALTO NETO

Definido el salto útil, basta restarle la suma de las pérdidas para obtener el neto. Estas secalcularan Para cada tramo de características uniformes (Q, S, R, n) y se sumarán:

Hn = Hu - ∆H = Hu - Σ Ki Li Qi2 (3.2.)

En esquemas con canal (D, E, J, K, L, M, N) la pérdida de carga debida a éste ya vieneincluida en el salto útil. Sólo habría que calcular la debida al canal de descarga si existiera. Enprincipio, en ese tipo de esquemas - al menos en estudios o anteproyectos - se considera fijo elsalto útil Hu, pues o lo es, o varía muy poco con el caudal.

Por lo tanto, para todos los esquemas puede considerares que las pérdidas fijas están incluidasen el salto útil y las restantes son las debidas a las conducciones en presión, que sonproporcionales a Q2.

1 Ver: Luis Torrent, fórmulas hidráulicas de conducciones. R.O.P. Agosto, 1983.




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La optimización de las dimensiones de la conducción y de la pendiente es tarea más propia dela fase de proyecto. En estudios previos (nivel del que tratamos en este trabajo) puedenadoptarse, a efectos del salto neto, los siguientes valores medios para la pendiente de solera enlas de lámina libre y de la línea piezométrica en las de presión:

- 3,0 diezmilésimas (0,3 m/km) para canales en tierra- 5,0 diezmilésimas (0,5 m/km) para canales en roca- 7,0 diezmilésimas (0,7 m/km) para túneles en lámina libre- 1,8 milésimas (1,8 m/km) para galerías en presión- 6,0 milésimas (6,0 m/km) para tuberías forzadas

La experiencia de numerosos casos reales confirma que estos valores empíricos difieren pocode los óptimos para una amplia gama de caudales nominales. Corresponden a las seccionesconsideradas en la Parte II.

4. UNIDADES

POTENCIA USO

1 W = 1 J/s (julio / segundo) Aparatos domésticos

1 kW(*) 2 = 1.000 W Alternadores y motores

1 MW = 1.000 kW = 106 W Central de media o granpotencia

1 GW = l.000 MW = 106 kW = 109 W Potencia de una región o país

1 Tw = 1.000 GW = 109 kW = 1012 W Potencia de un continente omundo (poco usual)

1 CV = 75 kgm/s - 0,735 W Sólo en turbinas y bombas(tiende a sustituirse por Kw ó

MW)

1 kVA Potencia aparente == 103 V x A =(1 kW = 1 kVA cos ϕ )3

Sólo en máquinas einstalaciones eléctricas

2 Se subrayan las unidades más usadas. Entre paréntesis, las que no se usan. 3 Cuando no se conozca, puede suponerse cos ϕ = 0,8.




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ENERGÍA USO

(1 Wh) = Energía producida por 1 W en una hora No SE USA

1 kWh = Energía producida por 1 Kw en una hora =3.600 Wh = 3,6 KJ

Aparatos varios y pequeñascentrales

(1 MWh) = l.000 kWh No SE USA1 GWh = 106 kWh Central media o grande1 TWh = 103 GWh 109 kWh País o continente

En evaluaciones globales (país, continente, mundo) que mezclan energías procedentes devarias fuentes, se usan las unidades derivadas del julio (kJ, GJ, TJ, etc.)

1 kJ = 0,000277... kWh

1 kWh = 3.600 kJ

También se usa la tonelada equivalente de carbón (Tec) y la tonelada equivalente de petróleo(Tep):

1 Tec = 2.500 kWh1 Tep = 4.000 kWh

que se obtienen partiendo de un consumo de

400 gr de carbón / kWh250 gr de petróleo / kWh

La unidad térmica científica es la caloría; se usa también la kilocaloría:

1 cal = 4,18 J1 J = 0,239 = 0,24 cal1 kcal = 103 cal = 4,18 kJ = 1,161 Wh

5. POTENCIA

La potencia de una central en un instante dado es:

P = 9,8 Hn Q ρT ρA (kW) (5.1.)

Q = caudal en ese instante (m3 /s)Hn = salto neto para el caudal Q con un salto útil HuρT = rendimiento de las turbinas para Hn QρA = rendimiento de los alternadores para esa potencia

La potencia nominal de la central es la máxima que puede dar el conjunto de los alternadores

y es

P = 9,8 Hno Qo ρTo ρAo (5.2.)




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Qo = caudal máximo (nominal) turbinadoHno = salto neto para Qo con el nivel máximo del embalse

ρTo ρAo = rendimientos para esas condiciones máximas

El rendimiento del alternador es poco variable, y se puede tomar ρA = 0,97. El de la turbinadepende del tipo y las características. De no conocerse, puede tomarse ρT = 0,89

P = 8,373 Hno Qo (5.3.)

Las pérdidas de carga se calculan según se dijo en 3. De no conocerse suficientemente lasconducciones (en estudios previos) puede suponerse

P = 8 H Qo (5.4.)

Según el grado de disponibilidad de datos (correlativo al nivel del proyecto o estudio) seutilizarán en orden decreciente de precisión las fórmulas (5.2.) a (5.4.).

Nota

La potencia nominal de la central puede ser inferior (aunque con poca diferencia) a la suma delas potencias nominales de los grupos, porque cada uno de éstos, actuando solo puede darmenor pérdida de carga que el conjunto si hay algún tramo de conducción común.

6. ENERGÍA PRODUCIBLE

Una central funciona con caudales y saltos netos variables. La potencia en cada instante vienedada por la fórmula (5.1.). En un período ∆t segundos con Q, Hn constantes, la energíaproducida será:

E ( ∆t) =3600

8,9Hn Q ρT ρA ∆t =

= 0,0027 Hn Q ρT ρA ∆t (kWh)

La energía producible en un período T (día, semana, mes, año) será:

E = 0,0027 Σ ρT ρA Q Hn ∆t (kWh) (6.1.)

En la práctica se pueden tomar unos rendimientos medios constantes. De no conocerse lascurvas de rendimientos se pueden tomar, como en (5.3.):

ρA = 0,97 ρT = 0,89

E = 0,0023 Σ Q Hn ∆t (6.2.)




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La aplicación de esta fórmula exige calcular la Σ para distintos subperiodos a ∆t en los quesean constantes Q y Hu. Esto exige un conocimiento de la ley de desembalse, lo que, en unestudio previo o anteproyecto puede no ser viable. Con suficiente aproximación puedeadoptarse una separación de variables (Q Hu) en la siguiente forma:

- Se toma una Hu media, que puede ser la correspondiente al centro de gravedad(c.d.g.) del embalse útil. Si se prevé que el embalse tenderá a mantenerse más altoo más bajo de este nivel medio, se corregirá a estima.

- Se calcula la pérdida de carga para cada subperiodo ∆t con Q constante.

Esto último lleva a conocer, o al menos establecer una ley de distribución de caudales, queserá de la forma de la figura. Esta se puede sustituir por otra escalonada

(como la de puntos) para facilitar el cálculo con caudales constantes. (No es necesario apurarel escalonado por un prurito de exactitud que tendría poca influencia).

Con esta separación de las variables Q y Hu se obtiene (ver 3.1.)

Σ Q Hn ∆t≈Σ (Hu - K L Q2) Q ∆t (6.3.)

Si no se conoce la distribución de a en el tiempo, puede suponerse que (6.3.) es equivalente auna pérdida de carga media igual al 70% de la producida por el caudal máximo Qo; dando unsalto neto medio Hnm:

Hnm = Hc.d.g - 0,7 K L Qo2 (6.4'.)

E = 0,0023 AT Hnm (6.4.)

En los aprovechamientos en conducciones los principios son idénticos, sólo que más sencillosde aplicación, puesto que la variación de salto útil suele ser pequeña y en algunos casos hastase puede prescindir de ella. (Por ejemplo, en el esquema J, cuando el caudal varía, cambia el




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nivel en los canales, tanta agua arriba como agua abajo, manteniendo el desnivel útil si ambosson de igual sección).

7. GARANTÍA DE SERVICIO

La demanda eléctrica se caracteriza por una rigidez casi absoluta, no admitiendo ni dilación nidisminución de la potencia exigida. Sólo en circunstancias extraordinarias y justificadas -aunque no siempre justificables- cabe adoptar limitaciones o restricciones. Pero dentro deéstas, la demanda ha de ser inmediatamente atendida.

7.1. COMPLEMENTARIEDAD DE CENTRALES

Por ello, si una determinada central no puede cumplir totalmente su servicio en determinados

períodos, ha de haber otras que la complementen, cubriendo ese déficit.

En la figura adjunta se representa la curva de potencias clasificadas (obtenida de la decaudales clasificados). La parte de trazos corresponde a caudales superiores al tope turbinable,por lo que, en ese tramo, la curva se convierte en una horizontal con la potencia Po instalada.

Esa curva puede ser la de un año determinado, un año tipo con una cierta probabilidad, la deun período de varios años o la de valores esperados (medios del período).

Para que la demanda no quede desatendida, hay que disponer en otra central de una potenciacomplementaria PTC para que sumada a la mínima asegurada en la central hidráulica PHP dé lapotencia Po sin defecto en cualquier momento del período. Normalmente, esa potenciacomplementaria PTC se obtiene en una central térmica, ya que ésta puede funcionar conindependencia de los caudales fluviales.




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En la Figura 7.2. se ve como, a lo largo de un cierto período se complementan las centralestérmicas e hidráulicas para dar, entre todas, la potencia total PT con independencia delrégimen hidrológico. El conjunto de centrales hidroeléctricas da la zona rayada, y las térmicasla blanca.

El conjunto de hidroeléctricas da un bloque (o d b e) asegurado en todo momento. También seda por las térmicas otro bloque (Po PT g c) continuo. Pero el bloque restante, (Po c b d) se da,en la medida que puede, por las hidroeléctricas según el trapecio mistilíneo (Po a b d), y deforma complementaria por las térmicas, según (a c b).

Las térmicas funcionan con potencias conjuntas entre PT - Po y PT - PHP; para conseguir esavariación, hay grupos o centrales totalmente apagadas en el período a Po y otros que reducensu carga parcialmente en ese período. El resultado es la garantía prácticamente total – salvoaccidentes muy raros - del servicio.

Pero, para ello, ha sido preciso duplicar la potencia complementaria PTC (= c b), que ha de

estar instalada tanto en forma hidráulica (para poder dar Po cuando haya agua) como térmica(para poder dar, quemando combustible, la potencia que le falta a las centrales hidráulicas enel período a c). Esto representa un mayor coste que si sólo se hubiera instalado la potenciatérmica PTC, por lo que cabría pensar si esa será mejor solución, puesto que de todas formasha de instalarse PTC, ya que la potencia hidroeléctrica Po - PHP = PTC’ no está garantizada.

Sin embargo, aunque esa solución sería factible, y ahorraría el coste del sobreequipamiento Po - PHP en la central hidroeléctrica (conducciones menores, grupos más económicos, etc.) lascentrales térmicas tendrían que consumir el combustible correspondiente al trapecio (Po a bd). La cuestión es, pues, determinar la potencia óptima Po que hace que el coste delsobreequipamiento Po - PHP compense el ahorro de combustibles obtenido en el período

representado por (Po a b d). Este problema queda planteado aquí conceptual y funcionalmente,




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pero su resolución completa cae fuera del ámbito de este trabajo. No obstante, en las Partes IIIy IV se aborda de una forma sencilla, aunque suficiente4.

En realidad, las centrales térmicas han de tener, en conjunto, una potencia superior a la P T -

PHP, pues han de cubrir, además, la seguridad de servicio ante la avería de un grupo, revisiónperiódica de las centrales, etc. Esa potencia de reserva ha de ser un 10% de la total delmercado y no inferior a la del grupo más potente.

7.2. POTENCIA Y ENERGÍA PERMANENTES

Si las figuras adjuntas se refieren a un período de varios años (real o simulado), la potenciaPHP asegurada como mínima en el período sería, hablando estrictamente la potenciapermanente, y la energía EHP (equivalente al rectángulo O d b e) la energía permanente.

Sin embargo, dado el carácter aleatorio de los caudales (y potencias) se define como potenciapermanente la que tiene un alto grado de garantía, por ejemplo el 90 a 95%. Ello supone queun período de años puede haber un 10 ó 5% de días en los que no se pueda dar la potencia Po.Pero a los fines prácticos, esta garantía es suficiente, pues aunque la garantía de P HP no esabsoluta (no puede serlo estadísticamente) ello no supone la necesidad de disponer de unapotencia térmica adicional Para cubrir esos pequeños déficits (contrariamente a lo que ocurrecon los normales del período a b c) ya que la potencia de reserva - que de todas formas hayque tener disponible- sobra para ello.

De manera correlativa, la energía obtenida con esa Potencia de alta garantía se llama energíapermanente.

La potencia y energía permanentes tienen un, alto valor funcional y económico, puessignifican la parte de potencia y energía de la central hidráulica totalmente autónomas y quesustituyen por completo a una central térmica de igual potencia, que además funcionasecontinuamente, lo que se traduce en un ahorro de la inversión consiguiente y una notablereducción del consumo de combustible.

En cambio, la energía complementaria (Po a b d) exige duplicar la potencia hidroeléctrica Po dcon otra igual térmica (superponiendo inversiones), pero ahorrando el combustiblecorrespondiente a esa energía Po a b d. Este ahorro es el que debe justificar la inversión de la

potencia hidráulica complementaria Po d.

7.3. PRODUCCIÓN ESPERADA

En el período de años considerado podemos obtener, bien por los años reales o por un ajuste auna distribución estadística (Goodrich, Pearson, etc.) una serie de curvas como las anterioresque dan la ley de caudales clasificados en años de distinta garantía. Para cada una de esascurvas, si se deriva un caudal máximo Qo puede obtenerse la energía producible con esagarantía. La energía producible esperada Ee será:

Ee =Σ Ep ∆p4 Para metodología más completa ver: E. Vallarino: Obras Hidráulicas (I) y Aprovechamientos Hidroeléctricos(Cap. 4). Publicaciones de la Escuela T. S. de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid.




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Siendo Ep la energía producible con la probabilidad p (en tanto por uno) y ∆p el intervalo deprobabilidad (puede tomarse de la diferencia de las dos probabilidades adyacentes: 0,25 para0,5; 0,20 para 0,75;0,125 para 0,90; etc.).

Cuando los datos no permitan esta metodología se tomará como producción esperada la mediadel período, prescindiendo del año más húmedo si la aportación de este fuera superior a 1.7 dela media y del más seco, si fuera inferior al 35% de la media.

La energía Ee se compone de dos de distinta calidad:

Ee = Ece + EHP

EHP es la energía permanente y Ece la complementaria esperada.

7.4. OBSERVACIONES COMPLEMENTARIAS SOBRE LA POTENCIA PERMANENTE

Según lo dicho en 7.2., sólo la parte de potencia que tiene una alta garantía equivale a lasustitución completa de una potencia térmica igual, tanto del combustible como de la propiainstalación.

En una central sometida al régimen de riegos es frecuente que en algunos períodos éstos nonecesiten caudal, por lo que, de no haber servidumbres o excedentes disponibles, no seturbinará en ese período, y su potencia permanente será nula.

Pero como una central de ese tipo tiene su máxima potencia y producción en verano, que escuando el resto de las centrales hidráulicas disponen de menores caudales, puede darse una




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compensación entre unas y otras, de forma que, a pesar de que su potencia permanenteindividual sea nula, en el conjunto quede garantizada una potencia mayor.

Pero para que esta compensación se traduzca en una potencia con el carácter de permanente

necesita una alta garantía, y ésta no siempre se da, porque aunque genéricamente el régimende riegos proporciona los máximos caudales en verano, puede haber diferencia de un año aotro no sólo en el volumen, sino en su reparto a lo largo del estiaje (sobre todo en su extremofinal hasta Octubre o Noviembre) por lo que el aumento de potencia conjunta garantizadapuede ser pequeño o nulo.

Por ésto, tanto en este Estudio Funcional como en el Estudio Económico (III) mantiene paracada central individual la definición de potencia permanente dada en 7.2., pues la eventualcompensación si se da, será un caso particular que habrá que estudiar en otra fase másavanzada (distinta de la de inventario y fijación de características).

En el presente Estudio, que se ciñe a este último ámbito - aunque también puede ser útil enfases posteriores - basta dejar mencionada esa posibilidad para una central situada en unconjunto hidráulico - centrales de una cuenca- o eléctrico - centrales interconectadas -precisando un análisis específico para comprobar si ocurre la citada compensación. En casopositivo, habría que estudiar - a los efectos económicos - cómo se atribuye y reparte laplusvalía obtenida entre las distintas centrales, puesto que todas ellas contribuyen a crearla.

Señalemos, por último, que esa compensación puede darse también con las centrales situadasen cuencas con régimen nidal, que suelen tener sus máximos caudales en primavera y verano.

7.5. GARANTÍA DE POTENCIA EN PUNTAS

Todo lo analizado en el presente capítulo se refiere a caudales y potencias medias diarias. Enuna central con embalse, éste permite concentrar la aportación diaria en ciertas horas,elevando consiguientemente la potencia. Sin embargo, no siempre es posible hacerlo porexigencias de otros usos, como se trata en el siguiente capítulo.

En cuanto a la interpretación de lo descrito en éste, todo lo dicho sobre garantía de potencia,descomposición de ésta en permanente y complementaria, etc., puede extenderse a la potenciareal conseguida gracias a la concentración de caudales en unas horas.




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8. CONCENTRACIÓN DE POTENCIA

El análisis del capítulo anterior tiene por base los caudales medios diarios, supuestos actuandocontinua y uniformemente durante el día. Pero en una central de pié de presa, el embalse

permite dar una modulación horaria y semanal que module esa masa turbinable diaria segúnuna ley de caudales variables a lo largo de él para acomodarse mejor a la demanda.

8.1. DEFINICIONES

Recordemos que la curva de carga de un día normal tiene una forma como la de la figura, enla que podemos distinguir las siguientes zonas horizontales (con definición genérica, norigurosa).

- Energía de BASE, casi rectangular, de potencia prácticamente constante las 24horas, e igual o ligeramente superior a la mínima.

- Energía de LLANO, de forma trapecial, ocupando unas 16 horas de media, conbases de 18 a 14, aproximadamente. Corresponde al período de actividad diaria.

- Energía de PUNTA, cuya ley suele equivaler a dos triángulos o trapecios(mixtilíneos), con una zona plana intermedia. Corresponde a las horas deactividad más intensa: talleres, oficinas, hogares, etc., por la mañana, eiluminación, espectáculos, etc., por la tarde - noche. La zona intermedia estáproducida por la pausa de la comida y cambio de actividades.

A esta diferenciación horizontal corresponde otra vertical (horaria):




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- Horas de VALLE. Las de menor actividad nocturna: unas 6 horas, más o menosprolongadas (según los casos); normalmente, de 1 a 7. Son las que definen lapotencia de BASE.

- Horas LLANAS. Las que corresponden a la energía de ese nombre, y son las delresto del día fuera del VALLE.

- Dentro de éstas, las horas de PUNTA marcan la actividad concentrada. Suelenequivaler a dos trapecios de alturas similares, de una duración media de 3 a 4horas cada uno, con bases inferiores de 4 a 6 horas y superiores de 1 a 2 (Enrealidad, hay dos puntos más altos - superpuntas - pero la simplificación esadmisible).

El esquema adjunto geometriza la forma de la curva para utilizarla en los cálculos que siguen.En el conjunto de España, actualmente (1983) la relación de la potencia máxima (en punta) a

la mínima (valle) es del orden de 2. El exceso de punta sobre el llano suele ser del orden de 10al 20% de la potencia máxima total.

8.2. VARIACIONES DE LA CURVA DE CARGA

Los fines de semana se reducen notablemente las potencias: la base se conserva con algunareducción, pero la punta de la mañana casi desaparece, y se mengua la de la tarde; la potencia

de llano baja también. Estos efectos son más acusados el domingo que el sábado.




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Puede haber variaciones accidentales de la curva de carga debido a cambios climatológicos deun día a otro (diferencias de temperaturas o iluminación) o por circunstancias especiales(transmisión televisiva de un espectáculo, discurso, etc. de gran audiencia). Y las hayestacionales: en el verano, la menor actividad, y la mayor luminosidad y temperatura hacen

bajar la energía y potencia (aunque el uso creciente de la refrigeración tiende a compensarlo).Otro efecto es el producido por el adelanto de otra hora respecto a la de invierno, que hacedesaparecer casi totalmente la punta de la tarde - noche. El ahorro energético conseguido espequeño - pero no despreciable en las actuales circunstancias de penuria- del orden del 2% dela energía total, pero el efecto es mucho mayor por la casi supresión de la punta que, como esfácil predecir, representa cualitativamente una dificultad mayor de suministro que el resto deldiagrama.

8.3. CENTRALES HIDRÁULICAS DE PUNTA - LLANO

La base del diagrama se da por las centrales nucleares y térmicas, que conviene funcionen lomás uniformemente posible en torno a la potencia de óptimo rendimiento, y por lashidráulicas fluyentes, que son las que derivan, sin regulación propia ni modulación, el caudaldel río.

Cuando los caudales de los ríos bajan, el defecto de potencia de las centrales fluyentes ha deser compensado con potencia térmica (ver 7.1.). Eso no se opone a lo dicho sobre laconveniencia de que las centrales térmicas funcionen con potencia lo más constante posible:lo que ocurre es que, conforme se van necesitando, van entrando en servicio,escalonadamente, los grupos térmicos, pero cada uno de ellos a lo largo de un día trabajan conpotencia - sensiblemente uniforme. Al volver a subir los caudales (al fin del estiaje), se vanponiendo fuera de servicio grupos térmicos. Y es obvio que en la transición puede haberalgunos grupos que, accidentalmente, trabajen con potencia parcial no óptima.

Toda central hidráulica que pueda hacerlo debe tender a trabajar en la zona de puntas - llano.Y las que tienen embalse - como las que aquí nos ocupan- son aptas para ello, en principio,pues pueden turbinar el caudal diario disponible con una modulación que se aproxime a losdos trapecios de puntas o, al menos, al llano. Un funcionamiento deseable es alguno de losdibujados como tipo, en orden decreciente de eficacia; y, por supuesto, hay toda serie deesquemas intermedios.




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Fig. 8.3.

Toda central con embalse puede dar, en principio, uno de esos diagramas, potencialmente.Pero el que esa potencialidad se convierta en efectiva depende de las siguientes limitaciones.




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8.4. LIMITACIONES A LA MODULACIÓN DE POTENCIA EN CENTRALES DE PIEDE PRESA

Las centrales de pié de presa turbinan tres tipos de caudales:

- De Servicio- De Servidumbres- Excedentes (del Servicio, Servidumbres u otros)

Veamos qué limitaciones dan cada uno de estos caudales.

Caudales de Servicio

Las centrales superiores de los esquemas C y H turbinan exclusivamente caudales de Servicio.Las inferiores de los esquemas C, D, F, H e I turbinan sólo servidumbres y excedentes. Y las

restantes, el conjunto de caudales.

Los caudales de Servicio y Servidumbres dan al funcionamiento de la central un régimenobligado, particularmente acusado y rígido cuando se trata de riegos, pues éstos pueden pasarde un máximo en verano a cero en invierno, con la correspondiente variación en la potenciadel grupo que los turbina. A menos que agua abajo de la central se construya uncontraembalse que permita independizar su funcionamiento del caudal requerido por elServicio (Fig. 8.4.)

Fig. 8.4

Nótese que el volumen del contraembalse puede llegar a ser importante en el caso de riegos,pues precisaría una capacidad de retención igual a la diferencia de aportaciones entre lasturbinadas y las requeridas por el Servicio durante todo el tiempo de máximo desequilibrioentre ambos,(en uno u otro sentido), que puede ser largo. Por ello, este contraembalse sólopuede ser construido en algunos casos concretos y en éstos, generalmente limitado a absorbervariaciones diarias; en los restantes, la central ha de estar sometida al régimen de caudalesrequeridos por el Servicio o Servidumbres, que se supone son prioritarios.




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Otra cosa distinta son los Excedentes. Estos están libres de toda obligación o prioridad, por loque pueden ser tratados en la forma que convenga. Pero presentan el inconveniente de que, engeneral, se presentan aleatoriamente o en períodos distanciados o concentrados de tal formaque resulta imposible su utilización.

Los excedentes debidos a las crecidas son prácticamente inutilizables, por la brevedad de suduración, la magnitud de los caudales y la rareza y aleatoriedad de su presentación.

Los excedentes eventuales de la explotación no pueden ser tenidos en cuenta al dimensionarel equipo aunque, cuando se den, se intente turbinarlos (lo que siempre se traduce en ahorrode combustible).

Los únicos excedentes que pueden influir en la potencia de las máquinas son los de carácterperiódico o relativamente permanentes.

Por ejemplo: si hay excedentes nocturnos de riego pueden turbinarse en valle (energía de pocovalor) o, gracias al embalse (esquemas A, B, C inferior, E, H inferior, I inferior) darlos en lashoras punta o llano. En centrales que desaguan a un canal de servicio (C, D y H superiores) oque derivan agua de él (D, E) o se turbinan los excedentes en valle o habría que construir undepósito más o menos próximo de suficiente capacidad para retenerlos de noche y turbinarlosen llano o punta, sin alterar el funcionamiento del canal.

Los excedentes de fin de semana tendrían el mismo trato, con mayor exigencia de capacidadde retención.

Los excedentes más o menos permanentes son los de más interés, pues permiten concentrarlosen puntas o llano en las centrales que derivan directamente del embalse y desaguan al río, ogracias a un depósito horario (si fuera factible) en los que toman o desaguan a un canal deservicio (según hemos explicado para los nocturnos).

Un caso particular son los excedentes en precario debidos al desarrollo paulatino de unregadío. Aunque no permanentes, sino esencialmente transitorios y decrecientes en el tiempo,pueden tener importancia y durar un lapso suficientemente dilatado para justificar y amortizarlas instalaciones y obras, sobre todo si al final de la transición queda una parte de excedentepermanente o una servidumbre o servicio que permita la continuidad de la explotación. Enestos casos (por ejemplo, en los esquemas D y E) cabe instalar una potencia que dé

exclusivamente puntas para los excedentes y servidumbres de la situación final, mientras queen el período transitorio dará, además, llano o incluso valle, para emplear las mayoresaportaciones disponibles. De esta forma, la potencia se conserva en todo el período y sólo laproducción va mermando.

En los casos de desagüe al río hay que tener en cuenta las servidumbres existentes agua abajoy no sólo en el sentido de dar los caudales que precisan, sino analizando si vienen o noperjudicadas por la concentración de caudales. Caso de perjuicio, hay que construir uncontraembalse para volver a uniformar los caudales (como en la Figura 8.4) o renunciar a suconcentración en puntas o llano.




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9. METODOLOGÍA PARA EL INVENTARIO DE RECURSOS

Con lo dicho en capítulos anteriores puede procederse a establecer las características de losposibles aprovechamientos. Sin embargo, parece oportuno hacer una síntesis para dar

coherencia sistemática al conjunto, matizar algunos puntos y facilitar el proceso.

El objetivo final propuesto tiene dos fases diferenciadas, aunque unidas en ese objetivo:

- Inventario de posibles centrales

Este sólo precisa el conocimiento de las características esenciales de cada una.

- Calificación y clasificación económica

A cada central ha de atribuirse un índice económico expresivo de su utilidad y viabilidad y

que sirva para establecer una clasificación y un orden de prioridad.

La segunda fase presupone la primera, a la que perfecciona y completa. Esta, en cambio,podría ser un objetivo por sí misma, a completar más adelante con criterios económicos.

El inventario requiere unos datos y una metodología más simples que la segunda. Por ello, enesta Parte I - que se limita a lo funcional y termina en el Inventario de Recursos - nosceñiremos a éste. En la Parte III nos ocuparemos de los aspectos económicos; entre ambas, enla II se dan criterios y fórmulas para obtener con facilidad el presupuesto aproximado de unaprovechamiento conocido unos datos estrictos, dentro de la aproximación requerida por lacalificación descrita en la Parte III.

9.1. DATOS BÁSICOS

A continuación se describen los datos estrictamente necesarios para cumplir el objetivo delInventario, que es definir las características fundamentales de cada aprovechamiento.

Esquema tipo

Hay que analizar a qué tipo responde el posible aprovechamiento entre los definidos en loscapítulos 2 y 3. Puede ocurrir que haya duda entre dos o más de ellos (por ser todos ellosposibles, en principio), en cuyo caso se señalará así. Aunque raro, si el esquema no seacomodase a ninguno de los descritos, se especificará si es una mezcla de varios y, encualquier caso, se dibujará.

En el esquema debe especificarse dónde se desaguan los caudales de servicio, servidumbres yexcedentes; y en caso de duda, las alternativas posibles.

En algunos casos, el esquema tipo quedará bien definido. En otros, planteará unas opciones.Lo interesante es que el primero o estas últimas queden bien definidas.




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Altimetría

Es preciso definir, como mínimo:

- Cota máxima normal del embalse.

- Cota mínima del embalse para cada uso (si variase con éstos).

- Cotas de arranque de conducciones del río en los puntos de presuntos desagües,etc.; esto es, las fundamentales harán definir el salto bruto de las distintasalternativas de las centrales del esquema.

- Cota del centro de gravedad (c.d.g.) del embalse útil (normalmente se dispondráde este dato, pero no es imprescindible).

Planimetría

Para el inventario no es estrictamente necesaria una planimetría, si el esquema está biendefinido (con sus alternativas) y se suministran las cotas fundamentales.

Pero todo complemento informativo será útil. De no disponer de un plano con líneas de nivel,convendría, al menos, una planta esquemática clara, con algunas distancias horizontalesaproximadas y afectando a un cierto entorno de las obras, para complementar el perfil yampliar la visión del problema.

Caudales y aportaciones

Es muy conveniente conocer la ley de caudales de distintos tipos (servicio, servidumbres,excedentes), pero como mínimo:

Para los caudales de Servicio y Servidumbre:

- Caudal máximo, período en que se produce y duración aproximada.

- Caudal mínimo con garantía 90%, con las mismas indicaciones.

- Aportación con garantía 90%.

- Caudal esperado en un período largo.

- Aportación esperada en ese período.

Para los Excedentes:

- Los datos anteriormente citados, en la medida en que sean posibles.

- Indicación del tipo de excedentes (diarios, anuales, etc.)




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- La información posible sobre su frecuencia o continuidad.

Embalse

Estrictamente, con las cotas y caudales citados pueden evaluarse las característicasfundamentales. Pero toda información suplementaria sobre capacidad útil y régimen deoscilación del embalse puede tener interés.

Geotecnia y Geología

Estrictamente no son indispensables para el inventario, pero serán útiles algunasinformaciones sobre cimentación, espesor de acarreos, etc., que puedan influir en la elección

de alternativas.

Otros datos

A los citados pueden añadirse otros que se estimen convenientes.

En cualquier caso, una reseña breve, explicativa de las particularidades del caso, será útil paracompletar la información gráfica y los datos.




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9.2. COMPARACIÓN DE SOLUCIONES

En gran parte de los casos la solución será única (en cuanto al esquema básico). En otros,habrá alternativas central de Servidumbres y Servicio separadas, incorporación o no de un

tramo agua abajo, etc. Es preciso considerar todas las posibles, eliminando sólo lasabiertamente poco funcionales o claramente injustificadas económicamente (a simple vista ocon un ligero tanteo).

Previa esta eliminación elemental (razonada y razonable), se obtendrán las características detodas las variantes y se elegirá la que parezca más adecuada, que ser la que figurará en elinventario. Si hubiera otras soluciones, se consignarán las dos de potencias límites (máxima ymínima), para marcar el campo de variación.

Es obvio que para cada solución puede haber una gama de potencias, que dan lugar asubalternativas, que se analizarán también, eligiendo la más adecuada.

Hacemos especial hincapié en el análisis de la posible incorporación de un tramo agua abajo,sea en salto único o separado (ver esquemas y consideraciones sobre ello en el capítulo 2).

9.3. CARACTERÍSTICAS DE UN APROVECHAMIENTO

Son las que figuran en el cuadro adjunto5 que constituye una propuesta de ficha descriptiva.Es de desear que se disponga de todos los datos allí consignados, pero en la falta de alguno, espreferible su omisión parcial - o su inclusión expresando su carácter aproximado orientativo -que la anulación total de la ficha.

En estos casos, ésta quedará abierta a ulteriores precisiones, pero sirve como memorándum deun posible aprovechamiento.

9.4. INVENTARIO

Este resulta de la colección de fichas y datos de los aprovechamientos. Pero de esa colección,se deben obtener unos resultados conjuntos que se describen a continuación.

9.5. POTENCIAL TÉCNICO

Del Inventario se obtendrán unos datos extractados que se ven en el cuadro adjunto y que son,para cada central:

- Salto bruto

- Salto útil mínimo

- Caudal nominal de turbinas

- Potencia máxima

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- Potencia permanente con garantía 90% (ver capítulo 7)

- Producción con garantía 90%

- Producción esperada

- Tipo de caudales turbinados (Servicio, Servidumbres, Excedentes).

De la suma de potencias y producciones obtendremos la potencia total máxima y garantizada,y la producción total esperada y garantizada.

Es de esperar que falten datos para algunas centrales, en particular en las más pequeñas o conembalses menores. Para no detener por ello la estimación del potencial, se procederá así:

- Se sumarán los datos de potencias y producciones que estén completos. Esassumas se calificarán como potencial contrastado.

- En las restantes centrales se hará una estimación aproximada de lascaracterísticas que falten. Si ésto no es factible, se hará una estimación máxima ymínima, dando como probable la media aritmética o una ponderada (a estima,según se aprecie). Este potencial se calificará como estimado.

- En los casos en que la escasez de datos lleve a dudar incluso de la posibilidad deestablecer tales máximas y mínimas, se consignará el número de centrales en queeso ocurra, y la central figurará como sin datos.

De esta forma obtendremos un potencial con un contraste suficiente, otro con ciertaaproximación, y un tercero no conocido, pero que será un porcentaje pequeño de la potencia oproducción totales (aunque quizá el del número de estas centrales sea elevado) y que, ademásde corresponder a centrales de pequeña potencia, serán también las más dudosas de ejecucióny economía, por lo que la imprecisión no tendrá mayor importancia.

A los afectos de prever la posible variación de resultados, se harán otras dos estimas, máximay mínima, limitadas a potencias y producciones esperadas tomando en cada centra las dossoluciones extremas.




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CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS BÁSICAS DEL APROVECHAMIENTO

Nombre del Aprovechamiento:

Río:

Cuenca:

Presa o conducción de la que se deriva:

Propietario:

Municipio:

Provincia:

Salto bruto: m

Salto Útil Máximo: mMínimo: m

Caudal máximo: m3/s

Salto neto máximo para caudal máximo:

Potencia nominal: kW

Producción esperada: GWh

Producción con garantía 90%: GWh

Potencia con garantía 90%: kW

Horas de utilización (media): h

Tipo de explotación diaria:

Tipo de explotación anual:

OTROS DATOS:

Documents

Central Hidroelectrica