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ESHA 2006

European Small Hydropower Association - ESHA - [email protected] Tel. +32-2-546.19.45 - Fax +32-2-546.19.47

ESHA is founding member of EREC, the European Renewable Energy Council

Guía para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica

Esta guía es una versión actualizada del "Manual de Pequeña Hidráulica", publicado por ESHA en 1998. Esta actualización, realizada originalmente en lengua inglesa, sobre la versión en la misma lengua, ha sido realizada en el marco del proyecto "Thematic Network on Small Hydropower" (TNSHP), financiado por el 5o programa de investigación y desarrollo (FP5). La traducción y publicación de esta versión en español ha sido realizada en el marco del proyecto SHERPA financiado por el Programa Energía Inteligente para Europa (IEE).

Guía para el desarrollo de una pequeña central hidroeléctrica ESHA - 2006

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RECONOCIMIENTOS

Esta guía es una versión actualizada del "Manual de Pequeña Hidráulica", publicado por ESHA - European Small Hydropower Association - en 1998, en el marco del programa ALTENER, de la Dirección General de Energía (DG XVII) de la Comisión Europea.

Aunque basada en el original, esta guía ha sido actualizada para adaptarla a los importantes cambios acaecidos en el sector, especialmente en los ámbitos del medio ambiente y de los procesos administrativos de autorización. Esta actualización está ya disponible en los idiomas, Inglés, Francés, Alemán y Sueco, lo que añade valor a las versiones Española e Italiana de la publicación original.

Esta actualización, realizada originalmente en lengua inglesa, sobre la versión en la misma lengua, ha sido realizada en el marco del proyecto "Thematic Network on Small Hydropower" (TNSHP), financiado por el 5o programa de investigación y desarrollo (FP5). La actualización ha sido llevada a cabo por los "Miembros del Comité de Revisión", bajo las directrices y la coordinación de ESHA. Los citados miembros son socios del proyecto TNSHP, Francis Armand (ADEME), Antón Schleiss (EPFL-LCH), Erik Bollaert (EPFL-LCH), Pedro Manso (EPFL-LCH), Jochen Bard (ISET), Jamie O'Nians (IT Power), Vincent Denis (MHyLab), Bernhard Pelikan (ÓVFK), Jean-Pierre Corbet (SCPTH), Christer Sóderberg (SERO), Jonas Rundqvist (SERO) and Luigi Papetti (Studio Frosio).

La traducción y publicación de esta versión en español ha sido realizada en el marco del proyecto SHERPA financiado por el Programa Energía Inteligente para Europa (IEE).

Agradecemos especialmente a Celso Penche, autor del "Layman's Guide" original, el haber revisado el contenido de estas actualizaciones, garantizando así su coherencia y fidelidad.

Aunque el traductor - Celso Penche - ha seguido fielmente la versión inglesa, en algunos puntos muy particulares se ha permitido llevar a cabo ciertas modificaciones parea adaptarla a las circunstancias españolas.


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PRESENTACION Proyectar, construir y poner en marcha una pequeña central hidroeléctrica no es tarea fácil. Para hacerlo hay que tomar en consideración múltiples aspectos del problema, desde la elección del sitio adecuado hasta la explotación del aprovechamiento. Todo ello exige un amplio espectro de conocimientos sobre ingeniería, financiación, y relaciones con la Administración. Esta guía reúne todos esos conocimientos de forma que el inversor potencial pueda seguir paso a paso el camino que le conducirá al exit9o final. La guía está dividida en nueve capítulos. Una vez conocidos, por el capítulo1, los conceptos básicos – tales como la definición de lo que es una pequeña central hidroeléctrica, los tipos de esquemas existentes y la forma de explotar el recurso hidráulico - y la forma en que está organizada la guía, los capítulos siguientes – del 2º al 9º - describen los pasos que hay que dar para evaluar el aprovechamiento y decidir si debe o no proceder a realizar un estudio de viabilidad. Los aspectos básicos a considerar son:

- Topografía y geomorfología del sitio. - Evaluación del recurso hídrico y su potencial de generar de energía. - Elección del sitio y del esquema básico del aprovechamiento. - Selección de las turbinas y generadores, así como de sus equipos de control. - Evaluación del impacto ambiental y estudio de las medidas para su mitigación. - Evaluación económica del proyecto y su potencial de financiación. - Marco institucional y procedimientos administrativos para obtener las

autorizaciones. La lectura de esta guía permitirá, al desarrollador potencial, entender y aprender que es lo que tiene que hacer, y que pasos tiene que dar para llegar a explotar un aprovechamiento de pequeña hidráulica. Bernhard Pelikan Presidente de ESHA


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CAPITULO 1. INTRODUCCION 1. Introducción ................................................................................................................2

1.1. Un recurso renovable y autóctono ...........................................................................2 1.2. Definición de pequeños aprovechamientos .............................................................3

1.3. Tipos de aprovechamiento.......................................................................................3

1.3.1. Aprovechamientos de agua fluyente...............................................................4 1.3.2. Centrales de pie de presa ................................................................................6

1.3.3. Centrales integradas en redes de agua ............................................................7

1.4. Planificación y evaluación de un aprovechamiento .............................................10 CAPITULO 2. FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA HIDRÁULICA

2 FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA HIDRÁULICA...............................................15

2.1 Introducción. ......................................................................................................15 2.2 Circulación de agua en tuberías .........................................................................15

2.2.1 Pérdida de carga por fricción ..............................................................18 2.2.2 Perdida de carga por turbulencia.........................................................24 2.2.3 Regímenes transitorios ........................................................................29

2.3 Circulación del agua en canales abiertos ...........................................................33

2.3.1 Clasificación de los tipos de circulación en canales abiertos..............34 2.3.2 Flujo uniforme en canales abiertos .....................................................35 2.3.3 Secciones eficientes en canales abiertos, ............................................36 2.3.4 Principios de energía en canales abiertos............................................37


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3: EVALUACION DEL RECURSO HIDRICO

3: EVALUACION DEL RECURSO HIDRICO.............................................................45

3.1 Introducción.................................................................................................45

3.2 Registros de datos hidrológicos ....................................................................46

3.3 Medición directa del caudal..........................................................................47

3.3.1 Medición del área y la velocidad. ...................................................47 3.3.2 Aforo por dilución...........................................................................52 3.3.3. Mediante estructuras hidráulicas....................................................54 3.3.4 Medida del caudal por la pendiente de la lámina de agua. ............55

3.4 Régimen de caudales ....................................................................................56

3.4.1 Hidrograma ....................................................................................56 3.4.2 Curva de caudales clasificados (CCC)............................................57 3.4.3 Curvas estándar de caudales clasificados .......................................58 3.4.4 Curvas de caudales clasificados en tramos no aforados .................59

3.5 Presión del agua o salto ................................................................................66

3.5.1 Medida del salto bruto ....................................................................66 3.5.2 Estimación del salto neto ................................................................67

3.6 Caudal ecológico o caudal reservado ...........................................................69 3.7 Estimación de la energía generada ...............................................................69

3.7.1 Variación del salto con el caudal y potencia de la turbina..............71 3.7.2 Almacenamiento diario para turbinar en horas punta .....................73

3.8 Energía firme ...............................................................................................74 3.9 Crecidas ........................................................................................................74

3.9.1 Crecida de diseño...........................................................................74

3.9.2 Estimación de la crecida de proyecto.............................................76


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CAPITULO 4. TECNICAS UTILIZADAS PARA EVALUAR EL TERRENO 4. Técnicas utilizadas para evaluar el terreno.............................................................................. 85

4.1 Introducción............................................................................................................ 85 4.2 Cartografía .............................................................................................................. 85 4.3 Estudios geotécnicos .............................................................................................. 86

4.3.1 Técnicas de estudio. Generalidades ....................................................... 87

4.3.2 Técnicas de estudio. Un caso práctico................................................ 88

4.3.2.1 El azud o presa de derivación...................................................... 88

4.3.2.2 El canal de derivación a cielo abierto........................................ 90

4.3.2.3 El canal de derivación en túnel.................................................. 92

4.3.2.4 La casa de máquinas .................................................................. 96

4.4 Aprender de los errores .......................................................................................... 97

CAPITULO 5. ESTRUCTURAS HIDRAULICAS 5. ESTRUCTURAS HIDRAULICAS...........................................................................106

5.1 Introducción ................................................................................................106 5.2 Presas ..........................................................................................................106

5.2.1 Presas de tierra ............................................................................. 107 5.2.1 Presas de tierra .............................................................................107 5.2.2 Presas de hormigón .......................................................................108 5.2.3 Cargas y estabilidad de una presa de gravedad............................ 109 5.2.4 Seguridad de la presa ................................................................... 110

5.3 Azudes y aliviaderos................................................................................... 111

5.3.1 Estructuras fijas ............................................................................112 5.3.2 Estructuras móviles ......................................................................114


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5.3.3 Otros tipos de aliviaderos .............................................................115

5.4 Estructuras para disipar energía.................................................................. 121 5.5 Estructuras de toma de agua .......................................................................122

5.5.1 Generalidades. ..............................................................................122 5.5.2 Tipos de tomas de agua ................................................................123 5.5.3 Perdidas en la cámara de carga ....................................................127 5.5.4 Vorticidad ....................................................................................128 5.5.5 Rejillas .........................................................................................130

5.6 Trampas de sedimentos ...............................................................................133

5.6.1 Generalidades ...............................................................................133 5.6.2 Eficiencia de las trampas .............................................................134 5.6.3 Diseño de la trampa .....................................................................134

5.7 Válvulas y compuertas.. ..............................................................................135 5.8 Canales abiertos ..........................................................................................140

5.8.1 Diseño y dimensionado ................................................................140 5.8.2 Excavación y estabilidad ..............................................................144

5.9 Tuberías forzadas. .......................................................................................148

5.9.1 Disposición general y elección de materiales. .............................148 5.9.2 Diseño hidráulico y requisitos estructurales ................................151 5.9.3 Apoyos y bloques de anclaje ........................................................162

5.10 Canal de retorno ........................................................................................162


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CAPITULO 6. EQUIPOS ELECTROMECANICOS 6 EQUIPOS ELECTROMECANICOS ........................................................................168

6.1 Casa de maquinas .......................................................................................168

6.2 Turbinas hidráulicas ....................................................................................170

6.2.1 Tipos y configuraciones ...............................................................170 6.2.2 Velocidad específica y semejanza ...............................................181

6.2.3 Diseño preliminar .........................................................................185 6.2.4 Criterios para la selección de la turbina .......................................188 6.2.5 Rendimiento de las turbinas .........................................................194

6.3 Multiplicadores de velocidad ......................................................................196

6.3.1 Tipos de multiplicadores.............................................................. 197 6.3.2 Diseño de multiplicadores ............................................................198 6.3.3 Mantenimiento .............................................................................199

6.4 Generadores. ...............................................................................................199

6.4.1. Disposición del generador respecto a la turbina .........................200 6,4.2 Excitatrices ...................................................................................201 6.4.3 Regulación de tensión y sincronización. ......................................202

6.5 Control de la turbina ...................................................................................202 6.6 Equipos de sincronización y protección eléctrica. ......................................206 6.7 Telecontrol ..................................................................................................207 6.8 Equipo eléctrico auxiliar .............................................................................209

6.8.1 Transformador de servicio ...........................................................209 6.8.2 Suministro de corriente continua para el sistema de control .......209 6.8.3 Registro de niveles - cámara de carga y canal de descarga - .......209 6.8.4 Subestación exterior .....................................................................210


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CAPITULO 7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN 7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN ........................................217

7.1 Introducción. ....................................................................................................217 7.2 Identificación de impactos ...............................................................................218 7.3 Los impactos en fase de construcción .............................................................220

7.3.1 Embalses ...........................................................................................220 7.3.2 Tomas de agua, canales, tuberías a presión y canal de descarga. .....220

7.4 Los impactos en fase de explotación ...............................................................221

7.4.1 Impacto sónico ..................................................................................221 7.4.2 Impacto paisajístico ..........................................................................223

7.4.3 Impactos biológicos ..........................................................................231

7.4.3.1 En el embalse .....................................................................231 7.4.3.2 En el cauce .........................................................................231 7.4.3.3 En el terreno .......................................................................248 7.4.3.4 Material recogido en las rejillas..........................................248

7.5 Impactos de las líneas eléctricas ......................................................................249

7.5.1 Impacto visual ...................................................................................249

7.5.2 Impacto sobre la salud ..................................................................... 250 7.6 Conclusiones ....................................................................................................250

CAPITULO 8. ANALISIS ECONOMICO1 8 ANALYSIS ECONOMICO.......... ............................................................................ 252

8.1 Introducción........ ........................................................................................252

8.2 Consideraciones básicas .............................................................................252

8.3 Factor de actualización ...............................................................................255


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8.4 Métodos de evaluación económica .............................................................257

8.4.1. Métodos estáticos ........................................................................257 8.4.2 Métodos dinámicos ..................................................................... 258 8.4.3 Ejemplos ....................................................................................260

8.5 Tarifas e incentivos ....................................................................................266

CAPITULO 9: PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS 9 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS ..........................................................271

9.1 Introducción.. ...............................................................................................271 9.2 Tipos de procedimientos............................................................................. 271

9.2.1 Generación de energía. Autorización para el uso del agua. .........272 9.2.2 Procedimientos Medioambientales ..............................................274 9.2.3 Información pública .....................................................................278 9.2.4 Requisitos para la construcción de las estructuras hidráulicas. ...278 9.2.5 Conexión a la red .........................................................................278

9.3 Algunos ejemplos prácticos ........................................................................279

9.3.1 Grecia ...........................................................................................279 9.3.2 Francia.......................................................................................... 281 9.3.3 Irlanda ..........................................................................................283 9.3.4 Austria ..........................................................................................284 9.3.5 Portugal ........................................................................................ 285 9.3.6 Polonia .........................................................................................286 9.3.7 Suiza .............................................................................................287

APENDICE A: LAS PCH EN EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD ................ 288

GLOSARIO............................................................................................... 305


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CAPITULO 1. INTRODUCCION 1. Introducción ................................................................................................................2

1.1. Un recurso renovable y autóctono ...........................................................................2 1.2. Definición de pequeños aprovechamientos .............................................................3

1.3. Tipos de aprovechamiento.......................................................................................3

1.3.1. Aprovechamientos de agua fluyente...............................................................4 1.3.2. Centrales de pie de presa ................................................................................6

1.3.3. Centrales integradas en redes de agua ............................................................7

1.4. Planificación y evaluación de un aprovechamiento .............................................10 LISTA DE FIGURAS Figura 1.1 Esquema de un aprovechamiento de montaña .................................................4 Figura 1.2 Esquema de una central de bajo salto con toma integrada...............................5 Figura 1.3 Esquema de una central de bajo salto con tubería forzada..............................6 Figura 1.4 Esquema de una central de pie de presa..........................................................6 Figura 1.5 Esquema de una central de bajo salto con toma por sifón ..............................7 Figura 1.6 Esquema de una central integrada en un canal de irrigación ..........................7 Figura 1.7 Esquema de central con aliviadero en pico de pato ........................................8 Figura 1.8 Esquema de una central integrada en una conducción de agua potable..........9


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CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN1

1.1 Un recurso renovable y autóctono. Como resultado de la "“Tercera Conferencia de las Partes sobre el Cambio Climático de la ONU”, celebrada en Kyoto en Diciembre de 1997, la Unión Europea reconoció la necesidad urgente de poner en marcha el Programa Europeo de Cambio Climático (ECPP), cuyo objetivo es reducir las emisiones de gases de invernadero, en el horizonte 2010, en un 8% con respecto a 1990, lo que equivale a una reducción de 336 millones de toneladas de CO2 equivalente. Para facilitar a los Estados Miembros el cumplimiento de este objetivo, la Comisión identificó una serie de acciones, entre las que destacan, por su importancia, las dirigidas a reducir la intensidad de energía, y a aumentar la penetración de las energías renovables. Para ese fin elaboró, entre otros documentos, el Libro Blanco de la Energía de 1997, el Plan de Acción para los recursos renovables (RES) 1998-2010 y la Directiva 2001/77/EC sobre promoción de la generación de electricidad con recursos renovables (RES-e). Así mismo dio prioridad a los RES en las nuevas regulaciones referentes a los fondos estructurales, a la investigación, desarrollo y demostración de los RES en el marco del 5º y 6º RTD FP y abordó la redacción del borrador de Directiva para la conexión a la red de los productores de electricidad con recursos renovables.. Desde los comienzos de la producción de electricidad, la hidráulica ha sido, y sigue siendo, la primera fuente renovable utilizada para su generación. Hoy en día la hidroelectricidad – la suma de la convencional y de la pequeña – representa, en la Unión Europea, de acuerdo con las cifras del Libro Blanco, el 13% del total, reduciendo consiguientemente en más de 67 millones las toneladas de CO2 emitidas por año. Ahora bien, así como los aprovechamientos hidroeléctricos convencionales, en los que la importancia de la obra civil y la necesaria inundación de grandes áreas para embalsar el agua y crear la necesaria altura de salto, dan lugar a importantes impactos en el entorno, los pequeños aprovechamientos se integran fácilmente en el ecosistema más sensible. En el 2001 la potencia global instalada en la Unión Europea ascendía a 118 GW, y se generaron unos 365 TWh., de los que la pequeña hidráulica, con una potencia instalada de 9,9 GW (el 8,4% ), produjo 39 TWh (el 11% de la producción hidráulica). Si la política reguladora fuese más favorable, se podría cumplir el objetivo de la Comisión para el horizonte 2010 (14 000 MW de potencia instalada), con lo que la pequeña hidráulica sería el segundo contribuyente de RES-e, después de la eólica. La mayoría de los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos son del tipo de agua fluyente, lo que quiere decir que las turbinas generan electricidad mientras pase por ellas un caudal igual o superior a su mínimo técnico y se paran cuando el caudal desciende por debajo de ese nivel. Normalmente este tipo de aprovechamientos no tiene posibilidad de almacenar agua para generar en horas punta, aunque existen excepciones, sobre todo en aprovechamientos de montaña, en las que se ensancha la cámara de carga para ese propósito. Algunos pequeños aprovechamientos trabajan como centrales aisladas, pero difícilmente pueden hacer frente al suministro seguro de electricidad, a no ser que se dimensionen de forma que esté garantizado, a lo largo del año, el caudal mínimo


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necesario, por existir un lago aguas arriba o estar situados aguas debajo de una central convencional que turbina todo el año. En los países industrializados, y en muchos de los países en vías de desarrollo, estos aprovechamientos se conectan, en general, a la red principal. Con esta solución la red toma a su cargo la regulación de la frecuencia, pero obliga al productor a vender su electricidad, a precios a menudo muy bajos, a la compañía distribuidora. En los últimos años, los gobiernos nacionales, que en general son los que fijan las tarifas eléctricas, concienciados por las ventajas medioambientales de los RES y animados por la Directiva de electricidad RES-e, han incrementado los precios de venta de estos productores. Alemania y España, al racionalizar los precios de venta, para compensar los costes internos de las energías convencionales, han hecho posible un desarrollo extraordinario de la electricidad verde, sobre todo en la de origen eólico. 1.2 Definición de “pequeños aprovechamientos” No existe consenso, entre los estados miembros de la Unión Europea, para definir la pequeña hidráulica. Algunos países como Portugal, España, Irlanda y más recientemente Grecia y Bélgica, consideran "pequeñas" todas las centrales cuya potencia instalada no supera los 10 MW, aunque desde el punto de vista tarifario las centrales entre 10 MW y 50 MW tienen ciertas ventajas. En Italia el limite está situado en los 3 MW (la electricidad procedente de centrales de mayor tamaño tiene un precio sensiblemente inferior). En Francia, el limite se ha establecido recientemente en 12 MW, no como especificación de “pequeño aprovechamiento”, sino como potencia máxima por debajo de la cual la red tienen obligación de adquirir la electricidad generada por las mismas. En el Reino Unido no existe limite oficial pero parece prevalecer el criterio de los 10 MW.. En lo que sigue se han adoptado los 10 MW, siguiendo el criterio de 5 países miembros, la Comisión Europea, la ESHA y la UNIPEDE (Unión Internacional de Productores y Distribuidores de Electricidad) 1.3 Tipos de aprovechamientos El objetivo de un aprovechamiento hidroeléctrico es convertir la energía potencial de una masa de agua situada en un punto - el más alto del aprovechamiento – en energía eléctrica, disponible en el punto más bajo, donde está ubicada la casa de máquinas. La potencia eléctrica que se obtiene en un aprovechamiento es proporcional al caudal utilizado y a la altura del salto De acuerdo con la altura del salto los aprovechamientos pueden clasificarse en .

• De alta caída: salto de más de 150 m • De media caída: salto entre 50 y 150 m • De baja caída: salto entre 2 y 20 m

Estos límites son arbitrarios y solo constituyen un criterio de clasificación. Otra clasificación en función del tipo de central sería la de:

• Aprovechamientos de agua fluyente • Centrales a pie de presa con regulación propia • Centrales en canal de riego o tubería de abastecimiento de agua • Centrales ubicadas en plantas de tratamiento de aguas residuales


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1.3.1 Aprovechamientos de agua fluyente Son aquellos aprovechamientos que no disponen de embalse regulador, de modo que la central trabaja mientras el caudal que circula por el cauce del río es superior al mínimo técnico de las turbinas instaladas, y deja de funcionar cuando desciende por debajo de ese valor. Dentro de este concepto, y dependiendo de la topografía del terreno, pueden diferenciarse varias soluciones: Los aprovechamientos de media y alta caída en ríos de fuerte pendiente, utilizan un azud o presa, generalmente de baja altura, que remansa el agua elevando su cota para desviarla hacia una estructura de toma. Desde esta, una tubería a presión conduce el agua directamente a la central. Las tuberías a presión son relativamente caras por lo que esta solución muchas veces tiene un coste elevado. La alternativa (Figura 1.1) es llevar el agua por un canal de poca pendiente, que discurre paralelo al río, hasta la cámara de carga, desde la que una tubería forzada la conduce a presión a la casa de máquinas. Si las características topográficas o morfológicas del terreno no son favorables, el canal puede no ser la solución óptima. En estos casos, una tubería de baja presión, con una pendiente superior a la del canal, puede resultar más económica. A la salida de las turbinas el agua se restituye al cauce mediante un canal de desagüe.

tunel

casa de maquinas

canal

estanque

río

río

river

azud

canal de restitucion

cámara de carga

ELEVACION

figura 1.1 esquema de un aprovechamiento de montaña

tuberia forzada

casa de maquinas

tuberia forzada

tuberia forzada

cámara de cargacanalazud

En ocasiones la presa de derivación se dimensiona para crear un pequeño embalse con capacidad para poder turbinar solo en horas punta, en las que el precio pagado por el Kwh. es más favorable. En otras, la cámara de presión puede convertirse en un pequeño depósito regulador, aprovechando las posibilidades que ofrecen hoy los geotextiles.


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figura 1.2

A

A

SECCION A-A

elevacion

generador

ELEVACION

fondo del río

compuerta radial

accionamiento de la compuerta limpia rejas

escala de peces

rejillas

escala de peces

compuerta radial compuerta radialcompuerta radialcompuerta radial

rejillas

Los aprovechamientos de baja altura son esquemas típicos de valle, que admiten dos soluciones:

• No existiendo topográficamente altura de salto, este se constituye mediante una presa, generalmente provista de aliviaderos de compuerta radial. En este tipo de centrales, la presa con sus compuertas radiales. la toma de agua y la casa de máquinas propiamente dicha, con su escala de peces adosada, forman una estructura única (figura 1.2).


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• Si en el curso del río existe una caída, el agua se deriva a un canal, similar al de los aprovechamientos de montaña, que conduce el agua a una cámara de carga de la que sale una tubería forzada corta (Fig. 1.3) que alimenta la turbina.

figura 1.3

generador

rejilla

tuberia forzada

1.3.2 Centrales de pie de presa Un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico no puede permitirse la construcción de un gran embalse, dado el elevado coste de la presa y sus instalaciones anexas. No obstante, si existen embalses construidos para otros usos - regulación de caudal, protección contra avenidas, riegos, alimentación de agua potable, etc. - se puede generar electricidad con los caudales excedentes, o con los desembalses para riegos y abducción de agua, e incluso con el caudal ecológico que está obligado a mantener el embalse.

figura 1.4

En este caso es necesario comunicar el nivel de aguas arriba con el de aguas abajo, mediante una estructura hidráulica en la que se inserte la turbina. Si la presa tiene una salida de fondo (figura 1.4) la solución es obvia. Si no existiera ninguna toma de agua prevista podría utilizarse una toma por sifón (figura 1.5), solución muy elegante que no exige realizar obras de fábrica en la presa y el conjunto puede ser transportado a obra, completamente pre-montado. La solución es adecuada para presas de hasta 10 m de altura y turbinas de no más de 1 MW, aunque exista un ejemplo en Suecia, de una toma de sifón en una central de 11 MW, y varias tomas de sifón con alturas de hasta 30 m en los Estados Unidos.


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aspiración

figura 1.5

generador

turbina

1.3.3 Centrales integradas en redes de agua Existe también la posibilidad de insertar una central hidroeléctrica, para generar electricidad, en una red de agua, existente o en proyecto. En una primera aproximación se contemplan las redes de distribución de agua potable, los canales de irrigación y, eventualmente, de navegación, y las estaciones de tratamiento de aguas residuales. Estos aprovechamientos tienen la ventaja de que muchas de los estructuras ya existen, lo que disminuye el coste de la inversión; el impacto ambiental suplementario es prácticamente nulo, y las gestiones burocráticas para la obtención de permisos se simplifican.

PLANT

Bypass

figure 1.6

SECTION


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1.3.3.1 Centrales en canales de irrigación Existen, al menos, dos tipos de esquemas para insertar una central hidroeléctrica en un canal de irrigación:

• Se ensancha el canal para poder instalar en el la toma de agua, la central y el canal de fuga. La figura 1.6 muestra la solución con una casa de maquinas sumergida equipada con una turbina Kaplan con reenvío a 90º. Para asegurar el suministro de agua a los regadíos, hay que prever un canal alternativo para cuando se cierre la turbina. La foto 1.1 muestra una solución con central no sumergida – el canal de circunvalación (bypass) es visible a la izquierda de la foto - Esta solución hay preverla al diseñar el canal, o construirla aprovechando una remodelación importante del mismo.

Foto 1.1

• Si el canal está ya en funcionamiento puede acudirse a una solución del

tipo de la esbozada en la figura 1.7.


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Como se ve, la toma de agua se hace mediante un aliviadero en pico de pato, para reducir su anchura y facilitar su inserción. Desde la toma el agua es conducida a la turbina por una tubería forzada paralela al canal, al que regresa por el canal de restitución. 1.3.3.2 Centrales en sistemas de alimentación de agua potable La conducción de agua potable a una ciudad se suele plantear como una tubería a presión que conduce el agua desde un embalse a la estación de tratamiento, a cuya entrada, un sistema de válvulas especialmente concebidas para ello se encargan de disipar la energía hidrostática, que en muchos casos es importante. Existe la posibilidad de disipar esa energía mediante una turbina que la emplea en generar energía eléctrica. En todo caso, previendo el cierre de la turbina – para mantenimiento o para evitar eventualmente su empalamiento- es necesario prever un circuito paralelo con válvulas disipadoras. Como la tubería suele ser de gran longitud y en ocasiones no está en muy buenas condiciones, es necesario garantizar que el funcionamiento de las válvulas que gobiernan el cierre de la turbina y la apertura simultánea del circuito paralelo, no de lugar a presiones transitorias que pongan en peligro la conducción, ni alteren las condiciones en que tiene lugar el suministro. En ocasiones estos aprovechamientos trabajan en contrapresión. Así como en un aprovechamiento convencional, el agua a la salida de la turbina está a la presión atmosférica, aquí está sujeta a la contrapresión de la red o de la estación de tratamiento. La figura 1.8 muestra esquemáticamente la configuración de una central de este tipo que exige un sistema de regulación y control muy particulares.

casa de maquinas

industrias

figura 1.8

ciudaddeposito compensación

deposito

1.3.3.3 Centrales en sistemas de depuración de aguas residuales. Dependiendo de la topología de la estación de tratamiento de aguas residuales, la central puede ser ubicada aguas arriba o aguas abajo de la estación. En el primer caso, será necesario hacer pasar las aguas grises a través de un sistema de rejillas y una instalación de decantación para eliminar los sólidos; en el segundo se trata de una instalación prácticamente convencional.. MHyLab cita tres instalaciones: una en Leysin, en el cantón suizo de Vaud, en la que una turbina Pelton de 430 Kw. de potencia, trabaja con agua ya tratada; otra


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en Le Chable, en la que una turbina Pelton de 447 kW. de potencia alimentada con las aguas residuales de la estación de ski de Verbier, a la entrada de la planta de tratamiento; y otra, en curso de construcción en Amman (Jordania), que en realidad es doble (una central con dos Pelton de 335 kW cada una, alimentadas con agua bruta y otra central con dos Francis de eje vertical de 371 kW, alimentadas con agua ya tratada). Es indudable que la turbina que trabaja con agua bruta está sujeta a un desgaste y una corrosión muy superior a la que trabaja con agua ya tratada. Pero incluso las alimentadas con aguas grises soportan perfectamente el trabajo.

1.4 Planificación y evaluación de un aprovechamiento El estudio de un aprovechamiento constituye un proceso complejo e iterativo, durante el cual, se comparan desde una óptica económica, pero sin perder de vista su impacto ambiental, los diferentes esquemas tecnológicos posibles, para terminar escogiendo el que más ventajas ofrece. Las posibles soluciones tecnológicas vienen condicionadas además de por los factores ya mencionados, por la topografía del terreno y por la sensibilidad ambiental de la zona. Así pues, aunque es difícil elaborar una guía metodológica para la evaluación de un aprovechamiento, sí se pueden indicar los pasos fundamentales que hay que seguir, antes de proceder o no a un estudio detallado de factibilidad. Estos pasos constituyen la estructura de este manual y se pueden definir como:

• Identificación topográfica del lugar, incluido el salto bruto disponible • Evaluación de los recursos hidráulicos, para calcular la producción de energía • Definición del aprovechamiento y evaluación preliminar de su costo • Turbinas hidráulicas, generadores eléctricos y sus equipos de control. • Evaluación del impacto ambiental y estudio de las medidas correctoras • Estudio económico del aprovechamiento y vías de financiación y • Conocimiento de los requisitos institucionales y de los procedimientos

administrativos para su autorización.

El comportamiento del agua fluyendo por los cauces naturales, vertiendo sobre los aliviaderos, circulando por los canales y tuberías a presión y accionando las turbinas, obedece a unos principios hidráulicos, basados en la mecánica de los fluidos y en la experiencia acumulada durante siglos. En el capítulo 2 se estudian esos principios, con la extensión y profundidad coherentes con un manual de pequeñas centrales, como es éste. Para estudiar la viabilidad de un aprovechamiento es necesario comenzar por evaluar su potencial energético, que es una función del caudal que se puede turbinar y del salto disponible - distancia medida en vertical, entre el nivel de la lámina de agua en la derivación y a la salida de la turbina. El salto se puede medir fácilmente con un nivel, un taquímetro o un clinómetro, y salvo en los saltos de poca altura puede considerarse que permanece constante. El caudal por otra parte viene afectado por multitud de factores: pluviometría, naturaleza del terreno, cubierta vegetal, y temperatura en la cuenca de recepción. Hoy en día hay muchas cuencas que disponen de series temporales de caudales perfectamente fiables.


11

En el Capítulo 3 se estudian varios metidos de medida del caudal así como distintos modelos y herramientas que permiten estimar el caudal medio y el régimen de caudales, en las cuencas no aforadas. El capítulo 4 contempla las técnicas utilizadas para evaluar un emplazamiento: cartografía, geomorfología, trabajos de campo, etc. En el Capítulo 5 se estudian las estructuras hidráulicas que integran, o pueden integrar, un aprovechamiento - azudes, tomas de agua, canales hidráulicos, túneles, aliviaderos etc. - y el estado del arte para su diseño. El capítulo 6 está destinado a los equipos electromecánicos que convertirán la energía potencial del agua, en energía eléctrica. Se estudian los tipos de turbinas existentes y sus campos de aplicación, los multiplicadores que con frecuencia se intercalan entre turbina y generador, y los generadores propiamente dichos. Dada la extensión alcanzada por los sistemas automáticos se pasa revista a sus posibilidades actuales, que son inmensas. En ningún caso se pretende profundizar en la teoría del funcionamiento de los distintos componentes, considerando que este dominio pertenece a los fabricantes, pero se dan criterios para su correcta selección. En el capítulo 7 se aborda, en profundidad, el tema medioambiental, resaltando las ventajas que, desde el punto de vista global, ofrece este recurso, ventajas que no eluden la necesidad de mitigar los impactos en el ecosistema local. En el capítulo 8 se explicitan las técnicas de análisis económico generalmente utilizadas para la toma de decisiones. Se comparan las diversas metodologías utilizadas, explicándolas sobre la base de tablas que muestran los flujos de caja generados por el aprovechamiento en estudio. En el capítulo 9 se expone, a grandes rasgos, el marco institucional existente en los países de la Unión Europea. Desgraciadamente dada la situación fluida creada por las medidas de desregulación del mercado eléctrico Europeo, no es posible detallar los procedimientos administrativos con el detalle que figuran en el informe elaborado por ESHA, bajo contrato con la CE, Dirección General de Energía (DG-XVII), en Diciembre de 1994 -"Small Hydropower: General Framework for Legislation and Authorisation Procedures in the European Union". El informe puede ser consultado en la página Web de ESHA (www.esha.be). El análisis económico exige un conocimiento de los precios de compra de la energía producida por los productores independientes, precios que en general son precios regulados y fijados por los gobiernos nacionales. El Apéndice A del capitulo 9 da una idea de como se mueven dichos precios en los distintos países de la Unión Europea. Actualizado por Celso Penche (ESHA), Francis Armand (ADEME), Vincent Dennis (MhyLab) y Christer Söderberg (SERO)


12

.


CAPITULO 2. FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA HIDRÁULICA

2 FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA HIDRÁULICA...............................................15

2.1 Introducción. ......................................................................................................15 2.2 Circulación de agua en tuberías .........................................................................15

2.2.1 Pérdida de carga por fricción ..............................................................18 2.2.2 Perdida de carga por turbulencia.........................................................24 2.2.3 Regímenes transitorios ........................................................................29

2.3 Circulación del agua en canales abiertos ...........................................................33

2.3.1 Clasificación de los tipos de circulación en canales abiertos..............34 2.3.2 Flujo uniforme en canales abiertos .....................................................35 2.3.3 Secciones eficientes en canales abiertos, ............................................36 2.3.4 Principios de energía en canales abiertos............................................37

LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 Distribución de velocidad en flujo laminar y en turbulento.........................16 Figura 2.2 Gradiente hidráulico y gradiente energético ................................................17 Figura 2.3 µ como función del número de Reynolds ....................................................21 Figura 2.4 Perdida de carga al atravesar una rejilla.......................................................25 Figura 2.5 Valores de Kc y Kex en función de d/D ......................................................26 Figura 2.6 Coeficiente de perdida de carga en un difusor .............................................27 Figura 2.7 Perdida de carga a la entrada de la tubería...................................................28 Figura 2.8 Perdida de carga por curvatura de vena .......................................................28 Figura 2.9 Perdida de carga en válvulas ........................................................................29 Figura 2.10 Fenómeno de golpe de ariete........................................................................31 Figura 2.11 Distribución típica de velocidades en un canal abierto................................33 Figura 2.12 Varios tipos de flujo variable .......................................................................34 Figura 2.13 Distribución de presiones en un canal curvo................................................37 Figura 2.14 Energía específica en función del tirante .....................................................38 Figura 2.15 Diagrama de Moody; factor f en tuberías ....................................................41 1

13


LISTA DE TABLAS Tabla 2.1: Altura de rugosidad, e, para diversos tubos comerciales. ..............................20 Tabla 2.2: Coeficiente de Manning n para diversos tubos comerciales .........................23 Tabla 2.3: Coeficients Hazen-Williams...........................................................................24 Tabla 2.4: Perdida de carga adicional cuando el flujo no es perpendicular a la misma ..25 Tabla 2.5: Valores típicos del n de Manning...................................................................36 Tabla 2.6: Propiedades geométricas de los canales.........................................................39 Tabla 2.7 Ecuaciones semi-empíricas para calcular yc .............................................................................. 40

14


2. FUNDAMENTOS DE INGENIERÍA HIDRÁULICA1

2.1 Introducción. La ingeniería hidráulica, se fundamenta en la mecánica de los fluidos, aunque en ocasiones, ante la imposibilidad de abordar un problema concreto mediante su análisis matemático, utilice formulas empíricas. Todavía no existe, ni posiblemente existirá nunca, una metodología general para el análisis matemático del movimiento de los fluidos reales. Sí se dispone, en cambio, de soluciones particulares a casos específicos, así como de una monumental base de datos resultado de la experiencia. Experiencia que se remonta al menos al 3.200 A.C. año en que se construyó un gigantesco sistema de drenaje e irrigación en Egipto, del que aun se conservan restos, o como mínimo al 500 A.C., cuando se construyó un colosal sistema de irrigación en Siechuan, China, que está todavía en servicio. La ingeniería hidráulica permite, en el diseño de un aprovechamiento de pequeña hidráulica:

• Optimizar las infraestructuras para reducir las perdidas de energía • Diseñar los aliviaderos para que puedan dar paso a las avenidas previsibles • Diseñar las infraestructuras que disipen la energía del vertido • Controlar la erosión producida por la energía del agua • Controlar fenómenos tales como:

o Inestabilidad en las conducciones de agua debido a turbulencias o Entrada de aire en conductos cerrados o El golpe de ariete en conductos cerrados o Cavitación

• Estudiar los fenómenos de sedimentación, entre otros para eliminar las partículas de pequeño tamaño que pueden dañar los equipos de producción.

En este capitulo se estudian los fundamentos de la mecánica de fluidos y su aplicación a los problemas planteados más arriba. 2.2 Circulación de agua en tuberías. . La energía contenida en un fluido incompresible que circula por el interior de un conducto cerrado viene dada por la ecuación de Bernoulli:

gVPhH2

211

11 ++=γ

(2.1)

en la que H es la energía total, h la elevación de la línea de corriente sobre un plano de referencia, P la presión, g el peso específico del fluido, V la velocidad de la línea de corriente y g la aceleración de la gravedad. La energía total en el punto 1 es pues la suma de la energía potencial h1, la energía de presión P1/γ y la energía cinética V1

2/2g. Osborne Reynolds observó en el siglo pasado que, cuando se hace circular agua con un hilo de tinta en un tubo de cristal, a una velocidad suficientemente baja, el flujo exhibe

15


un comportamiento laminar: el agua fluye en forma de tubos múltiples concéntricos, de pared muy delgada. El tubo virtual exterior se adhiere a la pared del tubo real, mientras que cada uno de los siguientes se desplaza a una velocidad ligeramente mayor que el anterior, hasta alcanzar un máximo en el centro del tubo. La distribución de la velocidad toma la forma de un paraboloide de revolución cuya velocidad media (figura 2.1) es el cincuenta por ciento del valor máximo en el eje del tubo.

,. Si se aumenta la velocidad llega un momento en el que el hilo de tinta se rompe bruscamente. Las partículas cercanas a la pared, frenan a las que circulan a mayor velocidad por el interior. En ese momento el flujo pasa a ser turbulento, y la distribución de velocidad es más plana. Reynolds encontró que el punto de transición de flujo laminar a flujo turbulento venía determinado por un número adimensional Re (número de Reynolds) que, en el caso de un tubo de sección circular, viene dado por el producto del diámetro del tubo D (m) y la velocidad media V (m/s), dividido por el coeficiente de viscosidad cinemática del fluido ν (m2/s)

νDVRe = (2.2).

Se ha encontrado experimentalmente que, en un fluido que circula por un tubo de sección circular y paredes lisas, la transición de flujo laminar a flujo turbulento ocurre aproximadamente cuando Re alcanza el valor 2000. En realidad esta transición no siempre ocurre exactamente para Re = 2000, sino que varía con las condiciones en que se realiza el experimento, de forma que más que un punto de transición lo que realmente existe es una zona de transición.

Ejemplo 2.1

Un tubo de sección circular, de 60 mm de diámetro conduce agua a 20º C. Calcular cual es el máximo caudal que puede circular en régimen laminar. La viscosidad cinemática del agua a 20º C es ν = 1 x 10-6 m2/s. Admitiendo un valor conservador Re = 2000 V = 2000 x 10-6 /0,06 = 0,033 m/s Q = AV = π /4 x 0,062 x 0,033 = 3,73 x 10-4 m3 /s = 0,373 l/s

16


La viscosidad hace que el agua, circulando por el interior de un tubo, experimente una pérdida de energía hf debida a:

1. La fricción contra las paredes del tubo 2. La disipación viscosa como consecuencia de la fricción interna del flujo

La fricción contra las paredes viene condicionada por su rugosidad y por el gradiente de velocidad en sus proximidades. En la figura 2.1 se observa que el gradiente de velocidad, en las cercanías de la pared, es mayor en el flujo turbulento que en el laminar. Por tanto al aumentar el número de Reynolds debe esperarse un aumento de la fricción. Al mismo tiempo, al aumentar la turbulencia aumenta el entremezclado de partículas, y por lo tanto la disipación viscosa en el flujo. Por todo ello la perdida de carga en régimen turbulento es siempre mayor que en régimen laminar.

Aplicando la ecuación de Bernouilli a un fluido real en dos posiciones de su recorrido se constata que:

fhhPg

VhPg

V+++=++ 2

22

21

12

1

22 γγ (2.3)

en la que aparece en el segundo termino de la igualdad, una cantidad hf que representa la energía perdida en el tramo 1-2, fundamentalmente como consecuencia de la fricción del fluido contra las paredes del tubo y en menor medida de la fricción interna debida a la turbulencia. En la figura 2.2, LAM, es la línea de altura motriz y LNE la línea de nivel energético. Si la sección del tubo es constante, V1=V2 y ambas líneas serán paralelas. El problema que se plantea en la ingeniería hidráulica de los fluidos reales es, precisamente, como evaluar la perdida de carga hf.

17


2.2.1 Pérdida de carga por fricción

Utilizando la metodología de los volúmenes de control - un cierto volumen en el interior del tubo, ubicado entre dos secciones perpendiculares a su eje, al que se aplica el principio de conservación de masa - Darcy y Weisbach derivaron la siguiente ecuación, valida tanto para flujos laminares como turbulentos, circulando en conductos de sección transversal arbitraria:

h fLD

V2gf

2

= FH IK (2.4)

donde f, factor de fricción, es un número adimensional, L la longitud del tubo en m, D el diámetro del tubo en m, V la velocidad media en m/s y g la constante gravitacional (9,81 m/s2). Si el conducto no es de sección circular, D se computa como el resultado de dividir el área A de la sección por la cuarta parte del perímetro p: D=4A/p. Se trata pues de conocer el factor de fricción f. Si el flujo es laminar, f se calcula directamente mediante la ecuación:

f =64VD

64Re

υ= (2.5)

Como se ve en (2.5) el factor de fricción f, en régimen laminar, es independiente de la rugosidad de las paredes, e inversamente proporcional a Re. El hecho de que f disminuya al aumentar Re, no debe llevar al equivoco de pensar que la fricción disminuye con la velocidad. La perdida de carga se obtiene sustituyendo f en la ecuación (2.4) por su valor en (2.5)

h64VD

LD

V2g

32 LVgDf

2

2= =υ υ (2.6)

por la que se ve que en flujo laminar, la perdida de carga unitaria es proporcional a V e inversamente proporcional al cuadrado del diámetro del tubo. Se observa que incluso para valores de Re >> 3000, correspondiente a un régimen francamente turbulento, en las inmediaciones de la pared del tubo existe una capa de fluido muy delgada conocida como subcapa laminar, cuyo espesor disminuye al aumentar Re. Se dice que un tubo es hidráulicamente liso, cuando su rugosidad es inferior al espesor de esa subcapa. En tubos hidráulicamente lisos el factor de fricción f no viene afectado por la rugosidad del tubo. Von Karman, utilizando la ecuación logarítmica de la capa limite, encontró la siguiente ecuación que permite calcular f:

1f

2 logR f2,1

e=FHGIKJ (2.7)

Para valores muy altos de Reynolds, el espesor de la subcapa disminuye significativamente, y el factor de fricción es independiente de Re, y depende

18


exclusivamente de la rugosidad relativa e/D. En este régimen el tubo es hidráulicamente rugoso y Von Karman dedujo que, para este caso, el factor f se podía expresar por la siguiente ecuación:

1f

2 log 3,7De

= FH IK (2.8)

Entre estas dos situaciones, el tubo no es ni completamente liso ni completamente rugoso. Para cubrir esta zona de transición, Colebrook y White combinaron la ecuación para tubos lisos con la del flujo dominado por la rugosidad, para obtener:

1f

2 loge/D3,7

2,51R fe

= +FHG

IKJ (2.9)

Estas formulas son difíciles de resolver a mano, por lo que Moody, en 1944, las representó gráficamente en lo que se conoce como diagrama de Moody, representado esquemáticamente en la figura de la pagina siguiente. En dicha figura se diferencian cinco zonas:

1. Una zona laminar en la que f es una función lineal del número de Reynolds 2. Una zona crítica, con definición algo confusa, en la que el régimen no es ni

turbulento ni laminar y en la que no se encuentran valores de f 3. Una zona de transición en la que f depende del número de Reynolds y de la

rugosidad e/D 4. Una línea que corresponde a los tubos lisos 5. Una zona plenamente turbulenta en la que f depende solamente del valor e/D de la

rugosidad

Diagrama de Moody

En la figura 2.15 se representa un diagrama de Moody más completo y exacto, ya que el anterior solo sirve a efectos descriptivos, pero no es aplicable para la estimación de los valores.

19


El mismo Moody, a partir de ensayos realizados con tubos comerciales, computó los valores típicos de rugosidad .e tal como figuran en la tabla 2.1 . Tabla 2.1. Altura de rugosidad, e, para diversos tubos comerciales Tipo de tubo e (mm) Tubería de polietileno 0,003 Tubería de fibra de vidrio con resina epoxy 0,003 Tubería de acero estirado sin costura (nuevo) 0,025 Tubería de acero estirado sin costura (ligeramente oxidado) 0,250 Tubería de acero estirado sin costura (galvanizado) 0,150 Tubería de acero soldado 0,600 Tubería de hierro fundido protegido con barniz centrifugado 0,120 Tubería de Uralita 0,025 Tubería de duelas de madera 0,600 Tubería de hormigón colado in situ/encofrado metálico 0,360

La perdida de carga hf es una función directa de f, según la formula de Darcy y Weisbach (ecuación 2.4). El problema reside pues en calcular f. Si el flujo es laminar – Er < 3000 – f se calcula directamente por la ecuación (2.5). Si el flujo es turbulento tendremos que acudir a la ecuación de Colebrook-White (2.9), que hay que resolver mediante cálculos iterativos. Uno de los métodos empleados para resolver estas iteraciones es el de Newton-Raphson. Igualmente, empleando una hoja electrónica, y partiendo de un valor estimado de f, se obtiene un valor muy próximo al real, en muy pocas operaciones. En la página Web http://www.connel.com/freeware/scripts.shtml hay un script que resuelve directamente la ecuación (2.9). En la práctica los principales problemas que se plantean son:

• Cual es la perdida de carga en un tubo (o en general en un conducto cerrado) con un diámetro, una longitud y una rugosidad determinados, por el que pasa un caudal dado.

• Cual es la velocidad máxima del agua circulando en un tubo de diámetro, longitud y rugosidad dados para que la perdida de carga no supere un limite dado.

Ejemplo 2.2

Por una tubería de acero soldado de 900 mm de diámetro y 500 m de longitud se hace pasar un caudal de 1,2 m3/seg. Calcular la perdida de carga por fricción con el diagrama de Moody. La velocidad media V es igual a 4 Q/ πD2 = 1,886 m/s De la Tabla 2.1 e = 0,6 mm. y por lo tanto e/D = 0.6/900 = 0,000617; Re= DV/ν =(0,9 x 1,886)/1,31 x 10-6 = 1,3*106 ( con ν =1,31 x 10-6) Del diagrama de Moody con e/D = 0,00062 y Re= 1,3*106, f = 0,019

20

http://www.connel.com/freeware/scripts.shtml


De la ecuación (2.4): mx

h f 9,181,2

886,19,0

500019,02

=×

=

Para resolver el segundo caso se hace uso de una variable independiente µ, 2

21

efR=µ (2.10)

en la que sustituyendo respectivamente Re y f por su valor en las ecuaciones (2.2) y (2.4), se llega a la ecuación:

2

3

υµ

LhgD f= (2.11)

en la que D, L, hf y ν son datos del problema, con los que se obtiene µ. Obtenido µ basta despejar f en la ecuación (2.10), y sustituirlo en la ecuación (2.9) para obtener

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛+−=

µµ

251,2

7,3log22 D

eRe (2.12)

ecuación que permite dibujar la evolución de Re en función de µ para diferentes valores de e/D, tal y como se ve en la figura 2.3, que constituye una variante del diagrama de Moody,

21


Ejemplo 2.3

Calcular el caudal de agua que puede circular por una tubería de acero soldado, de 1,5 m de diámetro, sin que la perdida de carga supere los 2m por Km. de longitud. Basta resolver la ecuación (2.12), con e/D = 0,6/1500 = 4x10-4 para lo que hay que calcular previamente el parámetro µ. Sustituyendo valores.

( )10

26

3

1086,31031,11000

25,181,9×=

××

××=

−µ

6

10

410 1019,2

1086,3251,2*

7,3104log1086,322 ∗=

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

⋅×

×××−=

−

eR

smAVQsmD

RV e /381,3;/913,1

5,11031,11019,2 3

66

=×==×××

==−υ

Formulas empíricas. A lo largo de la historia se han desarrollado un buen número de formulas empíricas, obtenidas como resultado de la experiencia. Por lo general carecen de coherencia dimensional y no se apoyan en principios científicos sólidos sino en conocimientos intuitivos que permiten deducir que la resistencia al paso de un flujo por un tubo es:

• Independiente de la presión del agua • Linealmente proporcional a su longitud • Inversamente proporcional a una potencia determinada del diámetro • Proporcional a una potencia determinada de la velocidad • Está influida por la rugosidad de las paredes si el régimen es turbulento •

Una formula muy utilizada para la circulación en canales abiertos, pero aplicable también a la circulación en tuberías, es la desarrollada por Manning

32

2135

1

P

SAn

Q = (2.13)

en la que n es el coeficiente de rugosidad de Manning, P es el perímetro mojado en metros y S es el gradiente hidráulico, o perdida de carga por metro lineal. Aplicado a un tubo de sección circular, lleno:

316

2229,10D

QnS ××= (2.14)

La Tabla 2.2 muestra el valor experimental n de Manning, para diferentes tubos.

22


Tabla 2.2 Coeficiente n de Manning para diversos tubos comerciales Tipo de tubo n Tubería de acero soldado 0,012 Tubería de polietileno PE 0,009 Tubería de PVC 0,009 Tubería de Uralita 0,011 Tubería de hierro dúctil 0,015 Tubería de hierro fundido 0,014 Tubería de duelas de madera creosotadas 0,012 Tubería de hormigón colado in situ (encofrado metálico) 0,014 En el ejemplo 2.4 y sobre todo, en el 2.5 se comparan los resultados obtenidos por esta ecuación, con los calculados a partir de la de Colebrook-White. Hay que subrayar que la ecuación de Manning se resuelve utilizando una simple calculadora de bolsillo

Ejemplo 2.4 Con los datos del ejemplo 2.2 calcular la perdida de carga por fricción utilizando la formula de Manning Tomando n=0,012 para el acero soldado

00374,09,0

2,1012,029,103333,5

22

=××

=Lh f

que para L=500 m hf = 1.87 m, valor ligeramente inferior al calculado con el diagrama de Moody

. Ejemplo 2.5

Comparar los resultados de la perdida de carga en un tubo soldado de 500 m de longitud, para una velocidad media constante de 4 m/s y diámetros de 500 mm, 800mm, 1200 mm. y 1500 mm., utilizando la ecuación de Colebrook y la formula de Manning. D (mm) 500 800 1200 1500 Q (m3/s) 0,785 2,011 4,524 7,069 V (m/s) 4 4 4 4 L (m) 500 500 500 500 Aplicando la ecuación Colebrook-White e= 0,6 mm. hf (m) 17,23 9,53 5,72 4,35 Aplicando la formula de Manning n = 0,012 hf (m) 18,42 9,85 5,73 4,26 Se observa que para diámetros pequeños, la ecuación de Manning da valores de pérdida de carga algo más elevados que la de Colebrook. De hecho, ambas formulas dan resultados

23


coincidentes para valores de e/D=9,17E-3 y para valores de e/D entre 9E-4 y 5E-2, en plena zona turbulenta los resultados varían en menos de un 5%. En los EE.UU. para tuberías de más de 5 cm. de diámetro y velocidades inferiores a 3 m/s se utiliza la formula de Hazen-Williams, cuya expresión es:

85,1

165,1

87,6⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

CV

DLh f (2.15)

en la que V es la velocidad en m/s, D el diámetro y L la longitud de la tubería en m, y C el coeficiente de Hazen-Williams, cuyo valor correspondiente a varios materiales muestra la tabla 2.3 La ecuación permite calcular directamente la pérdida de carga, con la ayuda de una simple calculadora.

Tabla 2.3 Coeficiente Hazen Williams

Tipo de tubería C Uralita Hierro fundido:

nuevo 10 años 20 años 30 años 40 años

Hormigón con encofrado de acero con encofrado de madera centrifugado

Acero revestido de alquitrán nuevo sin revestir roblonado

Madera en dovelas Plástico

140

130 107 – 113 89 – 10075 – 90 64 – 83

140 120 135

150 150 110 120

130-140

2.2.2 Pérdida de carga por turbulencia Un flujo, circulando en régimen turbulento por un sistema de tuberías, con sus entradas, codos, válvulas y demás accesorios, experimenta, además de las pérdidas por fricción, unas pérdidas por disipación de la viscosidad que es necesario analizar. Debido a la complejidad de la configuración del flujo, hay muy poca teoría disponible, por lo que, en general, las pérdidas se calculan a partir de un coeficiente K adimensional, obtenido experimentalmente como cociente de la pérdida de carga hf y la altura cinética V2/2g. 2.2.2.1 Pérdidas en las rejillas de limpieza A la entrada de la toma de agua y en la cámara de carga, a la entrada de la tubería forzada, suele instalarse una rejilla para impedir el paso de la broza. El agua al atravesar la rejilla, genera una turbulencia que se traduce en una pérdida de carga. Aunque

24


generalmente pequeña, esta pérdida de carga se calcula por la ecuación de Kirchner (2.16), cuyos parámetros viene definidos en la figura 2.4

Φ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛= seno

gV

btKh tf 2

20

34

(2.16)

Si la reja no es perpendicular al flujo de la corriente, sino que forma con ella un ángulo β( el valor máximo de β sería de 90º, cuando la reja esté situada en la pared de un canal)

Monsonyi propone multiplicar el resultado de la formula (2.16) por el factor de corrección que aparece, en función de β y t/b en la tabla 2.4.

Tabla 2.4

Perdida de carga adicional cuando el flujo no es perpendicular a la misma

t/b β 1.0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2

0º 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 10º 1,06 1,07 1,08 1,09 1,10 1,11 1,12 1,14 1,50 20º 1,14 1,16 1,18 1,21 1,24 1,26 1,31 1,43 2,25 30º 1,25 1.28 1,31 1,35 1,44 1,50 1,64 1,90 3,60 40º 1,43 1,48 1,55 1,64 1,75 1,88 2,10 2,56 5,70 50º 1,75 1,85 1,96 2,10 2,30, 2,60, 3,00 3,80 60º 2,25 2,41 2,62 2,90 3,26 3,74 4,40 6,05

25


2.2.2.2 Pérdida por contracción o expansión de la vena Una súbita contracción de la vena liquida genera una pérdida de carga, debida al aumento de velocidad y a la pérdida de energía consustancial a la turbulencia. El modelo de flujo es tan complejo que, al menos por el momento, es imposible elaborar un análisis matemático del fenómeno. La pérdida de carga adicional hc se calcula, en función de la velocidad V1 en el tramo de menor diámetro d, por la ecuación.

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

gVKh ec 2

2 (2.17)

en la que el coeficiente Kc, función de d/D, es experimental y, hasta un valor d/D = 0,76 viene dado, aproximadamente, por la formula:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−= 2

2

142,0Ddhc (2.18)

A partir de dicha relación, se comprueba que Kc tiene los mismos valores que el Kex correspondiente al caso de la expansión súbita. En el caso de expansión súbita, la perdida de carga viene dada por la expresión:

gV

Dd

GV

AA

gV

VV

gVVhex 2

12

12

12

)( 21

2

221

2

2

12

1

2

1

22

22

1⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

−= (2.19)

En la que V1 es la velocidad del agua en el tubo de menor diámetro.

La figura 2.5 es una representación gráfica del valor de los coeficientes Kex y Kc, que se ajustan muy bien a los datos obtenidos experimentalmente.. Si la contracción o el ensanchamiento son graduales las pérdidas se reducen substancialmente.

26


En el caso de contracción gradual la pérdida es muy pequeña como muestran los siguientes valores experimentales:

Ángulo de contracción Kc

30º 0,02 45º 0,04 60º 0,07

En el caso del difusor, el análisis es más complejo. La figura 2.6 es una representación gráfica de K'ex en función del ángulo α del difusor. La pérdida de carga viene dada por la ecuación:

gVVKh exex 2

22

21'' −

= (2.20)

Un tubo sumergido descargando en un deposito es un caso extremo de expansión súbita, en el que, dado el tamaño del deposito la velocidad V2 es nula y la perdida de carga será V1

2/2g. Por el contrario la entrada desde un depósito – por ejemplo la cámara de carga – a un tubo es un caso extremo de contracción de vena. Para una entrada a escuadra, en la que el tubo está a paño con la pared, como muestra la figura 2.7 (b), se puede tomar como valor para Kc el correspondiente al ratio d/D = 0 y la pérdida de carga, la obtenida aplicando la ecuación (2.17). Los valores aproximados del coeficiente Ke en las diferentes configuraciones de conexión del tubo al deposito, son los indicados en la figura 2.7 (a), (b), (c) y (d).

27


2.2.2.3 Pérdida por curvatura de vena Cuando un fluido recorre un codo como el de la figura 2.8, se produce un aumento de presión en la pared externa y una disminución en la interna. Pasado el tramo curvo, y a una cierta distancia del mismo, la situación vuelve a su estado original, para lo que es necesario que aumente la presión en la cara interior y retorne así la velocidad a su valor original. Como consecuencia de esta situación, el chorro de agua se separará de la pared interior. Al mismo tiempo, la diferencia de presiones en una misma sección del tubo, provocará una circulación del tipo de la señalada en la figura. La combinación de esta circulación y de la axial del flujo, dará lugar a un movimiento espiral que persiste, hasta disiparse por fricción viscosa, aproximadamente a una longitud equivalente a 100 diámetros aguas abajo del final de la curvatura.

En un codo de 90º, la pérdida de carga adicional a la pérdida por fricción en el tramo de tubo equivalente, viene dado por la ecuación (2.17), en la que el coeficiente Kc es substituido por el Kb obtenido de la figura 2.8 (tomada de la referencia 3). Dada la

28


circulación periférica mostrada en la figura la rugosidad del tubo adquiere cierta importancia y debe reflejarse en el análisis, lo que se indica en la figura cuando se consideran diferentes rugosidades e/d.. Como se ve en la figura el valor del coeficiente Kb varía con la relación r/d. Para codos con ángulos menores de 90º, se admite que la pérdida adicional, en tubos de acero estirado, es casi proporcional al ángulo del codo. Como la perturbación se extiende más allá del final del codo, la pérdida de carga debida a la presencia de una serie de codos muy cercanos entre si, no puede calcularse mediante una simple suma aritmética. El análisis detallado de este caso es extremadamente complejo y exige un estudio caso por caso, sin posibilidad de generalización. Afortunadamente en un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico es raro encontrarse con esta situación, más propia de una central de bombeo. 2.2.2.4 Pérdida a través de las válvulas

Las válvulas se emplean, en general, para aislar determinados tramos a fin de poder intervenir en operaciones de mantenimiento o reparaciones importantes, aunque en algunos casos, como el de las centrales intercaladas en una traída de aguas, existen válvulas cuya misión fundamental es disipar energía. Normalmente, salvo en los casos citados, las válvulas estarán siempre completamente abiertas o completamente cerradas, dejando la regulación del caudal a las toberas o a los alabes distribuidores del sistema de regulación de la turbina. La pérdida de carga generada al paso del agua por una válvula completamente abierta, depende del modelo de válvula y se calcula multiplicando la energía cinética en el tubo V2/2g por el coeficiente Kv, dado en la figura 2.9. 2.2.3 Regímenes transitorios Cuando se produce un cambio brusco de régimen en una tubería - debido por ejemplo al cierre rápido de una válvula - la fuerza generada por el cambio de velocidad de la masa de agua implicada en el fenómeno puede producir un incremento de presión en el tubo que aunque transitorio, es de un orden de magnitud muy superior al de la presión hidrostática. A esta onda de presión se la conoce por el nombre de golpe de ariete y sus efectos pueden ser catastróficos: la tubería puede estallar por sobrepresión o aplastarse por vacío relativo.

29


De acuerdo con la segunda ley del movimiento de Newton, la fuerza generada por el cambio de velocidad, en un tubo de paredes rígidas y suponiendo el agua incompresible, vendrá dada por la ecuación

dtdVmF = (2.21)

Si la velocidad de la columna de agua se redujese a cero la fuerza generada sería infinita. Afortunadamente esto no puede suceder en la práctica, porque cualquier válvula mecánica requiere un tiempo finito para su cierre, las paredes de la tubería no son rígidas y la columna de agua, sometida a grandes presiones, no es incompresible. Para explicar físicamente el fenómeno, recurriremos a la exposición que hace Allen Inversing en el Apéndice F de su "Micro-Hydropower Sourcebook". Inicialmente, como muestra la figura 2.10 (a), el agua fluye hacia la válvula a la velocidad .V0. Cuando se cierra la válvula, el agua tiene tendencia a seguir fluyendo por inercia, pero como no puede atravesar la válvula, se .apila. detrás de la misma; la energía cinética de la masa de agua más próxima a la válvula se convierte en energía de presión, comprimiendo ligeramente el agua y tensando las paredes del tubo en ese punto (b). Este mecanismo se repite a lo largo de la masa de agua (c) y el frente de la onda de presión se desplaza hacia la cámara de carga, hasta que la velocidad .V0 se anula, la totalidad del agua se comprime y todo el tubo está sometido a esfuerzo (d). La energía cinética del agua contenida en el tubo se transforma en comprimir el agua y en poner en tensión del tubo. Como el agua en la cámara de presión mantiene la presión hidrostática inicial y la presión en el tubo es mucho más alta, la corriente de agua se invierte, fluyendo ahora hacia la cámara con velocidad .V0 (e). Al invertirse la corriente, descarga la presión en el tubo y el frente de descompresión avanza hacia la válvula, hasta que todas las fuerzas de presión vuelven a transformarse en energía cinética (g). A diferencia del caso (a), la corriente fluye en dirección inversa, y por inercia tiene tendencia a conservar la velocidad .V0. Como consecuencia, la masa de agua cerca de la válvula se .estira., reduciendo la presión y contrayendo el tubo (h). Lo mismo ocurre con las restantes partículas del agua, con lo que aparece una onda de presión negativa cuyo frente se desplaza hacia la cámara (i) hasta que todo el tubo está sometido a compresión y la presión del agua en su interior es baja (j). Si no existiesen fenómenos de fricción, la magnitud de esta onda sería idéntica aunque de distinto signo que la inicial. La velocidad .V0 se anula y, siendo la presión en el interior del tubo inferior a la de la cámara, la corriente vuelve a invertirse (k). La onda de presión se desplaza ahora hacia la válvula (l) hasta completar el ciclo y comenzar el siguiente. La onda se desplaza a la velocidad del sonido en el medio (agua dentro de la tubería), que es la velocidad del sonido en el agua, modificada por la elasticidad de las paredes del tubo. Obsérvese la diferencia de magnitud entre la velocidad del agua (3-5 m/s) y la de la onda de presión (alrededor de 1400 m/s). Aunque en la realidad la tubería está inclinada, eso no afecta al fenómeno que acaba de escribirse y que se produce de la misma forma. Los fenómenos de fricción disipan gradualmente la energía cinética y la amplitud de oscilación disminuye con el tiempo. El tiempo necesario para que la onda de presión se desplace a lo largo de toda la tubería será obviamente

cLTc = (2.22)

30


y el empleado por la onda de presión en alcanzar la válvula en su recorrido de ida y vuelta, que se denomina tiempo critico:

cLTc

2= (2.23)

La velocidad c en m/s, se demuestra que es función de las elasticidades del agua y del material de la tubería y su valor viene dado por la ecuación:

31


EtkD

kc

+=

1

ρ (2.24)

en la que: t = espesor de pared (mm.) K = modulo de elasticidad del agua 2,1x109 N/m2

D = diámetro interno de la tubería (mm.) E = modulo de elasticidad del material de la tubería (N/m2) Si el frente de la onda de presión, en su camino de retorno llega a la válvula cuando esta ya está completamente cerrada, toda la energía cinética del agua contenida en el tubo se convertirá en una sobrepresión P, en metros de columna de agua, siendo ∆v el cambio en la velocidad del agua:

Vgc

gP

∆=∆ρ

(2.25)

Si por el contrario, la válvula está aun parcialmente abierta, solo una parte de la energía cinética se convertirá en sobrepresión. Empíricamente se demuestra que cuando el tiempo de cierre es diez veces mayor que el valor crítico T, el fenómeno puede ignorarse, porqué las sobrepresiones serán mínimas. Para tiempos de cierre superiores al crítico pero inferiores a diez veces el crítico, la sobrepresión, no alcanzará el valor P dado por la ecuación (2.25), pero puede calcularse por la formula de Allievi,.

en la que P0 es la presión estática del salto (altura de salto neto) y

en donde V0 = velocidad del agua en m/s, L= longitud total de la tubería en m, P0= presión estática neta en metros de columna de agua y t= tiempo de cierre en segundos. La presión total en la tubería es P = P0 + ∆P En el capítulo 5, dedicado a Obra Civil, en el subtitulo relacionado con el diseño de tuberías forzadas, se exponen algunos ejemplos que facilitan la comprensión del fenómeno desde el punto de vista del diseño. La metodología de Allievi, ha sido ya superada, entre otros, por Pogi y por Pezolli. Para un enfoque más riguroso habría que tener en cuenta, no solo la elasticidad del material y del agua, como se ha hecho más arriba, sino también las pérdidas de carga hidráulicas en el propio golpe de ariete y el tiempo real de cierre. Con independencia de los múltiples programas de ordenador destinados al diseño de sistemas de tubería

32


sometidos a impulsos transitorios, cabe destacar para aquello lectores interesados, un reciente trabajo de Ramos y Almeida - un modelo de orificio dinámico, que permite controlar el golpe de ariete producido, no solo por el cierre rápido de una válvula, sino también por el embalamiento y por el accionamiento de los alabes directores, de una turbina de reacción. – y la Red Temática “Surge-net “, financiada por la Comisión Europea, foro en el que participan 20 instituciones europeas, para el estudio de los fenómenos transitorios en tuberías, 2.3 Circulación del agua en canales abiertos Por oposición a los conductos cerrados, en los que el agua llena el conducto, en un canal abierto siempre existe una superficie libre. En general en un canal la superficie libre del agua está a la presión atmosférica, normalmente considerada como referencia de presión cero. Esto por una parte facilita el análisis, al eliminar el termino de presión, pero por otra lo complica ya que, a priori, la forma de la superficie es desconocida La profundidad cambia al cambiar las condiciones y, en el caso de flujos no estacionarios, su cálculo forma parte del problema. Un canal abierto siempre tiene dos paredes laterales y una solera, en las que el flujo satisface la condición de no deslizamiento. Un principio bien establecido de la mecánica de fluidos es el que dice que una partícula de fluido en contacto con una frontera sólida estacionaria no tiene velocidad. La viscosidad del fluido – el gran problema para el estudio matemático del movimiento de los fluidos reales - viene confinada a una débil capa de fluidos en la inmediata vecindad de la superficie frontera. Fuera de esta "capa limite" el fluido se comportará como si no tuviera viscosidad. Este es el fundamento de la teoría de la capa limite con el que se resuelven matemáticamente casos particulares del movimiento de fluidos. El espesor de esa capa limite depende, entre otros factores, de la velocidad, densidad y viscosidad dinámica del fluido.

Como consecuencia cualquier canal, incluso uno recto, tiene una distribución tridimensional de velocidades. La figura 2.11 muestra las líneas de igual velocidad en distintas secciones de un canal. El enfoque matemático se apoya en la teoría de la capa limite; el del ingeniero se basa en la velocidad media V.

33


2.3.1 Clasificación de los tipos de circulación en canales abiertos. Si se toma el tiempo como criterio de clasificación de regímenes, un flujo se clasificará como permanente, cuando en una sección dada el tirante no varía con el tiempo, o como inestable cuando varía, bien porque cambian la pendiente o la sección o porque hay un obstáculo en el canal.

Si lo que se toma como criterio es el espacio, se dice que un flujo es uniforme si el caudal y el tirante en cada tramo del canal no varían con el tiempo. Inversamente se dice que el flujo es variable si el tirante y/o el caudal varían a lo largo del canal. En la practica no se dan, salvo raras excepciones, flujos uniformes e inestables. Los flujos permanentes variables existen y pueden clasificarse en gradualmente variables o rápidamente variables. La figura 2.12 nos muestra un canal con distintos tipos de flujos. El caso de un flujo inestable – el tirante y/o el caudal varían a lo largo del canal – ocurre por ejemplo cuando se propaga hacia aguas arriba una pequeña onda de perturbación, producida por ejemplo por el cierre de una compuerta o en el caso, en un canal colector, en el que el caudal aumenta bruscamente. Como en el caso de la circulación del agua en tuberías a presión, también la ley de conservación de la energía gobierna el comportamiento del flujo en canales abiertos. A estos efectos la ecuación (2.1) sigue siendo perfectamente válida. La perdida de carga entre la sección 1 y la sección 2 viene dada por hf.

34


2.3.2 Flujo uniforme en canales abiertos Para que en un canal abierto el flujo sea uniforme tiene que satisfacer los siguientes requisitos

1. Tanto el tirante de agua como el caudal y la distribución de velocidad en todas las secciones del canal, deben permanecer constantes.

2. La línea (LNE) de nivel energético, la superficie del agua y el fondo del canal deben de ser paralelos.

Basándose en estos conceptos Chezy encontró que:

donde

C = factor de resistencia de Chezy Rh= radio hidráulico, resultado de dividir el área A de la sección perpendicular a

la corriente por su perímetro mojado P. Se= la pendiente del fondo del canal (que consideramos igual a la de la lámina de

agua) Han sido muchos los investigadores que han tratado de encontrar una correlación entre el coeficiente de Chezy y la rugosidad forma y pendiente de los canales. Robert Manning, analizando los múltiples datos obtenidos por experimentación llegó a la siguiente formula empírica:

en el que n es conocido como coeficiente de rugosidad de Manning, alguno de cuyos valores se incluyen en la tabla 2.4. Sustituyendo en la ecuación 2.29, el valor C dado por la ecuación 2.30 se obtiene, la formula de Manning aplicable a los flujos uniformes:

O alternativamente:

El parámetro ARh 2/3 ya hemos visto que es el factor de sección. La ecuación de Manning es el resultado de un ajuste de curvas y es por tanto completamente empírica. El coeficiente n no es adimensional, por lo que lo que aquí se expone al respecto solo es válido en unidades S.I. Asimismo hay que tener en cuenta que estas ecuaciones son solo válidas para canales de fondo plano. En canales aluviales, con diversas formas de fondo, el análisis es mucho más complejo, y las formulas citadas solo pueden aplicarse para una primera aproximación.

35


Tabla 2.5 Valores típicos del n de Manning

Revestimiento del canal Mínimo Normal Máximo

a. Acero liso

1. Sin pintar 2. Pintado

b. Cemento 1. Limpio en la superficie 2. Con mortero

c. Madera 1. Cepillada sin tratar 2. Cepillada creosotada 3. Planchas con listones

d. Hormigón 1. Terminado con lechada 2. Sin terminar 3. Gunitado

e. Mampostería 1. Piedra partida cementada 2. Piedra partida suelta 3. Fondo cemento, lados rip rap

f. De tierra recto y uniforme 1. Limpio, terminado recientemente 2. Limpio con cierto uso 3. Con musgo corto, poca hierba

0,011 0,012 0,010 0,011 0,011 0,011 0,012 0,013 0,014 0,016 0,017 0,023 0,020 0,016 0,018 0,022

0,012 0,013

0,011 0,013

0,012 0,012 0,015

0,015 0,017 0,019

0,025 0,032 0,030

0,018 0,022 0,027

0,014 0,017

0,013 0,015

0,014 0,015 0,018

0,016 0,020 0,023 0,030 0,035 0,035 0,020 0,025 0,033

2.3.3 Secciones eficientes en canales abiertos, De la ecuación (2.32) se deduce que para un canal de sección A dada y pendiente Se, el caudal permisible aumenta con el radio hidráulico. El radio hidráulico es pues un índice de eficacia. Ahora bien, el radio hidráulico es el cociente de la superficie A y del perímetro mojado P, por lo que el canal más eficiente será el que tenga el perímetro mojado mínimo. De todas las secciones posibles, el semicírculo es el que tiene un menor perímetro mojado para un área dada. Desgraciadamente este tipo de canal tiene unos costes de ejecución y de mantenimiento muy elevados, y solo se emplea, utilizando elementos prefabricados, para caudales pequeños. La sección que le sigue en eficiencia es el medio hexágono, una sección trapezoidal con ángulo de 60º. En pequeña hidráulica la sección más utilizada es la rectangular, que resulta fácil de construir, mantener y cubrir. En el capítulo 5, “Estructuras Hidráulicas”, se toman en consideración mucho más criterios – volúmenes de excavación, tipos de terrenos, estabilidad etc. - para seleccionar la sección más eficiente.

36


2.3.4 Principios de energía en canales abiertos Si el flujo es paralelo - las líneas de corriente no tienen curvatura substancial ni divergencia - la suma de la energía de posición h y la de energía de presión P/γ es constante e igual al tirante. En la práctica la mayoría de los flujos uniformes y muchos de los gradualmente variables se pueden considerar flujos paralelos al fondo del canal.

Para un canal con pendiente sensiblemente uniforme y moderada (figura 2.13 a) la presión en un punto cualquiera del flujo es igual a la profundidad a que se encuentra dicho punto - es decir, la distancia vertical entre la superficie del agua y el punto - la distribución de esfuerzos es típicamente triangular. Sin embargo si el agua fluye siguiendo un camino convexo, como sucede por ejemplo en la coronación de un aliviadero (figura 2.13 b), la fuerza centrífuga resultante se opone a la fuerza de la gravedad y la presión en un punto cualquiera, es inferior a la correspondiente a su profundidad, en mV2/r, donde m es la masa de la columna de agua por encima del punto y V2/r la aceleración centrífuga de la masa de agua desplazándose a lo largo de una curva de radio r. Si el camino es cóncavo (figura 2.13 c), la fuerza centrífuga se suma a la fuerza de la gravedad. Así pues la distribución para flujo lineal, convexo y cóncavo vendrá dado respectivamente por las ecuaciones

)();();(22

crgVyyPb

rgVyyPayP

+=−==γγγ

(2.33)

en las que γ es el peso específico del agua, y la profundidad a que se encuentra el punto dado bajo el agua, V la velocidad de corriente en ese punto y r el radio de curvatura del camino curvilíneo que sigue el flujo. y = h cosα siendo h la profundidad del punto, medida perpendicularmente al fondo del canal. La energía específica del flujo relativa al fondo del canal será según Bernouilli:

gVyE2

2

α+= : (2.34)

37


donde a es un factor para corregir la no uniformidad del perfil de velocidad y V la velocidad promedio del flujo. El valor de a varía con la distribución de la velocidad de corriente en el canal. Su valor puede variar entre 1,05 - para una distribución muy uniforme de la corriente - y 1,20 para una distribución muy poco uniforme. Sin embargo para un primer análisis se trabaja con un valor de a=1, lo que es admisible cuando la pendiente es pequeña (S < 0,018 ó α<1,03º). Entonces la ecuación (2.34) se escribe:

gVyE2

2

+= (2.35)

Para una sección dada del canal, con un área A, y un caudal Q, la ecuación (2.35) puede reescribirse (tomando α = 1):

2

2

2gAQyE += (2.36)

que demuestra que para un caudal dado Q, la energía específica en una sección dada es función unidamente del tirante y. Si, para un caudal Q, se dibuja la curva que representa la energía específica en función del tirante y, se obtiene una curva con dos ramas (figura 2.14); la rama AC se aproxima asintóticamente al eje horizontal y la rama AB a la línea E = y. El punto crítico A representa el tirante y con el cual se puede hacer pasar por la sección el caudal Q con la mínima energía. Para cualquier otro punto por encima del eje E existen dos tirantes posibles; si el tirante es menor que A el caudal se hace pasar a mayor velocidad y por lo tanto con más gasto de energía – lo que se conoce como flujo supercrítico -, mientras que si el tirante es mayor que A, el caudal se entrega a menor velocidad, pero también con mayor consumo de energía – lo que se conoce como flujo subcrítico.

El punto crítico A corresponde al estado de energía mínima. Para encontrarlo basta igualar a cero la derivada de la energía específica (2.36) con respecto a y:

013

2

=+−=dydA

gAQ

dydE (2.37)

38


La diferencial de el área de agua cerca de la superficie libre, dA/dy es igual a T, siendo T la anchura del tope de la sección del canal (figura 2.14). Por definición:

TAY = (2.38)

A Y se le conoce como tirante hidráulico de la sección y constituye un parámetro importante en el estudio del movimiento de un fluido en un canal. Sustituyendo dA/dy por T, y A/T por Y, en la ecuación (2.37) tendremos

1=gYV (2.39)

A la expresión adimensional gYV se la conoce como número de Froude. Un numero de Froude mayor que la unidad es indicativo de flujo supercrítico; en cambio un numero de Froude menor que la unidad es indicativo de flujo subcrítico. Un número de Froude igual a la unidad es indicativo de un flujo crítico transicional.

Tabla 2.6 Propiedades geométricas de los canales

Como muestra las figura 2.14, las curvas E-y para valores de gasto mayores que Q están situadas a su derecha, y las curvas E-y para valores de gasto menores que Q, a la izquierda. En el caso de canales rectangulares de ancho b, la ecuación (2.35), puede reducirse a formas más aptas para el cálculo. Por ejemplo definiendo el gasto por unidad de anchura q como

bQq =

39


la velocidad promedio será

yqv =

Para un canal rectangular y = Y con lo que la ecuación (2.35) puede reescribirse:

gq

gbQye

2

32

2

== (2.40)

La Tabla 2.6 muestra las características geométricas de diversas secciones de canales y la Tabla 2.7, tomada de Straub (1982) las ecuaciones semi-empíricas para la estimación de yc en canales no rectangulares.

Ejemplo 2.6

Para un canal trapezoidal con b=6 m y z=2, encuéntrese el tirante crítico del flujo para Q=17 m3/s De la tabla 2.6 ψ = αQ2/g = 29,46 para α =1 La solución es válida siempre que 0,1<Q/b2,5<0,4. Pero Q/b2,5 =0,19 y por tanto la solución es válida, De acuerdo con la tabla 2.5

86,081,027,0

25,175,0 =Φ−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ Φ

=zb

bzye m

Tabla 2.7 Ecuaciones semi-empíricas para yc (Straub, 1982)

yc en función de Y = α Q2/g

El estudio de los tirantes críticos y de los regímenes subcrítico y supercrítico permiten predecir los perfiles de la superficie del agua, en casos como la de una repentina inclinación en un tramo de un canal para conectarse a otro, el diseño de aliviaderos, la formación de ondas al cierre o apertura brusca de una compuerta, etc.

40


Figura 2.15

Diagrama de Moody para el factor f en conductos cerrados 1. Por Jonas Rundquist (SERO), Pedro Manso (EPFL) y Celso Penche (ESHA)

41


Bibliografía 1.N.H.C.Hwang y Carlos Hita, "Fundamentals of Hydraulic Engineering Systems"Prentice Hall

Inc. Englewood Cliffs, New Jersey 1987 2. F.H. White, "Fluid Mechanics", MacGraw-Hill Inc. USA 3. A. Piqueras, "Evacuación de Broza", ESHA Info nº 9 verano 1993 4. L. Allievi, The theory of waterhammer, Transactions ASME 1929 5. H. Chaudry. Applied Hydraulic Transients, Van Nostrand Reinhold Co. 1979 6. V.L. Streeter y E.B. Wylie, Hydraukic Transients, McGraw-Hill Book Co., NewYork 1967 7. J. Parmakian. Waterhammer analysis. Dower Publications, New York 1963 8. R.H. French, "Hidráulica de canales abiertos" McGraw-Hill/Interamericana de Mexico, 1988 9. V.T. Chow, Open Channel Hydraulics, McGraw-Hill Book Co., New York 1959 10. V.L. Streeter y E.B. Wylie, Fluid Mechanics, McGraw-Hill Book Co., New York 1975 11. A-C. Quintela. “Hidráulica”. Ed. Calouste Gulbekian Foundation. 1981 12. J. Dubois. “Comportement hydraulique et modélisation des écoulements de surface ».

Communication LCH nº 8, EPFL, Lausanne 1998. 13. Mosonyi. “Water Power Development”. Tomo I y II. Alcadémiai Kiadó. Budapesty,

1987/1991

Otras referencias sobre tópicos de este capitulo

H.W.King y E.F. Brater, Handbook of HYdraulics, McGraw-Hill Book Co., New York 1963

R. Silvester, Specific Energy and Force Equations in Open-Channel Flow, Water Power March 1961

42


CAPITULO 3: EVALUACION DEL RECURSO HIDRICO 3: EVALUACION DEL RECURSO HIDRICO.............................................................45

3.1 Introducción.................................................................................................45

3.2 Registros de datos hidrológicos ....................................................................46

3.3 Medición directa del caudal..........................................................................47

3.3.1 Medición del área y la velocidad. ...................................................47 3.3.2 Aforo por dilución...........................................................................52 3.3.3. Mediante estructuras hidráulicas....................................................54 3.3.4 Medida del caudal por la pendiente de la lámina de agua. ............55

3.4 Régimen de caudales ....................................................................................56

3.4.1 Hidrograma ....................................................................................56 3.4.2 Curva de caudales clasificados (CCC)............................................57 3.4.3 Curvas estándar de caudales clasificados .......................................58 3.4.4 Curvas de caudales clasificados en tramos no aforados .................59

3.5 Presión del agua o salto ................................................................................66

3.5.1 Medida del salto bruto ....................................................................66 3.5.2 Estimación del salto neto ................................................................67

3.6 Caudal ecológico o caudal reservado ...........................................................69 3.7 Estimación de la energía generada ...............................................................69

3.7.1 Variación del salto con el caudal y potencia de la turbina..............71 3.7.2 Almacenamiento diario para turbinar en horas punta .....................73

3.8 Energía firme ...............................................................................................74 3.9 Crecidas ........................................................................................................74

3.9.1 Crecida de diseño...........................................................................74

3.9.2 Estimación de la crecida de proyecto.............................................76

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LISTA DE FIGURAS Figura 3.1 esquema de un pequeño aprovechamiento hidráulico..................................46 Figura 3.2 medida del nivel de agua en estación de aforo.............................................47 Figura 3.3 curva de gasto...............................................................................................49 Figura 3.4 sección transversal del cauce .......................................................................49 Figura 3.5 molinetes ......................................................................................................51 Figura 3.6 diagrama de conductividad ..........................................................................53 Figura 3.7 medición con aliviaderos .............................................................................55 Figura 3.8 hidrograma ...................................................................................................56 Figura 3.9 curva de caudales clasificados .....................................................................57 Figura 3.10 curva CCC logarítmica................................................................................58 Figura 3.11 curvas CCC estándar ...................................................................................59 Figura 3.12 esquema de una cuenca ...............................................................................60 Figura 3.13 área cuenca real ...........................................................................................61 Figura 3.14 curvas isoyetas ............................................................................................62 Figura 3.15 polígonos de Thiessen.................................................................................63 Figura 3.16 esquema de tuberías ....................................................................................67 Figura 3.17 definición área útil de la CCC.....................................................................69 Figura 3.18 variación del rendimiento de la turbina.......................................................71 Figura 3.19 variación del salto en función del caudal………… ....................................73 Figura 3.20 SIG vectorial y de raster..............................................................................79 LISTA DE TABLAS Tabla 3.1 Valores típicos n de Manning, en canales abiertos........................................56 Tabla 3.2 Coeficientes C de escorrentía ........................................................................66 Tabla 3.3 Criterios de diseño típicos de crecidas ..........................................................75 Tabla 3.4 Probabilidad de ocurrencia ............................................................................75 LISTA DE FOTOS Foto 3.1: estación típica de aforo.....................................................................................48

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3: EVALUACION DEL RECURSO HIDRICO1

3.1 Introducción Un aprovechamiento hidráulico necesita, para generar electricidad, un determinado caudal y un cierto desnivel. Se entiende por caudal la masa de agua que pasa, en un tiempo determinado, por una sección del cauce y por desnivel, o salto bruto, la distancia, medida en vertical, que recorre la masa de agua – diferencia de nivel entre la lámina de agua en la toma y en el punto donde se restituye al río el caudal ya turbinado. Este salto puede estar creado por una presa, o conduciendo el agua, derivada del curso de agua, por un canal más o menos paralelo a su curso, de muy poca pendiente con una perdida de carga pequeña, hasta un punto desde el que es conducida a la o las turbinas por una tubería a presión, o tubería forzada. Al proyectista se le presentan multitud de configuraciones posibles para explotar el potencial de un determinado tramo de río, y debe escoger, basado en su experiencia y en su talento, aquella que optimice ese potencial. En la figura 3.1 el agua, al fluir desde el punto A al punto B, y sea cual sea su recorrido intermedio - el propio curso de agua, un canal o una tubería forzada - pierde energía potencial de acuerdo con la ecuación

P=QHgγ En la que P es la potencia, en Kw. pérdida por el agua;

Q el caudal medido en m3/s, Hg el salto bruto en m γ el peso del agua (9,81 KN/m3).

El agua, en su caída, puede seguir el cauce del río, en cuyo caso el potencial se disipará en fricción y turbulencia, lo que se traducirá en una elevación marginal de la temperatura del agua. O puede circular de A a B por una tubería en cuya extremidad inferior está instalada una turbina. En este caso la potencia se utiliza principalmente para accionar la turbina – generando energía eléctrica - aunque una pequeña parte se disipa en vencer la fricción para poder circular por las conducciones. Un buen diseño será aquel que minimice la disipación de potencia durante su recorrido entre A y B, para que sea máxima la disponible para accionar la turbina. Para valorar el recurso hídrico hay que conocer como evoluciona el caudal a lo largo del año - un solo valor instantáneo del caudal no es significativo - y cual es el salto bruto de que se dispone. En el mejor de los casos, las autoridades hidrológicas habrán instalado, en el tramo de río en el que piensa emplazarse el aprovechamiento, una estación de aforos con lo que podrá disponerse de una serie temporal de caudales, que será tanto más valida cuanto más larga sea su historia.

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Figura 3.1: Esquema de un pequeño aprovechamiento hidráulico

No es fácil sin embargo que, dado el tamaño de los ríos sobre los que se construyen estos aprovechamientos, puedan encontrarse registros de caudales para el tramo en cuestión. Si no existen habrá que acudir a la hidrología, que nos permitir á conocerlos con suficiente aproximación, bien sea por medición directa o indirecta, bien sea por cálculo a partir de los factores climáticos y fisiográficos de la cuenca de captación. El primer paso a dar será el de averiguar si existen series temporales de caudales para el tramo de río en estudio, para otros tramos del mismo río o para ríos semejantes de la zona, - con las que poder reconstruir el régimen de caudales - y en último termino habrá que obtener los factores climáticos con los que calcularlo. 3.2 Registros de datos hidrológicos En todos los países de Europa existen organismos especialmente dedicados a la recogida y gestión de datos hidrológicos y climáticos de distintos tipos, cada uno de ellos utilizables en la evaluación del potencial hidráulico del sitio escogido para el aprovechamiento. Entre estos datos se incluyen:

• Registros históricos de caudales procedentes de las estaciones de aforo. • Caudales medios y curvas de caudales clasificados tanto simples como

sintéticos. • Mapas de cuencas de recepción, escorrentías, pluviometría, características del

suelo, pendientes etc. En el seno de Naciones Unidas, la "World Meteorological Organization", dispone de un servicio de información hidrológica (INFOHYDRO), con datos sobre::

• Organizaciones, instituciones y agencias relacionadas con la hidrología; • Actividades hidrológicas de dichos organismos;

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• Principales cuencas y lagos del mundo; • Redes de estaciones hidrológicas de los países - número de estaciones y

duración de las series; • Bancos de datos hidrológicos nacionales - situación de la recogida, proceso y

archivo de datos; • Bancos de datos internacionales, referentes a la hidrología y a los recursos

hídricos. Para obtener más información visite la página www.wmo.ch. 3.3 Medición directa del caudal Si no existen series temporales para el tramo de río en estudio, y se dispone de tiempo para ello, se pueden medir los caudales a lo largo de un año como mínimo ya que una serie de medidas instantáneas no tienen ningún valor. Para ello puede hacerse uso de diversas opciones. 3.3.1 Medición del área y la velocidad. Un método convencional empleado en ríos grandes y medianos consiste en medir la sección transversal del río, en un punto dado, y la velocidad media de la corriente de agua que la atraviesa. Para ello hay que contar, aguas abajo de un tramo recto de razonable longitud, en lo que se conoce como .sección de control, donde se pueda establecer, de una manera fiable, una relación entre alturas de lámina de agua y caudales. La figura 3.2 muestra esquemáticamente una estación de aforos, construida bajo este concepto

Figura 3.2: medida del nivel de agua en estación de aforo Al variar el caudal, varía la altura de la lámina de agua. Lo que hace la estación de aforo es registrar periódicamente la altura de la lámina, medida sobre una regla graduada en metros y centímetros. En las estaciones modernas en lugar de una regla, que obliga a una recogida manual de los datos, se utiliza un sensor piezoeléctrico de nivel de agua cuya señal se envía a la tarjeta de entrada de datos de un ordenador, que se encarga de su registro y ulterior procesamiento.

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Foto 3.1: estación típica de aforo

Estas lecturas se traducen a caudales mediante la curva de gasto de la estación (figura 3.3), que correlaciona el nivel de la lámina de agua con el caudal correspondiente. Para dibujar esta curva hay que medir simultáneamente el nivel de la lámina de agua y el caudal mediante cualquiera de las técnicas que se describen en este capítulo. Se recomienda empezar por dibujar el tramo de la curva correspondiente a los caudales bajos, y aprovechar estas mediciones para iniciar la construcción de una curva que correlacione el caudal con el coeficiente n de Manning Cuando se dibuja la curva sobre la base de un cierto número de lecturas, es fácil deducir su expresión matemática. La curva está representada por la función:

Q=a(H+B)n

en la que a y n son constantes H = altura de la lámina según registro B = factor de corrección para obtener la altura real. Para calcular la corrección B de la escala (ver fig. 3.2) se comienza por hacer dos lecturas de modo que

Q1 = a(H1+B)n

Q2 = a(H2+B)n

Se hace después una tercera medida para un caudal Q3, media geométrica de Q1 y Q2, al que corresponderá una lectura H3.

Así se podrá escribir:

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(H3+B)2 = (H1+B)(H2+B)

321

2123

2HHHHHH

B−+

−= (3.2)

Existen normas ISO para la correcta aplicación de esta técnica

3.3.1.1 Calculo del área de la sección transversal. Para calcular el área de la sección transversal, se recomienda descomponerla en una serie de trapecios como muestra la figura 3.4.

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Midiendo sus lados con ayuda de unas reglas graduadas, colocadas en la forma que indica la figura, el área de la sección mojada del cauce vendrá dada por la ecuación:

nhhhh

bS n++++=

....321 (3.3)

3.3.1.2 Calculo de la velocidad media en la sección transversal Como la velocidad de la corriente varía horizontal y verticalmente, es necesario medir la velocidad en un determinado numero de puntos para poder obtener la velocidad media. A continuación se describen algunas de las técnicas utilizadas para ello. Con un flotador. Se coloca un objeto flotante no muy ligero - por ejemplo un tapón de madera o una botella medio vacía – en el centro de la corriente y se mide el tiempo t (en segundos) que necesita para recorrer una longitud L (en metros). La velocidad superficial, en m/s, vendrá dada por el cociente de la longitud L y el tiempo t. Para estimar la velocidad media habrá que multiplicar la velocidad superficial por un coeficiente que varía entre 0,60 y 0,85, dependiendo de la profundidad del curso de agua y de la rugosidad del fondo y paredes del cauce (0,75 es un valor aceptable). Existe una versión mejorada de este método, presentada por Chinstensen en 1994, que utiliza un flotador para estimar la velocidad máxima, la velocidad media y el caudal. Denominado el "método de una naranja" resulta más preciso que el del flotador original, pero también requiere mas cálculos. En un punto cercano al centro del cauce se suelta del fondo una naranja ligeramente flotante, y se miden, el tiempo que tarda la naranja en alcanzar la superficie y la distancia recorrida al final del ascenso. Luego se deja flotar la naranja hasta una cierta distancia del punto de emergencia, para lo que tardará un tiempo determinado. Utilizando los datos referidos se calculan fácilmente las velocidades máximas y medias de la corriente y simulando la rugosidad del cauce se calcula el caudal medio con un error menor del 5% sin necesidad de calcular la sección transversal del cauce. Con un molinete mecánico Un molinete es un instrumento diseñado para medir la velocidad de un fluido. En principio los molinetes pueden ser de dos tipos: De eje vertical con rotor de cazoletas. En su versión más simple consta de una rueda de cazoletas (figura 3.5 (a)), montadas sobre un eje vertical. Estos molinetes trabajan con velocidades de corriente más bajas que los de eje vertical y sus cojinetes están mejor protegidos contra la acción del agua turbia. Los cojinetes pueden ser reparados en obra. De eje horizontal con alabes (de hélice). Una hélice pequeña gira sobre un eje horizontal, alineado paralelamente a la corriente de agua (figura 3.5 (b)). El instrumento debe estar lastrado para que se situé debajo del observador. La hélice perturba menos las líneas de agua y no se enreda tan fácilmente con el verdín que arrastra el agua. El molinete envía, por cada vuelta o número de vueltas predeterminado del eje, un impulso eléctrico que es transmitido a un contador, que se encarga de registrar el número de impulsos por unidad de tiempo.

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Figura 3.5: molinetes Con un molinete electromagnético. Un molinete electromagnético es un instrumento para medir la velocidad de un fluido, encerrado en una capsula hidrodinámica y sin componentes móviles. Su funcionamiento se basa en el voltaje inducido en un conductor eléctrico –en este caso la corriente del agua cuya velocidad se quiere medir- al desplazarse en un campo magnético, voltaje que es proporcional a la velocidad del conductor. Es aun mas compacto que el molinete de hélice, y esta especialmente indicado para medir velocidades muy pequeñas, para las que los de hélice dan resultados erráticos. Su menor vulnerabilidad al atoramiento por verdín o por algas los hace recomendables en la medición de caudales en cauces muy contaminadas o por los que circula mucha broza Con un molinete acústico. Dispositivo sin componentes mecánicos, no intrusito, para medir el caudal en canales abiertos o en tuberías. Se basa en un principio físico: el tiempo que tarda una señal acústica en recorrer una distancia dada se ve alterada por la velocidad del fluido a través del que viaja. Una señal acústica –en este caso de alta frecuencia- enviada aguas arriba viaja más lentamente que otra enviada aguas abajo. El dispositivo calcula la velocidad media del fluido midiendo con precisión el tiempo de transito de las señales enviadas diagonalmente en ambas direcciones. Con un molinete de efecto Doppler Los aforadores acústicos - ADV (Acoustic Doppler Velocimeter) - miden la velocidad del agua utilizando un principio físico llamado efecto Doppler. Si una fuente de sonido se mueve con respecto al receptor, la frecuencia del sonido recibido tiene una frecuencia

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distinta que la del emitido (el ejemplo conocido del tren) Los impulsos, muy cortos, de sonido se transmiten al agua mediante uno o más transductores, que concentran la energía en un cono de ángulo muy pequeño. El receptor también es sensitivo solamente a los sonidos que llegan en un cono muy estrecho. Estos impulsos chocan con partículas tales como sedimentos, plancton, o burbujas, que se mueven con el agua. El sonido reflejado por las partículas vuelve al transductor. El movimiento de las partículas cambia la frecuencia del sonido reflejado, y la magnitud del cambio es proporcional a la velocidad de las partículas; como estas se mueven en la misma dirección y a la misma velocidad que el agua en el que están suspendidas, el efecto Doppler mide la velocidad del agua. Los aforadores hidroacústicos no tiene componentes móviles por lo que requieren menos mantenimiento. Los modelos actuales utilizan transductores biestáticos (solo transmiten o solo reciben impulsos de sonido) lo que aumenta la precisión de la medida. Existen ADVs que miden velocidades en el rango de ± 3 cm/s, y dan resultados precisos hasta con velocidades tan bajas como 0,1 cm./s. Estimación de la velocidad media con molinetes Para medir la velocidad de corriente en ríos grandes y medianos se cuelga el molinete de un puente, lastrándolo para que no sea arrastrado por la corriente y haciendo que se mantenga en la vertical del observador. Si el puente es de varios tramos, los pilares intermedios darán lugar a una constricción o a una expansión de las líneas de corriente, lo que puede falsear las mediciones. Si no hay ningún puente en el tramo escogido del río, podrá utilizarse un bote bien anclado a las dos orillas. Un cable ligero, pero bien tenso, permitirá conocer con suficiente precisión la posición horizontal del punto en el que se está midiendo la velocidad de la corriente. Si la velocidad es muy elevada - por ejemplo en épocas de crecida - el cable del que cuelga el molinete se inclinará tanto más cuanto más elevada sea aquella. No obstante, conociendo la longitud del cable y su inclinación, se podrá localizar con precisión el punto de medida.. En ríos pequeños, el operador coloca el molinete sujeto a una barra de metal vadeándolo. Trasladando así el molinete a los puntos previamente fijados sobre un dibujo de la sección transversal, obtendremos un mapa de velocidades que permitirán dibujar las curvas de igual velocidad o isovelas, para a continuación, y con ayuda de un planímetro, medir el área de las superficies comprendidas entre cada dos isovelas consecutivas. La suma de los productos del área de cada una de esas superficies por el valor medio de las isovelas que la delimitan, dividida por la superficie total de la sección, dará el valor de la velocidad media global. 3.3.2 Aforo por dilución. Los métodos de dilución resultan particularmente idóneos para los pequeños arroyos de montaña, donde debido a la rapidez de la corriente y a la escasa profundidad del cauce no se puede utilizar con éxito un molinete. Para calcular el caudal se inyecta en el curso de agua una solución de un producto químico, de concentración conocida y aguas abajo, a una distancia suficiente para que el producto se haya mezclado completamente se recogen las muestras de agua. El producto puede inyectarse a un ritmo constante, durante un lapso de tiempo dado, o de golpe en una única dosis. En la práctica resulta más sencillo inyectar la solución en un golpe. Tomando muestras del agua a cortos

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intervalos y analizándolas, se construye una curva concentración-tiempo. Hasta hace unos años se utilizaban soluciones de sales de cromo y las muestras se analizaban por colorimetría. El método es muy preciso pero requiere un equipo costoso y personal especializado5 . Actualmente se trabaja con soluciones de cloruro sódico, cuya concentración aguas abajo se mide por la variación de la conductividad eléctrica del agua, ya que existe una relación lineal entre esta ultima y la concentración en sal. El equipo necesario para medir la conductividad en estos casos es poco costoso y se presta fácilmente a ser automatizado mediante la utilización de un “data logger”. Utilizando la inyección instantánea, la sal se añade bien sea .en forma de solución saturada o en seco sin disolver. Si se emplea una solución saturada hay que determinar previamente su conductividad.

Figura 3.6: diagrama de conductividad Si en lugar de la solución, se vuelca una masa dada de sal M, el caudal se calcula por la formula

CFAMQ×

=

En la que M es la masa de sal añadida y CF es el factor de concentración, o la pendiente de la relación entre la concentración de sal y la conductividad eléctrica. Trabajando con diferentes tipos de sal común y en ríos, cuya conductividad de fondo variaba entre 10 y 80 µS/cm. los factores de concentración variaron entre 0,5642 y 0,5872. En la practica se fijó para CF un valor estándar de 0,5794. Los resultados solo son validos si en el

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lugar en el que se mide la conductividad la sal y el agua están perfectamente mezclados, y el volcado de la solución o de la sal, debe de ser instantáneo. Existen formulas para determinar el recorrido del agua antes de proceder a medir la conductividad, pero se recomienda experimentar, midiendo a diferentes distancias hasta conseguir que la curva de conductividad sea estable. Un recorrido de 150 m parece aceptable en la mayoría de los casos. El método de dilución de cloruro sódico es comparable desde el punto de vista de precisión con la medida con molinetes para arroyos alimentados por una cuenca de recepción no superior a los 45 km2 y resulta más exacto cuando el flujo es francamente turbulento. En realidad los dos métodos son complementarios; así mientras que los molinetes exigen un flujo laminar y no dan buenos resultados con flujos turbulentos, también es cierto lo contrario. La ventaja de los métodos por dilución es que no requieren que el operador entre en el agua y que se prestan a una automatización fácil del proceso. 3.3.3 Mediante estructuras hidráulicas 3.3.3.1 Método del vertedero Siempre que el curso de agua a desarrollar tenga un caudal razonablemente pequeño (digamos menos de 4 m3/s), resulta factible construir en su cauce un vertedero temporal. El vertedero es una pared dispuesta perpendicularmente a la corriente, con una entalla de sección bien definida a través de la cual se puede hacer pasar el agua. Los vertederos se clasifican según la forma del corte: en V, rectangular y trapezoidal y según sea el espesor de la lamina en la que está recortada la entalla, pueden ser de cresta ancha o de cresta delgada. Las experiencias llevadas a cabo en laboratorio permiten conocer los coeficientes de gasto correspondientes a los distintos tipos de vertedero. Basta pues medir aguas arriba del mismo (como mínimo a una longitud igual a 4 veces la altura a medir) el nivel h, sobre el vertedero. Los vertederos triangulares resultan más precisos para caudales pequeños, pero los rectangulares pueden medir una horquilla de caudales mucho más amplia. La figura 3.7 muestra las dimensiones de dos vertederos, respectivamente con sección rectangular y triangular, así como las fórmulas empleadas para calcular el caudal en función de h. Las normas ISO 3846:1989 6, 3847:1987 7, 4359:1983 8, 4360:1984 9, y 4362:1992 10, especifican los métodos de medida de caudal utilizando vertederos de distintas formas y espesores.

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Figura 3.7: medición del caudal con aliviaderos

.3.3.3.2 Método de la acequia En lugar de un vertedero se puede utilizar un canal de aforo: una acequia con un perfil tal que produce una aceleración de la corriente de agua. Esta aceleración puede originarse haciendo converger las paredes o levantando el fondo. Si solo se levanta el fondo, lo que se tiene es un vertedero de cresta ancha, como los mencionados anteriormente. La perdida de carga - perdida de altura de la lámina de agua - es un veinticinco por ciento de la que se produce en un vertedero de cresta delgada, y en algunos tipos de acequia puede reducirse hasta el diez por ciento. El más conocido es el canal de Parshall, basado en el mismo principio que el venturímetro, y permite medir caudales en corrientes de agua con arena y otros sólidos pesados en suspensión. La perdida de carga es sensiblemente menor que la que se produce en un vertedero de aforo. Desarrollado por Randolph Parshall, a principios del siglo pasado, se emplea con frecuencia en las instalaciones de tratamiento de aguas residuales. El canal de aforo debe estar siempre precedido de un canal de sección constante en el que se "tranquilicen" las aguas. 3.3.4 Medida del caudal por la pendiente de la lámina de agua. Este método, basado en la ecuación de Manning, se emplea para medir grandes caudales, con los que ninguno de los métodos anteriores se obtienen resultados fiables. Para utilizarlo hay que disponer de un tramo recto de 50 a 300 metros de longitud, con pendiente y sección uniformes. Para medir la pendiente de la lámina de agua se hincan en el cauce una serie de estacas; la sección transversal se mide levantando un plano de

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varias secciones del cauce y calculando la media de sus áreas (A) y de sus radios hidráulicos (R). Con estos datos la formula 3.6 de Manning da el valor de Q

nSARQ

21

32

= (3.6)

Tabla 3.1. Valores típicos n de Manning, en canales abiertos

cauces n Cauce natural fluyendo suavemente y limpio 0,030 Río estándar en condiciones estables 0,035

Río con bajíos y meandros y con abundante flora acuática 0,045

Río o arroyo con piedras, bajíos y ramas 0,060

El punto débil del método reside en la estimación del valor de n (tabla 3.1). En cauces naturales n es del orden de 0,035, por lo que un error de una milésima en su apreciación dará lugar a un error en el valor del caudal del orden del 3%. Los resultados pueden ser más precisos si se representa en un gráfico el valor de n con respecto a la altura de la lámina de agua, para los varios caudales medidos anteriormente, estimándose su valor para grandes alturas de lámina por extrapolación del citado gráfico.

3.4 Régimen de caudales Los resultados de una serie temporal de caudales, aforados durante algunos años, solo serán útiles si se organizan de alguna forma. 3.4.1 Hidrograma Una manera de ordenarlos es representarlos secuencialmente en lo que se denomina un hidrograma (caudales contra tiempo) como el de la figura 3.8.

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3.4.2 Curva de caudales clasificados (CCC) También se pueden ordenar los datos por orden de magnitud en vez de por orden cronológico, indicando el número de días, o el porcentaje de tiempo, en el que se alcanzan o se superan determinados valores del caudal.

nº de días % del año ______________________________________________________________________ Caudales de más de 8,0 m3/s 41 11,23 Caudales de más de 7,0 m3/s 54 14,90 Caudales de más de 6,5 m3/s 61 16,80 Caudales de más de 5,5 m3/s 80 21,80 Caudales de más de 5,0 m3/s 90 24,66 Caudales de más de 4,5 m3/s 100 27,40 Caudales de más de 3,0 m3/s 142 39,00 Caudales de más de 2,0 m3/s 183 50,00 Caudales de más de 1,5 m3/s 215 58,90 Caudales de más de 1,0 m3/s 256 70,00 Caudales de más de 0,35 m3/s 365 100,00 Con esta tabla se puede dibujar el gráfico de la figura 3.9, conocido como curva de caudales clasificados .

Figura 3.9. Curva de Caudales Clasificados (CCC)

Hoy en día, en que las series temporales de las estaciones de aforo están digitalizadas, lo recomendable es procesar el listado cronológico en una hoja electrónica, ordenándolo en sentido descendente, y con ayuda de un simple macro, o a mano, clasificar los datos de forma análoga a como se ha procesado la tabla anterior y obtener automáticamente la

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CCC. Una vez obtenida la tabla, aprovechando las posibilitases gráficas de la hoja electrónica se dibuja automáticamente la curva de caudales clasificados. Cuando la diferencia entre el máximo y el mínimo del caudal es de dos o más órdenes de magnitud, conviene dibujar la curva de caudales clasificados utilizando una escala logarítmica para los valores de Q y una escala normal para las frecuencias, con lo que la figura 3.9 se representaría por la figura 3.10

Figura 3.10: curva CCC logarítmica 3.4.3 Curvas estándar de caudales clasificados Cuando se quieren compara las CCCs de distintos ríos resulta útil dividir los valores de los caudales, primero por la superficie de la cuenca de captación y luego por la intensidad media anual de precipitación. Estas curvas donde los caudales vienen dados en m3/s, por unidad de superficie de cuenca de captación y por unidad de precipitación anual (típicamente m3/s/km2/m) se conocen como CCCs estándar. La figura 3.11 muestra veinte CCCs estándar, dibujadas a escala doble logarítmica, correspondientes a cuencas de captación geológicamente diferentes, dibujadas a doble escala logarítmica. Una familia de curvas CCC regionales permite comprobar la influencia de la geología superficial de la cuenca de recepción, en la forma de la curva. Si las CCC de diferentes cuencas están estandarizadas en función del caudal medio, es posible utilizar ciertas estadísticas de bajo caudal, como por ejemplo la Q95 (caudal que se iguala o sobrepasa el 95% del año) para dibujar la curva de caudales clasificados. Esta característica se utiliza en algunos programas destinados a dibujar la CCC en cuencas no aforadas

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Otra forma de de presentar CCCs estandarizados es la de expresar Q en términos de Q/Qm , siendo Qm el caudal medio. La utilización de tal ordenada adimensional permite comparar en el mismo grafico ríos pequeños y grandes. Si se dispone de suficiente número de series temporales de ríos cercanos con cuencas de similar topografía y parecidas condiciones climáticas, es posible evaluar las curvas CCC en tramos de río no aforados. Así mismo si se conoce la CCC de un tramo del mismo río, se puede dibujar la CCC de otro tramo del mismo río, extrapolando la conocida en función de las áreas de las cuencas de recepción respectivas. 3.4.4 Curvas de caudales clasificados en tramos no aforados Si no existen series fiables de caudales para el tramo escogido, ni para tramos de ríos cercanos con características similares que permitirían obtenerlas por la relación de áreas de cuencas de captación e intensidad de precipitaciones, habrá que recurrir a la hidrología que utiliza las características fisiográficas de la cuenca de captación, la intensidad de las precipitaciones y los valores de evapotranspiración, para dibujar la CCC que defina el régimen de caudales. En la mayoría de los países de la Unión Europea existen datos fiables de intensidad pluviométrica, evaporación y características geológicas superficiales, que permitirán dibujar CCC sintéticas. 3.4.4.1. Cuenca de captación Una cuenca de captación es un territorio geográfico cuyos límites son las crestas de las montañas, que en realidad constituyen las divisorias de aguas. La cuenca de captación es por tanto un territorio aislado, desde un punto de vista hidrológico, que funciona como un colector encargado de recoger las precipitaciones y transformarlas en escurrimientos.

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La cuenca está limitada por una línea imaginaria que la separa de las cuencas adyacentes y distribuye el escurrimiento originado por la precipitación que en cada sistema de corrientes fluye hacia el punto de salida de la cuenca o exutorio B.

Cuando el suelo permeable recubre un substrato impermeable, la cuenca de recepción entendida como superficie topográfica no refleja la realidad, tal como se aprecia en la figura 3.13. Efectivamente, y en especial en regiones carsticas, el agua puede penetrar por las fisuras de la roca y, sostenida por un fondo de margas impermeables, salir a una cuenca adyacente, cuya superficie real, desde el punto de vista de aportaciones, es mayor que la topográfica. Los factores que determinan la escorrentía en el exutorio, son fundamentalmente la climatología de la región y ciertas características fisiográficas de la cuenca: superficie, tipos de suelo, cobertura vegetal, altitud, pendiente, forma y orientación de la cuenca, densidad de drenaje, etc.

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figura 3.13

3.4.4.2 Precipitación areal. Para evaluar la precipitación areal sobre una superficie, a partir de las medidas puntuales recogidas en las estaciones pluviométricas instaladas en la misma o en sus alrededores, pueden emplearse diversos métodos. Los más utilizados son la media aritmética, las curvas isoyetas y los polígonos de Thiessen. Estos métodos permiten calcular la altura media de la lámina de agua a la escala de la cuenca de captación. El más simple de los tres es el de la media aritmética de las observaciones puntuales procedentes de las estaciones pluviométricas situadas en el interior de la cuenca o en sus proximidades. Si las estaciones están bien repartidas y el relieve de la cuenca es homogéneo, los resultados son aceptables pero en la mayoría de los casos no son representativos. El método de las isoyetas es el más exigente pero también el más riguroso. Las isoyetas (figura 3.14) son líneas que unen, en un mapa, aquellos puntos que registran una misma cantidad de precipitación, ya sea diariamente, mensualmente o anualmente. El trazado de las isoyetas se asemeja al de las líneas de nivel. En la actualidad existen métodos que permiten el trazado automático, por medios estadísticos –el krikeage-, de las líneas de isovalores. El krikeage es un método estocástico de interpolación espacial. Una vez trazadas las curvas isoyetas, la lluvia media se calcula fácilmente:

P

A P

Acon P

2m

j j

K

i1= =

+∑+j jh h j

En donde:

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Pm : precipitación media sobre la cuencaA : superficie total de la cuenca Aj : superficie entre dos isoyetas i y i+1 K : número total de isoyetas Pj : media de las alturas h de precipitación entre dos isoyetas j y j+1

Puede asimismo utilizarse el método de los polígonos de Thiessen, basado en la distancia euclidiana, que constituyen el método más simple de interpolación y da buenos resultados aunque los pluviómetros estén desigualmente distribuidos. Loa polígonos se crean uniendo las estaciones pluviométricas entre sí y trazando las mediatrices de los segmento de unión. Las intersecciones de estas mediatrices determinan una serie de polígonos alrededor del conjunto de estaciones pluviométricas, asumiendo que todos los puntos de cada polígono reciben la misma precipitación, en mm de lámina, de agua que la estación que le caracteriza (figura 3.15). La precipitación media ponderada Pm de la cuenca se calcula como la suma de precipitaciones Pj de cada estación, multiplicadas por su factor de ponderación – área Aj- - y dividida por la superficie total A de la cuenca:

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P

A R

Am =×∑ j j

3.4.4.3 Cálculo de la escorrentía anual El balance hídrico se establece entre las cantidades de agua que entran y salen de un sistema definido en el espacio y en el tiempo. A nivel de tiempo puede introducirse la noción de año hidrológico. A nivel de espacio se trabaja a la escala de la cuenca de recepción. En una pequeña cuenca de captación, que soporte un balance hídrico prácticamente independiente, las importaciones y exportaciones a otros territorios se consideran nulas y las salidas subterráneas al mar, en cuencas que alimentas pequeñas centrales, podrán considerarse porcentualmente despreciables. Una parte no despreciable del agua de lluvia no llega al suelo al ser interceptada por la vegetación, parte de la cual alcanza el suelo y el resto se evapora. Del agua que llega al terreno, una parte se evapora, y otra es absorbida por la cubierta vegetal, a través de sus raíces; de esta última una parte se utiliza para el crecimiento de la propia cubierta y el resto la transpira. Como es difícil distinguir lo que es evaporación de lo que es transpiración, los hidrólogos utilizan el concepto evapotranspiración, que engloba ambos procesos. Al hablar de evapotranspiración hay que distinguir entre la evapotranspiración potencial (ETp), cantidad máxima de agua susceptible de ser perdida

63


en fase vapor, por una cobertura vegetal continua específica bien alimentada de agua, y la evapotranspiración real (ETr). Cuando la intensidad de la precipitación excede la velocidad a la que el agua se infiltra en el terreno, el agua comienza a escurrir sobre el terreno, llena las pequeñas depresiones causadas por las irregularidades del terreno y, al cesar las precipitaciones, se infiltra en el terreno o se evapora. El agua que no se infiltra, no se almacena en las depresiones y no se evapora, se concentra en pequeños canales y sale de la cuenca, como escorrentía, por el exutorio. Con estas hipótesis la ecuación del balance hídrico resultaría:

AT = PT - ET (3.7 )

en la que: AT = Escorrentía total anual en mm PT = Precipitación total anual en mm ET = Evapotranspiración real anual en mm.

Para determinar la cantidad de agua caída sobre una cuenca (PT), se utilizan los datos puntuales de las estaciones pluviométricas próximas al entorno, utilizando cualquiera de las técnicas mencionadas más arriba. El problema reside en la dificultad de estimar el volumen de la evapotranspiración real. Para calcularlo, Thornthwaite desarrolló en 1948 una formula empírica basada en la correlación entre la temperatura media del aire y la tasa de transpiración de las plantas, que sigue siendo muy utilizada. Calculada sobre una base mensual, viene dada por

a

mmm I

TNPE

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛=

_10

16 mm

En la que m son los meses 1, 2, 3…12, Nm es el factor de ajuste mensual relativo al número de horas diarias de sol, Tm es la temperatura media mensual en Cº, I es el índice de calor para el año:

5.1_

5 ⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛∑=∑= m

mT

iI para m = 1…12 y

a = 6,75 x 10-7x I3 -7,71 x 10-5 x I2 + 1,79 x 10-2 x I + 0,49 El antiguo Instituto de Hidrología del Reino Unido, hoy Centre for Ecology and Hydrology, de Wallingford, UK, elaboró en los años 90 un modelo de escorrentía para la zona húmeda de España según el cual la escorrentía media anual - diferencia entre la precipitación areal y la evapotranspiración real – venía dada por una variante de la ecuación de Budyko, calibrada mediante análisis de regresión de las series temporales de caudales aforados disponibles en España. La ecuación tenía la siguiente expresión:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

= TPETP

TT ePA79,0

64


Conocida la escorrentía anual AT es fácil calcular el caudal medio anual en m3/s:

51017,3 −×××= SAQ Tm en la que Qm= caudal medio anual en m3/s AT = escorrentía media anual en mm. S = superficie de la cuenca en km2

Existen otras formulas empíricas, más o menos adaptadas a las condiciones climáticas que imperan en la cuenca, y se han elaborado nomogramas para facilitar el calculo de las mismas. Sin embargo, este resulta siempre engorroso y los resultados varían sensiblemente con la formula empleada. Existen otros medios de evaluar la escorrentía entre los cuales el más utilizado, en cuencas con una superficie total inferior a 250 km2, es el método de la formula racional. La formula racional, nos da el valor de la escorrentía en el exutorio a partir de la precipitación areal en la cuenca, mediante la siguiente expresión: Qp = × × ×0,2778 C I A En donde: Qp = caudal medio (m3/s) C = coeficiente de escorrentía (0 ≤ C ≤ 1) I = precipitación areal (mm/h). A = superficie de la cuenca (km2) La formula presupone que:

• el aguacero es uniforme y cae sobre toda la superficie de la cuenca • el coeficiente de escorrentía es constante durante el periodo de precipitación • la escorrentía es máxima cuando toda la superficie de la cuenca contribuye a su

formación Según J. Llamas1, el coeficiente de escorrentía C tiene un

• Componente topográfico: Terreno de pendiente suave C1 = 0.30

Terreno cuya pendiente varía entre 3.0 y 30 m/km C1 = 0.20 Terreno cuya pendiente varía entre 30 y 45 m/km C1 = 0.10

• Componente del suelo: Terreno arcilloso Cs =0.10 Terreno de arcilla y gravilla Cs =0.20

Terreno de arena y gravilla Cs =0.40 • Componente de cubierta vegetal:

Terreno de cultivo Cc =0.10 Terreno boscoso Cc =0.20 Siendo C = 1 – (C1 + C2 +C3)

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El problema del método reside en la dificultad de definir el valor del coeficiente C. El coeficiente C viene influenciado fundamentalmente por el tipo de suelos que integran la cuenca, la pendiente del terreno y la cubierta vegetal. Utilizando estos criterios J. Llamas ha definido un significativo número de coeficientes C.

Por su parte el SCS (ahora NCRS) publica la tabla 3.2 con otra definición de suelos y coeficientes, para una pendiente entre el 1% y el 2%.

Tabla 3.2 Coeficientes C de escorrentía

Tipo de superficie Factor C

Pavimento de asfalto .80 a .95

Pavimento de hormigón .70 a .90

Pavimento de grava .35 a .70

*Suelos impermeables (compactos) .40 a .65

* Suelos impermeables con hierba .30 a .55

*Suelos ligeramente impermeables .15 a .40

* Suelos ligeramente impermeables con hierba .10 a .30

* Suelos moderadamente permeables .05 a .20

* Suelos moderadamente permeables con hierba .00 a .10

Utilizando el método de “Número de Cutrva”, el SCS ha clasificado, basándose en su capacidad de infiltración, más de 4 000 suelos distintos, en cuatro grupos hidrológicos – A, B, C, y D - .La Sección 4 del “SCS National Engineering Handbook” incluye un listado completo de los nombres de los suelos pertenecientes a cada uno de los cuatro grupos hidrológicos.

3.5 Presión del agua o salto 3.5.1 Medida del salto bruto El salto bruto es la distancia vertical H, entre los niveles de la lámina de agua, medidos en la toma de agua y en el canal de descarga. En el pasado los instrumentos empleados para medir el salto bruto eran el nivel y una mira de agrimensor, pero el proceso era extremadamente lento. El empleo de un inclinómetro o un nivel de Abney era también frecuente. Actualmente se emplean teodolitos electrónicos digitales que, en cuatro segundos, dan la altura de salto con una exactitud de ±0,4 mm. Y cuya memoria interna permite almacenar más de 2 400

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mediciones. Por otra parte, la topografía con GPS ha avanzado en precisión y constituye, sin duda, el método más rápido para levantar todos los planos necesarios para un anteproyecto. 3.5.2 Estimación del salto neto Conocido el valor del salto bruto, es necesario estimar las pérdidas por fricción en la tubería forzada y las originadas por turbulencias en las rejillas, codos, válvulas etc. En algunos tipos de turbina hay que tener en cuenta además que la descarga tiene lugar a una altura superior a la de la lámina de agua en el canal de restitución. El salto neto es el resultado de restar al salto bruto todas esas perdidas. El ejemplo 3.1 ayudará a clarificar las ideas.

Ejemplo 3.1

Calcular las pérdidas de carga en un aprovechamiento de las características de la figura 3.16. El caudal de diseño se ha fijado en 3 m3/seg. y el salto bruto es de 85 m. La tubería forzada tiene un diámetro de 1,50 m en el primer tramo y de 1,20 m en el segundo. Los codos tienen un radio igual a 4 veces el diámetro. A la entrada de la cámara de carga hay una reja con una inclinación de 60º con respecto a la horizontal. Sus barras son pletinas de acero inoxidable, con bordes rectos, de 12 mm. de espesor, y la distancia entre pletinas es de 70 mm.

De acuerdo con la experiencia, la velocidad a la entrada de la reja debe estar entre 0,25 m/s y 1,0 m/s. La superficie de reja se calcula por la ecuación (figura 2.4)
67


en la que S es la superficie total en m2, t el espesor de las barras (mm.), b su separación (mm.), Q el caudal (m3/s) y v0 (m/s) la velocidad de corriente a la entrada de la reja. K1 es un coeficiente, que si se dispone de limpia rejas automático vale 0,80. Tomando v0 = 1 m/s, S = 5,07 m2. Adoptamos por razones prácticas una reja de 6 m2 , a la que corresponde, con arreglo a la ecuación anterior una velocidad v0 = 0,85 m/s. La pérdida de carga en la reja se calcula por la ecuación de Kirschner

Las pérdidas en el primer tramo de tubería, son función de la velocidad de la corriente v = 1,7 m/s. El coeficiente Ke correspondiente a la perdida de carga por entrada abocardada a la tubería forzada es 0,04 (ver figura 2.7). La perdida de carga será: 0,006 m,.. La pérdida de carga por fricción en el primer tramo (18+90 m) se obtiene aplicando la ecuación de Manning (ecuación 2.14)

166,0;00153,05,1

3012,029,10108 333,5

22

==××

= ff h

h

Para la pérdida de carga en el primer codo Kb= 0,085 (la mitad del de 90º), el segundo Kb = 0,12 y el tercero Kb = 0,14, que multiplicados por V2/2g, dan perdidas respectivas de .0,012m., 0,043 m, y 0,050 m. La contracción que se supone diseñada con una sección de transición de 30º, y da lugar a un coeficiente de pérdida hc= 0,02xV2/2g (para una relación de diámetros de 0,8 y una siendo V la velocidad de corriente en el tubo de menor diámetro)

mhc 007,081,92

65,202.02

=×

×=

La pérdida de carga por fricción en el segundo tramo se calcula como la del primero y la relación hf/65 vale 0,00504; hf=0,328 m. El coeficiente de pérdida en la válvula de compuerta es Kv=0,15; hv=0,054 m. Las pérdidas por fricción serán pues 0,00153x108 + 0,0054x65 = 0,493 m. Las perdidas por turbulencia suman: 0,007+ 0,006 + 0,012 + 0,043 + 0,050 +0,007+ 0,054 = 0,18 m. La perdida de carga total 0,673 m, lo que da un salto neto de 84,327 m. Y una perdida de carga del 8% que es razonable (probablemente demasiado baja).

68


3.6 Caudal ecológico o caudal reservado Una abstracción de agua incontrolada, aunque se devuelva al cauce una vez pasada por la turbina, hará que el tramo cortocircuitado quede prácticamente seco, con serio peligro para la supervivencia de la biota acuática. Para evitarlo, la autorización para derivar agua va siempre acompañada de la obligación de mantener un cierto caudal reservado en el tramo de río comprendido entre la toma y la restitución. Este caudal es conocido, según países o regiones con múltiples nombres - "caudal ecológico", "caudal reservado", "caudal de compensación" etc. La evaluación de este caudal, siempre en manos de las autoridades nacionales, está siendo objeto de continuos estudios, pues por una parte debe ser lo suficientemente importante como para garantizar la supervivencia de la biota acuática, y por otra no debe penalizar excesivamente la producción de electricidad, hasta hacerla ineconómica. 3.7 Estimación de la energía generada La curva de caudales clasificados permite escoger el caudal de diseño más eficiente, y a partir de este, del valor del caudal ecológico (definido por decisión administrativa), y del caudal mínimo técnico de cada una de las turbinas utilizables, evaluar la potencia de la planta y la producción anual esperada en año hidráulico medio.

Figura 3.17: definición del área útil de la CCC

69


La figura 3.17 ilustra la CCC correspondiente al aprovechamiento que queremos evaluar. Por regla general se toma como caudal de diseño (utilizado para definir el tipo y tamaño de la turbina) el valor del caudal medio disminuido en el valor del caudal ecológico. En la práctica es necesario trabajar además con otras hipótesis para tratar de mejorar los resultados esperados. Definido el caudal de diseño (en este caso Qm - Qres) y conocido el salto neto, habrá que identificar la turbina más apropiada (ver Capítulo 6). La figura 3.12 muestra la zona utilizable para la producción de energía. Para cada tipo de turbina, se conoce su caudal mínimo técnico (por debajo del cual la turbina no puede funcionar eficientemente) y su rendimiento en función del caudal (en por ciento del de diseño). La energía anual producida (E en Kwh.) viene dada por la ecuación:

E = fn (Q medio, H n, η turbina, η multiplicador, η generador, η transformador, Y, h)

Donde Q diseño = caudal (en m3/s) H n = salto neto (en m) η turbina = rendimiento de la turbina, función de Q medioη multiplicador. = rendimiento del multiplicador, η generador. = rendimiento del generador η transformador. = rendimiento del transformador h = número de horas durante la que fluye un caudal

γ = peso específico del agua (0,81 KN/m3) Para calcular la energía generada por cada turbina, se comienza por eliminar la banda correspondiente al caudal ecológico (caudal que no pasa por las turbinas) y se divide el área utilizable de la CCC, a partir del origen (tiempo = 0), en bandas verticales de una anchura igual al 5%. La ultima banda intersecará la CCC en el caudal reservado o en el caudal mínimo (el que sea mayor). Se calcula el caudal medio de cada banda, y con ese valor se identifica, en la curva rendimiento-caudal de la turbina escogida, el correspondiente η turbina. La contribución energética (E) de cada banda se calcula por la formula ∆E = W x Q medio x H x η turbina x η multiplicador x η generador x η transformador x γ x h donde:

W =anchura de la banda (= 0,05 para todas las bandas menos la ultima que estará entre 0,05 y 0,005)

h = número de horas en un año g = peso específico del agua (9,81 kNm-3)

La energía anual generada será la suma de las contribuciones de cada banda. La potencia de cada turbina (kW) viene dada por el producto del caudal de diseño (m3/s), salto neto (m), rendimiento de la turbina (%) con respecto al caudal, y peso específico del agua (kNm-3)

70


En el capítulo 6, figura 6.30, se dan las curves de rendimiento de las turbinas en función del caudal. La figura 3.18 muestra, como ejemplo, la variación de rendimiento de una turbina Francis, en función del caudal admitido La Tabla 3.2 da, por otra parte, el caudal mínimo técnico para diferentes tipos de turbina como un porcentaje del caudal nominal.

Tabla 3.2: Caudal mínimo técnico de las turbinas

Tipo de turbina Qmin(% de Qdiseño)

Francis 50

Semi Kaplan 30

Kaplan 15

Pelton 10

Turgo 20

Hélice 75

3.7.1 Variación del salto con el caudal y su influencia en la potencia de la

turbina En los aprovechamientos de media y gran altura de salto podemos admitir que este, diferencia entre los niveles de la lámina de agua, en la cámara de carga y en el canal de

71


descarga, es constante, porque la variación de dichos niveles es pequeña en relación con el salto. En los saltos de baja altura, esas variaciones, por el contrario, tienen mucha importancia. En estos aprovechamientos se necesita determinar ambos niveles en función del caudal. El nivel del agua, aguas arriba de la turbina puede variar con el caudal que circula por el río. Si el embalse de la toma integral está controlado por un aliviadero sin compuertas, el nivel del agua aumentará con el caudal. Sin embargo, si está controlado por compuertas para mantener un nivel constante en la toma, este permanecerá constante aun en periodos de crecidas. En periodos de bajo caudal ese nivel puede disminuir como consecuencia del vaciado del embalse. . Las perdidas de carga en el sistema de aducción varían con el cuadrado del caudal admitido, de modo que en periodos de poco caudal, en los que el caudal desviado a las turbinas es pequeño, las perdidas de carga en el sistema se reducen drásticamente. El nivel del agua, aguas abajo, puede variar con el caudal. Si la descarga tiene lugar en la toma de agua de un aprovechamiento aguas abajo, controlada por compuertas, el nivel permanecerá constante sea cual sea el caudal del río. Si por el contrario las turbinas descargan sobre el cauce del río, el nivel puede variar sustancialmente. Si una turbina, trabaja con un salto H1 = Zaguas arriba – Zaguas abajo distinto del salto nominal Hd. El caudal Q1: admitido por la turbina será:

dd H

HQQ 11 = (3.8)

En la toma de agua la altura de lámina se mide sobre la cresta del aliviadero, lo que permite obtener simultáneamente el caudal de vertido mediante la ecuación: Q = CLH3/2

en donde: Q = caudal que pasa sobre el aliviadero (m3/s)

C = coeficiente de aliviadero L = longitud de cresta del aliviadero (m) H = altura de la lámina sobre la cresta del aliviadero (m)

El coeficiente C es el resultado de estudios experimentales sobre modelos reducidos y se puede encontrar en los libros especializados. A este caudal hay que añadir el caudal, conocido, que pasa por las turbinas. La elaboración de una curva de correlación entre la altura de la lámina de agua en el canal de descarga y el caudal que pasa por la central es una tarea difícil. Lo más seguro es utilizar los datos obtenidos durante la marcha de la central (aunque ello solo se puede hacer a posteriori) pero se puede obtener una aproximación aceptable utilizando el programa HEC2, desarrollado por el Hydrologic Engineering Center (HEC) del U.S. Army Corp of Engineers, in Davis, California. El programa HEC2 ha pasado a ser de dominio público y se puede descargar desde INTERNET. en la siguiente dirección: ( http://www.hec.usace.army.mil/software/legacysoftware/hec2/hec2-download.htm)

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Figura 3.19: Variación del salto neto en función del caudal del río La figura 3.19 muestra la correlación entre caudal y salto, en un determinado aprovechamiento, y la potencia de la turbina, calculada en función del caudal y el salto que, como se ve, alcanza un máximo para el caudal nominal. 3.7.2 Almacenamiento diario para turbinar en horas punta Dada la diferencia de precios entre la energía entregada a lo largo del día, y la energía comprometida en horas punta, se comprende el interés en almacenar el agua necesaria para poder turbinar solamente en horas punta, reservando el resto del día para volver a llenar el depósito de almacenamiento. Afortunadamente los nuevos materiales geotextiles, láminas PEAD por ejemplo, permiten construir estos depósitos a un costo relativamente bajo y garantizar su impermeabilidad. El objeto del depósito es disponer del mayor caudal posible para generar en horas punta. Si consideramos que QR = caudal del río (m3/s) QD = caudal de diseño (m3/s) QP = caudal a turbinar en horas puntas (m3/s) QOP = caudal a turbinar en horas llanas y valle (m3/s) tP = horas de punta diarias top = 24 - tp : horas llanas y valle VR = volumen del depósito regulador (m3) Qecol = caudal ecológico (m3/s) Qmin = caudal mínimo técnico de las turbinas (m3/s) H = altura de salto en m

73


Podemos calcular el volumen del depósito para poder turbinar las horas punta:

( )( )ecolRppR QQQtV −−∗= 600.3

Si el depósito debe llenarse en horas fuera de punta:

( )( ) ( ecolRopecolRpp QQtQQQt −≤−− ) y por tanto:

( )ecolRp

popp QQ

ttt

Q −−

≤

El caudal disponible para operar fuera de horas punta será

( )min

24Q

tQtQQ

Qop

PpecolROP >

−−=

3.8 Energía firme Se define como energía firme la que puede ser suministrada por una determinada central durante un cierto periodo del día con una seguridad mínima del 90-95%. Una central de agua fluyente tiene muy poca capacidad de energía firme. Corresponde al caudal del río en el mismo periodo de tiempo. Por el contrario, una central hidroeléctrica con embalse tiene una capacidad considerable para energía firme. En un sistema de producción de energía que incluya varios tipos de recursos y en los que los aprovechamientos hidroeléctricos, aunque sean de agua fluyente, están geográficamente distribuidos, como sucede en Europa, la capacidad de energía firme de una central aislada carece de importancia. Por el contrario en un aprovechamiento construido para alimentar una zona aislada, la capacidad en energía firme es extraordinariamente importante. 3.9 Crecidas El caudal del río es el combustible de la central, pero el caudal en forma de crecidas constituye también una amenaza para todas las estructuras construidas en el cauce. Por eso la investigación hidrológica no debe limitarse a comprobar la disponibilidad del agua necesaria para la generación sino, también la de la severidad y frecuencia de las crecidas para definir una crecida de diseño a la que puedan hacer frente las estructuras ubicadas en el AUCE o sus proximidades. El conocimiento de la crecida de diseño no debe limitarse a su valor máximo sino que debe incluir el hidrograma que muestre la distribución del caudal en el tiempo. 3.9.1 Crecida de diseño. Para una estructura dada, se denomina crecida de diseño, el caudal que dicha estructura debe soportar sin daños catastróficos. El correcto dimensionamiento de los aliviaderos

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de las presas para que puedan dar paso, sin peligro de rebosamiento y erosión, a los mayores caudales de crecida previsibles son factores fundamentales para la seguridad de la presa y para evitar daños adicionales en las márgenes del río, aguas abajo de la misma. A este efecto, las presas se clasifican en estructuras de alto, medio y bajo riesgo. En los aprovechamientos que aquí consideramos no existen presas de alto riesgo (si existen fueron diseñados para otros usos). Cuando se utiliza un periodo de recurrencia determinado quiere decir que se asume un cierto riesgo. Ese riesgo viene contemplado en los reglamentos nacionales. . En la tabla 3.3 se indican los criterios de crecida para distintas estructuras Se entiende que una crecida de 100 años tiene una probabilidad anual de que ocurra de 1/100. En otras palabras, el Periodo de Retorno es la inversa de la frecuencia. En la tabla siguiente se da la probabilidad de ocurrencia durante diferentes periodos de vida para distintas frecuencias de acontecimiento.

Tabla 3.3: Criterios de diseño típicos de crecidas

Estructura Crecida de diseño

Alto riesgo

Crecida Máxima Probable: CMP Máxima crecida probable o similar Alternativamente crecida de 10.000 años Crecida de diseño de operación normal: Crecida de 1.000 años

Medio riesgo Crecida de 100 a 1.000 años

Bajo riesgo Típicamente crecida de 100 años aunque en algunos países no se exija ningún requisito formal.

Tabla 3.4: Probabilidad de ocurrencia

Periodo de tiempo

Frecuencia (periodo de retorno) 10 años 50 años 100 años 200 años

0,01 (100) 9,6% 39% 63% 87%

0,001 (1.000) 1% 5% 9,5% 18%

0,0001 (10.000) 0,1% 0,5% 1% 2%

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3.9.2 Estimación de la crecida de proyecto La existencia de un gran número de procedimientos de cálculo de crecidas de proyecto, sin que ninguno de ellos haya sido adoptado unánimemente, indica la magnitud y complejidad del problema y las diferentes actitudes o posiciones, a menudo contradictorias, que los especialistas sostienen en este tema. Hay dos formas de calcular la crecida de proyecto:

• Análisis estadístico de registros de caudales • Modelización hidrológica del área de captación

3.9.2.1 Análisis estadísticos de los registros de crecidas. El análisis de frecuencias es un método estadístico para calcular la probabilidad de que se produzca un acontecimiento basándose en series temporales de acontecimientos previos. El primer paso en un análisis de frecuencias es la recolección de los datos a analizar. Para el estudio de crecidas, el dato a analizar es el caudal máximo anual. Este caudal es el mayor caudal medio diario en el año y se obtiene del registro de caudales medios diarios. Antes de la popularización de los ordenadores, el método normal para analizar los datos de crecida consistía en listar las magnitudes del caudal máximo del año (el mayor caudal registrado en cada uno de los años de la serie) y calcular el "periodo de retorno" mediante la formula Rp = (n+1)/r, siendo Rp el periodo de retorno, n el numero de años de la serie y r el rango de la crecida - 1 para la mayor, 2 para la siguiente etc. Luego se dibujaban en un papel logarítmico los valores de la crecida contra el correspondiente periodo de retorno (generalmente la ordenada representa el valor y la abscisa la probabilidad), y con ellos se dibujaba una curva, en la que se podía leer, para cada crecida su periodo de retorno. Sin embargo cuando se quería conocer la crecida para un periodo de retorno mayor que la longitud de la serie, había que extrapolar la curva, lo que resulta muy problemático a no ser que la curva fuese una recta. Hoy en día los datos pueden ser analizados con cualquiera de los métodos de distribución conocidos: Loggauss, Gumbel, GEV, Pearson, logPearson, exponencial, Wakeby etc. Al disponer de una ecuación se puede extrapolar el valor de la crecida para el periodo de retorno deseado. Se ha argumentado que, puesto que los factores que influencian una crecida tienden a multiplicar los efectos de unos sobre otros, seria lógico utilizar la distribución lognormal o la Gumbel. Sin embargo la más utilizada es la Log Pearson Tipo III, distribución de tres parámetros, especificados por la media, la desviación estándar y el coeficiente de variación. Algunos autores recomiendan utilizar la Gumbel que es la más fácil de manejar. Utilizando la distribución Gumbel, si se quiere evaluar una determinada crecida, como la Q100, en un punto determinado, basta estimar primero la crecida media a largo plazo en dicho punto y su coeficiente de variación. El coeficiente de variación es igual a la desviación estándar dividida por la media. Para estimar la crecida de proyecto, por ejemplo la Q100, es preferible utilizar una técnica de evaluación regional, utilizando una formula de la forma Q100 = KAn, en la que K es una constante de la región y A es el área de la cuenca de captación del curso de agua para el que queremos estimar la crecida de proyecto. Desgraciadamente n varía

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con la ubicación, con la amplitud de la cuenca y con el periodo de retorno de la crecida. Sin embargo parece correcto utilizar un valor de n = 8. En todo caso es necesario conocer o poder estimar el valor K regional. 3.9.2.2 Modelización hidrológica de la cuenca de captación. Existen multitud de modelos de cuencas de captación, que tienen en cuenta la composición del suelo, la altitud de la cuenca, su inclinación media, etc., y a los que se aplican los datos de las estaciones metereológicas existentes en la zona. Efectivamente a una misma altura total de lluvia pueden corresponder caudales de punta muy diferentes, según:

• La topografía, las dimensiones y la forma de la cuenca vertiente, el trazado de la red hidrográfica, elementos todos que condicionan, en primer lugar, al “tiempo de concentración”.

• La temperatura, el estado de la superficie (suelo helado, cobertura vegetal, etc.), la permeabilidad del suelo, la estación del año (factores de que dependen las “pérdidas”).

• La intensidad y la distribución espacial y temporal de las precipitaciones (las cuales influyen en la forma del hidrograma)

Los aguaceros tempestuosos cortos, violentos y muy localizados, producen en las pequeñas cuencas, principalmente de montaña, crecidas “de punta” cuyos caudales máximos pueden producir efectos importantes en pequeños torrentes, sin influir notablemente en el caudal de los grandes cursos de agua.

Como podemos advertir, el fenómeno de la máxima crecida es muy complejo y depende de muchas variables, cuya probabilidad de coincidencia caracteriza el riesgo. Debido a esta complejidad, resulta no sólo recomendable sino absolutamente necesario, el estudio del problema por un hidrólogo experimentado, utilizando los distintos métodos conocidos: directos, empíricos, estadísticos, correlación hidrológica e hidrológicos, siendo estos últimos los que tienen mayor sentido físico, y en los que cabe la posibilidad de estudiar bastante aceptablemente el fenómeno de la máxima crecida. 3,9.2.2 Software disponible. En la red se encuentra una multitud de programas comerciales que permiten conocer la escorrentía producida por una determinada precipitación en una cuenca de recepción cuyos parámetros fisiográficos se conocen Entre los programas de dominio público, que pueden descargarse libremente de Internet, dos son los que cuentan con mayores adeptos: el HEC-1 del Cuerpo de Ingenieros de EEUU y el TR-20 del Soil Conservation Service, una agencia del departamento de Agricultura de los EEUU.

Existe un tercer programa, el TR-55, diseñado originalmente en 1975, antes de la aparición de los ordenadores personales, para ser aplicación en pequeñas cuencas, materializado en un conjunto de tablas para facilitar el cálculo manual. Actualmente está disponible una nueva versión computerizada. El programa utiliza la ecuación de escorrentía del SCS para predecir su valor máximo y el volumen total.

El programa HEC-1 puede calibrarse a partir de datos de precipitación y escorrentía, procedentes de una estación de aforos. Las pérdidas por intercepción e infiltración se

77


calculan por cuatro métodos diferentes, entre ellos el del número de la curva SCS y el de Holton. Los hidrogramas de descarga de una cuenca pueden obtenerse por: 1) el Hidrograma unitario de Clark; 2) el Hidrograma unitario de Snyder y 3) el Hidrograma unitario adimensional del SCS.

Aun cuando el programa de calculo de avenidas HEC-1 es bastante flexible en lo que concierne a cuencas y aguaceros, tiene también sus desventajas, entre ellas la dificultad de elección de ciertos parámetros, especialmente cuando no se dispone de suficientes datos pluviométricos de la cuenca para poder calibrar el modelo.

El programa TR-20 fue desarrollado por el Soil Conservation Service (SCS, ahora denominado Natural Resources Conservation Service), una agencia del departamento de Agricultura de los EEUU. Los procedimientos utilizados por el programa TR-20 están descritos en la Sección 4 del Soil Conservation Service National Engineering Handbook y en el manual del mismo programa.

.Las ventajas del TR-20 residen en su simplicidad de operación y a su aplicación en cuencas no aforadas. Algunos críticos señalan que el hidrograma adimensional SCS da lugar a caudales máximos superiores a los obtenidos empleando otos métodos.

El HEC-RAS es la versión actualizada del programa HEC-2 para procesar el perfil de la superficie del agua, a partir de la sección del canal, los coeficientes de Manning y el caudal circulante. El HEC-RAS remplaza el programa HEC-2 ya desclasificado.

El Watershed Modeling System (WMS) es una herramienta de modelado para todas las fases de de hidrología e hidráulica de una cuenca de captación.. El WMS incluye herramientas muy potentes para automatizar todos los procesos de modelado tales como el delineado automático de la cuenca, el cálculo de todos los parámetros geométricos, el procesado de las células superpuestas (CN, altura de precipitación, coeficientes de rugosidad, etc.) extracción de secciones del terreno, y muchos otros. La nueva versión WMS 7 soporta el modelado hidrológico con HEC-1 (HEC-HMS), TR-20, TR-55, Método Racional, NFF, MODRAT y HSPF. El programa permite obtener automáticamente la delineación de las superficies inundadas en el caso de crecidas. .

3.9.2.3 Sistemas de Información Geográfica (SIG) La rápida explosión de los SIG (Sistema de Información Geográfica) ha venido a facilitar el proceso de los programas hidrológicos de ordenador. El SIG puede definirse como un sistema de hardware, software y procedimientos elaborados para facilitar la obtención, gestión, manipulación, análisis, modelado, representación y salida de datos espacialmente referenciados, para resolver problemas complejos de planificación y gestión. El Sistema de Información Geográfica separa la información en diferentes capas temáticas (figura 3.20) y las almacena independientemente, permitiendo trabajar con ellas de manera rápida y sencilla, y facilitando al profesional la posibilidad de relacionar la información existente a través de la topología de los objetos, con el fin de generar otra nueva que no podríamos obtener de otra forma. La disponibilidad, vía CD-ROM o Internet, de datos que describen la superficie terrestre permite dibujar en pocos minutos una cuenca de captación e integrar con el uso de diferentes capas (pluviometría, suelos y cobertura vegetal, pendientes, temperaturas,

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etc.) sus propiedades hidrológicas. Las posibilidades de trabajar con grandes superficies permite llevar a cabo estudios hidrológicos regionales, apoyándose en los datos de las estaciones de aforo disponibles. Las líneas de contornos de los mapas climáticos clásicos se remplazan por una fina parrilla de datos digitales, mucho más fáciles de procesar en un ordenador.

.figura 3.20 SIGs vectoriales y de mapas de bits (raster)

Los SIG pueden ser vectoriales o de mapas de bits (raster). Los SIG más utilizados en los programas hidrológicos son los SIG de raster (rejilla rectangular de bits), en los que el espacio se divide en celdas regulares donde cada una de ellas representa un único valor. Serie de mapas de la misma porción del territorio, donde la localización de un punto tiene las mismas coordenadas en todos los mapas incluidos en el sistema. Cuanto mayor sean las dimensiones de las celdas (resolución) menor es la precisión o detalle en la representación del espacio geográfico. En el caso de las PCH, en donde las cuencas son casi siempre pequeñas, se puede trabajar con una elevada precisión

La posibilidad de utilizar imágenes obtenidas por satélite, amplían y abaratan, la utilización de los SIG en la resolución de problemas hidrológicos. Cuatro satélites Spot

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prestan servicio operacional en la actualidad y permiten la observación diaria de, prácticamente, cualquier punto del globo terráqueo con una resolución de diez metros. El Spot 5 (lanzado en 2002) transmite imágenes con una resolución de 2.5 metros en una franja muy amplia.

En la década de los 90, el Instituto de Hidrología del Reino Unido, elaboró con financiación de la Unión Europea, un programa de viabilidad de pequeñas centrales hidráulicas – HydrA – basado en la utilización de SIG. Sobre una célula cartográfica se identifican los puntos que representan la divisoria de la cuenca y el programa calcula su superficie. Se recomienda que, para cuencas de entre 100 km2 y 1000 Km2, se defina un punto de la divisoria cada 250 – 300 m. Sobre esta célula se superponen otras: la de precipitación media anual, la de evapotranspiración media anual,, temperatura media mensual, y geología de la cuenca (definición de los suelos y la cobertura vegetal que la recubren). Con estos datos, el programa calcula la escorrentía media anual en mm. En el caso de España se comprueba que la escorrentía At, en mm, tiene una relación empírica con la precipitación media anual, PMA, y la evapotranspiración potencial media EPM, del tipo:

A = PMA-0,79

PMAe

EPM

××RSTUVW

La escorrentía anual (en mm) sobre la cuenca (en km2) se convierte en caudal medio (en m3/s) utilizando la expresión:

Caudal medio = Escorrentía x superficie x 3,17 x 10-5

Utilizando la célula de terrenos según clasificación FAO/UNESCO (FAO 1975) se puede obtener el percentil Q90 de la curva de caudales clasificados: Q90 = a x U + b + Bh + c x Id + d x (Bq + Bm) En la que

• a – d son los parámetros encontrados para cada uno de los suelos en el analisis de regresión

• U, Bh, etc. Representan la participación porcentual en la cuenca de los tipos de suelo especificados.

Estos parámetros se han utilizado para elaborar una base de datos celular) distribuido en celdas de 1 Km x 1 Km) del valor estadístico Q90 (expresado como por ciento del caudal medio). Esta base de datos constituye otra capa que se superpone a las anteriores. Conocido el valor Q90 basta encontrar la curva estandar correspondiente (figura 3.11).

1 Actualizado por Jonas Rundqvist (SERO), Bernhard Pelikan (ÖVFK), Vincent Denis (MHyLab) y Celso Penche (ESHA) Este capitulo ha sido revisado de nuevo por Celso Penche para profundizar en el calculo de la escorrentía en cuencas no aforadas y mencionar la utilidad de los SIG (Sistemas de información Geográfica) en la aplicación de los programas de ordenador. Por lo tanto los errores que aparezcan en el apartado 3.4.4 son solo achacables a Celso Penche, autor de la versión original de la guía.. Bibliografía:

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1. José Llamas, “Hidrología General. Principios y Aplicaciones”. Servicio Editorial de la Universidad del País Vasco, 1933. 2. ISO 1100-1: 1996 “Measurement of liquid flow in open channels. Part 1: Establishment and operation of a gauging station”. 3. ISO/DIS 110-2 “Measurement of liquid flow in open channels – Part 2: Determination of the stage-discharge relation” (revision of ISO 1100-2: 1982). 4. ISO 2537: 1988 “Liquid flow measurement in open channels – Rotating element current meters”. 5. ISO 955-1: 1994 “Measurement of liquid flow in open channels – Tracer dilution methods for the measurement of steady flow – Part 1: General”. 6. ISO 3846: 1989 “Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes – Rectangular broad-crested weirs”. 7. ISO 3847: 1977: “Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes – End-depth method for estimation of flow in rectangular channels with a free overfall”. 8. ISO 4359-1983 “Liquid flow measurement in open channels: Rectangular, trapezoidal and U shaped flumes”. 9. ISO 4360: 1984 “Liquid flow measurement in open channels by weirs and flumes – Triangular profile weirs”. 10. ISO 4362: 1992 “Measurement of liquid flow in open channels – Trapezoidal profile”

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CAPITULO 4. TECNICAS DE EVALUACION DEL TERRENO 4. Técnicas utilizadas para evaluar el terreno.............................................................................. 85

4.1 Introducción............................................................................................................ 85 4.2 Cartografía .............................................................................................................. 85 4.3 Estudios geotécnicos .............................................................................................. 86

4.3.1 Técnicas de estudio. Generalidades ....................................................... 87

4.3.2 Técnicas de estudio. Un caso práctico................................................ 88

4.3.2.1 El azud o presa de derivación...................................................... 88

4.3.2.2 El canal de derivación a cielo abierto........................................ 90

4.3.2.3 El canal de derivación en túnel.................................................. 92

4.3.2.4 La casa de máquinas .................................................................. 96

4.4 Aprender de los errores .......................................................................................... 97

LISTA DE FIGURAS

Figure 4.1: Representación esquemática del aprovechamiento...................................... 88

Figure 4.2: Ubicación del azud y estructura de ambas vertientes. ................................. 89

Figure 4.3: Corte geológico e la formación coluvial............................. ......................... 89

Figure 4.4: Esquema geológico del trazado del canal.................... ................................ 90

Figure 4.5: Corte esquemático del túnel bajo el coluvio .................................................93

Figure 4.6: Recubrimiento del túnel para formar el canal...............................................94

Figure 4.7: Falla en el túnel de Rienda........................................................................... 96

Figure 4.8: Resultado de la operación de “jet grouting” ................................................ 97

Figure 4.9 Esquema del canal de Ruahihi..... ................................................................ 98

Figure 4.10: Esquema del aprovechamiento de Marea................................................. 100

Figure 4.11: Vista en planta del aprovechamiento de Marea........................... .............100

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LISTA DE FOTOS Foto 4.1: Aspecto de la ladera derecha........................................................................... 91 Foto 4.2: Inestabilidades locales generadas durante los trabajos de excavación............ 91 Foto 4.3: Una de las “cicatrices” existentes en la ladera .................................................92 Foto 4.4: Vista del coluvio de Cordiñanes por debajo del cual corre el túnel.................93 Foto 4.5: Vista de las obras de encofrado en el túnel ......................................................94 Foto.4.6: Entibación en la entrada al túnel ......................................................................95 Foto 4.7: Recubrimiento de las paredes verticales del túnel.. ........................................ 96 Foto 4.8: Resultado del fallo del terreno .........................................................................99 Foto 4.9: Sustitución del canal por una tubería. .............................................................99 Foto 4.10: Efectos del derrabe del canal....................................................................... 101 Foto 4.11: Destrucción de un canal por subpresión ......................................................102 Foto 4.12: El azud socavado por filtración....................................................................102

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4. Técnicas utilizadas para evaluar el terreno1

4.1 Introducción

Para generar hidroelectricidad se necesita un determinado caudal de agua y una altura de salto. La ubicación del emplazamiento requiere la disponibilidad de estos dos factores.

Como se demuestra en el capítulo 3, hoy en día se puede conocer, con aproximación suficiente, cual es el régimen de caudales previsibles en año hidráulico medio, en un tramo de río determinado, y estimar con precisión el salto bruto disponible.

Con las herramientas de ingeniería hidráulica presentadas en el capitulo 2, se puede conocer, a partir del salto bruto, y en función de la opción tecnológica seleccionada, el valor del salto neto. Régimen de caudales previsibles, salto bruto y neto, capacidad instalada y producción anual neta, pueden ser, por lo tanto, conocidos fácilmente.

La elección de la solución tecnológica óptima es el resultado de un largo proceso iterativo en el que continuamente hay que ir comparando costos y beneficios. Esa opción vendrá condicionada en buena medida por la topografía del terreno. Por otra parte, la sensibilidad ambiental de la zona determinará la importancia del impacto y el costo de las medidas correctoras cuya influencia en el presupuesto está lejos de ser despreciable.

El estudio previo del terreno podrá llevarse a cabo a partir de la cartografía existente, que, afortunadamente, en los países desarrollados está disponible a una escala cada vez más pequeña. Por otra parte la fotografía aérea, y los nuevos desarrollos cartográficos basados en el GPS, suministrarán datos suficientes para llevar a buen término un primer estudio geomorfológico que, como se detalla en 4.3, habrá de ser completado por un minucioso trabajo de campo sobre el que fundamentar ese proyecto de aprovechamiento, con el que llevar a cabo el estudio definitivo de viabilidad

4.2 Cartografía

En los países industrializados se encuentran, sin problemas, mapas a la escala conveniente. En Europa sed dispone ya de una cartografía a escala 1:5.000. No así en los países en vías de desarrollo, en los que si se tiene suerte se podrá disponer de mapas geográficos y geológicos a 1:25.000.

En proyectos que afectan a superficies por encima de los 100 km2, se recurre a la ortofotografía digital a partir de foto-diapositivas aéreas o de imágenes procedentes de satélites. Cuando se necesita una mayor precisión las fotos digitalizadas se geocorrigen (utilizando puntos de control en el terreno) y se ortorectifican, obteniéndose resoluciones entre 30 centímetros y 1 metro.

Las fotografías aéreas pueden ser vistas en tres dimensiones. El efecto estereoscopico permite al geólogo identificar los tipos de rocas, determinar las estructuras geológicas y detectar la inestabilidad de los taludes, lo que ayudará al ingeniero a proyectar los canales, presas y conducciones forzadas. Hoy en día las fotografías ortorectificadas, al unir la precisión del mapa y el detalle de la fotografía, permiten, casi sin salir de la oficina, situar la toma de agua, trazar el canal de derivación y la tubería forzada y ubicar la casa de máquinas con la precisión que exige un estudio de viabilidad. En esta fase se puede preparar la petición de ofertas y llevar a cabo los estudios geomorfológicos que ayudaran a identificar potenciales condiciones adversas del terreno, antes de proceder a los estudios detallados en campo.

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4.3 Estudios geotécnicos

En el pasado se ha subestimado la necesidad de proceder a un estudio geotécnico detallado del terreno. Las consecuencias han sido, en muchos casos funestas, y han llevado a los promotores a la ruina.

En muchos países se puede disponer de mapas geológicos con cortes del terreno, que sirven para evaluar, en una primera aproximación, la seguridad de las cimentaciones, la estabilidad de las laderas y la permeabilidad del terreno. No obstante hay ocasiones en que esa información deberá completarse con sondeos y extracción de testigos.

En definitiva el éxito o fracaso de un aprovechamiento, depende en muchos casos del comportamiento de las estructuras, con frecuencia asentadas sobre terrenos poco estables. El catálogo de fracasos, sobre todo en el trazado de canales, es tan extenso que el promotor deberá poner con frecuencia en la balanza la necesidad de realizar un estudio geomorfológico en profundidad, a un costo generalmente elevado, contra el peligro de un retraso considerable en la puesta en marcha del aprovechamiento, y la necesidad de modificar el proyecto inicial, solución siempre costosa, como se verá en el capítulo 5 .

El problema es especialmente agudo en los aprovechamientos de montaña, en donde los procesos de meteorización provocan fenómenos de desintegración y descomposición de las rocas superficiales. En estas áreas, la ubicación de cada una de las estructuras que componen el aprovechamiento vendrá afectada por distintas y diversas circunstancias geomorfológicas.

Así, la toma de agua y el embalse correspondiente, se verán afectados por las inestabilidades naturales de las formaciones superficiales que puedan existir en su zona de influencia y, que a su vez, afectaran a la natural estabilidad de estas formaciones. En particular, en la zona de construcción del azud se pueden plantear problemas de cimentación sobre formaciones no consolidadas y las fluctuaciones del embalse podrán originar inestabilidades en las laderas mojadas por las aguas.

A lo largo del canal de derivación se habrán de atravesar, con toda seguridad, formaciones superficiales de la más diversa naturaleza caracterizadas, en general, por su fuerte pendiente, circunstancia que favorece su potencial inestabilidad. Desde formaciones superficiales de naturaleza coluvial, hasta tramos en los que la estructura se instala sobre el macizo rocoso sano, pasando por deslizamientos rotacionales estabilizados o por formaciones producto de fenómenos de solifluxión de mayor o menor antigüedad, el canal en sus tramos a media ladera deberá cuenta de que, al final de la construcción, estará integrado por enterramiento o recubrimiento, en las formaciones superficiales que atraviese.

Al final del canal, la cámara de carga que actúa como solución de continuidad entre el canal y la tubería forzada cuyo trazado de gran pendiente planteará nuevos problemas de anclaje en el substrato rocoso y en algunos casos, problemas de impacto visual, a veces de difícil solución.

En el fondo del valle, la casa de máquinas se ubicará habitualmente sobre una antigua terraza fluvial, con los consiguientes problemas de cimentación en depósitos no consolidados, que puede obligar a utilizar técnicas sofisticadas como la de “jet grouting” (ver 4.2.2.4).

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4.3.1 Técnicas de estudio. Generalidades

Dentro de las Ciencias Geológicas, las técnicas de estudio tradicionales en geomorfología protagonizan los estudios a realizar para la solución de los problemas constructivos que podrán afectar al aprovechamiento hidroeléctrico.

A. Fotogeología.

Las fotografías a escala 1:25.000, permiten un primer acercamiento al entorno general de la zona afectada y, a partir de este primer análisis, fotografías más detalladas a escala 1:10.000 e incluso 1:5.000, permitirán la confirmación de eventuales estructuras geomorfológicas que afecten a zonas determinadas de más difícil control.

B. Cartografía geomorfológica.

Las interpretaciones foto geológicas, con el consiguiente apoyo de campo, se plasmarán en el Mapa Geomorfológico correspondiente, en el que habrá que reflejar y clasificar las formaciones superficiales que afecten al trazado de la obra. Mapas topográficos a escala entre 1:10.000 y 1:5.000, serán las bases donde se instale la información adquirida.

C. Análisis de laboratorio.

Como auxiliar para la clasificación de las formaciones superficiales, ensayos de laboratorio tan tradicionales como los de clasificación de suelos, análisis petrográficos, químicos y de difracción por rayos X de las fracciones arcillosas, permiten definir las características de las formaciones superficiales afectadas y facilitan su clasificación.

D. Estudios geofísicos.

Las características de las formaciones superficiales en cuanto a su espesor, cohesión, circulación interna de agua, determinación de la situación en profundidad superficies de deslizamiento etc., pueden ser perfectamente conocidas a través de una investigación geofísica, ya sea eléctrica o sísmica de refracción. Así mismo, la apreciación volumétrica de las formaciones potencialmente inestables podrá ser controlada mediante esta técnica de prospección indirecta.

E. Análisis geológico estructural.

El análisis estructural, sin ser propiamente una técnica geomorfológica, es de indudable interés en la zona de la toma de agua y en los casos en los que la conducción atraviesa macizos rocosos. La estabilidad de los taludes rocosos y los posibles problemas de filtraciones a través de las discontinuidades que los puedan afectar en las zonas que constituyan la cimentación de las estructuras hidráulicas, serán algunos de los problemas a resolver. En los tramos en los que el trazado de la conducción hidráulica discurre por túneles en macizos rocosos, la necesidad de un análisis geológico estructural es obvia.

F. Investigaciones directas. Sondeos y ensayos.

Las técnicas de investigación directa no son de uso habitual en este tipo de proyectos. No obstante, cuando para derivar el agua se necesita construir una presa o un azud, cimentados sobre formaciones geológicas no consolidadas, la realización de una campaña de sondeos de reconocimiento, con ensayos «in situ» y en laboratorio, para conocer las características geológicas, hidrológicas y geotécnicas de la zona de cerrada del embalse, es de obligado cumplimiento. He aquí algunas de esas técnicas:

* Ensayos de permeabilidad en sondeo, tipo Lugeon o “Low Pressure Test”, con el fin de determinar las características de la circulación de agua en el macizo rocoso de cimentación.

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* Testificación detallada y selección de muestras para la realización en laboratorio de ensayos de resistencia a la compresión, con el fin el de determinar el módulo de deformación elástica de la roca de cimentación.

Como complemento de las investigaciones anteriores y como investigación indirecta, puede ser necesaria la realización de investigaciones geofísicas de tipo sísmica de refracción estructural, con el fin de determinar los módulos de deformación dinámica del macizo rocoso en profundidad.

4.3.2 Técnicas de estudio. Un caso práctico

Para comprender mejor el alcance de los estudios descritos mas arriba se ha considerado interesante describir las técnicas utilizadas en el aprovechamiento de Cordiñanes, situado en una zona de alta montaña, en el macizo central de Picos de Europa (León, España). El aprovechamiento, ilustrado en la figura 4.1 presenta un esquema típico de aprovechamiento de montaña que incluye:

* Una presa de gravedad de 11,5 m de altura sobre cimientos * Un embalse de 60.000 m3 * Un tramo de canal de derivación de 2.475 m, de los que 775 m son en túnel * Una cámara de carga. * Una tubería forzada de 1.40 m de diámetro, 650 m de longitud y 190 m de

desnivel * Una casa de máquinas.

4.3.2.1 El azud o presa de derivación

Las características geológicas de la zona de cimentación del azud o presa de derivación en su caso, pueden llegar a condicionar desde los procedimientos de construcción hasta la propia tipología de la estructura. El estudio geológico es siempre necesario, haciéndose obligatorio cuando la estructura tenga la calificación de «presa de embalse».

En la Fig. 4.2, se representa el estrechamiento que sirve de «cerrada de embalse» para el azud. La diferente morfología de cada una de las laderas está, en este caso, íntimamente relacionada con la naturaleza geológica de cada una de ellas y así, mientras la margen izquierda presenta una mayor pendiente asociada a la existencia como substrato de una formación de pizarras en disposición subvertical buzando hacia aguas arriba, la margen

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derecha presenta una menor pendiente asociada a la naturaleza coluvial del substrato que la conforma.

La excavación de la margen derecha puso de manifiesto la complejidad geológica de la formación coluvial, cuaternaria, que constituye el substrato de cimentación. En este caso fue necesario efectuar sondeos, que como el B1 en la figura 4.3, pusieron de manifiesto la existencia de niveles de terraza aluvial bajo el coluvión. Las diferentes características geológicas y geotécnicas de cada nivel serán determinantes del diferente comportamiento y tratamiento frente a la solicitación requerida, la cimentación del azud.

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4.3.2.2 El canal de derivación a cielo abierto.

Como se ha comentado anteriormente, en zonas de alta montaña las formaciones superficiales están sometidas con especial énfasis a procesos de alteración o meteorización. La variedad de estos procesos da lugar a la consiguiente variedad de formas y estructuras que afectan principalmente a los suelos desarrollados sobre ellas. La experiencia demuestra lo difícil que resulta eliminar todo peligro de filtraciones en un canal de derivación, pese a que la aplicación adecuada de los geotextiles abre un abanico nuevo de posibilidades. Los estudios geomorfológicos y geotécnicos son de especial relevancia en estos casos.

En la Fig. 4.4 se representan en esquema geomorfológico las principales formaciones superficiales potencialmente inestables que afectan al trazado del canal a cielo abierto en el Salto de Cordiñanes.

Las fotos 4.1 y 4.2, muestran el aspecto general de la ladera derecha y las inestabilidades locales producidas durante la excavación y un detalle de una de estas inestabilidades. La foto 4.3 muestra el aspecto de uno de los escarpes o cicatriz de despegue de los existentes en la ladera previamente a la obra.

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Foto 4.1

Foto 4.2

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Foto 4.3

La cimentación de un canal de este tipo habrá de responder a dos características: • Debe ser estable: el canal es una estructura rígida que no admite deformaciones. • Debe ser permeable: el canal no admite empujes ni subpresiones que puedan

generar presiones intersticiales en el substrato de apoyo.

A partir de estas dos premisas, los estudios geológicos se dirigirán a evitar los asientos del canal y al establecimiento de los sistemas de drenaje.

• Los estudios geomorfológicos permitirán la clasificación tipológica de las dife-rentes formaciones.

• Los estudios de clasificación de suelos permitirán, así mismo, la clasificación geotécnica de estas formaciones.

• En su caso, los estudios mineralógicos permitirán el conocimiento de la composición del terreno, sobre todo cuando se trate de suelos arcillosos.

Finalmente, con los resultados obtenidos, se podrá diseñar el tratamiento del terreno que garantice la estabilidad y el sistema de drenaje, necesario a su vez para el control de filtraciones, empujes y subpresiones.

4.3.2.3 El canal de derivación en túnel. La construcción de un túnel que ha de servir de sustento a un canal hidráulico, debe adaptarse a dos características:

* La excavación estará condicionada, como es obvio, a las propias características de la formación geológica a atravesar, ya sea macizo rocoso o formación superficial.

* La construcción o acondicionamiento del túnel como canal hidráulico, estará supeditada a conseguir la estabilidad y estanqueidad de la estructura. Consecuentemente, la formación geológica en la que se ubica el túnel deberá ser bien conocida y tratada con la finalidad de que las propiedades de estabilidad y estanqueidad sean aseguradas.

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Foto 4.4 Vista del derrubio de Cordiñanes bajo el que transcurre el túnel

La foto 4.4 refleja el aspecto general del derrubio de Cordiñanes bajo el que discurre el canal de derivación a partir del punto indicado por «Túnel» en la Fig.4.4. En la cabecera del derrubio se puede ver el canal de derrubios principal que alimenta actualmente a esta formación coluvial. La Fig. 4.5, muestra en esquema la situación del túnel bajo el derrubio y en la Fig. 4.6 se muestra en sección la transformación final del túnel en canal hidráulico.

En cuanto a la excavación, este tipo de formaciones coluviales está caracterizada por su total y absoluta heterogeneidad reflejada desde el tamaño de los bloques, que va de pequeñas «piedras» a bloques de varios metros cúbicos, hasta la naturaleza de la matriz que los envuelve.

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Por tanto, los métodos tradicionales de excavación con explosivos, en cualquiera de sus modalidades, no son válidos. Las excavaciones mediante tuneladoras continuas o topos son absolutamente inviables. La utilización de rozadoras, prácticamente imposible. Hay pues que avanzar despacio, metro a metro, retirando cuidadosamente los bloques pequeños y los no tan pequeños, así como el relleno que los envuelve con herramientas manuales, permitiéndose puntualmente y siempre con suma prudencia, la utilización de explosivos para superar los tramos en que los bloques rocosos son de gran tamaño. El sostenimiento de la excavación ha de ser inmediato como se puede observar en la Foto 4.5.

Foto 4.5

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En casos como el descrito, la transformación del túnel en canal hidráulico se convierte en algo más que en el mero y tradicional hormigonado que conforme una vía para la circulación de agua. En la Fig. 4.6 se describe la zona 2 como «hormigonado por inyección». La necesidad no sólo de recubrir con hormigón las estructuras de sostenimiento, si no también la de introducir la mezcla lo más adentro posible en la formación coluvial, rellenando cuantas grietas y vacíos puedan quedar después de la excavación en un anillo alrededor del túnel de, al menos, un metro, llevará a la modificación de la metodología de hormigonado tradicio-nal, que en cada caso se parecerá más o menos a una «inyección» del terreno, función de las características de la mezcla y de las presiones de «inyección» utilizadas.

Finalmente se ha de tener bien en cuenta que este tipo de formaciones coluviales son absolutamente permeables. Para evitar que se produzcan empujes laterales o subpresiones bajo el túnel habrá que instalar sistemas de drenaje que permitan eliminar las presiones intersticiales susceptibles de generarse dentro de la formación coluvial. Es necesario controlar las filtraciones en la fase de explotación para evitar imprevistos y asegurar el buen funcionamiento de la obra.

La construcción de túneles a través de macizos rocosos debe tener en cuenta dos características geológicas importantes:

• La posible variabilidad litológica a lo largo del trazado previsto, que puede llegar a ser determinante a la hora de decidir el método o métodos de excavación y la posible necesidad de su modificación a lo largo de la obra. Solamente el perfecto conocimiento geológico del trazado evitará imprevistos.

• La segura variabilidad estructural a lo largo del trazado. Aún cuando el macizo rocoso a atravesar sea litológicamente homogéneo, es seguro que la distribución de las discontinuidades estructurales que afectan al macizo, tales como planos de estratificación, diaclasas, grietas y fisuras, no será homogénea y continua. La distinta naturaleza de los rellenos, la orientación y espaciado de cada familia o tipo de discontinuidad, contribuyen a romper la aparente homogeneidad que la gran masa rocosa a atravesar, presenta como forma del paisaje. Nuevamente el conocimiento de estas variaciones estructurales solamente será posible mediante un minucioso estudio geológico de tipo estructural.

Independientemente de las dos características geológicas comentadas, que se pueden considerar referentes a las pequeñas discontinuidades estructurales que afectan a los macizos rocosos, la presencia de grandes estructuras tectónicas, como grandes plegamientos, fallas, cabalgamientos o fallas inversas, habrá de ser tratada adecuadamente, habida cuenta de la influencia determinante que pueden llegar a tener no sólo durante la fase de construcción, si no también en la posterior fase de explotación.

El paso por la falla inversa, tal y como muestra la figura 4.7, obliga al diseño de un sistema importante de sostenimiento, como el que muestra la foto 4.6 de la izquierda, sistema que no es en absoluto necesario en las zonas sanas del macizo rocoso tal y como se muestra en la foto 4.7.

Foto 4.6

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4.3.2.4 La casa de máquinas En la casa de máquinas se ubican máquinas de gran volumen y peso, cuya interrelación dimensional hay que garantizar por lo que no se pueden tolerar asientos en su estructura. Las características geológicas del terreno, habrán de ser las idóneas para cumplir este condicionante y, si no es así, tendrán que modificarse para que lo cumplan. Cuando la casa de máquinas se cimienta sobre rocas coherentes, la excavación necesaria para construir las fundaciones bastará para eliminar su zona superficial que habitualmente está muy alterada. Sin embargo las casas de máquinas se ubican con frecuencia en las terrazas fluviales formadas a la orilla de los ríos. En estos casos, se hace casi siempre necesario acondicionar de algún modo el substrato aluvial para que responda a las premisas de estabilidad que debe cumplir la cimentación. Foto 4,7

El tratamiento mediante inyecciones de lechadas de cemento tradicional presenta serias dificultades de puesta en obra y sus resultados, cuando se trata de consolidar suelos no coherentes y permeables como son los aluviones fluviales, no siempre son satisfactorios. Por el contrario la utilización de una nueva técnica de inyección conocida como "jet grouting" permite conseguir el resultado deseado en cuanto a la consolidación de la cimentación, habida cuenta de que con este tipo de tratamiento se sustituye en su totalidad el sedimento aluvial por cortinas de inyección.

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El "jet grouting" es una tecnología en la que se utiliza un chorro de alta presión para mezclar el hormigón con los terrenos adyacentes. Para ello se perfora un agujero de diámetro y longitud preestablecidos, en el que se bombea una lechada de cemento a través de un tubo con una serie de agujeros horizontales. al mismo tiempo que el tubo se va elevando paulatinamente. La lechada, que sale por los agujeros a una velocidad del orden de los 200 m/s provoca la erosión del terreno que se remplaza por una columna, mezcla de cemento y tierra. Cuando estas columnas se disponen tangencialmente entre si, como muestra la figura 4.8, se obtiene un suelo muy resistente e impermeable. Esta tecnología se aplica para aumentar la capacidad de carga del terreno, para perforar túneles con fuerte aportación de aguas, y para apuntalar estructuras existentes. Su único inconveniente radica, por el momento, en el elevado coste de la operación

4.4 Aprender de los errores

El Profesor Mosony , un auténtico mito de la hidráulica, publicó en los últimos números de ESHA info una serie de pequeños artículos en los que recomendaba publicar los fallos producidos en el desarrollo de aprovechamientos hidroeléctricos porque -decía- pese a la experiencia acumulada en este dominio, aun nos enfrentamos a fenómenos imprevisibles. Se comprende así, continuaba, que cualquier ingeniero que acometa el desarrollo, planificación, diseño y construcción de un aprovechamiento hidroeléctrico - aun tratándose de un especialista experimentado y altamente cualificado - pueda cometer errores, que a veces conllevan fallos importantes y daños serios. "Nadie debería avergonzarse de las equivocaciones y fallos cometidos, pero por el contrario sería lamentable ocultarlos o disimularlos, dificultando así el progreso técnico y desorientando a los círculos técnicos y a la sociedad misma". En su opinión se debe prestar gran atención al estudio sistemático de los fallos para - utilizando un vocabulario médico - establecer un diagnostico, proponer un tratamiento o una operación quirúrgica y supervisar la recuperación.

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Dos expertos bien conocidos, Bryan Leyland de Australia y Freddy Isambert de Francia, presentaron, cada uno por su lado y sin ponerse previamente de acuerdo, a la conferencia HIDROENERGIA 95 celebrada en Milán, una serie de casos reales en los que se habían producido fallos, en buena parte debidos a falta de un estudio geotécnico adecuado. El resultado en todos ellos fue una perdida considerable en tiempo y en dinero, que pusieron en grave riesgo la rentabilidad de los proyectos, y una experiencia añadida que debería enriquecer a la profesión.

El Comité de Hidroelectricidad del ASCE (Sociedad Americana de Ingenieros Civiles) publicó hace dos años un libro "Lessons Learned from the Design, Construction and Operation of Hydroelectric Facilities", en donde se analizan 57 casos de fallos producidos en aprovechamientos construidos en los Estados Unidos, de los que 20 se refieren a pequeñas centrales, con potencias comprendidas entre 700 KW. y 8 MW. El objetivo de la publicación era identificar, documentar y diseminar las enseñanzas, positivas o negativas, asociadas con el diseño, construcción y explotación de aprovechamientos hidroeléctricos y referentes a la toma de agua, tuberías forzadas, casa de máquinas y canales abiertos.

Los casos mencionados se han complementado con el de un fallo relativamente reciente ocurrido en una minicentral asturiana. Por su importancia hemos creído conveniente detallar el fallo del canal de derivación de Ruahihi, el de un canal de derivación destruido por la subpresión en una minicentral francesa de 2 MW de potencia y el de un depósito de almacenamiento intermedio así como de una parte del canal de derivación en una mini-central asturiana. De índole diferente, pero también resultado de un defectuoso estudio geotécnico del terreno sobre el que se apoyaba un azud, la destrucción de este merece la pena de ser mencionado para llamar la atención sobre la necesidad de prestar atención al estudio geotécnico incluso en azudes de tan poca relevancia como el que se menciona. Nos referimos especialmente a los canales porque conocemos muchos casos en los que al desplomarse, por haber sido construidos sobre terrenos inestables, han causado la ruina de un proyecto.

Destrucción del canal de Ruahihi. Nueva Zelanda

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Como muestra la figura 4.9, el canal de 2000 m de longitud, ubicado en una ladera, terminaba en una pequeña cámara de carga, de la que salían dos tuberías forzadas de hormigón armado, cada una de 750 m de longitud. El canal se había excavado en una "ignimbrita", tierra poco consistente resultado de una explosión volcánica, y estaba revestido con una arcilla también volcánica. Durante la construcción del canal la arcilla al secarse se fisura, pero dadas sus características al llenarse el canal con agua, no se cerraron las grietas, con lo que el agua se infiltró en la "ignimbrita" sobre la que se apoyaba. Cuando las fugas comenzaron a hacerse visibles, se introdujeron en el terreno tubos perforados para drenar la parte baja de la ladera. Con ello se ocultó y se agravó el .problema, porque las fugas dieron lugar a la formación de cavernas en el terreno. Un día después de inaugurada la central, un tramo importante del canal se deslizó súbitamente por la pendiente. La fotografía 4.8 muestra la magnitud del desastre.

Foto 4.8 Resultado del fallo del terreno

Foto 4.9 Sustitución del canal por una tubería

Tras examinar posibles soluciones, se decidió sustituir el tramo destruidol por una tubería de 1.100 m de longitud conectada directamente a las tuberías forzadas, tal y como se ve en la fotografía 4.9. Así las tuberías forzadas pasaron a tener 1850 m de longitud en vez de los 750 m iniciales, lo que hacía de temer un golpe de ariete. Las tuberías de hormigón solo admitían sobrepresiones muy ligeras y no había posibilidad de instalar una chimenea de equilibrio porque el terreno no resistiría su peso. Hubo que confiar en un fabricante que garantizaba que, en las peores circunstancias, sus válvulas de descarga limitarían la sobrepresión a un 3 por ciento, lo que fue confirmado por la experiencia

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Deslizamiento del canal de La Marea. España

La central de la Marea tiene instalada una turbina Francis de 1.100 KW de potencia para un caudal de 1,3 m3/s y una altura de salto de 100 m. El aprovechamiento, (figuras 4.10 y 4.11) dispone de un azud para la toma de agua, con una excelente escala de peces. A la derecha del azud sale un tramo de canal rectangular construido en hormigón, completamente cubierto, de una sección de 3 x 2 m, seguido de un túnel de unos 600 m de longitud. Pocos metros después de la salida del túnel, justo sobre una reguera, se construyó un deposito para almacenar agua a fin de poder turbinar exclusivamente en horas punta. El depósito, que debía recoger también el agua que bajase por la reguera, se construyó con tierras compactadas, y resultó insuficientemente impermeable. Desde este depósito, continuaba otro tramo de canal, construido con secciones prefabricadas - unas chapas de acero de 3 mm. de espesor constituían un a modo de junta entre dos secciones - y acababa en una cámara de carga, situada a 100 m por encima de la casa de máquinas.

El terreno sobre el que se construyó el canal era muy pendiente y estaba constituido por areniscas muy meteorizadas. Tanto la construcción del canal como la puesta en marcha

100


de la central tuvieron lugar en una estación muy lluviosa. Al abrir la compuerta que daba entrada al canal, el agua almacenada en el mencionado depósito comenzó a infiltrarse en el terreno. Este, al impregnarse de agua, no pudo resistir el cortante de deslizamiento y las tierras bajaron por la ladera (foto 4.10) siendo arrastradas por el río hasta el mar, unos treinta kilómetros aguas abajo. Posteriormente, las infiltraciones entre las juntas del canal, a continuación del depósito, produjeron el mismo fenómeno y el otro tramo del canal se deslizó, ladera abajo, por la pendiente.

Foto 4.10

El depósito fue sustituido por una cisterna en hormigón armado con resultados poco satisfactorios, ya que por la reguera baja poca agua, salvo en periodos de grandes lluvias, pues en periodos normales el agua se infiltra en una capa de caliza cárstica que corre por debajo. El trozo de canal, de unos doscientos metros de longitud, que descendió por la pendiente, fue sustituido por una tubería de baja presión en acero soldado, que hasta el presente no ha dado problemas. La tubería desemboca en una cámara de agua, esta vez construida con tierras apisonadas, recubierta de una lámina termo-soldada de PEAD de 1 mm. de espesor, para garantizar la estanqueidad del vaso. A lo largo de todo el perímetro del embalse se ha construido un canal de drenaje que evita que el agua pase al terraplén cercano. Las lecciones a tener en cuenta fueron las siguientes: * las areniscas meteorizadas resultan poco favorables, sobre todo cuando la pendiente

sobrepasa los 35º. * los canales deben construirse de forma que se garantice su impermeabilidad y en

caso de duda deben preverse los necesarios conductos de drenaje para que el agua no afecte al terreno circundante.

* La sustitución del canal por una tubería de baja presión suele ser la solución más segura y menos costosa; su impermeabilización está asegurada y su sujeción al terreno requiere constituir unos pocos puntos de apoyo, para lo que podrán escogerse las zonas más estables del terreno.

Destrucción de un canal por subpresión. Francia Compuesto de un azud sobre el río, una toma de agua lateral, un canal hidráulico de 5 m de ancho y 500 m de longitud, construido en hormigón, que corre a lo largo del río para crear la altura de salto, y una casa de máquinas, en un aprovechamiento de baja altura de 2.000 KW de potencia. El río era conocido por sus violentas crecidas. Un día tuvo lugar una crecida extraordinaria, que más tarde se comprobó ocurría una vez cada cien años. En ese momento las turbinas estaban paradas y las válvulas cerradas. El canal se vació a través de las fisuras y fue destruido por la subpresión tal y como se puede ver en la foto 4.11

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Foto 4.11 destrucción de un canal por subpresión

Las lecciones a tener en cuenta fueron las siguientes:

* Mal conocimiento del régimen hidráulico del río * Defectuosa estabilidad de la estructura * Concepción defectuosa del aprovechamiento

Rotura de un pequeño azud para la toma de agua por filtración En un aprovechamiento de 600 KW de potencia instalada, la construcción del azud de la toma de agua que estaba seguido de un canal enterrado, una tubería forzada y una casa de máquinas, constituye un caso de error en el estudio de cimentación.

Foto 4.12 El azud socavado por filtración.

El productor había observado la presencia de fugas aguas abajo del azud, por lo que decidió excavar una trinchera a lo largo del paramento de aguas arriba para reconocer el contacto entre la obra de mampostería y la fundación, descubriendo que el azud se había cimentado sobre piedra suelta y aluviones groseros muy permeables, sin prever una pantalla, por lo que se produjo una comunicación entre aguas arriba y aguas abajo del azud. El arrastre de los materiales terminó por destruir la base del azud. Un caso claro de falta de estudio geomorfológico del terreno sobre el que había que cimentar el azud y descuidos en el control de la construcción.. 1 Actualizado por Luigi Papetti (Studio Frosio), Jonas Rundqvist (SERO) y Celso Penche (ESHA)

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CAPITULO 5. ESTRUCTURAS HIDRAULICAS 5. ESTRUCTURAS HIDRAULICAS...........................................................................106

5.1 Introducción ................................................................................................106 5.2 Presas ..........................................................................................................106

5.2.1 Presas de tierra ............................................................................. 107 5.2.1 Presas de tierra .............................................................................107 5.2.2 Presas de hormigón .......................................................................108 5.2.3 Cargas y estabilidad de una presa de gravedad............................ 109 5.2.4 Seguridad de la presa ................................................................... 110

5.3 Azudes y aliviaderos................................................................................... 111

5.3.1 Estructuras fijas ............................................................................112 5.3.2 Estructuras móviles ......................................................................114 5.3.3 Otros tipos de aliviaderos .............................................................115

5.4 Estructuras para disipar energía.................................................................. 121 5.5 Estructuras de toma de agua .......................................................................122

5.5.1 Generalidades. ..............................................................................122 5.5.2 Tipos de tomas de agua ................................................................123 5.5.3 Perdidas en la cámara de carga ....................................................127 5.5.4 Vorticidad ....................................................................................128 5.5.5 Rejillas .........................................................................................130

5.6 Trampas de sedimentos ...............................................................................133

5.6.1 Generalidades ...............................................................................133 5.6.2 Eficiencia de las trampas .............................................................134 5.6.3 Diseño de la trampa .....................................................................134

5.7 Válvulas y compuertas.. ..............................................................................135

103


5.8 Canales abiertos ..........................................................................................140

5.8.1 Diseño y dimensionado ................................................................140 5.8.2 Excavación y estabilidad ..............................................................144

5.9 Tuberías forzadas. .......................................................................................148

5.9.1 Disposición general y elección de materiales. .............................148 5.9.2 Diseño hidráulico y requisitos estructurales ................................151 5.9.3 Apoyos y bloques de anclaje ........................................................162

5.10 Canal de retorno ........................................................................................162

LISTA DE FIGURAS Figura 5.1: Cargas sobre una presa de gravedad ...........................................................110 Figura 5.2: Estructuras fijas y móviles ..........................................................................112 Figura 5.3: Azud de rocas sueltas..................................................................................112 Figura 5.4: Azud con gaviones......................................................................................113 Figura 5.5: Características de vertido para estructuras fijas..........................................113 Figura 5.6: Características de vertido para estructuras móviles ....................................115 Figura 5.7: Aliviaderos de tablestacas...........................................................................116 Figura 5.8: Azud inflable...............................................................................................117 Figura 5.9: Esquema de cajón .......................................................................................118 Figura 5.10: Aliviadero en sifón....................................................................................119 Figura 5.11: Aliviadero en pozo....................................................................................120 Figura 5.12: Aliviadero en laberinto .............................................................................121 Figura 5.13: Aliviadero en pico de pato ........................................................................121 Figura 5.14: Esquema de toma lateral en curva del cauce.............................................124 Figura 5.15: Toma tirolesa ............................................................................................124 Figura 5.16: Toma tirolesa versión EDF .......................................................................124 Figura 5.17: Toma en sifón sobre un azud existente .....................................................126 Figura 5.18: Diseño óptimo de cámara de carga ...........................................................127 Figura 5.19: Altura mínima de inmersión .....................................................................128 Figura 5.20: Cadena flotante en toma integrada............................................................130 Figura 5.21: Limpia rejas óleo-hidráulico .....................................................................132 Figura 5.22: Trampa de sedimentos ---------------------------------------------------------- 133 Figura 5.23: Válvula de compuerta ..............................................................................135 Figura 5.24: Válvula de mariposa .................................................................................136 Figura 5.25: Válvula esférica.........................................................................................136 Figura 5.26: Compuerta Tainter ...................................................................................138 Figura 5.27: Perfil de canal en valle ..............................................................................144 Figura 5.28: Canal de hormigón armado.......................................................................144 Figura 5.29: Materiales de protección de terraplenes....................................................145 Figura 5.30: Tubería forzada con juntas de dilatación ..................................................148 Figura 5.31: Sistema de apoyo con junta de dilatación .................................................148

104


Figura 5.32: Diversos tipos de unión de tuberías ..........................................................149 Figura 5.33: diámetro optimo de la tubería ..................................................................151 Figura 5.34: Perdidas por fricción y turbulencia en tubería forzada .............................152 Figura 5.35: Chimenea de equilibrio .............................................................................159 Figura 5.36: Onda golpe de ariete – tiempo ..................................................................160 LISTA DE TABLAS Tabla 5.1: Características de las tomas de agua.. ..........................................................123 Tabla 5.2: Valores típicos del coeficiente n de Manning .............................................141 Tabla 5.3: Parámetros hidráulicos para diversas secciones de canal.............................142 Tabla 5.4: Materiales utilizados en tuberías forzadas....................................................151 LISTA DE FOTOS Foto 5.1: presa con geotextil .........................................................................................108 Foto 5.2: presa de hormigón RCC ............................................................................... 108 Foto 5.3: presa de contrafuertes ....................................................................................109 Foto 5. 4. Presa de arco .................................................................................................109 Foto 5.5: Rotura de una presa pequeña y consecuencias río abajo ...............................111 Foto 5.6: Azud Ogee .....................................................................................................114 Foto 5.7: Aliviadero de tablestacas ..............................................................................115 Foto 5.8: Compuertas articuladas ................................................................................116 Foto 5.9: Compuertas articuladas accionadas por vejigas neumáticas..........................118 Foto 5.10 Fusible Hydroplus ......................................................................................118 Foto 5.11: Aliviadero de pozo (Morning glory) ........................................................... 120 Foto 5.12: Aliviadero de laberinto ................................................................................121 Foto 5.13: Aliviadero de pico de pato ..........................................................................121 Foto 5.14: Toma de montaña ........................................................................................125 Foto 5.15: Pantalla Coanda ...........................................................................................125 Foto 5.16: Elementos para una cadena flotante ............................................................130 Foto 5.17: Limpia-rejas sobre raíles. .............................................................................131 Foto 5.18: Cierre de compuerta con volante .................................................................136 Foto 5.19: Cierre de compuerta hidráulico .................................................................. 136 Foto 5.20: Montando una válvula de mariposa ............................................................137 Foto 5.21: Válvula de mariposa con contrapeso ..........................................................137 Foto 5.22: Compuerta Tainter ......................................................................................138 Foto 5.23: Aliviadero lateral en un canal para evitar desbordamiento .........................140 Foto 5.24: Carátula del programa FlowPro ..................................................................142 Foto 5.25: Canal rectangular de hormigón armado en construcción ............................145 Foto 5.26: Canal de derivación roto por subpresión .....................................................146 Foto 5.27: Paso de un canal sobre un río ......................................................................147 Foto 5.28: Chorro de salida de válvula de descarga ....................................................161

105


5 ESTRUCTURAS HIDRAULICAS 1 5.1 Introducción Un pequeño aprovechamiento hidráulico incluye un número de estructuras, cuyo diseño viene condicionado por el tipo de esquema, las condiciones locales, el acceso a los materiales de construcción e incluso por las tradiciones arquitecturales del país o región. A continuación se indican las estructuras más corrientes en un aprovechamiento hidráulico:

• Estructura de derivación. o Presa o azud o Aliviadero o Dispositivos para disipar la energía o Pasos de peces o Alimentadores del caudal ecológico

• Conducciones hidráulicas o Toma de agua o Canales o Túneles o Tuberías forzadas o Casa de maquinas

A continuación se discuten los criterios de diseño y las soluciones más utilizadas para estas estructuras. 5.2 Presas Las presas y azudes se utilizan fundamentalmente para derivar agua del cauce del río al sistema de conducciones hidráulicas del aprovechamiento. Las presas también pueden utilizarse para aumentar el salto necesario para generar la energía requerida. La elección del tipo de presa viene en gran medida condicionada por las condiciones topográficas y geotécnicas del sitio. Por ejemplo si no hay un terreno rocoso, a una profundidad razonable, no se puede pensar en emplear estructuras rígidas del tipo de una prensa de hormigón. Asimismo, en un valle estrecho será difícil disponer de espacio para construir un aliviadero separado de la presa y la solución de una presa de hormigón con el aliviadero incorporado será la solución más acertada. En lugares en los que existen amplios valles con abundancia de arcillas y arenas silíceas, la solución de una presa de materiales sueltos, en cualquiera de sus múltiples variantes seguramente será la preferida. Según la Convención Internacional de Grandes Presas2, una presa se considera .pequeña. si su altura, medida desde la base a la coronación, es inferior a 15 m, la longitud en la coronación no supera los 500 m y el agua embalsada está por debajo del millón de metros cúbicos. Esta diferenciación es importante, dadas las exigencias administrativas que hay que cumplir cuando se trata de .grandes presas. Las presas de materiales sueltos se han generalizado, debido a las características que poseen:

• Son poco exigentes en lo que se refiere a fundaciones • Para su construcción se utiliza una gran variedad de materiales que, en general, son

fáciles de encontrar a escasa distancia del sitio • El proceso de construcción es continuo y se presta fácilmente a su mecanización • Su diseño es extraordinariamente flexible y admiten una gran variedad de componentes

106


Tienen, por otra parte, el inconveniente de que en caso de desbordamiento la presa puede sufrir daños por erosión y que frecuentemente presentan filtraciones. Las presas de hormigón presentan también sus inconvenientes que en general corresponden a las ventajas de las presas de materiales sueltos:

• Son exigentes en lo que se refiere a las fundaciones • Los materiales empleados tienen requerimientos más estrictos que los de los

empleados en las presas de escollera, requieren grandes cantidades de cemento, que en presas pequeñas hay que transportar desde lejos, y el proceso es discontinuo difícilmente mecanizable y caro.

Por otra parte, las presas de hormigón presentan otras ventajas:

• Se adaptan a una gran variedad de valles, sean estos estrechos o amplios, siempre que las fundaciones sean sólidas

• No son sensibles al desbordamiento • Se puede ubicar el vertedero en su coronación y, si es necesario, toda la

coronación puede convertirse en vertedero. • En su interior pueden construirse fácilmente galerías de inspección, estructuras

de drenaje, tuberías, etc. • La casa de maquinas puede ubicarse en el mismo pie de la presa.

5.2.1 Presas de tierra Las presas de tierra o escollera se pueden dividir en:

• Tipo 1. Presas homogéneas construidas con materiales que presentan la misma distribución de granos y permeabilidad en todo el cuerpo de la presa. Esta suele ser la solución más económica si se dispone de materiales finos, de suficiente calidad y en cantidad ilimitada.

• Tipo 2. Presas por zonas. Es una solución aconsejable cuando se dispone de una cantidad limitada de materiales finos de adecuada calidad y hay abundancia de materiales rocosos.. El paramento aguas arriba se construye con material fino impermeable completado con capas sucesivas de material grueso permeable Ambas zonas deberán estar separadas por filtros de transición, que pueden fabricarse con geotextiles apropiados

• Tipo 3. Presas con estanqueidad artificial. Construidas con materiales permeables (arena, grava, guijarros, todo-uno) están provistas de un dispositivo de estanqueidad artificial, que puede ser una geomembrana o una pared moldeada. Las geomembranas son geotextiles compuestos capaces de evacuar en su plano cantidades de agua importantes. Existen geomembranas bituminosas, elastómeras y plastómeras. Normalmente se colocan (foto 5.1 abajo) sobre el relleno ya compactado, y sobre ella se coloca la zona de materiales permeables. No recomendable para grandes presas constituye una buena solución para presas pequeñas y medianas. La segunda solución, consiste en excavar una fosa de alrededor de un metro de anchura sobre el terraplén ya rellenado y compactado. Esta fosa se rellena con un aglomerado auto-endurecible compuesto de bentonita, cemento y agua.3

107


Una nueva generación de presas de escollera la constituyen las CFRD, en las que el elemento impermeable es una placa de hormigón colada en el paramento de aguas arriba. Esa placa está dividida en trozos longitudinales, unidas mediante unas juntas impermeables flexibles con cubrejuntas. Al pie de la presa, en el paramento aguas arriba, la placa está unida con un muro de arrostramiento de hormigón que constituye la transición entre el subsuelo de la roca y la placa de hormigón impermeable. Esa junta es obra. Su formación correcta es indispensable para la estanqueidad de la presa. Con este sistema la presa está protegida contra desbordamientos. Una variante de la CFRD es la presa de escollera con un paramento aguas arriba impermeabilizado con asfalto, que sustituye a la placa de hormigón.

uno de los elementos más importantes de toda la

Una variante de las presas de

Po

.

e

r

hormigón, a medio camino entre estas y las presas de escollera son las conocidas como RCC (Foto 5.2 a la izquierda). A diferencia de la construcción convencional por bloques, el hormigón se transporta a la superficie de la presa en construcción, mediante camiones o con cintas transportadoras. A continuación se distribuye en capas horizontales con bulldozers y se compacta con rodillos vibratorios. El grosor de cada capa de

co

Foto 5.1: presa con geotextil

5 Deqsoef Ptrasola co

Foto 5.2: presa de hormigón RCC

r o que re

2.2 Presas de hormigón

ntro de las presas de hormigón hay que diferenciar las presas de gravedad, cuyo

esas de gravedad. Su estabilidad está garantizada por su propio peso. Su sección

hormigón oscila entre 30 y 50 cm. baja el precio, y el proceso es más

ntinuo y menos intensivo en mano de obra. lo general, el hormigón es más pobre, l

uilibrio está garantizado por el peso de la obra que permite movilizar el frotamiento bre la fundación y las presas de bóveda, que transmiten el empuje hidrostático por ecto arco sobre las paredes laterales.

nsversal es básicamente triangular a fin de distribuir adecuadamente los esfuerzos bre la fundación. La zona superior suele ser rectangular para dar una cierta anchura a coronación. El diseño incluye el análisis de estabilidad (deslizamiento y vuelco), ntrol de las cargas, control de temperatura durante su construcción para evitar las

108


grietas y control de las subpresiones bajo la presa. La foto 5.2 es un ejemplo de presa de gravedad, en su variante RCC (Rolled Concrete Construction). Obsérvense los escalones en el talud, típicas de este tipo de construcción en capas horizontales. Presas de contrafuertes. Se caracterizan

resas de arco y presas de bóveda.

por que el paramento aguas arriba es una placa .continua de hormigón, con juntas de dilatación, que se apoya sobre unos contrafuertes, normalmente también en hormigón. Constituyen una variante de las presas de gravedad, y tienen su misma sección geométrica desde el punto de vista de reparto de esfuerzos. La foto 5.3 muestra un ejemplo de este tipo de presas. Se puede ver que el aliviadero también es del tipo de contrafuertes. PEstructuralmente trabajan como arcos hhidrostático a los estribos. Estas presas puedtoda su altura, y entonces son verdaderas presbeltas pero cuyos arcos componentes están más que esfuerzos de compresión y que obefuncionamiento de estas presas viene determhormigón y las rocas de los estribos. Tradiciolimitando a 5 MPa el esfuerzo unitario máximhormigón de calidad media, a un coeficiente su construcción, para alturas de menos de 25presa de arco, con aliviadero central en un apr

.Foto 5.4; pre .2.3 Cargas y estabilidad de una presa

as presas de gravedad se diseñan para: co

5 L

• Estabilidad contra rotación y vuel• Estabilidad contra traslación y desliza• Sobre-esfuerzos y fallo de materiales

Foto 5.3 presa de contrafuertes

o en construirse con un radio constante en esas de arco o con radio variable, menos diseñados para que no tengan que soportar decen al nombre de presas de bóveda. El inado por la relación de rigidez entre el nalmente las presas de bóveda se diseñan o de compresión, correspondiente, para un de seguridad entre 4 y 5. Su concepción y m, son simples. La foto 5.4 muestra una ovechamiento de 10 MW.

rizontales que transmiten el empuje

sa de arco

de gravedad

miento

109


a figura 5.1 muestra las fuerzas típicas a que está sometida una presa de gravedad L

construida en hormigón.

Figura 5.1 Cargas sobre una presa de gravedad

En la figura 5.1, H indica las cargas horizontales, V las verticales. Las cargas

on el tiempo, la influencia en el cálculo de las cargas verticales de subpresión,

.Las presas modernas de hormigón incluyen galerías de drenaje en su núcleo y agujeros

.2.4 Seguridad de la presa

as presas se han identificado como una de las “estructuras realizadas por el hombre

horizontales son: 1: presión hidrostática, 2: presión del suelo o de los sedimentos depositados; 3: presión del hielo; 4: carga de objetos flotantes y detritus; 5: presión del agua, aguas abajo de la presa; 6: carga dinámica consecuente con los terremotos. Las cargas verticales son: 1: peso propio de la presa; 2: peso del agua sobre el paramento inclinado aguas abajo; 3: subpresión del agua infiltrada; 4: carga dinámica consecuente con los terremotos. Cdesconocidas antes de comienzos del siglo pasado, han ido adquiriendo más y más importancia. En las presas de mampostería prácticamente no existían; Cuando el hormigón sustituyó a la mampostería se siguieron utilizando los mismos conceptos, lo que llevó al fallo de algunas presas por ese motivo.

de drenaje en las fundaciones. La utilización de cortinas de “jet-grouting” en las fundaciones reducen las filtraciones. Estas técnicas han demostrado ser efectivas pero requieren un mantenimiento adecuado, de tal forma que hay presas de gravedad construidas recientemente en las que se han puesto de manifiesto problemas relacionados con las subpresiones, y falta de efectividad en las contramedidas más arriba citadas. 5 Lcapaces de causar muertes”. Este peligro de muerte ha estado siempre asociado a las grandes presas y embalses, pero en determinadas circunstancias aun las pequeñas presas y sus embalses pueden resultar peligrosas, y dado su gran numero plantean una seria amenaza a la salud y al medio ambiente. En Suecia, por ejemplo, la única victima como resultado de la rotura de una presa fue consecuencia de la rotura de una presa de menos de 4 metros de altura. La fotografía 5.5 muestra la rotura de una presa pequeña, y sus efectos aguas debajo de la misma.

110


Foto 5.5: Rotura de una presa pequeña; la presa rota a la izquierda y la

fin de identificar las presas potencialmente peligrosas, muchos países emplean un

.3 Azudes y aliviaderos

a gran mayoría de los pequeños aprovechamientos son de los llamados de agua

os azudes pueden clasificarse en fijos y móviles (Figura 5.2). Los fijos se denominan

as estructuras móviles con compuertas pueden regular el nivel del agua, aguas arriba

inundación aguas abajo a la derecha

Asistema de clasificación que obliga a los propietarios de las mismas a clasificar sus presas según un criterio de peligrosidad: en bajo, medio o alto (USACE 1975) 5 Lfluyente, en los que la electricidad se genera mientras fluye el agua por el cauce, y dejan de hacerlo cuando el caudal es inferior al mínimo técnico de las turbinas que lo equipan. En estos aprovechamientos, se levanta en el cauce una estructura que permita desviar un cierto caudal para conducirlo a la central. En su versión más elemental esa estructura es un simple obstáculo, capaz de remansar el agua, para poder derivar el caudal deseado y sobre el que continua pasando agua. Cuando el aprovechamiento es de mayor importancia, ese obstáculo pasa a ser una presa, generalmente de poca altura, conocida como azud, cuya misión, como en el caso anterior, no es almacenar agua sino remansarla para que pueda ser derivada en condiciones favorables. Lazudes y los móviles, aliviaderos con compuerta. El azud es una estructura simple que no requiere mantenimiento y económica, pero tiene el inconveniente de no poder regular la altura de la lámina de agua, por lo que esta y la producción de energía fluctúan con el caudal. Lde las mismas, de forma que permanezca más o menos constante, para valores del caudal del río muy variable (naturalmente este objetivo no se puede conseguir en caso de avenidas). Si la configuración y tamaño de las compuertas lo permiten, también pueden utilizarse para evacuar los sedimentos acumulados en la toma. Estas estructuras son más costosas y delicadas que las fijas, requieren un mantenimiento más cuidadoso, y hay que asegurarse de que no falte nunca la energía para su accionamiento. Ya que su seguridad no es pasiva, como en las estructuras fijas..

111


Figura 5.2: estructuras fijas y móviles 5.3.1 Estructuras fijas Los azudes en su versión más simple consisten en un murete de poco más de un metro de altura, construido con rocas sueltas (Fig. 5.3).

Figura 5.3: azud de rocas sueltas

112


Para evitar costes de fundación elevados cuando el terreno rocoso está situado a demasiada profundidad, se pueden utilizar, apoyados sobre la tierra, unos gaviones recubiertos con roca suelta (Fig.5.4). Los gaviones son cajones paralepipédicos, construidos con malla de acero inoxidable y rellenos de cantos rodados.

Figura 5.4: azud con gaviones

La forma y tamaño del aliviadero controla el caudal que pasa sobre el y define la relación entre la altura de la lamina de agua, aguas arriba del aliviadero y el citado caudal. La figura 5.5 define los caudales en función del perfil, para varios tipos de aliviadero fijo. El aliviadero de cresta delgada es fácil de construir y barato, pero es necesario comprobar que la lamina de agua vertida, queda bien aireada en la parte superior del paramento aguas abajo. De no ser así se producirían fuertes vibraciones. El aliviadero de coronación plana puede dar lugar a subpresiones en la misma. El aliviadero Ogee es el más efectivo; el que deja pasar un mayor caudal de agua por unidad de altura de lámina de agua.

Tipo Diseño Relación de vertido Caracteristicas

Coronación delgada

Diseño Simple

económico

Coronación plana

Diseño simple subpresiones en la coronación

económico

Ogee

Máximo vertido

costoso

Figura 5.5: características de vertido para aliviaderos

113


El aliviadero de uso más frecuente en pequeñas centrales es el Ogee, representado en la foto 5.6. Básicamente es un canal abierto, redondeado en la cresta, y con una fuerte pendiente, que permite evacuar el agua a velocidades supercríticas. Su perfil se diseña para minimizar la presión sobre su superficie, pero sin que la lámina de agua llegue a separarse de la superficie, lo que daría lugar a la aparición de presiones negativas generadoras de cavitación y vibraciones. La curva del perfil es el de la trayectoria que seguiría la cara inferior de una lámina de agua, al caer libremente al verter sobre un muro vertical de cresta ancha.

Foto 5.6: aliviadero Ogee antes de su puesta en marcha

Cuando la altura Hd de la lamina de agua es mayor que la de diseño se producen fenómenos de cavitación en el paramento de aguas abajo, que pueden llegar a dañar la pared de hormigón. Afortunadamente se ha comprobado experimentalmente que la lamina de agua no se separa de la pared hasta que la altura H es mayor que tres veces Hd. La U.S. Waterways Experimental Station suministra el juego de perfiles obtenido experimentalmente. El valor exacto del coeficiente Cd se puede encontrar en Sinniger & Hager (1989)4. Cuando el nivel del agua, aguas abajo es igual o mayor que la altura de la coronación, el aliviadero se encuentra sumergido y su capacidad de vertido disminuye. Esa disminución es aun más notable, cuando el aliviadero está provisto de pilas para apoyo de las compuertas regulables. El calculo del vertido en ese caso es más complejo, pero puede encontrarse en la obra citada. 5.3.2 Estructuras móviles La instalación de compuertas móviles sobre los aliviaderos permite controlar el caudal que pasa para mantener fijo el nivel del agua en la toma. Las compuertas se diseñan de forma que cuando están completamente abiertas, y la estructura trabaja como si fuera fija, el caudal pasa sobre el aliviadero sin que el nivel de agua. Aguas arriba, varíe sensiblemente. El funcionamiento de las compuertas exige un mantenimiento permanente y una fuente externa de energía. Por supuesto existe riesgo de que la compuerta se bloquee durante una crecida. La figura 5.6 nos muestra la relación de vertido para los tipos de compuerta más utilizados. Según sea el tipo de compuerta, el movimiento de accionamiento puede ser rotativo, deslizante o inclinable. El caudal que pasa por la compuerta depende, no solo del tipo, de la apertura relativa, y de la forma del labio sino también de la forma del azud en que se apoyan.

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Además como sucede en las estructuras fijas, a medida que el azud comienza a sumergirse, el caudal divertido disminuye. El lector interesado puede consultar la literatura especializada sobre el tema.

Tipo Diseño Posición Relación de vertido

Canal rectangular

Compuerta plana

Aliviadero Ogee

Canal rectangular

Compuerta de sector

Aliviadero Ogee

Figura 5.6: características de vertido para aliviaderos móviles

5.3.3 Otros tipos de aliviaderos Una forma de aumentar la altura de la lámina de agua, y asegurar la derivación del agua requerida sin riesgo de que se inunden los terrenos circundantes en caso de avenidas, consiste en colocar sobre la coronación del murete una serie de tablestacas (Foto 5.7 a la izquierda), generalmente fabricadas en madera y sujetas por pernos de acero implantados en unas guías también de acero (Figura 5.7 a). En caso de avenidas se procede a sacar los pernos y desmontar las tablestacas, cosa en verdad difícil de realizar en la práctica. La

115Foto 5.7


figura 5.7 b) muestra unas tablestacas articuladas, más fáciles de manejar que las atornilladas.

Figura 5.7

La fotografía 5.8 muestra una versión mejorada de los mamparos articulados de la figura 5.7 b), tal como se ven en la toma de agua de un pequeño aprovechamiento en Alemania.

Foto 5.8 Compuertas articuladas en un azud de derivación

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Azudes inflables Los azudes inflables, constituyen otra solución relativamente económica. Estos azudes, fabricados con materiales sintéticos, tienen la forma de una vejiga anclada, mediante tornillos, a la coronación del muro de hormigón (Fig. 5.8). Al llenar la vejiga mediante una bomba o un compresor – según el accionamiento sea hidráulico o neumático - ésta se levanta y con ella la altura de la lámina de agua; al vaciarse, la vejiga baja hasta quedar como una lámina plana de poco espesor, que se extiende sobre la coronación del muro y deja libre el paso del agua.

Figura 5.8: azud inflable

El sistema más generalizado de control se basa en un sensor, situado aguas arriba del azud, que ordena la inyección de aire o agua a la vejiga, en proporción inversa a la altura de la lámina de agua en dicho punto. La operación es muy rápida: en una instalación de 2 m de altura y 30 m de anchura, la vejiga puede ser desinflada en menos de treinta minutos, respondiendo rápidamente a una súbita crecida. La figura 5.8 nos muestra un sistema de control muy simple, en el que es el agua la que, al sobrepasar una altura predeterminada, entra en un tubo que infla la vejiga. Los azudes inflables resultan proporcionalmente más económicos cuando su longitud es grande en relación a su altura Con la ayuda de un microprocesador se puede mantener constante el volumen de agua que pasa sobre el azud y garantizar así el vertido del caudal ecológico requerido por ley. Obermeyer Hydro5 ha patentado un sistema de mamparos articulados cuyo movimiento está producido por una vejiga inflable. Al aumentar o disminuir la presión de aire, el panel se inclina más o menos, regulando así el nivel de la lámina de agua. Los mamparos metálicos oscilan alrededor de bisagras fijas, ubicadas sobre la coronación plana del azud, mientras las vejigas están colocadas, como se ve en la fotografía 5.9, sobre la misma coronación pero aguas debajo de la mampara. Contrariamente a los azudes inflables convencionales la vejiga está protegida del impacto de troncos, ramas u otros objetos flotantes, pues los paneles de acero la recubren permanentemente. Para alturas no superiores a 2 m, los paneles son planos, de una longitud de 1,5 o de 3

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metros. Para alturas mayores los paneles tienen una relación altura/anchura inferior a 1 y están rigidizados en la misma dirección de la corriente. Los espacios entre paneles sucesivos se cierran con un faldón, fabricado en material sintético reforzado, sujeto a uno de ellos, y apoyado en el otro.

Foto 5.9 compuertas articuladas accionadas por vejigas neumáticas

Compuertas “fusibles” (Fusegates) Se trata de dispositivos que elevan el nivel del agua, aguas arriba del azud que los incorpora y que funcionan como un fusible.

Foto 5.10: con dos cajones Figura 5.9: esquema del cajón El dispositivo consta de un cajón, una base y un tubo conectado con una cámara debajo de la base del primero (figura 5.9). El tubo puede estar colocado distante, aguas arriba, del azud, y conectado por una tubería con la cámara debajo de la base. Un cierre de

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goma une cada cajón con el siguiente eliminando prácticamente las fugas de agua entre cajones. Mientras el caudal no sobrepasa el valor nominal el dispositivo actúa como un aliviadero de laberinto. La foto 5.10, tomada desde aguas abajo del azud, muestra un azud con dos cajones aunque normalmente el número de cajones es más elevado.6 Una vez que la lamina de agua alcanza una altura predeterminada, penetra por los tubos – también visibles en la fotografía – hasta llenar la cámara situada debajo de los cajones, produciendo un empuje hacia arriba que, una vez alcanzado un cierto valor, provoca su vuelco. El volcado de los cajones tiene lugar de forma sucesiva para lo que la altura de los tubos crece de forma progresiva entre cajón y cajón. Una vez volcados los cajones, el agua no encuentra prácticamente obstáculo alguno para pasar sobre la coronación del azud. Aliviaderos de sifón Cuando no se dispone de espacio para construir un aliviadero convencional se puede acudir a un aliviadero en sifón o a un aliviadero en pozo, soluciones ambas muy eficaces para mantener, entre limites muy estrechos, el nivel del agua, aguas arriba del azud. Un aliviadero en sifón es básicamente un conducto cerrado, de perfil curvo, como muestra la figura 5.10.

Figura 5.10: Aliviadero en sifón

Cuando la lámina de agua sobrepasa el codo del sifón, comienza a verter como lo haría en un aliviadero convencional; pero cuando el nivel sube hasta llegar a cebarlo, el caudal aumenta considerablemente. Debido a ello, si el sifón está mal diseñado puede entrar en régimen inestable; efectivamente inicialmente el sifón vierte como si se tratara de un aliviadero convencional, pero al cebarse aumenta considerablemente el caudal de vertido, con lo que desciende el nivel aguas arriba y se desceba, volviendo a disminuir el caudal de vertido. Esto hace que vuelva a subir el nivel aguas arriba y se cebe nuevamente el sifón, pudiendo repetirse el ciclo por tiempo indefinido. El problema se resuelve empleando varios sifones con alturas escalonadas, o un sifón con una entrada controlada de aire. Con el sifón cebado, el caudal viene dado por la ecuación de

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Bernoulli. Si aceptamos que la velocidad del agua en el conducto es la misma a la entrada que a la salida, la pérdida de carga se calcula de acuerdo con lo expuesto en el Capitulo 2, párrafo 2.2.1. Si la presión en la coronación del sifón desciende por debajo de la presión del vapor de agua, esta se vaporiza desprendiendo un gran número de pequeñas burbujas, que arrastradas por la corriente, estallan al alcanzar una zona de mayor presión. Este fenómeno, conocido como cavitación, puede ser muy dañino para el sifón. Para evitarlo, hay que limitar la distancia entre el techo del sifón y la máxima altura, aguas arriba, de la lámina de agua. Esa distancia es función de la altura del sifón sobre el nivel del mar y de la presión barométrica dominante, pero en general no deberá exceder de 5 m. En la literatura7 pueden encontrarse más detalles sobre el diseño de este tipo de aliviaderos. Aliviadero de pozo (morning glory) Los aliviaderos en pozo, o «morning glory» se usan poco en pequeñas centrales. Como puede verse en la figura 5.11 un aliviadero en pozo consta de una entrada almenada, para aumentar la longitud de la coronación, una zona de transición con un perfil equivalente al del aliviadero convencional, un pozo vertical y un conducto de salida, que a veces tiene una ligera pendiente positiva para garantizar que en su parte final nunca está completamente vacío.

Figura 5.11: aliviadero en pozo Foto 5.11 Un informe del USBR contempla los principios de diseño de estos aliviaderos. La foto 5.11 muestra la entrada a un gran aliviadero de pozo. Aliviaderos en laberinto y en pico de pato. Cuando el espacio disponible para ubicar el aliviadero viene limitado por consideraciones topográficas puede recurrirse a aliviaderos de laberinto (foto 5.12) caracterizados por tener, en plano, un eje quebrado en V (figura 5.12) que permite, a igual anchura, en planta, de aliviadero una mucho mayor longitud de vertido

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Foto 5.12 : aliviadero laberinto Figura 5.12 aliviadero en laberinto Con el mismo fin se utiliza el vertedero en pico de pato, tal y como puede verse en la fotografía 5.13 y en la figura 5.13, solución bastante generalizada en las centrales situadas en canales de irrigación.

Foto 5.13 y Figura 5.13 de un aliviadero en pico de pato 5.4 Estructuras para disipar energía. La descarga de las estructuras fijas o móviles descritas más arriba es, a la salida, en régimen generalmente supercrítico. Las elevadas velocidades y la turbulencia pueden dar lugar a fenómenos importantes de erosión en el pie de la presa, especialmente si el cauce no es rocoso, sino como es frecuente contiene arcillas, limos, arena, grava o rocas sueltas. Para evitar esos daños hay que acudir a la construcción de estructuras generalmente costosas. Las más utilizadas son:8

• Cuenco amortiguador • Cuenco disipador con bloques de hormigón • Piscina de inmersión • Rápidas de caída

La mayoría de estas estructuras disipan la energía de la corriente de agua mediante la formación de un “salto hidráulico” que disipa una gran cantidad de energía en una

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distancia relativamente corta. El diseño y construcción de estas estructuras es un trabajo muy complejo y el proyectista deberá a acudir a especialistas en la materia, tanto más cuanto que en general exigen ensayos en modelos reducidos. En las presas RCC es posible aplicar los escalones que resultan en el aliviadero para reducir parte de la energía en el propio vertido, reduciendo así los cuencos de remansamiento. . 5.5 Estructuras de toma de agua 5.5.1 Generalidades. Una toma de agua tiene que desviar el caudal requerido para generar la energía, respetando el medio ambiente en que se integra, con la mínima pérdida de carga posible y sea cual sea la altura de la lámina de agua en el río. La toma actúa como zona de transición entre un curso de agua, que puede ser un río tranquilo o un torrente turbulento, y el canal de derivación por donde circula un caudal de agua, que debe estar controlado, tanto en cantidad como en calidad. Su diseño, basado en consideraciones geomorfológicas, hidráulicas, estructurales y económicas, requiere un cuidado especial para evitar problemas de funcionamiento y conservación a todo lo largo de la vida de la central.9

El diseño de una toma de agua obedece a tres criterios:

• hidráulicos y estructurales, que son comunes a todas las tomas de agua. • operativos - control del caudal, eliminación de basuras, deposición de los

sedimentos- que varían de toma a toma. • relacionados con el medio ambiente - barreras para impedir el paso de peces,

escalas de peces - que son característicos de cada proyecto La ubicación de la toma depende de factores variados – geometría del río, condiciones geotécnicas, consideraciones medioambientales (especialmente los relacionados con la conservación de los peces), exclusión de sedimentos y, donde resulta necesario, formación de hielo. La orientación de la entrada con respecto a la dirección de la corriente es crucial. De como esté orientada dependerá que se acumule o no la broza delante de la rejilla, lo que puede originar no pocas paradas y elevados costos de mantenimiento. Lo mejor, es disponer el eje de entrada a la toma, paralelo al aliviadero (como en la figura. 5.3) para que en las crecidas, la corriente arrastre la broza sobre éste. La toma de agua no debe ubicarse en una zona muerta, alejada del aliviadero, porque las corrientes parásitas propias de esas zonas, harán circular la broza y la dejaran delante de la reja.10 La toma de agua debe incorporar una rejilla para impedir la entrada de broza, una compuerta para poder aislar las estructuras situadas aguas abajo, una balsa de decantación para eliminar los sedimentos de menos de 0,2 mm., un sistema de eliminación de sedimentos con la menor perdida posible de agua y un aliviadero para verter el exceso de agua si lo hubiera. 5.5.2 Tipos de tomas de agua Lo primero que hay que hacer es identificar el tipo de toma de agua que necesita el aprovechamiento. Pese a la gran variedad de toma existente, estas pueden clasificarse con arreglo a los siguientes criterios:

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• Cámara de carga. La toma de agua alimenta directamente la tubería forzada por la que el agua circula a presión. En todo caso, al final del canal siempre habrá una cámara de carga de la que arranca la tubería forzada.

• Cámara de transferencia. La toma de agua alimenta un conducto abierto de agua - un canal o un túnel - que termina en una cámara de carga de la que arranca la tubería forzada. (ver fig. 1.1, Capítulo 1).

Estas tomas de agua pueden clasificarse en tres tipos: tomas laterales, tomas frontales y tomas de montaña, cuyas características se resumen en la tabla 5.1.

Tabla 5.1:

Pendiente del cauce

Anchura del cauce

Planta del cauce Transporte de sedimentos

Toma lateral

En la orilla exterior de la

curva

Con canal de deposición de

grava

0,001%<J<10%

0,01%<J<10%

Todos los anchos

B < 50 m

El tramo curvo es optimo

El tramo puede

ser rectilíneo pero con

contramedidas

Pocos detritos flotantes y fuerte carga de fondo

Toma frontal

Con canal de deposición de

grava 0,01%<J<10% B< 50 m

Rectilíneo es optimo

Curvo con contramedidas

Si hay carga de fondo purga

continua

Toma de montaña

preferible J>10% posible desde

2,5% B< 50 m rectilíneo Detritos de grano

grueso

La toma de agua más frecuente es la toma lateral. Se debe ubicar, si es posible, en el borde exterior de una curva del cauce, para evitar la entrada de broza y los arrastres de fondo, o intercalar un canal de sedimentación. La solución en curva aprovecha la existencia de una corriente muy rápida en el exterior de la misma curva para evitar la entrada de los materiales arrastrados por el fondo. La segunda solución utiliza para ello, un canal de sedimentación de un metro de profundidad, delante de la toma y perpendicular a la misma, tal y como se ve en la figura 5.14 (línea c-c). El canal conviene que tenga una pendiente mínima del 2%, y si es posible del 5%. El fondo del canal debe protegerse contra la erosión, utilizando cemento de alta calidad, piedras etc. En países como la India y Pakistán, en donde los ríos llevan mucho arrastres de fondo, se suele utilizar, en tramos rectilíneos de río, la toma frontal dotada de un sistema de exclusión generoso que hay que operar frecuentemente, con la consiguiente perdida de agua. Se utilizan en cauces de hasta 50 m de anchura. En Europa este tipo de toma es casi desconocido.

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Figura 5.14: esquema de toma lateral en curva del cauce

En aprovechamientos de montaña, en los que la perdida de uno o dos metros de altura de salto no tiene consecuencias importantes, y en los que los torrentes tienen mucha pendiente y arrastran muchas piedras, es muy frecuente la toma “tirolesa”, que en definitiva es, figura 5.15, un canal, excavado transversalmente en el fondo del cauce y cubierto por una rejilla inclinada, con una pendiente más acusada que la de aquel. Las barras de la rejilla se orientan paralelamente a la corriente

Figura 5.15: Toma tirolesa Figura 5.16: Toma tirolesa

versión EDF

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Foto 5.14: Toma de montaña o tirolesa, en Picos de Europa

La Foto 5.14 muestra claramente este tipo de toma tal y como se construyó en Picos de Europa (Asturias). En Francia, EDF ha perfeccionado esta toma, colocando las rejillas en voladizo (figura 5.16), para evitar que se colmaten con los guijarros que generalmente arrastran los ríos de montaña para los que han sido concebidas. La foto 5.15, cedida por DULAS Ltd, muestra una pantalla innovadora que actúa como una toma “tirolesa”, con la ventaja de que no hay que limpiarla. Conocida bajo el nombre de Coanda - por aprovechar el efecto del mismo nombre en memoria de su inventor Henrie-Marie Coanda - la pantalla es en realidad un azud cuyo paramento aguas abajo está constituido por una pantalla curvilínea, construida con perfiles transversales de acero inoxidable a través de los cuales pasa el agua que se recoge en un canal ubicado debajo de la pantalla; los peces juntamente con la broza, y el 90% de las partículas de más de 0,5 mm. de diámetro, siguen su camino río abajo. La pérdida de salto producida por este tipo de pantalla es elevada -entre 1,20 y 1,60 m - por lo que no se recomienda su utilización en saltos de baja altura. La pantalla puede tratar hasta 140 l/s por metro lineal.

. Foto5.15: una pantalla Coanda en servicio

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Toma de agua por sifón. Cuando se quiere instalar una pequeña central, en una presa ya existente, puede utilizarse una toma en sifón, con la ventaja de no tener que efectuar obras mayores ni en el paramento ni en la coronación. El sifón ofrece la ventaja adicional de que se puede detener el flujo de agua admitiendo aire en la coronación del mismo. El tiempo de cierre, por descebado del sifón, es más corto que con compuertas - el descebado se completa en 25 o 30 segundos - faceta interesante si se prevé un embala miento de la turbina. Por el contrario presenta el inconveniente de limitar las variaciones de nivel en la lamina de agua., ya que la distancia máxima desde la coronación del sifón a su toma es de unos 7,5 m. El sifón suele ser de acero, pero donde sea difícil adquirir este material, se puede construir en hormigón, revistiendo de acero solamente la zona de la coronación. La figura 5.17 muestra esquemáticamente la disposición de la toma. Las fotos 6.7 y 6.8 del capitulo 6 muestran, el sifón sobre la presa y una turbina Kaplan en el tubo del sifón.

Figura 5.17: Toma en sifón sobre un azud existente 5.5.3 Perdidas en la cámara de carga En aprovechamientos de baja altura de salto, las perdidas de carga influyen decisivamente en la viabilidad del proyecto, por lo que hay que hacer todos los esfuerzos posibles para minimizarlas. La toma de agua, y aun más la cámara de carga, en la hay que pasar de una sección rectangular – el canal de llegada o la rejilla de entrada a la toma – a otra circular – la tubería forzada. Los elementos que componen la toma y condicionan las perdidas son, fundamentalmente:

• El perfil desde la rejilla de entrada a la cámara, hasta la propia tubería, tanto en lo que se refiere a las paredes laterales, como a la solera y al techo, debe reducir en lo posible la separación de las venas de agua – típicas en cambios bruscos de dirección - y minimizar las perdidas de carga.

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• La zona de transición para cambiar la geometría del flujo de agua de rectangular a circular, con una perdida mínima de carga y una buena dirección de entrada a la tubería

• Pilares de soporte de de los equipos mecánicos. • Guías para dirigir correctamente la corriente de agua y mejorar el

funcionamiento de la cámara • Inhibidores de vórtices, donde sean necesarios – en tomas verticales, o incluso

en tomas horizontales en las que la inmersión de la tubería forzada es inadecuada

• Los equipos mecánicos, tales como rejillas, exclusores de sedimentos y compuertas

El perfil de transición influencia decisivamente la eficacia de la cámara. La velocidad de corriente a lo largo de la misma varía entre los 0,8 - 1,0 m/s, a la entrada de la rejilla, hasta los 3 - 5 m/s, en la tubería forzada. Un buen perfil acelera uniformemente la corriente. Una aceleración o deceleración brusca da lugar a pérdidas de carga adicionales y a la separación de la vena de agua. Para que las pérdidas de carga sean mínimas hay que modificar gradualmente la sección, lo que da lugar a cámaras largas y consecuentemente caras. Por eso hay que equilibrar, mediante análisis beneficio/costo, la disminución de las pérdidas de carga y el aumento de los costos inherentes a una mayor sofisticación. En el diseño, el diámetro de la tubería viene fijado por el proyectista y la sección en el porta-rejilla, por la velocidad de aproximación a la misma, que se mueve entre límites estrechos.

Figura 5.18: Diseño óptimo de cámara de carga

El departamento de investigación de .Energy, Mines and Resources de Canada11, ha estudiado como influye la longitud de la cámara y el aumento de sofisticación del perfil en la disminución de las pérdidas de carga. Los análisis costo/beneficio conducen al diseño de una cámara compacta - no parece que la longitud de la toma sea el factor que

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más decisivamente contribuya en la determinación del coeficiente de pérdidas de carga - con zonas de transición compuestas por uno o dos planos tal y como muestra la figura 5.18 (alternativa 2 del estudio). Este perfil da un coeficiente K de pérdida de carga de 0,19. La pérdida de carga en esta cámara, siendo V la velocidad de corriente en la tubería (m/s), viene dada en metros por:

∆H = 0,19V2/2g (5.1) 5.5.4 Vorticidad No es condición suficiente que la pérdida de carga sea baja. Los fabricantes de turbinas garantizan sus rendimientos en el supuesto de que el flujo de agua a la entrada de la caja espiral sea uniforme. Pero muchas circunstancias, entre otras el paso de la corriente de agua desde una sección prismática a la entrada de la cámara, en la rejilla, a otra circular, en la tubería forzada, puede dar lugar a la formación de vórtices. El problema es particularmente crítico, en los aprovechamientos de muy baja altura de salto, si las turbinas son de hélice o están montadas en pozo. Los vórtices:

• Dan lugar a un flujo de agua no uniforme • Introducen aire en la corriente de agua lo que origina vibraciones, cavitación y

desequilibrio en las turbinas • Aumentan las perdidas de carga y disminuyen el rendimiento de las turbinas • Arrastran broza al interior de la cámara de carga

Los criterios para evitar la vorticidad no están bien definidos y no existe ninguna formula que tome en consideración todos los factores que favorecen su formación. De acuerdo con el Comité ASCE sobre cámaras de carga (ASCE Committee on Hydropower Intakes), la vorticidad puede estar inducida por:

• Geometría asimétrica • Inmersión inadecuada • Separación de las venas de agua y formación de corrientes parasitas • Velocidades de corriente superiores a 0,65 m/s • Cambios abruptos en la dirección de la corriente

La falta de inmersión de la tubería forzada y una geometría asimétrica son las causas principales de formación de vortices. Si la tubería está lo suficientemente sumergida y la circulación del agua es simétrica, es muy improbable que se formen vortices.

Figura 5.19: Altura mínima de inmersión

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Hay diversidad de formulas empíricas para definir la inmersión mínima necesaria para que no se formen vortices importantes, pero no existe teoría alguna que explique a fondo el problema y tome en cuenta todos los parámetros que lo hacen posible. El grado mínimo de inmersión viene definido en la figura 5.19 La inmersión viene definida por ht. Las formulas siguientes expresan su valor mínimo para evitar la verticidad

Knauss ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∗+∗≥

gDVDht 3,21 (5.2)

Nagarkar ( ) 54,050,04,4 DVht ∗∗≥ (5.3) Rohan (5.4) 76,048,0474,1 DVht ∗∗≥ Gordon DVcht ∗∗≥ (5.5) con c = 0,7245 para geometría asimétrica y c = 0,5434 para geometría simétrica

en las que V es la velocidad, media de la corriente en m/s, y D el diámetro hidráulico en m. de la tubería. Además de sumergir la entrada a la tubería, a la debida profundidad, hay otras medidas que dificultan la verticidad: entre otras, colocar una balsa flotante sobre la entrada a la tubería y mejorar la geometría de la boca de entrada a la misma. 5.5.5 Rejillas Para reducir la cantidad de broza que entra en la toma - una de las funciones importantes de la misma - hay que instalar una reja en la entrada, compuesta de uno o más paneles, fabricados con barras metálicas espaciadas a intervalos regulares. Si se prevé el acarreo frecuente de broza gruesa, es muy conveniente colocar delante de ella, una reja de gruesos, que facilitará el trabajo de los limpia rejas mecánicos para eliminar la broza fina. Estas rejas suelen tener un espacio de 100 a 300 mm. libre entre bordes Para facilitar su limpieza se recomienda utilizar rejas con barrotes extraíbles. Las rejillas de finos se construyen con barrotes de acero inoxidable o de plástico resistente. Como los barrotes de plástico se obtienen por moldeo es fácil conseguir un perfil hidrodinámico que minimice las perdidas de carga. El espacio libre entre barras puede variar entre los 12 mm. exigidos por las turbinas Pelton en saltos de gran altura y los 150 mm. que toleran las grandes turbinas de hélice. La rejilla debe tener una superficie neta - superficie total menos el área frontal de los barrotes – tal, que la velocidad del aguan no exceda de 0,75 m/s en las tomas pequeñas o de 1,75 m/s en las grandes, a fin de evitar que sean atraídos hacia ella la broza que circula por el río. En rejas de grandes dimensiones hay que calcular la presión que ejercería el agua sobre la reja si esta se colmatase y dimensionar los perfiles transversales de apoyo para que la estructura aguante esa presión y no sufra deformaciones permanentes.

129


En ríos con mucha broza suelen emplearse, como complemento de las rejas y delante de las mismas, una barrera flotante formada por elementos metálicos recubiertos de plástico (foto 5.16), cuyas extremidades están unidas por un cable. Esta barrera intercepta tanto la broza que flota sobre la superficie del agua, como la que circula por debajo de dicha superficie.

Foto 5.16: elementos prefabricados para la barrera flotante

Figura 5.20: Cadena flotante en toma integrada

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La figura 5.20 (reproducida de la referencia 11) muestra una barrera con un punto de giro, de forma que, mediante un cabestrante, la barrera pueda ser abierta para que pase la broza sobre la estructura móvil – azud y compuertas de sector. De esta forma, la barrera impide – si no está abierta – el paso de los botes que naveguen por el río. Si no es el caso se puede prescindir del punto articulado, y cerrar solamente el paso a la toma de agua de las turbinas. La rejilla se diseña de modo que la velocidad del agua a la llegada (V0) esté entre 0,60 m/s y 1,50 m/s. La distancia máxima entre barrotes viene generalmente dada por las especificaciones del fabricante de turbinas. Los valores típicos pueden oscilar entre 20 – 30 mm., para las turbinas Pelton, 40 – 50 mm., para las turbinas Francis y 80 – 100 mm., para las turbinas Kaplan. El coeficiente de perdida de carga, que multiplica el término V0

2/2g, viene condicionado por diversos factores – forma y material de las barras, inclinación de las mismas, método de limpieza de la rejilla etc. En el Capítulo 2, sección 2.2.2.1, se estudia la formula de Kirschmer (formula 2.16), para calcular la perdida de carga al paso de la rejilla, para varios ángulos de inclinación de la misma sobre la horizontal y para diversas formas de barras, así como el factor corrector de Monsonyi, para el caso en el que la corriente no incida perpendicularmente sobre la misma. Existen otras formulas, todas ellas experimentales, para calcular dichas perdidas, pero no ofrecen mayores garantías de precisión. Un factor que influye negativamente en la perdida de varga al paso del agua por la rejilla, es el grado de colmatación. Algunos autores recomiendan multiplicar el valor del coeficiente Kt de Kirschmer por otro coeficiente K2 que varía entre 0,2 y 0,3 para rejas sin limpiador automático, entre 0,4 y 0,5 para rejas con limpiador automático y programador horario y entre 0,80y 0,85 para rejas con limpiador automático y sensor de presión diferencial.

Las rejillas deben ser desmontables para su mantenimiento. Para facilitar la limpieza a mano, la rejilla conviene esté inclinada 30º sobre la horizontal. La experiencia indica que es posible limpiar a mano rejillas de hasta 4 metros de profundidad. Una plataforma horizontal situada por encima del nivel máximo de la lámina de agua facilitará la tarea. En centrales con control remoto se recomienda instalar limpiadores mecánicos con programador para que trabajen durante un determinado periodo de tiempo o activados por un sensor que mide continuamente la perdida de carga a través de la reja, y actúa cuando esta alcanza un nivel predeterminado. Foto 5.17 limpia-rejas sobre raíles

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La figura 5.21 muestra un ejemplo típico de limpia-rejas automático. La limpieza comienza separando el rastrillo de la reja, haciéndole descender hasta el fondo, separado de la misma, para luego aproximarlo suavemente hasta que llegue a tocar los barrotes, sobre los que se deslizará mediante una regleta de poliamida, de la que solo sobresalen las púas que quedan alojadas en los huecos libres entre barrotes. Durante el movimiento de subida, el rastrillo arrastra la broza para depositarla en un canalillo de evacuación, alimentado por una bomba de agua o en una cinta transportadora. En rejas muy anchas, los limpiadores, además de tener los movimientos antes descritos, se desplazan lateralmente sobre unos carriles (Foto 5.17). Este modelo lleva un autómata programable que salva los tajamares que puedan existir entre los sucesivos vanos de la reja. Utilizando cilindros hidráulicos telescópicos de intervención escalonada, el rastrillo puede alcanzar profundidades de más de 10 metros, de forma que con estos equipos móviles se pueden limpiar rejas de gran superficie

Figura 5.21: Limpia rejas oleo-hidráulico

5.6 Trampas de sedimentos 5.6.1 Generalidades Las tomas de agua en el cauce del río se diseñan para que no entren, ni los arrastres de fondo ni la broza flotante, pero no pueden impedir la entrada de sedimentos suspendidos. El objetivo de las cubetas de sedimentación es impedir que los sedimentos

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se depositen en los canales hidráulicos, entren en las tuberías forzadas y, por encima de un cierto tamaño, dañen las turbinas y sus órganos de control. Para ello – figura 5.22 - hay que introducir un ensanchamiento en la estructura hidráulica, para disminuir la velocidad del agua, y producir la precipitación.

Figura 5.22: trampa de sedimentos

Existen dispositivos de exclusión de sedimentos que reducen el tiempo de exclusión y el volumen de agua perdido para ello12. 5.6.2 Eficiencia de las trampas La eficiencia de una trampa de sedimentos se define por el diámetro del grano que se deposita en ella. La elección de la eficiencia depende del equipo hidromecánico que se vaya a utilizar en el aprovechamiento y de la altura del salto. En una turbina Francis, por ejemplo, el poder abrasivo de los sedimentos viene condicionado por la velocidad de los granos y el salto de acuerdo con la formula:

2VR

P gge ∗

−∗∇∗=

ρρµ (5.6)

en donde µ es el coeficiente de fricción entre los alabes de la turbina y los granos, ∇ es el volumen de granos, ρg y ρe son las densidades de los granos y del agua, R es el radio de los alabes y V la velocidad de los granos. El volumen de granos es, naturalmente, función de la eficiencia de la trampa. Los intervalos de reparación de una turbina Francis, para una eficiencia de la trampa de 0,2 mm., es de 6 a 7 años, de 3 a 4 años para una eficiencia de 0,3 mm., y de 1 a 2 años para una eficiencia de 0,5 mm. La eficiencia optima será función de los costes de construcción de la trampa, las perdidas de carga en la misma, los costes de reparación de la turbina, los costes de explotación y el precio de la energía. La experiencia indica que, para condiciones muy duras (granos de cuarzo, gran altura de salto) la solución más económica es 0,2 mm. Para casos normales la eficiencia optima es 0,3 mm. 5.6.3 Diseño de la trampa La longitud de la trampa tiene que ser tal que, todos los granos del diámetro seleccionado tengan tiempo de depositarse dentro de la misma. Para ello el tiempo de sedimentación tp tiene que ser igual al tiempo tt de transferencia. El tiempo de sedimentación viene dado por H/VD y el de transferencia por L/VT. (ver figura 5.21). La

133


trampa para depositar un grano de diámetro dD, tiene que tener pues como mínimo una longitud L:

BVQL

D ∗≥ (5.7)

La anchura B no puede sobrepasar un octavo de la longitud L y ser menor que dos veces la altura de la lamina de agua. La velocidad de sedimentación viene definida por la formula de Prandtl para partículas esféricas, en condiciones ideales - agua pura, sin turbulencias ni efecto pared. No existen formulas para casos reales y la velocidad debe encontrarse mediante experimentación. En la practica se utiliza, para disponer de una primera cifra, la formula empírica de Zanke, valida para agua estancada:

( )11057,11100 22 −∗∗+∗

= dDg

VD (5.8)

en la que VD viene expresada en mm/s y el diámetro del grano en mm. Esta expresión es válida para una temperatura del agua de 20º C y una relación de densidades del grano y agua de 2,65. En aguas turbulentas, la velocidad disminuye y la siguiente formula resulta más precisa:.

VD = VD0 - αVT

(5.9) En la que VD0 es la velocidad de sedimentación en aguas tranquilas y α un factor de reducción expresado en función de la profundidad h (m) del agua en la trampa:

h132,0

=α

(5.10)

Finalmente, para que el diseño sea correcto hay que definir la velocidad de transferencia de la trampa. Esta velocidad crítica define el limite entre el régimen de suspensión y el de sedimentación.. Si la velocidad es demasiado elevada los sedimentos depositados corren el riesgo de ser arrastrados otra vez por la corriente. Para un valor Manning-Strickler de K = 60 m1/3 /s (K = 1/n, valor medio para el hormigón) y para una relación de densidades de agua y grano de 2,65, es valida la formula siguiente: dRV h ∗∗= 6/113α (5.11) Valores típicos para Vα son 0,2-0,3 m/s. En Bouvard13 (1984) pueden encontrarse más detalles respecto a diseño y construcción.

134


5.7 Válvulas y compuertas.. En todo pequeño aprovechamiento hidroeléctrico es necesario poder aislar determinadas estructuras para proceder a su mantenimiento o reparación, cortar el paso del agua a la turbina para evitar que se embale cuando se desconecta bruscamente el generador, e incluso para regular la cantidad de agua que entra a las turbinas, cuando estas no disponen de distribuidor variable. Para conseguir esos objetivos existen en el mercado diferentes modelos de compuertas y válvulas, entre las que cabe destacar los siguientes:

• Compuertas temporales construidas con tableros o troncos de madera • Válvulas de compuerta • Válvulas de mariposa • Válvulas esféricas • Compuertas radiales • Válvulas de retención

Para desaguar un conducto de baja presión, se puede habilitar una compuerta, deslizando unos tablones de madera, por unas guías verticales alojadas en un bloque de hormigón. La solución es económica pero es difícil que el cierre resulte totalmente estanco. Si se quiere impedir verdaderamente que pase el agua, se recomienda colocar en serie dos de estas compuertas, separándolas entre si unos 15 cm. y rellenar el espacio intermedio con arcilla.

Lo normal cuando se quiere cortar el paso del agua en un conducto de baja presión, es emplear una válvula de compuerta con obturador, que podrá ser de hierro fundido, cuando la sección a cerrar no sobrepase los dos metros cuadrados, o de acero soldado si la sobrepasa. En una válvula de este tipo, el obturador se desplaza, entre dos guías, en el interior de la válvula. Si la presión es elevada, las fuerzas de fricción entre placa y guías es enorme, y la válvula se mueve con dificultad. Para facilitar la operación el obturador se diseña en forma de cuña para que, inmediatamente después de iniciada la apertura, pierda el contacto con las guías y desaparezca la fricción (Figura 5.23 a la izquierda). En válvulas grandes sin embargo, los obturadores de caras paralelas son más fáciles de mecanizar y ajustar que los de cuña. En este caso, antes de abrirla, se recomienda accionar otra pequeña válvula que, mediante un conducto secundario, pone en comunicación las dos caras

del obturador y reduce la diferencia de presión. Estas válvulas se emplean frecuentemente en las estructuras de toma de agua para, dejar en seco el canal de derivación y, eventualmente, la tubería forzada. Estas compuertas no son en general completamente estancas pero si se quiere que lo sean, el obturador se complementa con un perfil extruído, que puede ser de goma natural, o estiro-butadieno o clorofeno.14

Las compuertas si son pequeñas se manejan a mano mediante un volante, pero si son grandes habrá que utilizar un cabrestante motorizado o un cilindro hidráulico (Foto 5.18 y Foto 5.19 de la página siguiente).

135


Foto 5.18: compuerta de cierre con volante

Foto 5.19: compuerta con cilindro

En las válvulas de mariposa el órgano de cierre es un disco de sección lenticular montado sobre un eje (Fig. 5.24). Como ambas caras del disco están sometido a igual presión, la válvula resulta fácil de manejar y cierra rápidamente. Las válvulas de mariposa se utilizan como cierre de entrada a la turbina y como mecanismo de regulación, aunque en este ultimo caso su eficacia es muy baja, ya que el disco queda inmerso el paso del agua y produce turbulencias. Las válvulas de mariposa pueden accionarse a mano, cuando son pequeñas, o hidráulicamente. La foto 5.20 muestra una válvula de gran tamaño en curso de montaje y la foto 5.21 otra con accionamiento hidráulico, contrapeso y sistema auxiliar de apertura, instalada en una turbina Francis de pequeña potencia.

Figura 5.24: Válvula de mariposa Figura 5.25: Válvula esférica Las válvulas esféricas (Figura 5.25) dan lugar a menor pérdida de carga que las anteriores y por eso se utilizan con frecuencia, sobre todo en aprovechamientos de gran altura de salto, pese a ser más caras

136


Foto 5.20: Válvula mariposa en montaje

.

Foto 5.21: Válvula de mariposa con contrapeso La compuerta radial permite (figura 5.26) variar la altura de la lámina de agua en la toma, al regular el paso del agua entre el borde inferior del sector y la coronación del aliviadero. La foto 5.22 muestra, a la izquierda, una compuerta Tainter lista para su montaje, y a la derecha, ,en el pilar de hormigón, la caja en que se aloja el borde exterior de la compuerta. Estas compuertas son fáciles de operar y muy efectivas cuando se quiere regular el nivel de la lámina de agua, pero exigen un buen mantenimiento y necesitan disponer de energía eléctrica. La cara curva de la compuerta en contacto con el agua, es concéntrica con el eje, que gira sobre unos cojinetes esféricos anclados en el bloque de hormigón. La presión hidrostática pasa por dicho eje, lo que facilita su movimiento de giro. El sector gira accionado por un cilindro hidráulico o (solución de la figura 5.26) mediante un torno preferiblemente de accionamiento igualmente hidráulico.

137


Las pérdidas de carga en válvulas y compuertas son siempre muy elevadas. Para más 2 y la bibliografía adjunta. información véase la Sección 2.2.4 del Capítulo

Foto 5,22: compuerta Tainter y su alojamiento en el pilar del vertedero

Figura 5.26: compuerta Tainter

138


.8 Canales abiertos

.8.1 Diseño y dimensionado

l caudal que transita por un canal es función de su sección transversal, su pendiente y

n la Tabla 2.5 del Capítulo 2 se definen las propiedades geométricas fundamentales de

l régimen de corriente en un canal diseñado con fines hidroeléctricos, es siempre

5 5 Esu rugosidad. Los cursos de agua, son canales naturales de sección y rugosidad variables, tanto en el tiempo como en el espacio, por lo que la aplicación a los mismos de las leyes de la hidráulica teórica resulta muy arriesgada. Por el contrario, en los canales artificiales de perfil prismático, cuyos parámetros están bien definidos, los resultados teóricos concuerdan aceptablemente con la realidad. Ediversos secciones de canal. Eturbulento, por lo que puede aplicarse, sin dificultad, la ecuación de Manning:

3/2

2/13/52/13/2

PnSA

nSRAQ

∗∗

=∗∗

= (5.12)

n la que n -coeficiente de Manning- es el que figura en la tabla 5.2 y S el gradiente e

hidráulico, suele reemplazarse por la pendiente del fondo del canal. Alternativamente

2

3/2

2

3/5

3/2

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

∗∗

=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ∗∗=

RAnQ

APnQs (5.13)

De la ecuación de Manning se deduce que para la misma sección transversal A, y la

a tabla 5.3 especifica, para canales de sección transversal, los parámetros hidráulicos

misma pendiente S, la capacidad de transporte de un canal aumenta con el radio hidráulico. Esto quiere decir que para la misma área de sección transversal, la sección con el mínimo perímetro mojado, es la más eficiente desde el punto de vista hidráulico. La sección semicircular es consiguientemente la más eficiente. Sin embargo, un canal semicircular, a no ser que se empleen secciones prefabricadas, es costoso de construir y difícil de conservar. Dentro de los canales trapezoidales, es el medio hexágono, cuya pendiente lateral es 1 vertical a 0,577 horizontal. Esto solamente es cierto si el agua llena enteramente la sección. Las dimensiones reales tienen que incluir un cierto margen (distancia vertical entre la superficie nominal del agua y el borde superior del canal) para evitar que cualquier fluctuación del nivel del agua, como el causado por una ola, haga que el agua de desborde. El margen mínimo para canales revestido es de 10 cm. y, para los no revestidos, un tercio del tirante nominal, con un mínimo de 15 cm. Para evitar desbordamientos, se recomienda prever, cada cierta distancia, aliviaderos que descarguen el agua al cauce de un río o a un barranco. (Foto 5.23) Lque los identifican.

139


Tabla 5.2 Valores típicos de te n de Manning l coeficien

Foto 5.23: Aliviadero lateral en un canal para evitar desbordamiento

140


Tabla 5.3

Sección transversal

Area

A

Perímetr hidràulico

Ancho superficial

Tirante hidráulico

o Radio mojado

P R T D trapezoidal

ono 1,73 y2 3.46 y 0,500 y 2,31 y 0,750 y medio hexágrectángulo medio cuadrado

drado 2,83 y 0,500 y

0,5 πy2

2 y2 4 y 0,500 y 2 y Y

triangulo medio cua

y2

π

0,354 y 2 y

semicírculo y 0,500 y 2 y 0,250 πy

Ejemplo 5.1

En un canal trapezoidal de hormigón terminado con lechada, con un ancho de 1,5

e acuerdo con la tabla 5.1, n = 0,015 para b=1,5 z=0,5, y=1

m en el fondo, un talud de 0,5:1.0 y una pendiente de 0,001, calcular el gasto normal para un tirante de agua de 1m. DDe acuerdo con la tabla 2.5, capítulo 2,

( ) mPmA 736,35,01125,1;2115,05,1 22 =+××+==××+= Aplicando (5.12) para A = 2 y P = 3,736

smAQV

smQ

/39,12/78,2/

/78,2001,0736,321 3

3/5

=××=015,0 3/2

===

Ejemplo 5.2

Determinar la pendiente de un canal, revestido en cemento y con terminación lisa,

egún la tabla 5.1 n = 0.011; según tabla 2.5

teniendo en cuenta que el ancho en la base es de 2 m, la profundidad del agua 1,2 m, y que las orillas tienen una inclinación 1v:2h, para que pueda transportar un caudal de 17.5 m3/s.

S ( ) 717,0212,1222,12,112

2=

+×+

××+=R

A=2x1,2 + 2,4x1,2 = 5,28 m

plicando la ecuación 5.13

2

A

002,0717,028,5

011,05,172

3/2 =⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×

×=S

141


Los cálculos resultan más laboriosos cuando lo que se conoce es la sección del canal, su pendiente y el caudal que debe transportar y hay que calcular el tirante normal de agua. En este caso no es posible una solución directa de la ecuación 5.13 y el problema debe solucionarse mediante cálculos iterativos. Es el caso del ejemplo 5.3

Ejemplo 5.3

En un canal trapezoidal, con un ancho de 3 m en la base, taludes de 1v:1,5h. una pendiente longitudinal de 0,0016 y un coeficiente n de 0,013, calcular el tirante normal de agua para un caudal de 21 m3/s

De la ecuación 2.13 despejamos 825,60016,0

013,0213/2 =∗

=∗

=SnQAR

De acuerdo con la tabla 2.5, capitulo 2, A = (b+zy)y = (3 + 1.5y)y P=b+2y(1+z2)0.5 = 3+3.6y R=A/P Calculamos A y R para diferentes valores de y de forma que AR2/3 se aproxime a 6,825 Para y = 1.500 m A=7.875, R=0.937, AR2/3=7.539 Para y = 1.400 m A=7.140, R=0.887. AR2/3=6.593 Para y = 1.430 m A=7.357, R=0.902, AR2/3=6.869 Para y = 1.425 m A=7,312, R=0,900, AR2/3=6,816 La solución es un tirante de 1,425 m. Prosofts Apps tiene un paquete de software, el FlowPro 2.0, que permite resolver multitud de problemas relacionados con el flujo de agua en los más diversos tipos de canales, y de cuyo portal (http://www.prosoftapps.com/flowpro.htm) se puede bajar una copia de evaluación. En la carátula que muestra la fotografía 5.31 pueden verse introducidos los parámetros del problema y la solución directa del tirante buscado.

Foto 5.24: carátula del programa FlowPro con la solución a 5.3

El diseño de canales revestidos, o construidos de obra, constituye un proceso muy simple, para el que se recomienda seguir los pasos siguientes:

142


1. Estimar el valor del coeficiente n de acuerdo con la tabla 5. 1 y el material a

utilizar 2. Calcular el factor de forma AR2/3 = nQ/ S sustituyendo en el segundo término

los parámetros del perfil escogido 3. Si se requiere la sección hidráulica óptima, calcular los parámetros del canal con

arreglo a la tabla V.2 En otro caso calcularlos con arreglo a la tabla 2.4 4. Verificar si la velocidad mínima permite evitar sedimentaciones o formación de

algas. Verificar el número de Froude para ver si se trata de un flujo subcrítico o supercrítico.

5. Determinar la altura adicional (libre bordo) requerida En el ejemplo 5.4 se siguen dichos pasos

Ejemplo 5.4

Diseñar un canal trapezoidal para un gasto de 11 m3/seg. El canal es de hormigón con una lechada de cemento bien terminado y la pendiente será de 0,001. Paso 1. Determinar el n de Manning: De acuerdo con la tabla 5.1 n = 0,015 Paso 2. Calcular el factor de sección:

218,5001,0

11015,03/2 =×

==S

nQAR

Paso 3. No se trata de obtener la sección hidráulica óptima. Suponiendo una anchura de 6 m en el fondo del canal y un talud z = 2 hay que obtener, por iteración, el tirante de agua y a semejanza de como se hizo en el ejemplo 5.3: Y = 0,87 m A = 6,734 m2

Paso 4 Verificar la velocidad v = 11/6,734 = 1, 63 m/s esta velocidad impide el crecimiento vegetal y no deposita sedimentos O.K! Verificar NF = v/gD = 0,617 y confirmar que es un régimen subcrítico. Paso 5 Determinar el libre bordo (altura del canal sobre la lámina de agua) Las tablas del U.S. Bureau of Reclamation dan un valor de 0,37 m 5.8.2 Excavación y estabilidad En los grandes aprovechamientos y en algunos de los pequeños, sobre todo los situados en valles, en los que los canales deben transportar un gran volumen de agua, estos se construyen siguiendo el perfil de la figura 5.27. De acuerdo con este perfil, las tierras procedentes de excavar la sección trapezoidal se utilizan para recrecer las orillas, no solo hasta la altura requerida para transportar el caudal previsto, sino sobrepasándola y creando lo que los anglosajones llaman "libre bordo", o altura de seguridad para hacer frente a las crecidas producidas por el cierre brusco de la compuerta en la cámara de

143


carga, el oleaje creado por el viento o las aguas recogidas por el propio canal en épocas de fuertes lluvias. Estos canales, aunque económicos en su construcción, son difíciles de conservar, sobre todo por los problemas que plantea la erosión y la formación de algas. La velocidad de corriente debe de ser lo suficientemente elevada como para que no se sedimente el material arrastrado y no crezca vegetación, pero no tanto que llegue a socavar las orillas, sobre todo cuando el canal no está revestido. Si el canal no está revestido, la velocidad máxima, para evitar la socavación de las orillas, depende del tamaño en mm de los granos que constituyen el material del terraplén.

en la que Rh es el radio hidráulico del canal. Para granos de 1mm. y radio hidráulico de 1 a 3 m., se obtienen velocidades críticas de 0,6 – 0,7 m/s. Para granos de 10 mm. las velocidades, para los mismos radio hidráulicos, oscilan entre 1,2 y 1,5 m/s. La ecuación anterior es valida para granos de más de 0,1 mm. Para terrenos de una cohesión aceptable, las velocidades críticas oscilan entre 0,4 y 1,5 m/s. Los canales de hormigón, o los recubiertos con hormigón, pueden soportar, sin peligro, corrientes de agua limpia de hasta 10 m/s de velocidad. Incluso si el agua contiene arena o gravilla en suspensión, la velocidad puede alcanzar los 4 m/s. Por otra parte para que no se depositen limos en suspensión en los canales, la velocidad tiene que superar los 0,3 – 0,5 m/s. Para evitar el crecimiento de plantas acuáticas la velocidad ha de estar por encima de 0,50 – 0,75 m/s. Todos estos valores solo pueden ser tomados como guía.

Figura 5.27: perfil de canal en valle Figura 5.28: canal en hormigón

144


Figura 5.29: materiales de protección de terraplenes

Como material de recubrimiento para protección de terraplenes se puede utilizar la vegetación, la roca suelta o con mortero, el rip-rap (piedras planas adosadas), materiales bituminosos o hormigón. En la figura 5.29 se muestran algunos ejemplos de protección de terraplenes. En pequeños aprovechamientos de montaña solo se utilizan canales revestidos, o más frecuentemente aun, canales construidos en hormigón armado. Dadas las exigencias medioambientales que con frecuencia obligan a cubrir los canales, estos se construyen de sección transversal rectangular, para disminuir la luz de las losas que los recubren. La foto 5.25 muestra un canal de hormigón armado con una sección como la representada en la figura 5.28, en curso de construcción, antes de ser tapado y restaurado con vegetación. Para evitar fugas de agua a través de las fisuras del hormigón, se recomienda utilizar geotextiles que garanticen su estanqueidad.

Foto 5.25: canal rectangular de hormigón en construcción

145


Al proyectar un canal de derivación hay que insistir en la necesidad de estudiar cuidadosamente la geomorfología del terreno que atraviesa. Llamamos la atención del proyectista para que tenga en cuenta los accidentes que se detallan en el capítulo 4, sección 4.4. La fotografía 5.26 muestra la destrucción de un canal de derivación de 6 m de ancho y 500 m de longitud, correspondiente a un aprovechamiento de bajo salto de 2 MW de potencia instalada. El canal discurría cerca del río; un día una crecida repentina excepcional levantó el canal. La compuerta estaba cerrada, las turbinas paradas y las fugas terminaron por vaciar el canal que no pudo resistir la subpresión. En el capítulo 4, sección 4.4 "Aprender de los errores", se detallan accidentes ocurridos en canales.

Foto 5.26: canal de derivación roto por subpresión

El canal, que se ve obligado a seguir prácticamente las líneas de nivel para no perder altura, puede encontrarse con obstáculos que tendrá que salvar, pasando sobre, por debajo, o alrededor de ellos. Para cruzar un arroyo o un barranco, lo normal es prolongar el canal mediante una pieza de igual pendiente y sección global, construida en chapa de acero, hormigón o madera, apoyada en pilares intermedios o en una viga construida al efecto. La pieza en cuestión puede ser un tubo de acero, que combinará su papel de conducción de agua, con la de cordón inferior de la viga para salvar el obstáculo. La foto 5.34, debida a Electricité de France (EDF), muestra una solución de ese tipo, en un pequeño aprovechamiento en China.

146


Foto 5.27: paso de un canal en China

Un sifón invertido también puede ayudar a resolver el cruce de torrentes. 5.9 Tuberías forzadas. 5.9.1 Disposición general y elección de materiales. Transportar un cierto caudal de agua (este es el objetivo de las tuberías forzadas) desde la cámara de carga hasta la casa de máquinas no parece tarea difícil, y sin embargo, el diseño de una tubería forzada no es asunto fácil. Las tuberías forzadas pueden instalarse sobre o bajo el terreno, según sea la naturaleza de éste, el material utilizado para la tubería, la temperatura ambiente y las exigencias medioambientales del entorno. Por ejemplo, una tubería de pequeño diámetro en PVC se puede instalar, extendiéndola simplemente sobre el terreno y siguiendo su pendiente, con un mínimo recubrimiento de tierra para su aislamiento. Estas pequeñas tuberías no necesitan ni bloques de anclaje, ni juntas de dilatación. Las grandes tuberías en acero deberán enterrarse siempre que el terreno no sea muy rocoso. La arena y la grava que rodean una tubería enterrada, constituyen un buen aislante, lo que permitirá eliminar un buen número de juntas de dilatación y de bloques de anclaje. Una tubería enterrada, debe ser previamente pintada y protegida exteriormente mediante, por ejemplo, una cinta enrollada que garantice su resistencia a la corrosión. Si se hace así y la cinta no sufre daños durante el montaje, la tubería necesitará un mantenimiento mínimo. Desde un punto de vista ambiental, la solución es optima, pues una vez recubierta no representará ningún obstáculo al paso de los animales Una tubería forzada instalada sobre el terreno puede diseñarse con o sin juntas de dilatación. Las variaciones de temperatura son especialmente importantes si las turbinas funcionan intermitentemente o cuando la tubería se vacía para proceder a su reparación o mantenimiento. En estos casos la tubería está sometida a dilataciones y contracciones. En general las tuberías forzadas en acero, se conciben como una serie de tramos rectos,

147


simplemente apoyados en unos pilares, y anclados sólidamente en cada una de sus extremidades, que en general coinciden con cambios de dirección. Entre cada dos anclajes consecutivos se intercala una junta de dilatación (figura 5.30).

Figura 5.30: Tubería forzada con juntas de dilatación

Los anillos de soporte se diseñan basándose en el comportamiento elástico de los cilindros de débil espesor. La pared del tubo debe resistir las tensiones combinadas, correspondientes a su trabajo como viga y como recipiente cilíndrico sometido a presión interna. El momento de flexión será el correspondiente a una viga continua. Las reacciones sobre los apoyos, propias de una viga continua, se transmiten, por esfuerzo cortante, entre chapa y anillo. Para ello los anillos se sueldan a la chapa con soldaduras continuas en rincón, y se rigidizan mediante diafragmas (figura 5.31).

Figura 5.31: Sistema de apoyo con junta de dilatación Los bloques de anclaje tienen que resistir la componente longitudinal del peso de la tubería llena de agua, más las fuerzas de fricción correspondientes a los movimientos de expansión y contracción; por eso se recomienda cimentarlos, siempre que sea posible, sobre roca. Si dada la naturaleza del terreno los bloques de anclaje requieren el empleo de grandes volúmenes de hormigón, y resultan por lo tanto muy costosos, puede estudiarse la eliminación de uno de cada dos anclajes y de todas las juntas de dilatación

148


para que la tubería se deforme en el codo que queda libre. Para ello se recomienda apoyar los tramos rectos de tubería en soportes en los que la zona de contacto cubra un ángulo de unos 120º. Los apoyos fabricados por soldadura de chapas y perfiles, se pueden recubrir, para reducir la fricción, con una placa de amianto grafitado Existen multitud de tipos de juntas de dilatación, pero la más utilizada es la de la figura 5.31. empaquetadura de cierre está formada por anillos de cordones de lino de sección cuadrada, comprimidos mediante una pieza deslizante en acero que se atornilla a una brida fijada a la tubería. Hoy en día existe una gran variedad de materiales para tuberías forzadas. Para grandes saltos y grandes diámetros, la tubería fabricada en acero soldado, con juntas longitudinales y circunferenciales, sigue siendo la solución preferida, porque es relativamente barata y porque puede conseguirse con el diámetro y espesor requeridos por el proyectista. Sin embargo, si se encuentra en el mercado tubería espiral, soldada por arco sumergido o incluso por inducción, del tamaño apropiado para el caudal de diseño, muy utilizada en gaseoductos y oleoductos, esa será, sin duda, la solución más económica. El acero, a medida que disminuye el salto, va resultando menos competitivo, porque el espesor requerido para compensar la corrosión, interna y externa, no disminuye con el espesor de pared, y porque se necesita un espesor mínimo para poder manipular los tubos en obra sin que se deformen.

Figura 5.32: Diversos tipos de unión de tuberías

Para diámetros más pequeños hay un gran abanico de opciones: tubo de acero estirado, con uniones de enchufe y cordón y anillos de cierre, o con bridas para atornillar (figura 5.32) tuberías de hormigón, centrifugadas o pretensadas y tuberías de amianto-cemento. Los tubos con juntas de enchufe y cordón, construidos en acero, fundición dúctil o PVC, con empaquetaduras flexibles no necesitan juntas de dilatación, ya que estas absorben los pequeños movimientos longitudinales; tuberías reforzadas con fibra de vidrio (GRP), de PVC o de polietileno (PE). Las tuberías de PVC resultan muy atractivas para saltos de altura media (una tubería PVC de 0,4 m de diámetro puede utilizarse en saltos de hasta 200 metros) porque son más baratas y más ligeras que las de acero y no necesitan protección contra la corrosión. Las tuberías de PVC15 son fáciles de instalar porque vienen con uniones de enchufe y cordón. Debido a su baja resistencia a los rayos

149


UVA no pueden instalarse al aire a no ser que estén pintadas o recubiertas de cinta protectora. Por el contrario las tuberías de PVC solo admiten radios de curvatura muy grandes (100 veces el diámetro del tubo), su coeficiente de dilatación térmica es cinco veces la del acero, y son bastante frágiles.15, 16, 17, 18,19

Las tuberías de polietileno de alto peso molecular, como el PE16, pueden ser colocadas sobre el terreno y admiten un radio de curvatura de 20 a 40 veces su diámetro (existen piezas especiales para radios más pequeños) y flotan en el agua pero solo pueden unirse por soldadura de fusión en obra, para lo que se requieren maquinas especiales. También pueden utilizarse tuberías de hormigón con revestimiento interior de chapa de acero, para prevenir fugas, armadas si es necesario con redondos de acero, incluso de acero de alta resistencia pretensado, y provistas de uniones de enchufe y cordón. Desgraciadamente y debido a su elevado peso, resultan difíciles de transportar y manejar en obra, aunque por el contrario no exijan ningún tratamiento de protección contra la corrosión. En países en vías de desarrollo, las tuberías construidas con dovelas de madera creosotada zunchadas con flejes de acero, pueden ser una solución atractiva ya que permite alcanzar 50 metros de altura de salto para diámetros de 5,5 metros (que puede llegar a 120 metros si se reduce el diámetro a 1,5 metros). Entre las ventajas que ofrece esta solución pueden mencionarse, la flexibilidad que tienen para adaptarse al perfil del terreno, la facilidad de colocación que casi no exige movimiento de tierras, la eliminación de juntas de dilatación y soportes de anclaje y su resistencia a la corrosión. Como desventajas hay que contar con la presencia de fugas, sobre todo hasta que la madera se hincha, la necesidad de conservar el tubo siempre lleno de agua (para que la madera no se reseque) y el entretenimiento periódico (cada cinco años hay que creosotarla mediante pulverización). En la Tabla 5.4 se detallan las propiedades mecánicas más relevantes de los materiales antes citados. Los valores del coeficiente Hazen Williams varían según sea el estado de la superficie interior del tubo.

Tabla 5.4 Materiales utilizados en tuberías forzadas Material Módulo de Young

(N/m2) E9 Coeficiente de

expansión (mm/ºC) E6 Carga de tracción

(N/m2) E6 n Manning

Acero soldado 208 12 400 0,012

Polietileno PE 0,55 140 5 0,009 PVC 2.75 54 13 0,009 Uralita n.a. 8,1 n.a. 0,011 Madera n.a. n.a. n.a. 0,014 Fundición 78,5 10 140 0,015 Hierro dúctil 16,7 11 340 0,024

5.9.2 Diseño hidráulico y requisitos estructurales Una tubería forzada se caracteriza por el material empleado en su construcción, su diámetro y espesor de pared y el tipo de unión previsto para su instalación.

• el material se escoge de acuerdo con las condiciones del mercado, teniendo presente su peso, volumen, sistema de unión y coste.

150


• el diámetro se escoge para que las pérdidas por fricción se mantengan dentro de limites razonables

• el espesor de pared se calcula para resistir la máxima presión hidráulica interna incluido, cuando sea previsible, el golpe de ariete y eventualmente los esfuerzos inherentes a su trabajo como viga.

Diámetro de la tubería. El diámetro es el resultado de un compromiso entre costo y pérdida de carga. La potencia disponible para un caudal Q y un salto H viene dada por la ecuación:

P = QHγη en la que Q es el caudal en m3/s, H la altura de salto neta en metros, γ el peso especifico del agua en kN/m3 y η el rendimiento global del conjunto. El salto neto se obtiene deduciendo del bruto la suma de todas las pérdidas de carga, incluidas las generadas por fricción y turbulencia en la tubería forzada, ambas proporcionales al cuadrado de la velocidad de la corriente. Para transportar un cierto caudal, una tubería de pequeño diámetro necesitará más velocidad de corriente que otra de mayor diámetro, y consecuentemente las pérdidas serán más elevadas. Escogiendo un diámetro pequeño se reducirá el coste de la tubería pero las pérdidas de energía serán mayores y viceversa. En el capitulo 2 se explicitan las ecuaciones más empleadas para el calculo de las pérdidas por fricción, haciendo especial énfasis en la representación gráfica de las ecuaciones de Colebrook (el diagrama de Moody y las cartas de Wallingford) y en la formula de Manning. En el presente capítulo se hace uso de aquellos fundamentos y se desarrollan una serie de ejemplos, que facilitarán la aplicación de los conocimientos teóricos a los casos reales. Un criterio simple para determinar el diámetro de una tubería, es el de limitar las pérdidas de carga a un determinado porcentaje. Una perdida del 4% de la potencia es unm valor generalmente aceptable. Un enfoque más riguroso exigiría considerar varios diámetros posibles, calcular la pérdida anual de energía en cada uno de ellos, y actualizarlas a lo largo de la vida del aprovechamiento De esta forma se puede dibujar un gráfico con la curva diámetros pérdidas actualizadas, al que se superpone el coste para cada diámetro. Se suman gráficamente ambas curvas y el diámetro óptimo será el mínimo de la curva resultante (figura 5.33).

Figura 5.33: diámetro optimo de la tubería

151


En la práctica, en una tubería forzada, las pérdidas fundamentales son las de fricción; las pérdidas por turbulencia en la tubería, al paso por la rejilla, a la entrada de aquella, en los codos, expansiones, concentraciones y válvulas, son pérdidas menores. Bastará pues en una primera aproximación calcular las pérdidas por fricción, utilizando por ejemplo la ecuación de Manning.

333,5

22

3,10D

QnLh f =

(5.14)

Analizando la ecuación (5.14) se aprecia que, al dividir por dos el diámetro, las pérdidas se multiplican por 40. Basta despejar D, en la (5.14) para poder calcular el diámetro de la tubería que limite las pérdidas por fricción a los valores requeridos

1875,0223,10

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ∗∗∗=

fhLQnD

(5.15) Si limitamos las perdidas hf al 4% de la potencia bruta, hf =0.04H y D viene dado por

1875,022

69,2 ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ∗∗=

HLQnD

(5.16)

Ejemplo 5.5

En un aprovechamiento con un salto bruto de 85 m y un caudal de 3 m3/s, calcular el diámetro de una tubería forzada de 173 m de longitud, para que la pérdida de potencia (debido a la fricción) no supere el 4%. De acuerdo con (5.16)

mD 88,085

173012,0369,21875,022

=⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ××=

Escogemos una tubería de 1,0 m de diámetro y completamos el estudio de las pérdidas por turbulencia, como en el ejemplo siguiente.

Ejemplo 5.6

Calcular las pérdidas por fricción y turbulencia en un aprovechamiento de las características de la figura 5.34. El caudal de diseño del aprovechamiento es 3 m3/s y el salto bruto 85 m. El diámetro de la tubería 1 m. El radio de los codos es cuatro veces el diámetro del tubo. El resto de las dimensiones son las que figuran en el dibujo. Previamente a la entrada de la cámara de presión hay una reja de 6 m2 de superficie, con una inclinación de 60º con respecto a la horizontal y las barras son

152


pletinas de acero inoxidable de bordes rectos, de 12 mm. de espesor, separadas a 70 mm. entre ejes.

15 m

Figura 5.34: Perdidas por fricción y turbulencia en tubería forzada

La velocidad a la entrada de la reja, en las condiciones indicadas, vendrá dada por la ecuación:

La pérdida de carga en la rejilla por la formula de Kirschner

la pérdida por entrada a la tubería viene dada por la figura 2.11, capítulo 2: Ke = 0,08. Para una velocidad en la tubería de 3,82 m/s la pérdida por entrada será:

La pérdida de carga por fricción en la tubería (173 m longitud) se calcula por la ecuación de Manning (ecuación 2.15)

El coeficiente Kb para la pérdida de carga en el primer codo es de 0,05 (el 28% del correspondiente a 90º para un radio de 4 diámetros, capítulo 2, sección 2.2.2.3). Para el segundo codo Kb = 0,085 y para el tercero Kb = 0,12. Las pérdidas por turbulencia en los tres codos equivalen a

153


y la pérdida en la válvula de compuerta viene dada con Kv=0,15 por

Resumiendo pérdidas por la rejilla y entrada tubería 0,065 m;

los tres codos a 0,19 m y la válvula 0,110 m. pérdidas por fricción en tubería 2,300 m; Pérdidas totales:

2,665 m. La pérdida de potencia es del pues del 3,14%, que se considera aceptable. Espesor de pared. El espesor es función de la carga de rotura y limite elástico del material escogido, y del diámetro de la tubería y de la presión interna. En un régimen de caudal constante, la presión interna en un punto dado, equivale a la carga hidráulica en dicho punto. En una tubería de acero soldado sometida a una presión estática Pi el espesor de pared se calcula con arreglo a la ecuación:

f

DPeσ∗∗

=2

1

(5.18)

en donde e = espesor de la pared del tubo en mm. P1= Presión hidrostática en kN/mm2

D = Diametro interno del tubo en mm σs = Allowable tensile strength in kN/mm2

En tuberías de acero, la formula 5.18 se modifica

sff

ek

DPe +∗∗

∗=

σ21

(5.19) en la que es = sobrespesor para tener en cuenta la corrosión (1 mm.)

kf = la eficacia de la unión: kf = 1 para tubos sin soldadura kf = 0,9 para uniones soldadas y radiografiadas kf = 1.0 para uniones soldadas, radiografiadas y con aliviado de tensiones. σf = resistencia a la tracción (1400 KN./mm2)

En todo caso, la tubería deberá tener la rigidez necesaria para poder manejarla en obra sin deformarse. ASME recomienda para ello un espesor mínimo en milímetros, igual a 2,5 veces el diámetro en metros más 1,2. Otras normas recomiendan como espesor mínimo t =(D+508)/400 donde todas las dimensiones están en mm. En centrales con gran altura de salto puede resultar económico utilizar, en función de la carga hidráulica, tuberías del mismo diámetro interno y diferentes espesores. Si cualquier punto de la tubería quedase por debajo de la línea de gradiente hidráulico, la tubería podría romperse por vacío. En este caso la depresión de colapso viene dada por:

154


3

882500 ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛∗=

DePc .

(5.20) En la que e y D son, respectivamente, el espesor de pared y el diámetro del tubo en mm. La presión negativa se evita instalando un tubo de aeración cuyo diámetro en cm. viene dado por la ecuación:

cPQd 47,7=

(5.21) Supuesto que Pc ≤ 0.49 kgN/mm2 ; en otro caso Qd 94,8= Cuando el operador, o el sistema de control automático, cierran rápidamente la válvula de entrada a la turbina para evitar que se embale al desconectarse el interruptor de salida de la corriente eléctrica, el régimen hidráulico varía bruscamente. Un cambio brusco de régimen en la tubería, afecta a una gran masa de agua y genera una onda de presión importante, conocida como golpe de ariete, que aun siendo transitoria, da lugar a sobrepresiones tan altas que revienten la tubería o a depresiones que la aplasten. Las sobrepresiones o depresiones producidas por el golpe de ariete llegan a alcanzar una magnitud, de un orden superior a la correspondiente a la altura del salto, y hay que tenerlas en cuenta para calcular el espesor de pared de la tubería.20, 21

En el Capítulo 2, sección 2.2.3 se explica el fenómeno físico y se dan las formulas utilizadas para calcular sus efectos, pero algunos ejemplos ayudaran a formarse una idea más clara del fenómeno. Como se explica en el Capitulo 2, la velocidad de la onda de presión c (m/s) depende de la elasticidad del agua y del material de la tubería, de acuerdo con la ecuación:

ρ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

=−

EtkD

kc1

10 3

(5.22)

en donde: k = módulo de elasticidad del agua : 2,1x109 N/m2

D = diámetro interior de la tubería (mm.) E = módulo de elasticidad del material de la tubería (N/m2) t = espesor de pared de la tubería (mm.)

y el tiempo que tarda la onda de presión en efectuar el recorrido de ida y vuelta, desde la compuerta ubicada en la extremidad inferior de la tubería, a la cámara de presión, o tiempo crítico es

T= 2L/c (5.23)

155


Si la válvula se cierra por completo antes de que el frente de la onda de presión llegue a ella en su camino de retorno (tiempo menor que el critico T), toda la energía cinética del agua contenida en el tubo será convertida en sobrepresión, y su valor vendrá dado, en m de columna de agua, por

(5.24)

en donde ∆V es el cambio de velocidad. g

cP V∆=

Los ejemplos 5.7 y 5.8 muestran como las sobrepresiones en tubos de acero son tres veces mayores que en los de PVC, debido a la mayor rigidez del acero.

Ejemplo 5.7

a) calcular la velocidad de la onda de presión, en el caso de cierre de válvula instantáneo, en una tubería de acero de 400 mm de diámetro y 4 mm. de espesor de pared Aplicando la ecuación 5.15

b) lo mismo pero para un tubo de PVC del mismo diámetro y 14 mm. de espesor de pared

Ejemplo 5.8

¿Cual es el valor de la presión consecuente al golpe de ariete, para cierre instantáneo de la válvula, en las dos tuberías del ejemplo 5.7, si la velocidad inicial del agua es de 4 m/s?

a) tubería de acero

mPs 41781.9

41024=

×=

b) tubería de PVC:

mPs 12481.9

4305=

×=

156


Como se ve, el incremento de presión por golpe de ariete en tuberías de acero, debido a la mayor rigidez de este material, supera en tres veces y media al correspondiente a las tuberías de PVC. Si, por el contrario, el tiempo de cierre supera en diez veces al valor crítico T, el fenómeno puede ignorarse por que las sobrepresiones serán mínimas. Para tiempos de cierre superiores al critico pero inferiores a diez veces el crítico, la sobrepresión no llega a alcanzar el valor calculado más arriba porque la onda negativa reflejada por la válvula compensará parcialmente la subida de la presión. En estos casos la formula de Allievi permite calcular la sobrepresión:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+±=∆ NNNPP

42

2

0

(5.25) en la que P0 es la presión estática del salto y

2

0

0⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

tgPLV

N

(5.26) en donde V0 = velocidad del agua en m/seg,

L = longitud total de la tubería en m, P0 = presión estática bruta en metros de columna de agua y t = tiempo de cierre en segundos.

La presión total en la tubería es PI = P0 + ∆P El ejemplo siguiente indica los pasos a seguir para calcular el espesor de pared, cuando el tiempo de cierre es superior al tiempo crítico T pero no llega a alcanzar diez veces su valor.

Ejemplo 5.9 Calcular el espesor de pared de la tubería analizada en el ejemplo 5.6, si el tiempo de cierre de la válvula es de 3 segundos Salto bruto descontando pérdidas en rejilla y entrada tubería: 84.935 m Caudal de diseño: 3 m3/s Diámetro interior de la tubería: 1,0 m Longitud total de tubería: 173 m Estimación inicialmente el espesor de pared en 5 mm la velocidad de la onda será según

:

157


El tiempo de cierre es superior a Tc ( 0,41 segundos) pero inferior a 10 veces su valor, por lo que es aplicable la formula de Allievi. La velocidad de agua en la tubería:

Calculamos N para un Hg = 84,935 m

y por tanto:

De esta forma tenemos P1 = 84,935 + 25,65 = 110,585 tf/m2 = 11,06 kN/mm2. Lo que exige un espesor de pared:

aceptando e = 5 mm. se observa que se cumplen las dos especificaciones para el espesor mínimo: tmin=2,5x1+1,2= 3,7 mm. y tmin= (1000+508)/400 = 3,77 mm. Para calcular el diámetro del tubo de aeración:

y el diámetro de la tubería de aeración:

El problema del golpe de ariete es mucho más crítico cuando, en un aprovechamiento, se utiliza una tubería forzada, desde la toma de agua a las turbinas, prescindiendo del canal de derivación. En este caso se necesita un enfoque más riguroso, para el que habría que tener en cuenta, no solo la elasticidad del material y del agua, como se ha hecho más arriba, sino también las pérdidas de carga hidráulicas en el propio golpe de ariete y el tiempo real de cierre. El enfoque matemático es complicado y requiere la utilización de un ordenador muy potente. Para los lectores que puedan estar interesados, Chaudry19, Rich, y Streeter20 y Wiley21 exponen varios métodos de cálculo acompañados de ejemplos que ayudarán a aclarar los conceptos. Para determinar el espesor mínimo de pared, requerido en cualquier punto de la tubería, habría que tomar en consideración dos hipótesis de golpe de ariete: el golpe de ariete normal y el golpe de ariete de emergencia. El golpe de ariete normal tendrá lugar cuando la turbina se cierre comandada por el regulador. En estas condiciones la sobrepresión en la tubería podría alcanzar el 25% de la altura de salto bruta en el caso de una turbina Pelton, y entre el 25% y el 50% en el caso de una turbina de reacción

158


(dependiendo de las constantes de tiempo del regulador). Habría que tomar en consideración las recomendaciones del constructor de la turbina. En el caso del golpe de ariete de emergencia, causado por ejemplo por una obstrucción de la válvula de aguja en una turbina Pelton o un malfuncionamiento del sistema de control de la turbina, el espesor de pared deberá calcularse con arreglo a la formula utilizada en los ejemplos. En las tuberías forzadas de acero, el esfuerzo combinado (cargas estáticas más transitorias) es una función de la carga de rotura y del límite elástico del acero empleado. En el caso del golpe de ariete normal, el esfuerzo combinado debe ser inferior al 60% del límite elástico y al 38% de la carga de rotura. En el caso del golpe de ariete de emergencia, el esfuerzo combinado no debe superar el 96% del límite elástico ni el 61% de la carga de rotura. Si un esquema tiene tendencia a producir fenómenos de golpe de ariete vale la pena instalar algún dispositivo que reduzca sus efectos. El más simple de todos es la chimenea de equilibrio, una especie de conducto de gran diámetro, conectado en su extremidad inferior a la tubería y abierto a la atmósfera en la superior. La chimenea de equilibrio, al poner muy cerca de la turbina un gran volumen de agua en contacto con la atmósfera, equivale a reducir la longitud de la columna de agua (Fig. 5.35).

Figura 5.35: Chimenea de equilibrio

Algunos autores consideran que la chimenea de equilibrio resulta innecesaria si la longitud total de la tubería forzada es inferior a 5 veces la altura del salto bruto. Conviene también tener en cuenta a estos efectos la constante de aceleración del agua t0 en la tubería:

HgLVth ∗

∗= (5.27)

donde V = velocidad del agua en la tubería en m/s L = longitud total de la tubería en m H = altura de salto bruto en m.

159


Si th es inferior a 3 segundos no es necesario pensar en una chimenea de equilibrio, pero si supera los 6 segundos, la chimenea - o el mecanismo corrector equivalente - es indispensable, para evitar fuertes oscilaciones que el regulador de la turbina no podrá corregir.

Figura 5.36: onda golpe de ariete – tiempo

Con la válvula abierta y un régimen uniforme en la tubería forzada, el nivel de agua en la torre será el correspondiente a la presión del agua en la tubería – equivalente al salto neto. Cuando se cierra rápidamente la válvula de entrada a la turbina, la gran masa de agua existente en la tubería tiende a subir por la chimenea, elevando el nivel del agua por encima del de la toma. El nivel de agua en la torre comienza enseguida a descender hasta alcanzar un mínimo. El ciclo se repite, al oscilar la masa de agua en la tubería y en la chimenea hasta que, amortiguada por las fuerzas de fricción, termina por desaparecer. El gráfico de la figura 5.36 correlaciona la altura del agua en la chimenea, con el tiempo transcurrido desde el cierre de la válvula. La máxima altura corresponde al golpe de ariete. La amortiguación inducida por un orificio restringido reducirá la amplitud de la onda en un 20 a 30 por ciento. El tiempo th juega un papel importante en el diseño del regulador de la turbina. En un sistema mal diseñado, la torre de equilibrio y el regulador pueden actuar en sentidos opuestos, dando lugar a problemas de regulación de velocidad demasiado importantes para poder ser resueltos por el propio regulador La sobrepresión por golpe de ariete puede también aliviarse mediante el uso de una válvula de descarga síncrona, en paralelo con la turbina, de forma que ésta abra cuando se cierra la de entrada a la turbina5. En la fotografía 5.28 puede verse el chorro de salida de una de estas válvulas en el momento del disparo. En las turbinas de acción, provistas de un deflector que desvía el chorro no se necesita cerrar la válvula para evitar que la turbina se embale, y el fenómeno del golpe de ariete no llega a plantearse.

160


Foto 5.28: chorro de salida de una válvula de descarga

5.9.3 Apoyos y bloques de anclaje Los apoyos se diseñan para resistir el peso de la tubería llena de agua, pero no los empujes longitudinales. La componente vertical en kN del peso soportado viene dado por:

F1= (Wp+Ww) L cos Φ (5.28)

en donde: Wp = peso del metro de tubería (kN/m)

Ww = peso del agua por metro de tubería (kN/m) L = longitud del tubo entre ejes de apoyos consecutivos (m) Φ = ángulo de la tubería con la horizontal

El vano L entre apoyos viene limitado por la flecha del tubo que no deberá exceder de L/65.000. Por lo tanto la longitud máxima entre apoyos viene dada por la ecuación:

( )P

DDL440147,061,182 −+

∗=

(5.29) siendo D=diámetro interno de la tubería y P peso unitario de tubería llena de agua (kg/m) 5.10 Canal de retorno Después de pasar por la turbina, el agua tiene que ser devuelta al río a través de un canal, generalmente corto, conocido como canal de retorno o de descarga. Las turbinas

161


de acción pueden llegar a tener velocidades de salida muy elevadas, por lo que habrá que proteger el canal para que su erosión no ponga en peligro la casa de máquinas. Normalmente se colocan, entre la turbina y el canal, unos escudos de hormigón o una protección de riprap. Hay que prever también que, incluso en los períodos de grandes crecidas, el nivel del agua en el canal nunca llegue al rodete de la turbina. En casas de máquinas equipadas con turbinas de reacción, el nivel del agua en el canal de descarga influencia el comportamiento de la turbina ya que si no es el correcto, puede dar lugar a fenómenos de cavitación. Ese nivel también afecta al valor de la altura de salto, y en saltos de pequeña altura puede llegar hacer que el proyecto sea económicamente inviable

162


1. Actualización realizada por Erik Bollaert (LCH-EPFL), Jonas Rundqvist (SERO) y Celso Penche (ESHA)

2. Petits barrages., Recommandations pour la conception, la réalisation et le suivi. Gérard

Degoutte (ENGREF)

3. USBR “Design of Small Dams” - 3rd ed., Denver, Colorado, 1987

4. Sinniger & Hager, “Constructions Hydrauliques”, PPUR, Lausanne, 1989 5. Ver en Internet http://www.obermeyerhydro.com

6. J.L. Brennac. “Les Hausses Hydroplus” “ESHA Info” nº 9 1993

7. British Hydrodynamic Research Association, “Proceedings of the Symposium on the Design

and Operation of Siphon Spillways”, London 1975.

8. USBR, “Hydraulic Design of Spillways and Energy Dissipaters”, Washington DC, 1964.

9. T. Moore, “TLC for small hydro: good design means fewer headaches”, Hydro Review, April 1988.

10. ASCE, Committee on Intakes, “Guidelines for the Design of Intakes for Hydroelectric Plants”,

1995.

11. T.P. Tung y otros, “Evaluation of Alternative Intake Configuration for Small Hydro”, Actas de HIDROENERGIA 93. II 163 Munich.

12. Serpent Sediment Sluicing System. “ESHA Info” nº 9, 1993

13. M. Bouvard, “Mobile barrages and intakes on sediment transporting rivers” IAHR

Monograph, AA Balkema, 1984.

14. G. Schmausser & G. Hartl, “Rubber seals for steel hydraulic gates”, Water Power & Dam Construction September 1998.

15. ISO 161-1-1996 “Thermoplastic pipes for conveyance of fluids – Nominal outside diameters

and nominal pressures – Part 1: Metric series.”

16. ISO 3606-1976 “Unplasticized polyvinyl chloride (PVC) pipes. Tolerances on outside diameters and wall thickness.”

17. ISO 3607-1977 “Polyethylene (PE) pipes. Tolerance on outside diameters and wall thickness.”

18. ISO 3609-1977 “Polypropylene (PP) pipes. Tolerances on outside diameters and wall

thickness.”.

19. ISO 4065-1996 “Thermoplastic pipes – Universal wall thickness table.”

20. H. Chaudry, “Applied Hydraulic Transients”, Van Nostrand Reinhold Co., 1979.

21. J. Parmakian, “Waterhammer Analyses”, Dover Publications, Inc, New York, 1963..

163

http://www.obermeyerhydro.com/


164


CAPITULO 6. EQUIPOS ELECTROMECANICOS 6 EQUIPOS ELECTROMECANICOS ........................................................................168

6.1 Casa de maquinas .......................................................................................168

6.2 Turbinas hidráulicas ....................................................................................170

6.2.1 Tipos y configuraciones ...............................................................170 6.2.2 Velocidad específica y semejanza ...............................................181

6.2.3 Diseño preliminar .........................................................................185 6.2.4 Criterios para la selección de la turbina .......................................188 6.2.5 Rendimiento de las turbinas .........................................................194

6.3 Multiplicadores de velocidad ......................................................................196

6.3.1 Tipos de multiplicadores.............................................................. 197 6.3.2 Diseño de multiplicadores ............................................................198 6.3.3 Mantenimiento .............................................................................199

6.4 Generadores. ...............................................................................................199

6.4.1. Disposición del generador respecto a la turbina .........................200 6,4.2 Excitatrices ...................................................................................201 6.4.3 Regulación de tensión y sincronización. ......................................202

6.5 Control de la turbina ...................................................................................202 6.6 Equipos de sincronización y protección eléctrica. ......................................206 6.7 Telecontrol ..................................................................................................207 6.8 Equipo eléctrico auxiliar .............................................................................209

6.8.1 Transformador de servicio ...........................................................209 6.8.2 Suministro de corriente continua para el sistema de control .......209 6.8.3 Registro de niveles - cámara de carga y canal de descarga - .......209 6.8.4 Subestación exterior .....................................................................210

165


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

166


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

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6 EQUIPOS ELECTROMECANICOS1

En este capitulo se describe el equipo electro-mecánico, se dan algunas reglas preliminares para su diseño y se exponen los criterios utilizados para su selección. Para obtener más información técnica se recomienda consultar los libros de L. Vivier2, J. Raabe3

y otras publicaciones4, 5, 6, 7, 8, 9, 10.

6.1 Casa de maquinas En un aprovechamiento hidroeléctrico, la casa de máquinas tiene como misión proteger el equipo electro-hidráulico que convierte la energía potencial del agua en electricidad, de las adversidades climatológicas. El número, tipo y potencia de las turbinas, su disposición con respecto al canal de descarga, la altura de salto y la geomorfología del sitio, condicionan la topología del edificio. Como se observa en las figuras 6.1 y 6.2, la casa de maquinas puede albergar los equipos siguientes:

• Compuerta o válvula de entrada a las turbinas • Turbinas • Multiplicadores (si se necesitan) • Generadores • Sistemas de control • Equipo eléctrico • Sistemas de protección • Suministro de corriente continua (control y emergencias) • Transformadores de potencia e intensidad • Etc.

Figura 6.1: Vista esquemática de una central de baja altura de salto.

La figura 6.1 muestra un esquema de una casa de maquinas con toma de agua, integrada con el azud y las rejillas, alojando una turbina Kaplan, de eje vertical,

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acoplada directamente a un generador, el tubo difusor y el canal de retorno, de uso frecuente en aprovechamientos de muy baja altura de salto. Para mitigar el impacto visual y sónico, la casa de maquinas, como se ve en el capitulo 1, figura 1.6, puede estar enteramente sumergida

Figure 6.2: Vista esquemática de una central – Saltos medios y altos

En los aprovechamientos de montaña, en los que el salto es mediano o grande, las casas de maquinas son más convencionales (ver figura 6.2) con una entrada de la tubería forzada y un canal de retorno. La casa de maquina puede estar ubicada en el interior de una cueva, y eventualmente, aunque no es corriente, puede estar sumergida en el agua.

Foto 6.1: Perspectiva de una mini-central típica

La casa de máquinas puede estar instalada al pie de una presa construida para crear un embalse multiusos, entre los que el de generación de energía no es prioritario. La figura

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1.4, en el capitulo 1, muestra esta configuración, Como veremos en el capitulo 6.1.1.2, algunas configuraciones de turbinas permiten eliminar por completo la superestructura, o reducir la cubrición a la protección del equipo eléctrico y de control. Integrando turbina y generador en una carcasa impermeable (bulbo), esta puede sumergirse en el curso del agua y eliminar así la casa de maquinas. 6.2 Turbinas hidráulicas Una turbina hidráulica tiene por objeto transformar en energía rotacional la energía potencial del agua. Aunque en este manual no se definen reglas para el diseño de las turbinas (un papel reservado a los fabricantes) hemos considera oportuno suministrar algunos criterios para la selección del tipo de turbina más conveniente en cada caso e incluso suministrar formulas para determinar sus dimensiones fundamentales. Estos criterios y esas formulas están basados en los trabajos de Siervo y Lugaresi11, Siervo y Leva12 13, Lugaresi y Massa14 15, Austerre y Verdehan16, Giraud y Beslin17, Belhaj18, Gordon19 20, Schweiger y Gregori21 22

entre otros, que han dado lugar a una serie de formulas a partir del análisis de las turbinas instaladas. En todo caso conviene subrayar que no hay información tan fiable como la ofrecida por los propios fabricantes de turbinas a los que conviene recurrir, ya en fase de anteproyecto. Todas las formula utilizadas en este capitulo utilizan unidades SI y se refieren a normas IEC (IEC 60193 y 60041). 6.2.1 Tipos y configuraciones La energía potencial del agua, se convierte en energía motriz en la turbina, con arreglo a dos mecanismos básicamente diferentes:

• En el primero, la energía potencial se transforma en energía cinética, mediante un chorro de gran velocidad, que es proyectado contra unas cazoletas, fijas en la periferia de un disco. A este tipo de turbinas se las conoce como turbinas de acción. Como el agua, después de chocar contra las cazoletas, cae al canal de descarga con muy poca energía remanente, la carcasa puede ser ligera y solo tiene por misión evitar accidentes e impedir las salpicaduras del agua.

• En el segundo, la presión del agua actúa directamente sobre los alabes del rodete, disminuyendo de valor a medida que avanza en su recorrido. A este tipo de turbinas se las conoce como turbinas de reacción. Al estar el rodete completamente sumergido y sometido a la presión del agua, la carcasa que lo envuelve tiene que ser suficientemente robusta para poder resistirla.

La potencia hidráulica a disposición de la turbina viene dada por:

Ph = ρQgH [W] (6.1) En la que: ρQ = flujo másico [kg/s] ρ = densidad del agua [kg/m3] Q = caudal [m3/s] gH = energía hidráulica específica de la maquina [J/kg] g = constante gravitacional [m/s2] H = “salto neto” [m]

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Figura 6.3: Esquema de un aprovechamiento hidroeléctrico y secciones de medida

La potencia mecánica de la turbina viene dada por:

Pm = Ph * η [W] (6.2) η = rendimiento de la turbina

La energía hidráulica específica de la turbina viene dada por la ecuación:

( ) ( 212

22

121 21)(1 zzgvvppE −+−+−=

ρ) [m] (6.3)

En la que gH = energía hidráulica específica de la turbina [J/kg] px = presión en la sección x [Pa] vx = velocidad del agua en la sección x [m/s] zx = altura de la sección x [m] Los subíndices 1 y 2 definen las secciones de medida a la entrada y salida de la turbina, tal y como están definidos en las normas IEC. El salto neto viene definido como:

gEH n = [m] (6.4)

Turbinas de acción Turbina Pelton Son turbinas de acción en las que la tobera o toberas (una turbina de eje vertical puede tener hasta seis toberas, con uno o con dos rodetes) transforman la energía de presión del agua en energía cinética. Cada tobera produce un chorro, cuyo caudal se regula mediante una válvula de aguja (figura 6.4). Suelen estar dotadas de un deflector, cuya

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misión es desviar el chorro para evitar que, al no incidir sobre las cazoletas, se embale la turbina, sin tener que cerrar bruscamente la válvula de aguja, maniobra que podría producir un golpe de ariete. De esta forma la máxima sobrepresión no supera 1,15 veces la presión estática. Se utilizan en saltos entre 40 y 1200 m.

Figure 6.4: Sección transversal de una tobera con deflector

Como la energía cinética del agua al abandonar las cazoletas se pierde, estas se diseñan para que las velocidades de salida sean mínimas.

Las turbinas Pelton de una o dos toberas pueden ser de eje horizontal (figura 6.5) o vertical. Las de tres o más toberas son de eje vertical (foto 6.2). Seis es el máximo número de toberas en una Pelton pero no se utilizan en turbinas para pequeñas centrales.

Figure 6.5: Vista de una Pelton de dos Foto 6.2: Pelton vertical de de dos toberas horizontal cuatro toberas, El rotor suele estar directamente acoplado al generador y situado por encima del nivel aguas abajo de la turbina. En la turbina Pelton el chorro incide, como puede verse en la figura 6.6, con un ángulo de 90º respecto al plano diametral del rodete.

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Figura 6.6 El rendimiento de una Pelton se mantiene elevado, para caudales entre el 30% y el 100% del máximo, en turbinas de una sola tobera y, entre el 10% y el 100% para turbinas de dos o más toberas Turbina Turgo La turbina Turgo puede trabajar en saltos con alturas comprendidas entre 50 y 300 metros. Como la Pelton, se trata de una turbina de acción, pero sus alabes tienen una distinta forma y disposición. El chorro incide con un ángulo de 20º respecto al plano diametral del rodete (Fig 6.7), entrando por un lado del disco y saliendo por el otro. A diferencia de la Pelton, en la turbina Turgo el chorro incide simultáneamente sobre varios alabes, de forma semejante a como lo hace el fluido en una turbina de vapor. Su menor diámetro conduce, para igual velocidad periférica, a una mayor velocidad angular, lo que facilita su acoplamiento directo al generador.

Figura 6.7: Esquema de una turbina Turgo

Su rendimiento es inferior al de una Pelton o una Francis, y se mantiene entre límites aceptables para caudales entre el 20% y el 100% del máximo de diseño. Una Turgo puede constituir una alternativa a una Francis si el caudal es muy variable o si la tubería forzada es muy larga, ya que el deflector evita el embalamiento cuando, trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, y el golpe de ariete que, en ese caso, produciría el cierre de la admisión a la Francis.

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Turbina de flujo cruzado

Figura 6.8: Esquema de una turbina de flujo transversal

Esta turbina, conocida también como Michell-Banki en recuerdo de sus inventores, se utiliza en una gama muy amplia de alturas de salto (de 5m a 200 m). Su rendimiento máximo es inferior al 87%, pero se mantiene entre límites aceptables para caudales entre el 16% y el 100% del caudal máximo de diseño. El agua (figura 6.8) entra en la turbina a través de un distribuidor, y pasa a través de la primera etapa de alabes del rodete, que funciona casi completamente sumergido (incluso con un cierto grado de reacción). Después de pasar por esta primera etapa, el flujo cambia de sentido en el centro del rodete y vuelve a cruzarlo en una segunda etapa que es totalmente de acción. Ese cambio de dirección no resulta fácil y da lugar a una serie de choques que son la causa de su bajo rendimiento nominal. Su construcción es muy simple y consiguientemente requiere una baja inversión. Turbinas de reacción Turbina Francis

Son turbinas de reacción de flujo radial y admisión total, muy utilizadas en saltos de altura media (entre 25m y 350m), equipadas con un distribuidor de alabes regulables y un rodete de alabes fijos. En las turbinas Francis rápidas la admisión es radial y la salida es axial. La foto 6.3 muestra una turbina Francis de eje horizontal con el tubo de aspiración en primer plano. Foto 6.3

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

Figura 6.9: Esquema de funcionamiento de los alabes directores

Foto 6.4: Accionamiento del distribuidor Foto 6.5: Rodete de una turbina Francis en una turbina Francis de eje horizontal

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

Figura 6.11: Energía cinética a la salida del rotor

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Cuanto menor sea el salto más importante será el papel del tubo de aspiración, ya que, al disminuir aquel -para potencia equivalente- aumenta el caudal nominal y por tanto las perdidas cinéticas correspondientes. Es facilmente comprensible que, para un mismo diámetro del rotor, su velocidad aumenta si aumenta el caudal. La figura 6.11 nos muestra la energía cinética remanente del agua a la salida del rodete, en función de la velocidad específica. (ver el capítulo 6.1.2 para la definición de velocidad específica)

Turbinas Kaplan y de helice Son turbinas de reacción de flujo axial generalmente utilizadaas en saltos de 2 a 40 m. Los alabes del rodete en las Kaplan son siempre regulables, mientras que los de los distribuidores, pueden ser fijos o regulables. Si ambos son regulables la turbina es una verdadera Kaplan; si solo son regulables los del rodete, la turbina es una Semi-Kaplan. Cuando los alabes del rodete son fijos, la turbina se denomina de hélice.Se utilizan en aprovechamientos en los que tanto el caudal como el salto permanecen constantes, lo que las hace poco utiles en el caso de la pequeña hidráulica.

Figura 6.12: Esquema de una Kaplan vertical de doble regulacion

La doble regulación permite su utilización cuando el caudal y el salto varían en el tiempo; la turina mantiene un rendimiento aceptable aun cuando el caudaal varíe entre el 15% y el 100% del nominal de diseño. La semi Kaplan se adapta bien a variaciones del caudal (pueden trabajar entre el 30% y el 100% del caudal de diseño) pero es menos flexible cuando la altura de salto varía substancialmente La figura 6.12 representa el esquema de una turbina Kaplan de eje vertical, de doble regulaciçon. Los alabes del rodete giran alrededor de su eje, accionados por unas

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manivelas, que son solidarias de unas bielas articuladas a una cruceta, que se desplaza hacia arriba o hacia abajo por el interior del eje hueco de la turbina. Este desplazamiento es accionado por un servomotor hidráulico, con la turbina en movimiento. La turbina bulbo es una derivación de las anteriores, caracterizada porque el agua pasa axialmente a través de alabes directrices fijos y porque el generador y el multiplicador (si existe) están contenidos en una carcasa estanca, con forma de bulbo, sumergida en el agua. La figura 6.13 muestra una turbina, en la que todo el equipo está alojado en un bulbo refrigerado por ventilación forzada con intercambiador aire-agua. Del bulbo salen solamente los cables eléctricos debidamente protegidos.

Figura 6.13: Sección transversal de una turbina bulbo

Para reducir el costo global (obra civil + equipos), y en particular reducir el volumen de obra civil, se han concebido un cierto número de configuraciones que han llegado a ser consideradas como clásicas. Los criterios de selección son bien conocidos :

• Horquilla de caudales a turbinar • Altura de salto • Naturaleza del terreno • Criterios medioambientales (fundamentalmente impacto visual y sonoro) • Costo de la mano de obra

Las configuraciones se diferencian en como el flujo atraviesa la turbina (radial o axial), en el sistema de cierre del paso de agua (compuerta, distribuidor o sifón) y en el tipo de multiplicador (engranajes paralelos, reenvío en ángulo, engranajes epicicloidales). Para los que estén interesados en esquemas de baja altura de salto se les recomienda leer un artículo presentado por J. Fonkenell a HIDROENERGIA 9123, dedicado a la elección de la configuración optima de turbinas Kaplan. La tabla 6.1 y las figuras que la siguen, tomadas de la referida comunicación, muestran los diversos tipos de configuraciones.

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Tabla 6.1: Configuraciones con turbina Kaplan configuración flujo cierre multiplicador figura

Kaplan o semi-Kaplan vertical radial distribuidores paralelo 6.14

Semi-Kaplan inclinada en sifón radial sifón paralelo 6.15

Semi-Kaplan inversa en sifón radial sifón paralelo 6.16

Semi-Kaplan inclinada reenvío a 90º axial compuerta paralelo 6.17

Kaplan en S axial compuerta paralelo 6.18

Kaplan inclinada con reenvío a 90º axial compuerta cónico 6.19

Semi-Kaplan en pozo axial compuerta paralelo 6.20

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

semi Kaplan inclinada en sifón

Figura 6.14 Figura 6.15

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

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Foto 6.6 turbinas Kaplan en sifón

La configuración en pozo presenta la ventaja de que los principales órganos mecánicos son fácilmente accesibles, con lo que se facilita la inspección y el mantenimiento, especialmente en lo que respecta al acoplamiento turbina multiplicador, multiplicador propiamente dicho y generador. Al tener un mayor caudal específico (un 30% más que las kaplan de eje vertical) la turbina es más pequeña y la obra civil más sencilla.

Foto 6.7 Una turbina Kaplan montada en el estremo de un sifón Las turbinas Kaplan, por las mismas razones que las Francis, necesitan tener un tubo de aspiración. Como se emplean en saltos de poca altura, las perdidas de energía cinética son relativamente más importantes, por lo que es necesario cuidar su diseño. 6.2.2 Velocidad específica y semejanza La gran mayoría de las estructuras hidráulicas - aliviaderos, disipadores de energía a la salida de un embalse, tomas de agua, etc.- se proyectan hoy en día sobre la base de ensayos realizados con modelos a escala reducida. El comportamiento de estos modelos se fundamenta en la teoría de la similitud hidráulica, que incluye el análisis de la interrelación de las diversas magnitudes físicas que intervienen en el comportamiento dinámico del agua sobre la estructura, más conocido como análisis dimensional. El diseño de turbinas hidráulicas no constituye una excepción y los fabricantes de equipos también utilizan modelos a escala reducida. La pregunta que se plantea es la de si, conociendo como funciona un cierto tipo de máquinas bajo determinados parámetros hidráulicos, se puede saber como funcionará esa misma máquina, u otra geométricamente semejante, cuando opera bajo otros parámetros hidráulicos diferentes. Si podemos contestar a esta pregunta, la teoría de la similitud nos proporcionará un criterio científico con el que catalogar las turbinas, de gran utilidad en el proceso de

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selección de la turbina que mejor se adapta a las condiciones del aprovechamiento que proyectamos. La contestación es positiva si el modelo y el prototipo son geometricamente semejantes. Para que sean geometricamente semejantes, el modelo tiene que ser una reducción a escala de la turbina industrial, manteniendo una constante de reducción fija para todas las longitudes homogeneas. Si el coeficiente de reducción de longitud es k, el. de superficie deberá ser k2 y el de volumen k3. Es conveniente insistir en que el modelo y los ensayos de laboratorio constituyen la unica vía para garantizar el rendimiento y comportamiento hidráulico de la turbina industrial. Todas las reglas de semejanza están estrictamente definidas en las normas internacionales IEC 60193 y 60041. No se puede aceptar ninguna garantía si no se cumplen estas normas y estas reglas. La velocidad específica de una turbina se define como la velocidad de una turbina homologa, de un tamaño tal que, con una unidad de salto produce una unidad de potencia. De acuerdo con la anterior definición y las citadas normas, la velocidad específica de una turbina viene dada por la formula

[ ] ( )5.64

1 −=E

QnQEη

En donde: Q = caudal (m3/s) E = energía hidráulica específica de la maquina [J/kg] n = velocidad rotacional de la turbina [rps] ηQE no es un parámetro adimensional. Cuando se calcula en unidades SI, la velocidad especifica ηs viene dada por la formula:

4

5H

Pns =η (6.6)

En donde n velocidad en rpm, P potenia en kW y H altura de salto neta en metros. ηs = 995 * ηQE (6.7) Algunos autores empleaban como velocidad específica la ηQ en función del caudal y de la altura neta de salto:

( ) 45

gH

P

Qρ

ηΩ

= (6.8)

Su factor de conversión con ηQE es ηQ = 333* ηQE

182


Figura 6.21: Perfil de los rodetes en función de su velocidad específica

En la figura 6.21 se representan cuatro diseños de rodetes de turbinas de reacción, y su correspondiente velocidad específica, optimizados desde el punto de vista del rendimiento. Se ve que, para adaptarse al salto del aprovechamiento, el rodete evoluciona con la velocidad específica. Al evolucionar el rodete con la velocidad específica, llega un momento en el que la llanta que une el borde inferior de los alabes produce un rozamiento excesivo, y para evitarla los alabes se construyen en voladizo, dando lugar a las turbinas Kaplan, Hélice y Bulbo, utilizadas en saltos de baja altura.

En general, los fabricantes de turbinas dan la velocidad específica de sus turbinas. Un gran número de estudios estádisticos, realizados sobre turbinas en funcionamiento, han permitido relacionar la velocidad específica con la altura de salto neto, en cada tipo de turbina,. La Tabla 6.2 y la figura 6.22 nos muestran esa correlación para cinco tipos distintos de turbinas.

Tabla 6,2 Correlación entre velocidad específica y altura de salto neto ______________________________________________________________________ Pelton (1 tobera) ηQE = 0,0859/Hn

0,343 (Servio y Lugaresi) (6.9) Francis ηQE = 1,924/Hn

0,512 (Lugaresi y Massa) (6.10) Kaplan ηQE = 2,2.94/Hn

0.486 (Schweiger y Gregori) (6.11) Hélice ηQE = 2,716/Hn

0,5 (USBR) (6.12) Bulbo ηQE = 1,528/Hn

0,2837 (Kportze y Wamick) (6.13) ______________________________________________________________________

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Figura 6.22: Correlación entre altura de salto neta Hn y velocidad específica ηQE

La tabla 6.3, muestra las velocidades específicas típicas de cuatro tipos de turbinas. Tabla 6.3: Rango de velocidades específicas para cada tipo de turbina

Pelton de una tobera 0,005 < ηQE < 0,025 Pelton de n toberas 0,005* n0,5 < ηQE < 0,025* n0,5

Francis 0,05 < ηQE < 0,33 Kaplan, hélice, bulbos 0,19 < ηQE <1,55

La velocidad específica en las turbinas Pelton aumenta con la raiz cuadrada del número de toberas. Así la velocidad específica de una Pelton de cuatro toberas (es raro encontrar en las PCH turbinas Pelton de más de cuatro toberas) es el doble del de una turbina de una tobera. Las leyes de semejanza incluyen la exigencia de que ambas turbinas tengan el mismo coeficiente volumétrico, para lo que la turbina industrial y el modelo deberán cumplir con las siguientes ecuaciones:

2

2

m

t

m

t

m

t

DD

HH

QQ

= [-] (6.14)

t

m

m

t

m

t

DD

HH

nn

= [-] (6.15)

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en las que el sufijo t corresponde a la turbina industrial y el m al modelo de laboratorio. El ejemplo siguiente ilustra el uso de estas leyes de semejanza. Si construimos un modelo, a escala 1:5, de una turbina destinada a trabajar con un salto neto de 80 m y un caudal de 10 m3/s, girando a 750 rpm, y lo ensayamos con un salto neto de 10 m, tendremos que utilizaar un caudal de 0,141 m3/s y su velocidad de giro 1,326 rpm. Por las mismas leyes, una turbina diseñada para trabajar con un salto neto de 120 m y un caudal de 1 m3/s, instalada en un salto de 100 m de altura neta, al ser Dt = Dm admitirá caudal máximo de 0,913 m3/s y deberá girar a 685 rpm. 6.2.3 Diseño preliminar En este capítulo se dan formulas para calcular las principales dimensiones de un rotor en los casos de turbinas Pelton, Francis y Kaplan. Conviene recordar que el diseño de una turbina es el resultado de un proceso iterativo en el que se tienen en cuenta multiples criterios: limites de cavitación, velocidad de rotación, velocidad específica, altura de salto etc. (ver capítulo 6.1.4). Esto implica que, una vez acabado el diseño preliminar es necesario comprobar que este cumpla con todos los criterios mencionados. El primer paso del diseño, sea cual sea el tipo de turbina, esla elección de la velocidad de rotación. Turbinas Pelton Conocida a priori la velocidad n de giro del rotor, su diámetro se deducirá de las siguientes ecuaciones:

nH

D n∗= 68,01 [m] (6.16)

nch HnQB 168,12 ∗∗= [m] (6.17)

gHnQD

che

1178,1 ∗∗= [m] (6.18)

En donde n es la velocidad de rotación en rps y nch es el número de toberas. D1 se define como el diámetro del circulo que describe la línea del eje de las toberas. B2 es la anchura de la cazoleta, que es función del caudal y del número de toberas y De es el diámetro de la tobera.

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En general la relación D1/B2 es siempre superior a 2,7. Si no fuese así habría que recalcular las ecuaciones con menor velocidad de rotación o con mayor número de toberas. El caudal es función de la apertura de la tobera Cp – si tiene una sola tobera será el caudal total – y se puede estimar por la siguiente formula:

gHD

KQ cvch 2

4

2

∗∗∗= π [m3/s] (6.19)

Figura 6.23

En la figura 6.23 se da el valor Kv para cada valor de la apertura relativa a = Cp/Dc Para calcular otras dimensiones vease el artículo de Siervo y Lugaresi11. Turbinas Francis Las turbinas Francis cubren un amplio espectro de velodidades específicas, desde 0,05 para las lentas de gran altura de salto hasta 0,33 para las de baja altura de salto. La figura 6.24 muestra la sección transversal de un rodete Francis en la que se indican los diametros de referencia D1, D2 y D3.

Figura 6.24: Sección transversal de un rodete Francis

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Los trabajos de Siervo y Leva 11 y de Lugaresi y Massa 13, basados en el estudio estadístico de más de doscientas turbinas en funcionamiento, hacen posible el realizar un diseño preliminar de la turbina Francis. Como sucede con todos los trabajos estadísticos, sus resultados no permiten un diseño final, especialmente en lo que respecta al criterio de cavitación (ver capitulo 6.1.4.4) El diametro de salida D3 se calcula en principio con la formula 6.20

( )n

HD n

QE ∗∗∗+∗=

60488,231,05,843 η [m] (6.20)

El diametro D1 se calcula con la formula 6.23

31095,04,0 DDQE

∗⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=η

[m] (6.21)

El diamtero de entrada D2 viene dado, para ηQE > 0,164 por 6.22

QE

DD

η∗+=

3781,096,03

2 [m] (6.22)

Para ηQE < 0,164 se puede admitir que D1 = D2 Para otras dimensiones consultese los mencionados trabajos. Turbinas Kaplan Las turbinas Kaplan tienen velocidades específicas mucho más altas que las Pelton y las Kaplan.

Figura 6.25: Sección transversal de una Kaplan

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En la fase preliminar del proyecto, el diametro exterior De puede calcularse con la formula 6.23.

( )n

HD n

QEe ∗∗∗+∗=

60602,179,05,84 η (6.23)

El diametro Di del eje del rodete se calcula por la formula 6.24.

eQE

DD ∗⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

η0951,025,01 (6.24)

Para calcular otras dimensionesvease el trabajo de De Siervo y De Leva12 o el de Lugaresi y Massa14. 6.2.4 Criterios para la selección de la turbina. El tipo, geometría y dimensiones de la turbina están condicionados, fundamentalmente, por los siguientes criterios:

• Altura de salto neta • Horquilla de caudales a turbinar • Velocidad de rotación • Problemas de cavitación • Velocidad de embalamiento • Costo

El salto bruto es la distancia vertical, medida entre los niveles de la lámina de agua en la toma y en el canal de descarga, en las turbinas de reacción, o el eje de toberas en las de turbinas de acción. Conocido el salto bruto, para calcular el neto, basta deducir las pérdidas de carga, a lo largo de su recorrido tal y como se hizo en el ejemplo 5.6. En la Tabla 6.4 se especifica, para cada tipo de turbina, la horquilla de valores de salto neto dentro con la que puede trabajar. Obsérvese que hay evidentes solapamientos, de modo que para una determinada altura de salto pueden emplearse varios tipos de turbina.

Tabla 6.4: horquilla de salto en metros Tipo de turbina Altura de salto en m

Kaplan y hélice 2 < Hn < 40

Francis 25 < Hn < 350

Pelton 50 < Hn < 1.300

Michel – Banki 5 < Hn < 200

Turgo 50 < Hn < 250

188


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

Tabla 6.5: Sensibilidad a variaciones de salto y caudal Tipo de turbina Sensibilidad a variaciones

de caudal Sensibilidad a variaciones de

caudal Pelton Alta Baja

Francis Media Baja

Kaplan Alta Alta SemiKaplan Alta Media Hélice Baja Baja

189


. Figura 6.26 Envolvente operativa de 3 tipos de turbinas

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

190


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

ngHNPSE

=σ [-] (6.25)

En la que NPSE, energía neta de succión positiva, está definida como:

Svatm gHVPP

NPSE −+−

=2

2

ρ [-] (6.26)

191


En la que: Patm = presión atmosférica [Pa] Pv = presión del vapor de agua [Pa] Ρ = densidad específica del agua [kg/m3] g = aceleración debida a la gravedad [m/s2] V = velocidad media de salida [m/s] Hn = altura de salto neta [m] HS = altura de succión [m] Para evitar la cavitación, la turbina debe instalarse a un altura al menos igual a HS definida por la ecuación 6.27:

nvatm

S Hg

Vg

PPH σ

ρ−+

−=

2

2

[m] (6.27)

Un valor positivo de HS significa que el rotor de la turbina estará situado por encima del nivel del agua en el canal de retorno y uno negativo que está situado bajo el agua. Como primera aproximación se puede considerar que V = 2 m/s. El sigma de una turbina es una función de su velocidad específica y el proyectista deberá solicitarla del fabricante, que la obtendrá a partir de ensayos en laboratorio con modelos reducidos. De todos modos, De Servio y Lugaresi, basándose en los citados estudios estadísticos, establecieron para las turbinas Francis y Kaplan, la siguiente correlación entre σ y velocidad específica:

Francis n

QE gHV

22715,1

241,1 +∗= ησ [-] (6.28)

Kaplan n

QE gHV

25241,1

246,1 +∗= ησ [-] (6.29)

Conviene subrayar que la altura de instalación varía sensiblemente con la altitud de la central, desde aproximadamente 1,01 bar al nivel del mar hasta 0,65 bar a 3.000 m sobre el nivel del mar. Así una turbina Francis con una velocidad específica de 0,150, trabajando en un salto de 100 m de altura neta (con una σ = 0,090), con la central a nivel del mar, requerirá una altura HS:

41,110009,081,92

281,91000880000.101 2

=∗−∗

+∗−

=SH [m]

mientras que si la central estuviera situada a 1.000 m de altitud HS sería:

79,010009,081,92

281,91000880440.79 2

−=∗−∗

+∗−

=SH [m]

lo que exigiría una excavación.

192


Figura 6.27; Límites de cavitación (σ vs ηQE)

La ecuación 6.30 muestra la concordancia entre velocidad especifica y sigma de cavitación:

5882,0686,0 ση ∗≤QE [-] (6.30)

Conviene advertir que se pueden producir fenomenos de cavitación en el borde interior de las cazoletas de la Pelton, si no están bien diseñadas o si, en el proceso de fabricación no se han respetado los resultados de los ensayos en laboratorio. Velocidad de rotación Según la ecuación 6.5, la velocidad de rotación de una turbina es función de su velocidad específica, de su potencia y de la altura del aprovechamiento. En los pequeños aprovechamientos suelen emplearse generadores estándar, por lo que hay que seleccionar la turbina de forma que, bien sea acoplada directamente o a través de un multiplicador, se alcance una velocidad de sincronismo.

Tabla 6.6: velocidad de sincronismo de los generadores

193


Velocidad de embalamiento. Cuando, trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, bien sea por corte del interruptor o por fallo en la excitación del alternador, la turbina aumenta su velocidad hasta alcanzar lo que se conoce como velocidad de embalamiento. Esa velocidad varía con el tipo de turbina, el ángulo de apertura del distribuidor y la altura de salto. La tabla 6.8 muestra la relación entre la velocidad de embalamiento y la normal de rotación.

Tabla 6.7 Relación entre velocidad de rotación y de embalamiento

Tipo de turbina nmax / n Kaplan simple regulación 2,0 – 2,6

Kaplan doble regulación 2,8 – 3,2

Francis 1,6 – 2,2

Pelton 1,8 – 1,9

Turgo 1,8 – 1,9

Hay que tener en cuenta que al aumentar la velocidad de embalamiento, se encarecen el multiplicador y el generador, que habrán de diseñarse para poder resistir las fuerzas de aceleración centrífuga correspondientes 6.2.5 Rendimiento de las turbinas El rendimiento que garantizan los fabricantes de turbinas, está basado en el «International Code for the field acceptance tests of hydraulic turbines» (publicación IEC-60041) o, cuando es aplicable, en el «International Code for model acceptance tests» (publicación IEC-60193). El rendimiento se define como la relación entre la potencia mecánica transmitida al eje de la turbina y la potencia hidráulica correspondiente al caudal y salto nominales, tal como se define en la ecuación 6.1.

hPPmec

=η [W] (6.33)

Hay que hacer notar que en las turbinas de acción (Pelton y Turgo), la altura de salto se mide hasta el punto de impacto del chorro que, para evitar que el rodete quede sumergido en épocas de riadas, estará siempre por encima del nivel de la lámina de agua en el canal de descarga, con lo que se pierde una cierta altura con respecto a las turbinas de reacción, en las que, como veremos, el plano de referencia es la propia lámina de agua. Dadas las pérdidas que tienen lugar en el conjunto de la turbina de reacción, el rodete solo utiliza una altura Hu, inferior al salto neto Hn, tal y como se define en la figura 6.28. Estas pérdidas son esencialmente pérdidas de fricción y tienen lugar en la cámara espiral, en los alabes directores y del rodete, y sobre todo en el tubo de aspiración o difusor. El difusor tiene como misión recuperar el mayor porcentaje posible de la pérdida de energía cinética correspondiente a la velocidad del agua al salir del rodete.

194


Figura 6.28: Vista esquemática de pérdidas en un aprovechamiento

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

Figura 6.29: Rendimientos en función del caudal de diseño

195


Tabla 6.8: Rendimientos típicos de pequeñas turbinas

Tipo de turbina Mejor rendimiento Kaplan simple regulación 0,91

Kaplan doble regulación 0,93

Francis 0,94

Pelton 1 tobera 0,90

Pelton n toberas 0,89

Turgo 0,85

Para asegurarse de que la turbina que se compra va a funcionar correctamente, conviene exigir una garantía del fabricante, basada en los resultados obtenidos con turbinas homologas en laboratorio. La figura 6.30 ilustra los resultados de dos turbinas, en la misma aplicación: una basada en ensayos de laboratorio y otra sin garantías.

Figura 6.30: Resultados de la medida de rendimientos en dos turbinas

6.3 Multiplicadores de velocidad Cuando turbina y generador trabajan a la misma velocidad y pueden montarse coaxialmente, se recomienda el acoplamiento directo, que evita pérdidas mecánicas y minimiza el mantenimiento ulterior. El fabricante de la turbina recomendará el tipo de acoplamiento a utilizar aún cuando un acoplamiento flexible, que tolera pequeños errores de alineación, es en general preferible.

196


En general, sobre todo en instalaciones de baja altura de salto, los rodetes giran por debajo de 400 rpm, lo que obliga al empleo de un multiplicador para alcanzar las 1.000-1.500 rpm de los alternadores estándar, solución siempre más económica que la de utilizar un alternador especial, que tendrá que ser construido bajo pedido Actualmente, los fabricantes de generadores ofrecen, a precios razonables, generadores lentos que pueden ser acoplados directamente. 6.3.1 Tipos de multiplicadores En función del tipo de engranajes utilizados en su construcción, los multiplicadores se clasifican como:.

• Paralelos. Utilizan engranajes helicoidales, especialmente atractivos para potencias medias. La figura 6.31 muestra un reductor de eje vertical, acoplado a una turbina Kaplan en configuración vertical.

• Cónicos. Generalmente limitados a pequeñas potencias, utilizan engranajes

cónicos espirales para el reenvío a 90º. La figura 6.32 muestra un multiplicador de dos etapas: una primera de engranajes planetarios y otra segunda de engranajes cónicos.

• Epicicloidales. Utilizan engranajes epicicloidales con diseños muy compactos,

especialmente adecuados para potencias de más de 2 MW

• De correa (plana o trapezoidal). Utilizados en bajas potencias; resultan de fácil mantenimiento (figura 6.33)

Figura 6.31: Ejes paralelos Figura 6.32: Engranajes cónicos

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

198


La elección de los cojinetes es crucial para el diseño del multiplicador. Por debajo de 1 MW pueden utilizarse rodamientos de rodillos. Sin embargo, para mayores potencias resulta difícil encontrar rodamientos con una garantía de vida aceptable, por lo que a partir de esa potencia se utilizan cojinetes hidrodinámicos. Efectivamente, la vida de los rodillos está limitada por el fenómeno de fatiga, mientras que los hidrodinámicos tienen una vida prácticamente ilimitada. Los cojinetes hidrodinámicos, por otra parte, admiten una cierta contaminación del aceite, cosa que no es tolerada por los rodillos. 6.3.3 Mantenimiento El 70% de las averías son debidas a la deterioración o a la deficiencia en el circuito del lubrificante: con frecuencia los filtros se atascan o entra agua en el circuito de lubricación Por lo general los programas de mantenimiento se elaboran, ya sea prefijando los periodos de tiempo para cambio de filtros y de lubrificante, ya sea analizando periódicamente el lubrificante para mantener las condiciones especificadas. Esta ultima solución es la más recomendable. Los multiplicadores de engranajes aumentan considerablemente el nivel de ruido en la casa de máquinas y como hemos visto requieren un mantenimiento cuidadoso. La pérdida de rendimiento por fricción puede alcanzar e incluso superar el 2% de la potencia, por lo que se buscan incansablemente soluciones alternativas, como la utilización de generadores de baja velocidad, conectados directamente a la turbina. 6.4 Generadores. El generador tiene como misión transformar en energía eléctrica la energía mecánica suministrada por la turbina. En un principio se utilizaban generadores de corriente continua; actualmente, salvo rarísimas excepciones, solo se utilizan alternadores trifásicos de corriente alterna. En función de la red que debe alimentar, el proyectista puede escoger entre:

• Alternadores síncronos equipados con un sistema de excitación asociado a un regulador de tensión para que, antes de ser conectados a la red, generen energía eléctrica con el mismo voltaje, frecuencia y ángulo de desfase que aquella, así como la energía reactiva requerida por el sistema una vez conectados. Los alternadores síncronos pueden funcionar aislados de la red.

• Alternadores asíncronos, simples motores de inducción con rotor en jaula de

ardilla, sin posibilidad de regulación de tensión, girando a una velocidad directamente relacionada con la frecuencia de la red a la que están conectados. De esa red extraen su corriente de excitación y de ella absorben la energía reactiva necesaria para su propia magnetización. Esta energía reactiva puede compensarse, si se estima conveniente, mediante bancos de condensadores. No pueden generar corriente cuando están desconectados de la red ya que son incapaces de suministrar su propia corriente de excitación.

Los alternadores síncronos son más caros que los asíncronos y se utilizan, para alimentar redes pequeñas, en las que su potencia representa una proporción sustancial de la carga del sistema. Los asíncronos se utilizan en grandes redes, en las que su

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potencia representa un porcentaje insignificante de la carga del sistema. Su rendimiento, en todo el campo de funcionamiento, es de un dos a un cuatro por ciento inferior al de los alternadores síncronos.

Recientemente ha aparecido en el mercado, un generador de velocidad variable y frecuencia constante (VSG), ya empleado en turbinas eólicas, con el que la turbina puede girar a velocidad variable, manteniendo constantes la tensión y la frecuencia. De esta forma la turbina puede girar siempre a la velocidad asociada al caudal que turbina, aumentando el rendimiento y reduciendo el coste. Estos sistemas permiten «sincronizar» el generador con la red, aún antes de haber comenzado a girar. La clave del sistema reside en el uso de un convertidor serie-resonante en conjunción con una máquina doblemente alimentada 12. Sus únicas limitaciones, por el momento, son su potencia máxima que es muy baja, y su elevado precio. La tensión de generación viene determinada por la potencia del generador. Lo normal es generar a 380 V hasta 1.400 kVA y a 6000/6600 para potencias mayores. La generación a 380 V tiene la ventaja de poder emplear como transformadores del grupo, transformadores normalizados de distribución, y de poder extraer del secundario, la potencia necesaria para los servicios auxiliares de la central. Las turbinas de algunos MW de potencian utilizan alternadores que generan a una tensión más elevada. Cuando se genera en alta tensión la potencia para los servicios auxiliares se extrae de la línea a través de un transformador AT/BT.

Tabla 6.10: Rendimientos típicos de los pequeños generadores

Potencia [kW] Mejor rendimiento 10 0,910

50 0,940

100 0,950

250 0,955

500 0,960

100 0,970

6,4.1 Disposición del generador respecto a la turbina Los generadores pueden ser de eje horizontal o de eje vertical, independientemente de cual sea el tipo o configuración de turbina utilizada, pero por regla general los generadores adoptan la misma configuración que la turbina. La figura 6.34 muestra una configuración de turbina Kaplan de eje vertical, de 214 rpm, directamente acoplada a un generador de 28 polos. Con frecuencia se utiliza un volante de inercia para suavizar las variaciones de par y facilitar el control de la turbina.

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Figura 6.34. Generador de eje vertical conectado directamente a una

turbina Kaplan

Otro criterio que caracteriza a los generadores es la disposición de sus cojinetes. Con turbinas Francis de eje horizontal es bastante frecuente utilizar un generador horizontal con dos cojinetes y montar en voladizo el rotor de la turbina para evitar que el eje atraviese el tubo de aspiración, lo que aumentaría la pérdida de carga y complicaría su fabricación. En las turbinas Pelton de eje horizontal suele emplearse la misma configuración, disponiendo también en voladizo el rodete.

Estos generadores, si son pequeños, se refrigeran con aire en circuito abierto, y cuando son mayores, se refrigeran por agua en circuito cerrado, empleando intercambiadores agua-aire. 6,4.2 Excitatrices Para proporcionar excitación a un generador síncrono se hace circular una corriente continua por el circuito de los polos inductores, lo que representa entre el 0,5% al 1% de la potencia útil del generador. Aunque la tendencia es a utilizar excitatrices estáticas aún existen excitatrices rotativas. . Excitatrices rotativas de corriente continua Los inducidos de la excitatriz principal y auxiliar van montados sobre el eje del generador principal Utilizando dos excitatrices en cascada se amplifica la potencia y se regula la tensión, actuando sobre un circuito de poca potencia. Excitatrices de corriente alterna sin escobillas Se utiliza un pequeño generador de corriente alterna cuyo inducido va montado en el rotor del generador principal. La corriente se rectifica mediante un rectificador estático, eliminándose el problema de mantenimiento de las escobillas. La tensión se regula mediante un equipo electrónico que actúa sobre la excitación de la excitatriz. Excitatrices estáticas La corriente de excitación se extrae de los terminales del generador principal, mediante un transformador. Esta corriente se rectifica mediante un equipo electrónico y se inyecta en el bobinado de excitación rotórica del generador, gracias a un sistema de escobillas y

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

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

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conectado mecánicamente a los alabes directrices o al inyector, y es alimentado por una central hidráulica (foto 6.8) compuesta por un deposito de aceite, una bomba accionada

Foto 6.8: central hidráulica para el servomotor

por un motor eléctrico que suministra aceite a presión al sistema, un acumulador de aceite a presión y las válvulas de control. Todos estos mecanismos actúan por acción y reacción, corrigiendo en uno u otro sentido la posición del distribuidor, lo que provoca una cierta inestabilidad en el grupo. En los sistemas mecano-hidráulicos eso se corrige intercalando un amortiguador hidráulico (ver figura 6.37) que retarda la apertura de la válvula piloto. En los sistemas electro-hidráulicos se llega a un grado de sofisticación muy superior, de forma que la corrección, que puede ser proporcional, integral o derivativa (PID), da lugar a un mínimo de variación en el proceso de regulación.

Figura 6.35: regulador de bolas y servomotor

Un generador asíncrono conectado a una red eléctrica estable no necesita controlador, porque su frecuencia está determinada por la red. Sin embargo cuando, por alguna causa, el generador se desconecta de la red, la turbina se embala. Tanto el multiplicador como el generador deben diseñar para que soporten este incremento de velocidad durante un cierto tiempo, hasta que se cierre la válvula de entrada a la turbina, por los mecanismos de control correspondientes.

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Para controlar la velocidad de la turbina regulando la admisión de agua, se necesita que los componentes rotativos tengan una determinada inercia. Esta inercia adicional se consigue acoplando un volante al eje de la turbina. Cuando se abre el interruptor que conecta el generador a la red, la potencia disponible acelera el volante, de modo que al volver a conectar, la energía disponible en el volante minimiza la variación de velocidad. a ecuación básica del sistema rotativo es la siguiente:

Lt TTdtdJ −=Ω [Nm] (6.32)

En la que: J = momento de inercia de los componentes rotativos [kg m2] Ω = velocidad angular [rad/s] Tt = par de la turbina [Nm] TL = par debido a la carga [Nm] Cuando Tt es igual a TL, dΩ/dt = O y Ω = 0 por lo que la marcha es estable. Cuando Tt es igual o menor que TL, Ω no es constante y el regulador tiene que intervenir para que la potencia de la turbina iguale la carga del generador. Pero no debe olvidarse que el control del caudal introduce un nuevo factor: las variaciones de velocidad en la columna de agua formada por las conducciones hidráulicas.. El efecto de los componentes rotativos es estabilizador mientras que el efecto de la columna de agua es desestabilizador. El tiempo de arranque del sistema rotativo, tiempo requerido para acelerar el equipo de cero a la velocidad de operación viene dado por:

PnR

PJtm 5086

222 Ω=

Ω= [s] (6.33)

mientras que la inercia rotativa de la unidad viene dada por el peso de los componentes que giran multiplicado por el radio de giro: ΩR2. P es la potencia instalada en kW y n la velocidad de la turbina en rpm. El tiempo de arranque del agua, tiempo necesario para acelerar la columna de agua desde cero a V, a una energía específica constante gH viene dada por:

gHLVtv Σ= [s] (6.34)

En la que: gH = energía hidráulica específica de la turbina [J/kg] L = longitud de la columna de agua [m] V = velocidad del agua [m/s] Para conseguir una buena regulación es necesario que tm/tv > 4. Los tiempos reales de arranque del agua no superan los 2,5 segundos. Si el tiempo es mayor, habrá que pensar en modificar los conductos de agua - ya sea disminuyendo la velocidad del agua o la longitud de los conductos, o instalando una chimenea de equilibrio. También se podría aumentar la inercia de rotación de la unidad, añadiendo un volante de inercia. Hay que

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

Figura 6.36 Esquema unifilar

206


cámara de carga. La tensión e intensidad de corriente se monitorizan mediante transformadores de potencia (PTs) y de corriente (CTs), para reducir su valor, generalmente muy elevado, a niveles más manejables. Para que los diferentes sistemas de protección puedan cumplir su misión, se necesita un interruptor principal, ya sea de aire comprimido, magnético o de vacío, capaz de aislar el generador de la red, aún cuando esté trabajando a plena carga. Como elementos de protección se necesitan:

• Relés de protección de la interconexión que garantizan la desconexión en el caso de un fallo en la red.

• Relés de mínima tensión conectados entre fases. • Relés de máxima tensión

Protección tierra-estator Máxima intensidad, con actuación temporizada e instantánea. Si el generador es de baja tensión estos relés pueden ser directos y estar instalados en el mismo interruptor. Retorno de energía Para detectar fallos en los arrollamientos del estator, y actuar antes de que se quemen, se utilizan relés diferenciales . Existen también relés que actúan sobre el interruptor principal cuando la temperatura del generador o del transformador de salida sobrepasan los limites aceptables, o en el caso de tensiones superiores o inferiores a la normal. Entre las protecciones mecánicas conviene incluir las siguientes: embalamiento de la turbina; sobre-temperatura en eje y cojinetes; nivel y circulación del circuito de refrigeración (si es que existe); nivel y circulación del aceite a presión; nivel mínimo en la cámara de carga. El productor independiente es responsable de los sistemas de puesta a tierra de la instalación, que deben ser diseñados siguiendo instrucciones de la compañía distribuidora. El sistema de puesta a tierra varía con el número de unidades instaladas y con la configuración de la central y su sistema de operación. Por razones obvias, la central debe disponer de sistemas de contadores, para medirla energía activa suministrada a la red y la reactiva absorbida de la misma. 6.7 Telecontrol La mayoría de las pequeñas centrales trabajan sin personal permanente y funcionan mediante un sistema automático de control. Como no hay dos centrales iguales, resulta casi imposible definir su configuración óptima. No obstante, existen requisitos de aplicación general

1. Todo sistema debe contar con dispositivos de control y medida de accionamiento manual para el arranque, totalmente independientes del control automático.

207


2. El sistema debe incluir los dispositivos necesarios para poder detectar el funcionamiento defectuoso de cualquier componente importante, y poder desconectar inmediatamente la central de la red.

3. Tiene que haber un sistema de telemetría que recoja, en permanencia, los datos

esenciales para el funcionamiento de la planta poniéndolos al alcance del operador para que este pueda tomar las decisiones convenientes. Esos datos deberán ser almacenados en una base de datos, para una ulterior evaluación de la central.

4. Debe incluir un sistema de control inteligente para que la central pueda

funcionar sin personal.

5. Debe ser posible acceder al sistema de control desde un punto alejado de la central para poder anular cualquier decisión tomada por el sistema inteligente.

6. El sistema debe poder comunicar con las centrales situadas aguas arriba y aguas

abajo, si es que existen, para optimizar la operación del conjunto.

7. La anticipación de fallos constituye una mejora importante del sistema. Utilizando un sistema experto, en conjunción con una base de datos operacional, se pueden detectar los fallos antes de que se produzcan y tomar las decisiones necesarias para que no ocurran.

El sistema debe configurarse por módulos: un módulo de conversión analógico a digital para medir nivel de agua, ángulo de los alabes distribuidores (y o del rodete), potencia instantánea, temperaturas, etc.; un módulo de conversión digital a analógico para accionar las válvulas del circuito hidráulico, los registradores etc.; un módulo para contar los kWh generados, el caudal, la intensidad de precipitación etc.; un módulo «inteligente» de telemetría con las interfaces de comunicación, vía línea telefónica, radio etc. Este enfoque modular se presta a satisfacer los diferentes requisitos de cada central, permitiendo la normalización del «hardware» y del «software», reduciendo el costo y facilitando el mantenimiento. Los sistemas de control automáticos contribuyen a aumentar la disponibilidad de la central, y a hacer trabajar las turbinas con una mayor eficiencia, produciendo así más kWh, con el mismo volumen de agua. Con la generalización de los ordenadores personales, los precios de estos equipos resultan inferiores a los de los antiguos procesadores programables (PLC). La posibilidad de utilizar nuevos componentes, como discos duros y una variedad de periféricos la alimentación en corriente continua procedente de las baterías de la central; la variedad y fiabilidad de las tarjetas de entrada y salida de datos; los dispositivos de vigilancia (.watch dog.) del funcionamiento de la CPU, son otros tantos triunfos en manos del proyectista que puede ensamblar a bajo precio el hardware necesario, utilizando componentes estándar. El software se diseña también con criterio modular para que su adaptación a cada planta puede hacerse rápidamente y a bajo coste. La generalización de los sistemas CAD permiten dibujar con precisión un sinóptico de la planta y visualizar los diferentes componentes que intervienen en el sistema. Los nuevos microprocesadores hacen posible el trabajo en tiempo real para hacer frente a las alarmas y acontecimientos. Los

208


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

209


Figura 6.37 medida de niveles de agua

El sensor de nivel puede transmitir la señal utilizando el método hidrostático (figura 36 a) o el neumático (figura 36 b). En el primer caso hay que cuidar que los tubos que transmiten la presión no puedan obstruirse ni puedan acumular aire. En el segundo caso hay que conseguir que el orificio del sensor .del que salen las burbujas de aire- esté cerca del nivel de la lamina de agua en el inicio de las mediciones o por debajo de el y que el agua no pueda penetrar en los tubos. La mejor solución es ocultar el sensor y sus tubos en el interior de la pared, de forma que está sea plana y no produzca alteraciones locales en la velocidad de la corriente y la proteja al mismo tiempo de cualquier golpe eventual. 6.8.4 Subestación exterior

Foto 6.9: subestación ubicada en la casa de máquinas

La subestación, situada normalmente al aire libre, incluye el interruptor principal, que aísla de la red toda la central, así como las barras de conexión entre la salida del transformador y la línea de conexión a la red, los transformadores propiamente dichos,

210


los pararrayos y la protección contra sobretensiones en la red. En zonas de marcada sensibilidad ecológica la subestación se ubica en el interior de la casa de máquinas (foto 6.9) y la salida de los cables de conexión a la red corren sobre la tubería forzada hasta la cámara de presión, de donde salen vía aérea o enterrados. Ejemplo El siguiente ejemplo ayudará a comprender los conceptos expuestos en este capítulo y en particular la utilización del concepto velocidad específica. Hay que seleccionar una turbina para equipar un aprovechamiento de 200 m de altura neta con un caudal nominal de 1,5 m3/s. La casa de maquinas está situada a una altitud de 1.000 m. Según tabla 6.3 o la figura 6.26, el punto correspondiente a la a combinación altura caudal cae dentro de la envolvente de una turbina Francis y en el de una turbina Pelton. La velocidad del rotor viene dado en función de ηQE por la ecuación 6.5:

( )QE

QEQE

Q

En η

ηη∗=

∗=

∗= 7,240

5,1

20081,9 4141

. [rps]

Si escogemos una Pelton de una tobera, el valor máximo para ηQE, de acuerdo con la tabla 6.2 sería 0,0025, y la velocidad del rotor 360 rpm. Como queremos que la turbina esté directamente acoplada a un generador, la velocidad de giro deberá ser síncrona. De acuerdo con la tabla 6.5 tendríamos que escoger una velocidad de 333 rpm, - 5,55 rps - y según 6.5, ηQE sería:

( )023,0

20081,95,155,5

4141 =∗

==E

QnQEη [-]

Las dimensiones principales de la Pelton de acuerdo con 6.18, 6.20 y 6.21 serían:

728,13332007,407,40 ===

nH

D n [m]

217,020081,9

145,1178,11178,1 =

∗==

ntobt gHn

QD [m]

547,02001

15,168,1168,12 ===

ntob HnQB [m]

[m] dimensiones excesivamente grandes para una pequeña central.

211


Pensando en una Pelton horizontal con cuatro toberas, la máxima velocidad específica ηQE , según la tabla 6.2, sería 0,025 x n0,5 = 0,050. Utilizando las mismas formulas que para el caso anterior, escogeríamos una velocidad de giro de 600 rpm lo que correspondería a una ηQE de 0,042. Las dimensiones fundamentales de la Pelton serían D1 = 0,962 m, B2 = 0,274 m, y Dt=0,108 m, dimensiones muy razonables. Si escogiéramos una turbina Francis, el valor máximo de ηQE sería 0,33 (tabla 6.2). Aplicando la ecuación 6.5, la velocidad de giro sería n = 4.765,8 rpm que está muy lejos de ser una velocidad síncrona. Si escogemos una velocidad normal para el generador de 1.500 rpm, la ηQE de acuerdo con 6.5 sería:

( )104,0

20081,9

5,1254

14

1 =∗

==E

QnQEη [-]

Las dimensiones fundamentales del rotor de la Francis serían.

( ) ( ) mn

HD n

QE 453.02560

200104,0488,231,05,8460

488,231,05,843 =∗

∗∗+∗=∗

∗∗+∗= η

mDD 595,0453,0104,0095,04,0

104,0095,04,0 31 =∗⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛+=∗⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛+=

Como ηQE < 0,164 podemos considerar que D2 = D1 = 0,595 m. De acuerdo con 6.28, el coeficiente de cavitación sería :

0533,020081.92

2104,02715,12

2715,12

41,12

41,1 =∗∗

+∗=+∗=n

QE gHVησ

De acuerdo con la ecuación 6.27, la turbina deberá instalarse a una altura:

53,12000533,081,92

281,91000880250.90

2

22

−=∗−∗

+∗−

=∗−+−

= nvatm

S Hg

Vg

PPH σ

ρ [m]

Una instalación que requiere unos trabajos de excavación importantes. Si hubiésemos elegido una Francis a 1.000 rpm tendríamos: ηQE = 0,069, D3 = 0,576 m. , D1 = 1.02 m. , σ = 0,0305 y HS= 3,21 m que no requiere excavación. La elección final obedecerá a criterios económicos. Si el caudal muestra variaciones importantes, la turbina Pelton de 4 toberas será una buena elección. En otro caso la elección recaería en la Francis de 1.000 rpm que no requiere excavación.

212


1 Actualizado por Vincent Denis (MHyLab), Jean-Pierre Corbet (SCPTH), Jochen Bard (ISET), Jacques Fonkenell (SCPTH) y Celso Penche (ESHA) Bibliografía

2 L. Vivier, "Turbines hydrauliques et leur régulation", Albin Michel, Paris, 1966 3 J. Raabe, Hydro Power, The design, use and function of hydromechanical, hydraulic and electrical equipment, VDI Verlag, 1985, ISBN 3-18-400616-6 4 T. Jacob, "Machines hydrauliques et équipements électro-mécaniques", EPFL 2002 5 V. Denis, "Petites centrales hydrauliques", EPFL 2002 6 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Turbines hydrauliques", Bern, 1995, ISBN 3-905232-54-5 7 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Générateurs et installations électriques", Bern, 1995, ISBN 3-905232-55-3 8 Off. fédéral des questions conjoncturelles, "Régulation et sécurité d'exploitation", Bern, 1995, ISBN 3-905232-56-1 9 A.Harvey, "Micro Hydro design manual, A guide to small scale water power schemes, Intermediate technology Publications, London, 1993, ISBN 1-85339-103-4 10 Société Hydrotechnique de France, "Design, construction, commissioning and operation Guide", May 1985 11 F. de Siervo & A. Lugaresi, "Modern trends in selecting and designing Pelton turbines", Water Power & Dam Construction, December 1978 12 F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Francis turbines", Water Power & Dam Construction, August 1976 13 F. de Siervo & F. de Leva, "Modern trends in selecting and designing Kaplan turbines", Water Power & Dam Construction, December 1977, January 1978 14 A Lugaresi & A. Massa, "Designing Francis turbines: trends in the last decade", Water Power & Dam Construction, November 1987 15 A Lugaresi & A. Massa, "Kaplan turbines: design trends in the last decade", Water Power & Dam Construction, May 1988 16 L. Austerre & J.de Verdehan, "Evolution du poid et du prix des turbines en fonction des progrès techniques", Compte rendu des cinquièmes journées de l'hydraulique, 1958, La Houille Blanche 17 H.Giraud & M.Beslin, "Optimisation d'avant-projet d'une usine de basse chute", Symposium AIRH. 1968, Lausanne 18 T.Belhaj, "Optimisation d'avant-projet d'une centrale hydroélectrique au fil de l'eau" Symposium Maroc/CEE Marrackech 1989 19 J.L.Gordon "A new approach to turbine speed", Water Power & Dam Construction, August 1990 20 J.L.Gordon "Powerhouse concrete quantity estimates", Canadian Journal Of Civil Engineering, June 1983

213


21 F. Schweiger & J. Gregori, "Developments in the design of Kaplan turbines", Water Power & Dam Construction, November 1987

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

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CAPITULO 7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN 7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN ........................................217

7.1 Introducción. ....................................................................................................217 7.2 Identificación de impactos ...............................................................................218 7.3 Los impactos en fase de construcción .............................................................220

7.3.1 Embalses ...........................................................................................220 7.3.2 Tomas de agua, canales, tuberías a presión y canal de descarga. .....220

7.4 Los impactos en fase de explotación ...............................................................221

7.4.1 Impacto sónico ..................................................................................221 7.4.2 Impacto paisajístico ..........................................................................223

7.4.3 Impactos biológicos ..........................................................................231

7.4.3.1 En el embalse .....................................................................231 7.4.3.2 En el cauce .........................................................................231 7.4.3.3 En el terreno .......................................................................248 7.4.3.4 Material recogido en las rejillas..........................................248

7.5 Impactos de las líneas eléctricas ......................................................................249

7.5.1 Impacto visual ...................................................................................249

7.5.2 Impacto sobre la salud ..................................................................... 250 7.6 Conclusiones ....................................................................................................250

LIST OF FIGURAS Figura 7.1: Esquema del aprovechamiento de Condiñanes .........................................224 Figura 7.2: Sección longitudinal de la central de Neckar ...........................................230 Figura 7.3: Ejemplo de curva de caudales clasificados ................................................235 Figura 7.4: Sección transversal del cauce con refugios rehabilitados ..........................237 Figura 7.5: Relación entre morfología del cauce y el caudal reservado .......................237 Figura 7.6: Escala con diafragmas ................................................................................239 Figura 7.7: Sección de los diafragmas ..........................................................................240 Figura 7.8: Escala de diafragmas con ranura vertical ..................................................241 Figura 7.9: Diafragmas en escalas Denil ......................................................................241

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Figura 7.10: Suministro de agua adicional para aumentar la atracción ........................242 Figura 7.11: Disposición de una escala en una central de bajo salto ...........................243 Figura 7.12: Sección a través de una esclusa Borland ..................................................244 Figura 7.13 Vista esquemática de una pantalla Coanda ...............................................245 Figura 7.14: Barrera bioacustica para peces .................................................................247 LISTA DE TABLAS Tabla 7.1: Impactos durante la construcción ................................................................219 Tabla 7.2: Impactos en la explotación ..........................................................................219 Tabla 7.3: Métodos basados en datos hidrológicos o estadísticos ................................235 Tabla 7.4: Métodos basados en principios fisiográficos .............................................235 Tabla 7.5: Formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua .........................236 Tabla 7.6: Métodos basados en parámetros ecológicos ................................................236 LISTA DE FOTOS Foto 7.1: Embalse de Cordiñanes. .................................................................................224 Foto 7.2: Coronación del azud ......................................................................................225 Foto 7.3: Azud de Vilhelmina en Suecia ......................................................................225 Foto 7.4: Toma de agua al canal ...................................................................................226 Foto 7.5: En fase de construcción – excavación del canal. ..........................................226 Foto 7.6: En fase de construcción – canal en hormigón............................................... 227 Foto 7.7: En fase de construcción – canal cubierto y reforestado ................................ 227 Foto 7.8: Entrada al túnel, en fase de excavación ........................................................228 Foto 7.9: La misma entrada, cubierta y reforestada .....................................................228 Foto 7.10: Casa de maquinas ........................................................................................229 Foto 7.11: Canal de restitución .....................................................................................229 Foto 7.12: Subestación en la casa de maquinas ............................................................230 Foto 7.13: PCH en el Neckar ........................................................................................231 Foto 7.14: Escala de peces rustica ................................................................................239 Foto 7.15: Escala de peces con diafragmas ...................................................................240 Foto 7.16: Escala de peces Denil ..................................................................................242 Foto 7.17: Escala de peces en una central con toma integrada .....................................243 Foto 7.18: Pantalla coanda. ...........................................................................................246 Foto 7.19: Impacto visual de una subestación exterior. ................................................249

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7 IMPACTO MEDIOAMBIENTAL Y SU MITIGACIÓN1

7.1 Introducción. La “Tercera Conferencia de las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático” (COP 3) tuvo lugar en Kyoto en Diciembre de 1997. Esta fue la segunda iniciativa después de la histórica “Conferencia sobre Medio Ambiente y Desarrollo” celebrada en Río en Junio de 1992. Con anterioridad, la Unión Europea ya había reconocido la urgente necesidad de abordar el tema del cambio climático. Posteriormente se elaboró el ”Libro Blanco Para Una Estrategia Comunitaria” y un plan de acción titulado “Energía para el futuro: recursos renovables de energía”, lo que significó un paso adelante muy importante en esta área. La Directiva 2001/77/EC para la promoción de la electricidad generada con fuentes de energía renovables (E-FER) establece unos objetivos indicativos para la contribución de la E-FER a la producción global de electricidad en cada Estado Miembro. Mientras en 1997 la electricidad generada con fuentes renovables representaba, en el conjunto de Europa, el 13,4% del total, en el horizonte 2010 deberá representar el 22%. Concretamente para España, esos porcentajes serán, o deberían ser, respectivamente el 19,9% y el 29,4%. Todo ello para alcanzar los objetivos de Kyoto y disminuir la dependencia energética de Europa. Obsérvese que esos objetivos de electricidad renovable son objetivos globales, asignados como suma de objetivos nacionales, pero sin discriminar que tecnologías se van a emplear. En el 2002 se completó por ESHA, el estudio sobre el potencial de desarrollo de las PCH en la Unión Europea - “Blue Age for a Green Europe”. Los países miembros estimaban entonces que, con las limitaciones económicas y medioambientales en vigor, existía un potencial para aumentar en 1 111 MW la potencia instalada, mediante rehabilitaciones en centrales existentes (producción anual de 4 518 GWh) y 4 828 MW instalados en nuevas centrales (producción anual 19 645 GWh). El potencial técnico doblaría prácticamente las cifras anteriores: 2080 MW (8100 GWh/año) en rehabilitaciones y 9 615 (38 058 GWh/año) en nuevas centrales. La consecución de este objetivo teórico significaría la reducción anual de 20 millones de toneladas de emisiones de CO2, basándose en un valor muy prudente (el de las centrales de gas) de 0,43 kg de CO2 por kwh. No obstante, y en tanto no se aceleren los procedimientos administrativos para autorización de centrales hidráulicas estos objetivos no podrán alcanzarse. Centenares, de demandas de autorización están pendientes de aprobación, debido principalmente a conflictos medioambientales. Algunas autoridades medioambientales parecen justificar, o al menos excusar, este bloqueo basándose en la baja capacidad de las pequeñas centrales. Parecen olvidar que, por definición, las energías renovables tienen un carácter descentralizado y que, actualmente solo las pequeñas centrales hidráulicas y los parques eólicos pueden contribuir significativamente a la producción de electricidad verde. Es cierto que, aunque desde el punto de vista del impacto global la generación de energía eléctrica en pequeñas centrales hidráulicas presenta ventajas indiscutibles, no lo es menos que, al estar ubicadas, en general, en zonas de elevada sensibilidad ambiental,

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inducen impactos de carácter local no despreciables. La ventaja que tiene la pequeña hidráulica en el campo de los impactos globales no debe ser obstáculo para que, a nivel de proyecto, se identifiquen los impactos y se introduzcan las medidas correctoras necesarias. Una central térmica plantea problemas ambientales, alguno de los cuales – la emisión de anhídrido carbónico por ejemplo - no tiene solución práctica en el estado actual de la tecnología, pero dada su relevancia económica, la autorización se negocia a niveles administrativos elevados. Una pequeña central hidráulica, cuyos impactos siempre pueden mitigarse, se autoriza a niveles administrativos inferiores, en los que la influencia de los grupos de presión se hace sentir con mayor intensidad. Identificar los impactos no es tarea difícil, pero decidir que medidas de corrección deben aplicarse si lo es, porque esas decisiones se basan muchas veces en criterios subjetivos. Es por eso que solo un dialogo continuado entre instituciones y personas implicadas en el proceso, permitirá acelerar la utilización de los recursos renovables. Y aunque esa negociación entre las partes tendrá que llevarse a cabo proyecto por proyecto, sería aconsejable establecer unas pautas, que ayuden al proyectista en la búsqueda de soluciones que, de antemano, tengan muchas probabilidades de ser aceptadas en el procedimiento de autorización 7.2 Identificación de impactos Los impactos varían con la ubicación del aprovechamiento y con la solución tecnológica escogida. Desde el punto de vista de la ubicación, un aprovechamiento de montaña genera diferentes impactos que uno de llanura. Desde el punto de vista tecnológico, los aprovechamientos con embalse regulador generan impactos, cuantitativa y cualitativamente, diferentes a los generados por los aprovechamientos de agua fluyente, dentro de los cuales cabría aun distinguir, a estos efectos, entre los que derivan el agua y los que no la derivan. Las tabla 7.1 y 7.2, basadas en estudios europeos2 sobre externalidades, realizados por grupos de expertos que han llevado a cabo informes EIA (Environmental Impact Assessments), describen la amplia variedad de impactos posibles en cada fase del proyecto, señalando el receptor del impacto, el tipo de impacto y la importancia del mismo a escalas local y nacional. Subrayamos el hecho de que la relación es exhaustiva y de que un determinado proyecto no tiene porqué producir todos esos impactos. En realidad en unos proyectos aparecerán uno o varios de ellos e incluso puede suceder que un proyecto determinado no de lugar a ninguno de ellos.

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Tabla 7.1 Impactos durante la construcción Acontecimiento Personas y cosas afectadas Impacto ImportanciaEstudios geológicos Animales salvajes Ruidos baja Corte de vegetación existente

Selvicultura Alteración del hábitat media

Ampliación caminos Publico general Creación de oportunidades, alteración del hábitat

media

Movimiento de tierras Geología local Estabilidad de taludes baja Excavación de túneles Hidrogeología local Alteración de acuíferos baja Construcción de terraplenes del canal

Vida acuática e hidrogeología local

Alteración de la hidráulica del río

media

Acumulación temporal de tierras

Geología local Estabilidad de taludes baja

Desplazamiento temporal de personas caminos, líneas eléctricas

Publico general insignificante

Dragado de ríos Ecosistema acuático Alteración del hábitat media Desvío temporal del río Ecosistema acuático Alteración del hábitat alta Uso de excavavadoras, camiones, helicópteros, automóviles, blondines.

Animales salvajes, publico en general

Ruidos alta

Presencia humana durante las obras


Ruidos baja

Tabla 7.2 Impactos durante la explotación Acontecimiento Personas, cosas afectadas Impacto ImportanciaProducción de energía renovable

Publico general Reducción de emisiones alta

Represado del río Publico general Alteración del hábitat alta Estructuras permanentes en el cauce del río

Ecosistema acuático Creación de oportunidades, alteración del hábitat

alta

Desviaciones del río Ecosistema acuático Alteración del hábitat alta Tuberías forzadas Animales salvajes, publico en

general Intrusión visual media

Nuevas líneas eléctricas Animales salvajes, publico en general

Intrusión visual baja

Protección de terraplenes con piedras planas


Modificación del hábitat, Intrusión visual

baja

Diques Animales salvajes, publico en general

Modificación del hábitat, Intrusión visual

baja

Peces Alteración del hábitat alta Plantas Alteración del hábitat baja

Modificación del caudal .

Publico en general Alteración de las actividades de ocio

Ruidos del equipo electromecánico

Publico en general Alteración de la calidad de vida

baja

Limpieza del cauce del río Ecosistema acuático, Publico general

Mejora de la calidad del agua

alta

.

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7.3 Los impactos en fase de construcción Desde el punto de vista ambiental hay que diferenciar los aprovechamientos que utilizan un embalse multiuso, se insertan en canales de irrigación, o forman parte de un sistema de aducción de agua potable, de los aprovechamientos de agua fluyente. Los primeros son los que en menor medida afectan al medio ambiente, puesto que se sobreentiende que ya se aplicaron en su día las medidas correctoras para la creación del embalse y que el impacto adicional de la casa de máquinas y del canal de descarga, construidos a la sombra de una presa, es porcentualmente mínimo. Los insertados en un canal de riego o en una conducción de agua potable no producen impactos distintos de los que se indujeron con la construcción, en su día, del canal o de la conducción de agua. 7.3.1 Embalses Los impactos originados por la construcción de una presa y la creación de un embalse incluyen, además de la pérdida de suelo, la construcción y apertura de caminos, plataformas de trabajo, movimientos de tierra, voladuras, e incluso, a veces, la fabricación de hormigón y su puesta en obra. Hay otros efectos inducidos no despreciables: el efecto barrera de la presa o la alteración que conlleva su implantación en tramos de río que no estaban regulados. Por otra parte, los problemas planteados por la construcción de la presa con su infraestructura de caminos, e incluso con la apertura de una cantera de áridos para la planta de hormigón, son comunes a los de cualquier obra de infraestructura, para los que existe una metodología, suficientemente conocida, de tratamiento y búsqueda del impacto mínimo. 7.3.2 Tomas de agua, canales, tuberías a presión y canal de descarga. En los aprovechamientos de agua fluyente los impactos son semejantes a los generados por la construcción de cualquier tipo de infraestructuras y se describen en la tabla 7.1: ruidos que alteran la vida de los animales y de los humanos; peligro de erosión debido a la pérdida de cobertura asociada a los movimientos de tierra, con el consiguiente efecto sobre la turbidez de las aguas y la precipitación, aguas abajo, de sedimentos que pueden modificar el hábitat de los peces, etc. Para mitigar estos impactos se recomienda que las obras se realicen en épocas de escasa pluviosidad, y que los trabajos de revegetación del terreno se lleven a cabo inmediatamente después de terminada la construcción. En todo caso estos impactos tienen siempre un carácter transitorio, y no suelen constituir un obstáculo para la concesión de la autorización. Dado su papel protector frente a la erosión de las márgenes hay que recuperar, e incluso reforzar, la vegetación de las orillas, dañada durante la construcción de las estructuras hidráulicas inherentes al proyecto. Hay que subrayar la conveniencia de revegetar con especies autóctonas por su mejor adaptación a las condiciones locales, lo que obliga a plantearse el abastecimiento de las mismas desde los inicios del proyecto. Habrá que tener en cuenta dentro de la evaluación de impactos, los vertidos al cauce e incluso el hecho de que, durante el periodo de construcción, exista una colonia humana en una zona que normalmente está escasamente habitada. Este impacto, que en condiciones muy particulares - un parque natural por ejemplo - puede ser negativo, resulta en general positivo al aumentar, durante la fase de construcción, el nivel de

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actividad de la zona. También pueden generar problemas las emisiones de polvo, gas de combustión e incluso de ruidos, dado el alto grado de sensibilidad ecológica de las zonas en que se implantan las minicentrales. Para disminuir el impacto de las emisiones de los vehículos y, al mismo tiempo, reducir los costos de transporte es conveniente planificar bien los movimientos, y evitar recorridos innecesarios. En el lado positivo hay que subrayar la incidencia de la utilización de mano de obra local, e incluso de pequeños subcontratistas, durante todo el periodo de construcción del aprovechamiento. 7.4 Los impactos en fase de explotación 7.4.1 Impacto sónico El nivel de ruido permitido dependerá de los núcleos de población o viviendas aisladas localizadas en el entorno, y del existente antes de realizar el proyecto. Los ruidos proceden fundamentalmente de las turbinas y sobre todo, cuando existen, de los reductores. Hoy en día es posible reducir el nivel de ruido en el interior de la casa de máquinas hasta situarlo en el orden de los 80 dBA y limitarlo en el exterior a limites tan bajos que resulte prácticamente imperceptible. La central de Fiskeby3 en Norrköping, Suecia, constituye un ejemplo a seguir en el tratamiento sónico. El propietario de la central deseaba conseguir, a plena marcha y en el interior de la casa de máquinas, un nivel de ruidos por debajo de 80 dBA . En la cercanía de las casas, ubicadas a cien metros de la central, el nivel de ruidos no debía superar por la noche los 40 dBA. Para alcanzar esos objetivos decidió adquirir todos los componentes - turbinas, reductores, generadores asíncronos - a un solo proveedor, dejando en sus manos las medidas necesarias para no superar esos niveles. El suministrador adoptó, entre otras, las siguientes: tolerancias muy cerradas en el tallado y rectificado de los engranajes; mantas aislantes sobre la envolvente de las turbinas; refrigeración por agua en vez de por aire y diseño cuidadoso de todo el equipo auxiliar. Desde el punto de vista constructivo los aislantes térmicos convencionales del edificio se complementaron con aislantes sónicos. Con las medidas adoptadas se consiguió un nivel de ruidos en el interior de entre 66 y 74 dB(A), unos 20 dB(A) por debajo del nivel medio de las centrales suecas. Dado el espectro de frecuencias propio de una casa de máquinas resulta difícil identificar a posteriori que componente es el responsable del nivel de ruidos. Al acudir a un solo proveedor se eliminaron las lógicas discusiones entre suministradores acerca de cual de ellos era responsable del fracaso en el logro de los objetivos. Estas medidas se complementaron con el empleo de materiales absorbentes para las paredes, suelo y techo del edificio. Se dejó que la placa de fundación, los conductos hidráulicos y los pilares que soportan las vigas de rodadura de la grúa, tuviesen plena libertad de movimientos ante la vibración de los grupos turbogeneradores. El resto de los elementos estructurales, tales como los pilares que soportan las vigas de hormigón del techo y los elementos de hormigón prefabricados que constituyen las paredes, están apoyados en componentes a base de goma, diseñados para absorber esas vibraciones. Las vigas del techo se apoyan sobre soportes de goma, Trelleborg Novibra SAW300, y las paredes sobre una plancha de goma Novibra de 8 mm de espesor colocada cada

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medio metro, para conseguir la constante de absorción óptima en relación con la masa soportada. Una vez terminada, las emisiones sónicas de la casa de maquinas, escuchadas desde los edificios residenciales más próximos no se podían distinguir de los ruidos del trafico normal o del agua al correr por el cauce. La central subterránea de Cavaticcio4, situada a 200 m a vuelo de pájaro de la Piazza Maggiore en el corazón de la histórica ciudad de Bolonia es también digna de estudio. El nivel de ruidos en una central hidroeléctrica moderna se sitúa como media en 80-85 dbA; el nivel de ruidos, medido en las casas cercanas, era de 69 dbA por el día y 50 dbA por la noche. Las normas municipales en vigor permitían incrementar el nivel de ruidos en 5 dbA durante el día y 3 dbA durante la noche. Las medidas que se tomaron para conseguir este objetivo no difieren mucho de las tomadas en el caso anterior.

• Aislamiento de la sala de máquinas, el local más ruidoso del conjunto, con respecto a los otros edificios, mediante el uso de dobles paredes de masa diferente (para evitar la resonancia) y rellenando, con lana de vidrio, el espacio entre ambas.

• Utilización de puertas insonorizadas. • Disposición de suelos flotantes, sobre alfombras de lana de vidrio de 15 mm de

espesor. Falsos techos anacoícos. • Puertas trampa que comunican con el exterior pesadas, insonorizadas, con

burletes de neopreno. • Conductos de aire de baja velocidad (4 m/s) • Silenciadores en las chimeneas de entrada y salida del aire de refrigeración • Conductos de aire construidos con un sándwich de hormigón, lana de vidrio,

ladrillos perforados y yeso. • Componentes electromecánicos equilibrados dinámicamente. • Generadores sincronos sin escobillas, refrigerados por agua. • Engranajes de los multiplicadores tallados con precisión y rectificados después

del tratamiento térmico. • Carcasas de turbina, multiplicador y generador, fuertemente rigidizados para

evitar vibraciones • Anclaje de los equipos mediante un cemento especial anti-contracción para

garantizar una unión monolítica con el suelo. La ventilación, necesaria para disminuir la humedad de los locales, extraer el aire calentado por los equipos, y mantener una atmósfera respirable, aun cuando la central trabaja habitualmente sin presencia de personal, fue cuidadosamente estudiada para no transmitir ni ruidos ni vibraciones. A pesar de tener que introducir 3.500 m3/hora de aire fresco, la velocidad en los conductos no sobrepasa nunca los 4 m/s las chimeneas de entrada y salida están equipadas con silenciadores y los Es cierto que estos dos ejemplos constituyen casos muy particulares, pero se han mencionado aquí para demostrar que todo es posible si se demuestra que es necesario y el proyecto puede soportarlo desde el punto de vista económico. También es verdad que ambos ejemplos se refieren a aprovechamientos de baja altura en donde se requiere la utilización de multiplicadores; en un salto de gran altura la turbina podría haberse acoplado directamente al generador, eliminando así la mayor fuente de vibraciones.

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7.4.2 Impacto paisajístico Todos tendemos a rechazar cualquier cambio, por pequeño que sea, en el paisaje que nos rodea. Una nueva urbanización en nuestra cercanía o una playa artificial con arena procedente de un yacimiento submarino, son rechazadas por buena parte de la localidad, aunque en muchos aspectos, incluso el paisajístico, mejoren las condiciones del entorno. El problema es particularmente agudo en aquellos aprovechamientos hidráulicos ubicados en una zona de montaña media o alta, ambientalmente sensitiva, o en una zona urbana de carácter histórico. Es indudable que cada uno de los componentes que configuran el aprovechamiento tiene potencial para producir cambios en el paisaje. El diseño y la ubicación poco afortunada de uno solo de ellos puede afectar decisivamente a la aceptación del proyecto por el público. Es cierto que se ha avanzado mucho; desde aquellas minicentrales en las que parecía mostrarse con orgullo la mole de sus tuberías forzadas, a las construidas recientemente en parajes ambientalmente sensibles, en las que resulta difícil identificar un solo componente. Es necesario tomar conciencia del problema y buscar, desde nivel de anteproyecto, aquellas soluciones capaces de provocar el mínimo rechazo. Aun cuando voluminosos, la mayoría de los componentes pueden ocultarse a la vista, si se utiliza adecuadamente la topografía y la vegetación. El uso de pinturas no reflectantes, con colores que se diluyen en el paisaje; la construcción de azudes a base de rocas que simulen la apariencia de un rápido; el diseño de una casa de máquinas que se asemeje más a una cabaña de pescadores que a un edificio industrial, etc. pueden hacer que un proyecto que encontraba una fuerte oposición de los lugareños, termine por ser aceptado con agrado. Cuando el lugar es especialmente sensitivo y el potencial económico del aprovechamiento lo admite, pueden encontrarse soluciones increíbles, y hacer posible que un aprovechamiento de considerable potencia pueda ubicarse, sin desdoro, en un parque nacional. El primer y principal “incordio” de un aprovechamiento suele ser la tubería forzada. Hay que aprovechar cualquier elemento del terreno – rocas, plantas, etc.- que pueda contribuir a ocultarla y, si no hay otra solución, camuflarla mediante una pintura que reduzca el contraste con el paisaje. En todo caso, lo mejor, si es posible, es enterrarla, lo que implica problemas de mantenimiento y control, pero en cambio reduce las variaciones de temperatura en el tubo y consiguientemente el número de juntas de dilatación, y elimina lo que sería una barrera al paso de animales. La toma de agua, el canal de derivación, la casa de maquinas, y la línea de transmisión a la red deben integrarse hábilmente en el paisaje. Para facilitar la autorización de construcción habrá que incorporar al proyecto todas las estrategias de mitigación posibles, lo que por regla general no aumentará significativamente el extracoste. El examen de dos esquemas, que consideramos particularmente exitosos desde el punto de vista ecológico, proporcionará una serie de ideas al proyectista potencial, que le permitirán convencer a las autoridades medioambientales de que no hay ningún lugar, por sensible que sea, que no pueda albergar un proceso de conversión energética tan benigno y aceptable como el que presenta. Los dos ejemplos que presentamos son el aprovechamiento de Cordiñanes, en el parque natural de Picos de Europa (España), y el del río Neckar, ubicado en el centro histórico de Heidelberg (Alemania).

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La figura 7.1 muestra esquemáticamente el aprovechamiento de Cordiñanes. Lo primero que llama la atención es el embalse producido por el azud de 14 m de altura, altura necesaria para que la lámina de agua alcance el nivel de un antiguo túnel reconstruido, que forma parte del canal de derivación Desde el punto de vista paisajista, el impacto de un embalse, aunque sea pequeño como este (Foto 7.1), es negativo, pero tiene también aspectos positivos - la lámina de agua es prácticamente estable - y atractivos turísticos añadidos como la natación, la pesca y el piragüismo, que compensan ampliamente los efectos negativos que su existencia pueda conllevar.

Foto 7.1: embalse de Cordiñanes

El azud (Foto 2), estructura móvil con una compuerta Tainter para mantener estable el nivel de la lamina de agua, es una construcción de hormigón relativamente airosa, pero

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cuyos 14 m de altura lo convierte, sin duda, en uno de los componentes más difíciles de disimular.

Foto 7.2: coronación del azud en Cordiñanes

La fotografía 7.3 muestra un azud construido para la central de Vilhelmina (Suecia) con materiales terrosos y núcleo impermeable, especialmente diseñado para mitigar el impacto paisajista. La superficie de la coronación y el paramento aguas abajo - con un talud de 1:3, salvo en un tramo de 40 m donde el talud es 1:10 – están protegidos por una capa de piedras grandes, embebidas en hormigón hasta la mitad de su altura. Este diseño permite que los peces remonten fácilmente la corriente y el azud muestra una ventaja ecológica adicional: aun con pequeños caudales, da la impresión de ser un rápido natural (Foto 7.3).

Foto 7.3: azud de Vilhelmina

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De la toma de agua, que forma parte integral de la estructura del azud (Foto 7.4) sale un canal construido en hormigón armado, con una sección de 2 x 2,5 m y una longitud de 1.335 m, totalmente enterrado y con la cobertura vegetal completamente restaurada.

Foto 7.4: toma de agua integrada en el azud con compuerta al canal

Las fotografías 7.5, 7.6 y 7.7 muestran la obra del canal en sus tres fases: excavación, canal en hormigón armado y canal terminado y reforestado.

Foto 7. 5: excavación para el canal

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Foto 7.6: canal en hormigón armado

La presencia de un poste del tendido eléctrico – línea de Posada de Valdeón a Cordiñanes - permite asegurar que se trata del mismo lugar y que las dos últimas fotos están tomadas desde el mismo sitio, aunque en diferentes estaciones. Evidentemente, en la foto 7.7 parece imposible que exista un canal.

Foto 7.7: el canal ya cubierto y reforestado

Las fotos 7.8 y 7.9 dan una idea de como se ha tratado mediante restauración vegetal la entrada al túnel: en la primera se ve el túnel en pleno trabajo de perforación; en la segunda, el canal cerrado que llega a la entrada del túnel ha sido recubierto de vegetación y la entrada al túnel - que se puede visitar entrando por el canal, una vez que este queda en seco - es invisible. Se trata de un viejo túnel de 900 m de longitud, que había sido abandonado ante la imposibilidad de atravesar un tramo de derrabe, reconstruido con una sección mojada de 2 x 1,80 m y con una pendiente del uno por mil. El túnel en sus últimos 50 m se ensancha hasta alcanzar una anchura de 4 m y termina en una cámara de carga, limitada por un aliviadero semicircular, totalmente

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mimetizada en la pared de roca, y de cuyo fondo arranca la tubería forzada, con un diámetro de 1,40 m y 650 m de longitud..

Foto 7.8: la entrada al túnel en plena excavación En sus primeros 110 m la tubería discurre por una zanja de 2,50 x 2 y una pendiente cercana a los 60º, excavada en la roca y posteriormente cubierta con hormigón de un color semejante al de aquella. Los 540 m restantes discurren por el cauce de una riega, enterrada en una zanja, a la que posteriormente se le restituyó la cubierta vegetal

Foto 7.9: la misma entrada una vez reforestada

La tubería de 1.400 mm de diámetro, al llegar a la casa de máquinas se divide en dos de 900 mm de diámetro para alimentar dos turbinas Francis de 5.000 kW de potencia. La casa de máquinas (Foto 7.10) muestra la tipología característica de las cabañas que abundan en la localidad. Sus muros de piedra caliza, su tejado construido con cerámica envejecida y sus ventanas y contra-ventanas de madera, no dan idea de su vocación

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industrial. Además la casa de máquinas está enterrada en 2/3 de su altura, lo que contribuye a mejorar aun más su apariencia

Foto 7.10: casa de maquinas

. La devolución de agua al río, tras atravesar las turbinas, se hace a través de una cascada que mimetiza la obra de fábrica que constituye el canal de restitución. (Foto 7.11)

Foto 7.11: canal de restitución

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La subestación de transformación está ubicada en el interior de la casa de máquinas (foto 7.12), desde la que los cables de transmisión salen enterrados sobre la tubería forzada, corre dentro del túnel y sigue oculta hasta alcanzar una zona en la que por ser visibles otros tendidos eléctricos para alimentación de las diferentes pedanías no se justifica el extracoste de su ocultación, Posteriormente, una vez pasado el pueblo de Posada de Valdeón, para salir del valle el tendido tiene que atravesar una ladera en la que anidan los urogallos., rara especie de ave en trance de desaparición. En ese tramo el cable va completamente enterrado a fin de no disturbar la vida de esa especial especialmente protegida en Asturias.

Foto 7.12: Subestación en la casa de maquinas

La central del Neckar5 (Foto 7.13), ubicada prácticamente en el centro histórico de Heidelberg, se autorizó con la condición de que no interfiriese la visión de la presa construida en el pasado para hacer navegable el río. La figura 7.2 representa el esquema de la planta, completamente sumergida, en el que puede verse una de las dos turbinas Kaplan en pozo, de 1535 kW de potencia cada una.

Figura 7.2: esquema conceptual de la central

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La central, ubicada aguas arriba de la presa, está completamente enterrada y no se ve desde la orilla. Como es natural el costo de esta central resulta excepcionalmente elevado - unos 3.760 euros por kW instalado

Foto 7.13: pequeña central sobre el Neckar en Heidelberg

7.4.3 Impactos biológicos 7.4.3.1 En el embalse Por razones económicas, una PCH no puede disponer de un embalse, aunque si puede hacer uso de uno que hubiese sido construido con anterioridad para atender otros usos – laminación de avenidas, regadíos etc. En los aprovechamientos que disponen de embalse, la PCH puede explotarse con extracciones intermitentes para turbinar solo en horas punta, operación que resulta particularmente nociva, porque origina variaciones bruscas de nivel en el tramo de río, aguas abajo de la central. Resulta curioso que las autoridades ambientales estipulen cuidadosamente las condiciones para el tramo de río cortocircuitado entre la presa y la central, prefijando valores en general muy altos para el caudal ecológico, pero rara vez se preocupen por lo que ocurre aguas abajo de esta última. Este problema se evitaría con el encadenamiento de centrales, de forma que la salida de una, coincidiese con la cola de embalse de la siguiente. Pero esta solución, que eliminaría el problema de los desembalses periódicos, conduciría a una sobreexplotación del curso de agua, con los daños que esa práctica produce en el ecosistema

. 7.4.3.2 En el cauce En los aprovechamientos de agua fluyente – el esquema más frecuente en los aprovechamientos de montaña - que derivan el agua del curso del río para llevar el agua a la central - hay un tramo del cauce, el ubicado entre la toma aguas arriba de la central y el canal de desagüe a la salida de las turbinas, que puede tener una gran longitud para aumentar el salto y que queda cortocircuitado. En el caso extremo de que se turbine todo el caudal del río, el tramo cortocircuitado quedará en seco, pero cuando el caudal natural

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supere al nominal, el agua desbordar á sobre el azud para entrar en el mismo. Son sobre todo estos cambios rápidos de periodos secos a húmedos, los que empobrecen la fauna piscícola y ribereña. Aparece aquí un claro conflicto de intereses. El productor opinará que la producción de electricidad con recursos renovables es una valiosa contribución a la humanidad, al reemplazar a otro proceso que daría lugar a emisiones de gases de invernadero, con significativo impacto global. La agencia medio-ambiental verá, por el contrario, en la derivación del agua una amenaza a la ecología del río, un atentado a un bien de dominio público. 7.4.3.2.1 Caudal ecológico (Caudal reservado) Se denomina con uno de los dos términos, el caudal que debe transitar permanentemente por el cauce cortocircuitado. Las formulas para su calcula son muchas y tienden a aumentar de día en día, lo que demuestra que no hay ninguna que sea universalmente valida. En las páginas siguientes tratamos de describir las más utilizadas, agrupadas por los principios que rigen su cálculo. Todas las formulas descritas suministran solo un valor que puede ser utilizado con fines reguladores. Un grupo formado en el marco del TNSHP (Thematic Network on Small Hydroelectric Plants) de ESHA ha elaborado un estudio más completo sobre el tema, que puede ser consultado en su página web: www.esha.be. Métodos basados en valores estadísticos. Este conjunto de métodos obtiene el valor del caudal ecológico como un determinado porcentaje del caudal medio del río (MQ), porcentaje que varía entre el 2,5% para el Cemagref (formula aplicada en Francia), y el 60% para Montana (USA) cuando se trata de ríos en los que la pesca tiene una importancia significativa. En Austria la norma se basa en el Q347, caudal que se sobrepasa 347 días del año. En España el valor varía mucho según las comunidades autónomas: en Navarra es el 10% del modulo para zonas ciprínicas y el Q330 para zonas salmoneras; en Asturias es el mayor de los valores resultantes de aplicar las siguientes formulas: a) 0,35Q347, b) 15*Q347// (LnQ347)2, c) 0,25Q347 + 75, para todos los ríos en general, y dicho valor más 4 l/s/ Km2 de cuenca de captación, para los ríos salmoneros. Un segundo grupo se basa en el caudal mínimo (NMQ). El caudal ecológico puede variar así entre el 20% del NMQ (Rheinland-Pfalz, Hessen) y el 100% del NMQ (Steinbach). Un tercer grupo se refiere a valores determinados de la curva de caudales clasificados, como el: Q300 (Swiss Alarm limit value, Matthey y Matthey linearizado), Q347 (German Büttinger), NMQ7 (el valor más bajo de los caudales medios en los siete meses de máximo caudal) NMQAug (el MNQ de Agosto), Q361, Q355 y otros. Métodos basados en valores fisiográficos. Estos métodos calculan el caudal reservado como un factor relacionado con una característica de la cuenca de captación – generalmente l/s por km2 de superficie de cuenca. Los valores sugeridos varían entre límites muy amplios: en los EEUU, en ríos

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http://www.esha.be/


con abundancia de pesca se sugieren valores de 9,1 l/s por km2, mientras que en los arroyos cristalinos de los Alpes suizos se sugieren valores de 2,1 l/s km2. Formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua Estos métodos presuponen que la fauna se desarrolla aceptablemente cuando la velocidad de la corriente, o el tirante de agua, superan un cierto valor. Revisando los métodos en vigor se observa que, por ejemplo, para la velocidad de la corriente se dan valores entre 30 cm/s (método de Steiermark) y 12-24 cm/s (método de Oregon). Otro criterio utilizado para estimar el valor del caudal reservado en este grupo de métodos es la anchura del cauce – se utilizan valores entre 30 y 40 l/s por metro de anchura - o el perímetro mojado (por ejemplo se específica que el perímetro mojado por el caudal ecológico debe ser al menos el 75% del mojado por el caudal natural) Métodos basados en parámetros ecológicos e hidráulicos Coexisten en este grupo una gran variedad de métodos, difíciles de definir en pocas palabras. El más conocido, y probablemente el más frecuentemente aplicado es el PHABSIM. El PHABSIM es un modelo que permite relacionar el caudal que circula por un cauce con el micro hábitat disponible para varios estados vitales de una especie determinada. Los cuatro componentes que determinan la viabilidad de la fauna acuática son:

• el caudal • La estructura del hábitat físico) la forma del canal, la distribución del sustrato, y

la vegetación ripariana) • la calidad del agua (incluida la temperatura) • los aportes de la cuenca (sedimentos, nutrientes y materia orgánica)

El PHABSIM (Physical Habitat Simulation System) tiene como objetivo simular una relación entre el caudal que circula por el canal y el micro hábitat disponible para varios estados vitales de una especie determinada. Los dos componentes básicos del PHABSIM son el modelo hidrológico y el modelo biológico, en el que se introducen parámetros hidráulicos y de criterios idoneidad del hábitat. La simulación hidráulica se utiliza para describir el área del arroyo con sus varias combinaciones de profundidad, velocidad de corriente e índice del canal como una función del caudal. Esta información se utiliza para calcular una medida del hábitat, conocida como la Superficie Ponderada Útil (SPU) de un determinado segmento del arroyo. Para la aplicación al caudal reservado, el trabajo se simplifica seleccionando varias secciones transversales (transectos) representativos del arroyo en cuestión: rápidos, tablas, remansos, islas etc. Habitualmente, si el río no es muy complejo, basta seleccionar cuatro o cinco transectos. Cada sección se divide en celdas homogéneas en las que se mide la velocidad media y la profundidad, así como el substrato que son los componentes que definen el índice de idoneidad. Para medir la velocidad en cada celda se utilizan las mismas técnicas ya descritas en el capitulo 3, apartado 3.3.1.2. El programa se ejecuta en tres fases: la primera simula el nivel de superficie libre del agua (NSL), la segunda las velocidades de la corriente y la tercera el hábitat físico en función del caudal.

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El software para ejecutar el modelo, a partir de los valores aportados de las medidas en campo, puede ser descargado gratis, del Fort Collins Science Center del USGS (Instituto Geológico de los Estados Unidos), en la siguiente dirección: http://www.fort.usgs.gov/Products/Software/PHABSIM/. Un manual en pdf del programa, de 299 páginas se puede descargar desde: http://www.fort.usgs.gov/Products/Publications/ Hay disponible un curso sobre la “Instream Flow Incremental Methodology (IFIM)” en http://www.fort.usgs.gov/Products/Presentations/ifim_shortcourse/ifim_shortcourse.asp Habitat Prognoses Model Este modelo ha sido desarrollado para limitar el gasto que representa conocer todos los datos necesarios para determinar el caudal reservado. El modelo, utilizando un número limitado de parámetros determina un “mínimo caudal ecológico” y un valor umbral para la “energía económica”.El valor escogido es una función de ambos valores, con un valor máximo de 5/12 de NMQ. Entre otros métodos utilizados puede destacarse el de Prognosis del Hábitat (Habitat Prognoses Model), el Indic3e de Calidad del Hábitat (Habitat Quality Index), y el Pool Quality Index según el cual cuanto mayor sea el número de charcos existentes en el canal, menor será el valor exigido para el caudal reservado. Las tablas 7.3, 7.4, 7.5 y 7.6 dan los resultados de aplicar diferentes métodos de evaluación en un curso de agua definido por los siguientes parámetros: Parámetros fisiográficos: Área de la cuenca = 129 km2

Anchura media del canal = 20 m Sección del canal = rectangular Pendiente media del canal = 2,3% Caudal medio anual (MQ) = 2,33 m3/s Caudal medio mínimo (NMQ) = 0,15 m3/s Valores de la curva de caudales clasificados (CCC) figura 7.3 Q300 1,98 m3/s Q347 1,60 m3/s Q355 1,38 m3/s Q361 0,37 m3/s .

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http://www.fort.usgs.gov/Products/Software/PHABSIM/

http://www.fort.usgs.gov/Products/Publications/

http://www.fort.usgs.gov/Products/Presentations/ifim_shortcourse/ifim_shortcourse.asp


Figura 7.3 Ejemplo de curva de caudales clasificados

Tabla 7.3: Métodos basados en datos hidrológicos o estadísticos

Método Descripción Caudal reservado(l/s)


10% MQ 233 Rheinland Pfalz

0,2-0,5 Q365 30-75

Lanser 5-10% MQ 116-233 Hessen 0,2-0,9 Q36530-75

Cemagref 2,5-10% MQ 58-233 Q341 370

Steinbach Q365 150 Alarm limit

0,2 Q300 380

Baden Wurterberg

1/3 Q365 50 Búttinger Q347 1.600

Tabla 7.4: Métodos basados en parámetros ecológicos

Método Descripción Caudal reservado(l/s


PQI 7 – 9 % MQ 163-210

PQI 50–70% Q355

690-966

Oberösterreich 3,6-4,3 l/s/km2

432-516

Steiermark

hw>10 cm

2290

Los valores mostrados en las tablas muestran grandes variaciones y subrayan cuan difícil es aplicar estos métodos para determinar el caudal reservado en el tramo cortocircuitado. En particular, las formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua arrojan valores irrazonables.

Bajo este punto de vista resulta recomendable reestructurar el cauce para disminuir el caudal reservado. Este enfoque ofrece la doble oportunidad de, conseguir una mejor eficiencia medioambiental para el agua vertida (velocidad del agua y profundidad adecuada a las exigencias del ecosistema), y aumentar la producción de energía de un recurso renovable.

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Tabla 7.5: Formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua

Método Descripción Caudal

reservado (l/s)


reservado (l/s)

Steiermark 0,3-0,5 m/s 80-290 Oregon 1,2-2,4 m/s 2600-15000

Oberösterreich hw≥20 cm 7 150 Steiermark hw≥10 cm 2290

Miksch 30-40 l/s/km2 600-800 Tirol hw≥15-20cm 4450-7150

Tabla 7.6: Formulas basadas tomando en consideración parámetros ecológicos


reservado (l/s)


reservado (l/s)

PQI 7 – 9% MQ 153-210 PQI 50-70% Q355 690-966

Oberösterreich 3,6-4,3 l/s/km2 432-516 Steiermark hw≥10 cm 2290

Conviene subrayar el hecho de que si hay que utilizar cualquiera de los métodos biológicos para determinar el caudal ecológico, hay que tener en cuenta la posibilidad de obtener mejores resultados, desde el punto de vista del productor, modificando el cauce cortocircuitado. Medidas tales como el cultivo de árboles en las orillas para proporcionar zonas sombreadas, colocación de grava en el fondo para mejorar el sustrato, refuerzo de las orillas para combatir la erosión etc. pueden ser de gran ayuda. La inversión consiguiente a estas medidas se amortizará rápidamente al disminuir el valor del caudal reservado. En la figura 7.4 (tomada de una comunicación del Dr. Martín Mayo) se muestra la cobertura o refugio, compuesta tanto por elementos naturales como artificiales, que suministran protección a los vertebrados e invertebrados contra la corriente y la insolación, o que sirven de refugio ante un peligro. La existencia de cuevas y cornisas sumergidas proporciona refugio seguro frente al ataque de los depredadores. Así hay que tener en cuenta las oquedades e intersticios del substrato (huecos entre bloques y gravas), las cornisas o cuevas sumergidas de las orillas y la existencia de tocones con raíces sumergidas cuya consistencia suponga un buen refugio. Asimismo resulta favorable la vegetación ribereña, que cuando está cerca de la superficie del agua, proporciona cobertura de sombra que es utilizada por los peces de cualquier tamaño para defenderse de la insolación u ocultarse a la vista de los depredadores terrestres (entre paréntesis, el mayor depredador terrestre es el pescador furtivo). Todos estos elementos contribuyen a definir lo que en el método de la APU se denomina coeficiente de refugio Ir que al aumentar su valor reduce el caudal mínimo necesario para la supervivencia biológica. Esto da indiscutiblemente, y por primera vez, la posibilidad de actuar positivamente sobre el tramo cortocircuitado para reducir el valor del caudal ecológico, mejorando la rentabilidad del aprovechamiento, sin dañar el hábitat piscícola.

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Figura 7.4: sección transversal del cauce con refugios rehabilitados

Como demostración – la relación entre caudal reservado y morfología del cauce es del tipo del gráfico siguiente:

Figura 7.5: relación entre morfología del cauce y el caudal reservado

Una de las medidas a tomar es crear estanques (charcos) para la cría de peces, serpentear el cauce en arroyos con poco agua, para aumentar la velocidad de la corriente y la profundidad, modificación de la pendiente para aumentar la profundidad, concentrando en rápidos o en cascadas (30 – 40 cm) los consiguientes cambios bruscos

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de pendiente, etc. La dificultad estriba en hacer permanente esta morfología, ya que no se pueden subestimar los efectos de las avenidas y de la dinámica natural de los ríos. El documento preparado por ESHA, en el marco de la Red Temática de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (TNSHP) ofrece una visión más completa de los parámetros que afectan el valor del caudal reservado (pendiente, afluentes, estructura del cauce etc.), y puede ser consultado en su página Web www.esha.be. 7.4.3.2.6 Pasos de peces (peces ascendentes) Un curso de agua es ante todo un biótopo específico, sede sobre todo de una vida piscícola que se demuestra muy frágil ante la acción del hombre - y no solo como consecuencia de la construcción de aprovechamientos hidroeléctricos. Para poder garantizar su ciclo vital, un pez debe acceder a tres tipos de hábitat generalmente bien diferenciados:

• zona de reproducción • zona de crecimiento de los juveniles • zona de crecimiento de los genitores

Para las especies residentes, estos tres hábitats suelen encontrarse en una zona restringida. Por el contrario para los migratorios, estos hábitat están muy diferenciados y la supervivencia de la especie exige que puedan desplazarse fácilmente de uno a otro. Dentro de los migratorios hay que distinguir los anódromos, que desovan en agua dulce pero pasan la mayor parte de su vida en el océano, y los catódromos que desovan en el océano y se hacen adultos en el agua dulce Los migratorios ven obstaculizados sus desplazamientos por los azudes de derivación y, en mayor medida, por las presas. Hay pues que facilitarles el paso mediante las adecuadas estructuras. Según OTA 1995 (Office of Technology Assessment en los EE.UU.) no existe una solución universal para estos pasos. Su diseño necesita la colaboración de ingenieros y biólogos, su explotación tiene que estar bien estructurada y su mantenimiento debe ser cuidadoso para evitar un fracaso. El paso ascendente puede conseguirse con multitud de tecnologías: escalas de peces, elevadores (ascensores y exclusas), bombas y medios de transporte. Las bombas están sujetas a controversia porque los peces sufren daño al pasar a través de ellas, y los medios de transporte resultan complicados y poco usuales en los pequeños aprovechamientos. El paso con estanques sucesivos, sin duda el más utilizado, divide la altura a salvar mediante una serie de estanques comunicados entre sí por diafragmas con vertederos, orificios o escotaduras verticales. Los estanques juegan así un doble papel: crear zonas de descanso para los peces y disipar la energía cinética del agua que desciende por el paso. El tamaño de los estanques y el desnivel entre los mismos deben dimensionarse para las especies migratorias presentes en el río. Estos pasos se pueden clasificar en tres tipos, en función de como se estructuren los diafragmas que separan los estanques:

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• Diafragmas con escotaduras rectangulares por las que pueden pasar, los peces y el arrastre de fondo

• Diafragmas que solo tienen orificios en el fondo por los que pasan los peces • Diafragmas con escotaduras verticales y orificios de fondo

Los estanques con diafragmas que solo tienen orificios en el fondo presentan poco interés práctico. Efectivamente los salmónidos no los necesitan al poder saltar de estanque en estanque y en cambio las alosas no pueden pasar nadando a través de ellos por que están a excesiva profundidad. Los pasos más antiguos son los de diafragmas tipo vertedero (figura 7.6) pero presentan el inconveniente de que al variar la altura de la lamina de agua en el río, el caudal sobre el que nadan los peces varía excesivamente.

Figura 7.6: escala con diafragmas tipo vertedero

Estas escalas no permiten el paso del arrastre de fondo, para lo que habría que dotarlos con orificios de fondo. La foto 7.14 nos muestra una escala de este tipo instalada en una estación de control en Asturias (España)

Foto 7.14: escala de peces de construcción rustica

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La foto 7.15 muestra una escala con diafragmas dotados de escotaduras verticales y orificios de fondo.

Foto 7.15

La forma y disposición de los diafragmas se ven en la figura 7.7. Para una anchura de estanques variable entre 1,20 m y 2,40 m las longitudes varían entre 1,80 y 3,00 m y el desnivel entre estanques sucesivos es del orden de 25 a 40 cm. Para la alosa por ejemplo el desnivel no debe superar los 25 cm. Los salmones en cambio no requieren unos parámetros tan críticos. Existen programas de ordenador que facilitan el cálculo hidráulico de estos pasos y que se utilizan para optimizar anchuras, longitudes, carga hidráulica, desniveles y dimensiones de escotaduras y orificios7.

Figura 7.7: secciones y perspectiva de la escala foto 7.14

240


El tipo de pasos de diafragmas con ranuras verticales (figura 7.8) se ha popularizado mucho en los EE.UU. pero es poco conocido en Europa8.

.. :

Figura 7.8

Los diafragmas tienen una ranura vertical por la que pasan tanto peces como sedimentos arrastrados por la corriente. Los defensores de este tipo de paso alaban su estabilidad hidráulica, incluso con grandes variaciones de caudal. Las pasos con retardadores, ideados por Denil, constan de un canal rectilíneo, con pendientes de hasta 1:5, una anchura entre 60 cm. y 100 cm., y equipado con diafragmas dispuestos regularmente (figura 7.9). Estos diafragmas disminuyen la velocidad de la corriente para que los peces puedan remontarlos.

9

Figura 7.

241


Foto 7.16: Un paso Denil

El pez debe franquear el paso de una sola vez y en el caso de que el desnivel supere los dos metros, hay que prever estanques intermedios de reposo. En otro caso se corre el

riesgo de que los peces tengan que hacer un esfuerzo demasiado prolongado y sean incapaces de remontarlo. Estos pasos son, en general, muy selectivos y solo resultan adecuados para salmónidos de más de 30 centímetros. Son fáciles de ubicar porque dada su fuerte pendiente ocupan poco espacio (ver foto 7.16,).

Figura 7.10

Para que un paso cumpla su misión es necesario que los peces, antes de llegar al obstáculo, se sientan atraídos hacia la entrada. Su correcta ubicación y las condiciones hidrodinámicas del entorno, condicionarán el éxito o el fracaso del dispositivo. Cuanto más lejos de la entrada capte el pez la corriente de agua que sale de la escala, mayor será su probabilidad de atracción. En el caso de los salmónidos, la corriente a la salida de la escala, deberá mantenerse entre 1 y 2 m/s, aunque si el agua es muy fría o muy caliente (menos de 8° C o más de 22º C, habrá que disminuir la velocidad de salida, ya que los peces se vuelven perezosos y no saltan. En los periodos de

migración, hay que mantener esa corriente

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sea cual sea el caudal del río aguas abajo del obstáculo. Si se quiere evitar que el caudal circule por todo el paso, se puede proceder a inyectar agua justo a la entrada del mismo, como en la figura 7.10. Conviene que la entrada al paso esté cerca del azud ya que los salmónidos tienen tendencia a buscarlo bordeando los obstáculos. En centrales de baja altura sin derivación, la entrada deberá estar situada en la margen próxima a la casa de máquinas, tal y como se esquematiza en la figura 7.11 y se muestra en la foto 7.17,

tomada desde la salida del canal de descarga. La escala de peces aparece a la izquierda de la casa de máquinas, pasando debajo del puente que une a esta con la orilla del río. En la fotografía se aprecia la corriente de atracción. Si la escala de peces estuviera en la orilla opuesta, se correría el peligro de que al abandonarla, los peces fueran arrastrados aguas abajo por la corriente del aliviadero, no pudiendo alcanzar la entrada. La salida del paso debe situarse en una zona de aguas profundas (un metro como mínimo) para que los peces puedan alcanzar sin esfuerzo adicional un lugar

de descanso, antes de continuar su migra-ción. No se situará la salida ni en una zona de corrientes rápidas ni en una zona de aguas muertas o de recirculación en las que el pez podría quedar atrapado. En el canal de retorno deberá colocarse una rejilla de rejas fijas, que permitan la salida de los cuerpos extra-ños pero impidan la

entrada de los peces ascendentes.

Foto 7.17: escala de peces como en la figura 7.12

Figura 7.11

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Entre los elevadores hay que destacar la esclusa «Borland». El dispositivo consta de una cámara de retención ubicada aguas abajo del azud, conectada con otra similar situada aguas arriba, mediante un pozo inclinado o vertical. Ambas cámaras disponen de una compuerta automatizada. El concepto de funcionamiento es muy semejante al de las esclusas de navegación. Los peces son atraídos a la cámara situada aguas abajo que, en un momento dado, se cierra y se llena de agua conjuntamente con el pozo. Los peces que han ascendido por el pozo, abandonan la cámara superior a través de su compuerta. Para atraer a los peces y hacerlos salir de la cámara superior, se establece una corriente de agua, a través de un "bypass" ubicado en la cámara inferior. La figura 7.12 indica esquemáticamente el modo de funcionamiento

Figura 7.12: esclusa Borland

En presas de más altura hay que acudir a dispositivos de captura y transporte. En estos, los peces se atrapan en una cubeta para ser transportados aguas arriba, bien sea por vía acuática (por ejemplo mediante una esclusa de navegación), bien sea por ascensor o por funicular, o más sencillamente por camión. EDF ha desarrollado en Francia pasos con ascensor muy sencillos, cuyos resultados con la alosa han sido espectaculares. El ascensor de Golfech, por ejemplo, cuando se inauguró en 1989, permitió subir ciento veinte toneladas de alosas (unos 66.000 individuos), que hasta su instalación quedaban bloqueadas al pie de la presa.

7.4.3.2.7 Pasos de peces (peces descendentes) Una gran parte de los peces migratorios en su viaje aguas abajo y muchos de los peces residentes que son arrastrados por la corriente pasarán por las turbinas si no se toman las debidas precauciones. Los peces, al pasar por las turbinas, están sujetos a choques con los componentes fijos y móviles de las mismas, a aceleraciones y deceleraciones, a variaciones bruscas de presión y a cavitación. La mortalidad para los salmónidos juveniles en turbinas Francis y Kaplan varían con el tipo de rodete (diámetro, velocidad de rotación, etc.), las condiciones de funcionamiento, la altura de salto y la especie y tamaño de los peces afectados. En general, es más baja en las turbinas Kaplan, con una media entre 5% y 20%. Las turbinas de bulbo reducen la mortalidad a menos de un 5%9.

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Aparentemente. La altura de salto no es un factor decisivo. Una turbina, trabajando con un salto de 12 m produce la misma mortalidad que si trabajase con un salto de 120 m. La elevación del, rodete sobre la lámina de agua es, en cambio, un factor muy importante, independientemente del fenómeno anejo de cavitación. Cuanto más eficiente es una turbina menor es la mortalidad que origine; una turbina trabajando a plena caga produce una menor mortalidad que trabajando a carga parcial. .La solución para evitar esa mortalidad consiste en impedir su entrada utilizando rejillas, con espaciado suficientemente pequeño para que no puedan atravesarla los peces. Estas rejillas trabajan enviando el rechazo a un paso alternativo, lo que se consigue con mayor eficacia colocando las rejillas inclinadas, con el canal alternativo situado aguas abajo de la rejilla. La rejilla tiene que tener una superficie lo suficientemente amplia como para reducir la velocidad con la que llega la corriente, de modo que los pees puedan escapar sin chocar contra ellas.

Figura 7.13: pantalla coanda

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La foto 7.18 10muestra una pantalla innovativa autolimpiante. Conocida bajo el nombre de Coanda11, la pantalla es en realidad un azud cuyo paramento aguas abajo está constituido por una pantalla curvilínea construida con perfiles transversales de acero inoxidable. Como muestra la figura 7.13, el agua pasa entre los perfiles y se recoge en un canal ubicado debajo de la pantalla, mientras que los peces, conjuntamente con la broza, y el 90% de las partículas de más de 0,5 mm. de diámetro, siguen su camino río abajo. Para que los peces no se dañen al resbalar sobre la pantalla su superficie debe ser muy lisa. Los peces no pueden quedar en seco, por lo que es necesario que un cierto caudal de agua - que podría ser el caudal ecológico - circule permanentemente sobre la pantalla. Este caudal arrastrará también la broza que pueda haber quedado en el borde inferior de la pantalla, broza que pondría en peligro la supervivencia de los peces retenidos en la zona. La pérdida de salto producida por este tipo de pantalla es elevada -entre 1,20 y 1,60 m - por lo que no se recomienda su utilización en saltos de baja altura. La pantalla puede tratar hasta 140 l/s por metro lineal.

Foto 7.18: pantalla coanda

7.4.3.2.8 Sistemas de guía por comportamiento. El guiado por comportamiento está basado en la respuesta de los peces a determinados estímulos, ya sean de repulsión o de atracción: o bien se repele a los peces para que no entren en la toma de agua a las turbinas o se los atrae hacia un punto situado fuera de ella. En los últimos años se han ensayado gran número de estímulos: campos eléctricos, lámparas de mercurio y estroboscópicas, barreras de acústicas, chorros de agua, y cortinas de burbujas de aire. Las técnicas de guiado por comportamiento exhiben una gran sensibilidad al sitio y a la especie de pez y no parece que puedan trabajar nunca con la misma eficacia que las rejillas, en toda clase de condiciones hidráulicas posibles12. Los estudios realizados recientemente por el EPRI parecen concluir en que los estímulos acústicos son los más eficaces. Para que un pez sea repelido por un sonido es necesario que este sea suficientemente fuerte como para destacar sobre el ruido de fondo, sobre todo si la

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barrera se sitúa en las cercanías de máquinas como turbinas o bombas. Las señales ensayadas presentan una forma de onda que cambia frecuente y rápidamente de amplitud y frecuencia, para disminuir el fenómeno de adaptación. La acción más efectiva es la de obligar al pez a alejarse rápidamente de la fuente de peligro (por ejemplo de la toma de agua a las turbinas). El sistema BAFF (Bio Acoustic Fish Fence) produce, una especie de “pared acústica sumergida”, mediante una cortina de burbujas generada con aire comprimido, en la cual se inyecta un sonido de baja frecuencia (variable entre 50 y 500 Hz). Aun generando sonidos de alto nivel (por encima de 160 decibeles) en el seno de la cortina, los niveles de ruido son insignificantes a tan solo a unos metros de distancia. Para que el sistema sea efectivo, el pez no solo tiene que oír el sonido sino que tiene que resultarle realmente irritante13.. Cuando se quiere evitar la entrada de peces - repeliéndolos - en una toma de agua, se recomienda el sistema SPA (Sound Projector Array), robusto, fiable y muy efectivo. Por ejemplo, en la entrada del sistema de refrigeración de una central nuclear con agua de mar, el sistema es capaz de evitar la entrada del 80% de los arenques y del 54% de las pescadillas. En cuando lo que se trata es de conducir a los peces hacia un bypass de retorno la barrera bioacústica BAFF representa la mejor solución En 1996, se instaló en la central de Blantyre, en el río Clyde, en Escocia un sistema mixto sonido-burbujas. La central está equipada con una turbina Kaplan de 575 kW de potencia. Una barrera acústica, alimentados por un generador de señales - entre 20 y 2000 Hz –se sitúa aguas arriba de la toma (figura 7.14) y guía a los peces hacia un camino de fuga, construido sobre el azud. La experiencia ha demostrado que, cuando la barrera está activada, el número de adultos que pasan por la turbina, experimenta una reducción del 91,5% y el de juveniles del 73,6%14. La barrera puede emplearse igualmente a la salida del canal de fuga, cuya corriente puede atraer a los salmónidos adultos, para evitar que estos entren en las turbinas a contracorriente.

Figura 7.14. Barrera bioacustica para peces

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Según declaraciones de Mr.Turpenny12 de Fawley Aquatic Research Laboratories Ltd U.K.”la desventaja de las barreras de este tipo es que no excluyen el 100% de los peces, mientras que las barreras físicas, si la separación entre barras es suficientemente fina, si lo consiguen. En la practica las barreras basadas en el comportamiento de los peces frente a determinados estímulos, varía entre el 50% y el 90%, en función del tipo de peces y condiciones del sitio. Los peces que atraviesan esa barrera pasarán, con toda probabilidad, por las turbinas con el consiguiente riesgo para su supervivencia.” Las pantallas colocadas a la entrada de la toma de agua, no necesitan conducto de retorno porque los peces arrastrados por la corriente, paralelamente a la pantalla, vuelven al río sobre el aliviadero que controla el caudal ecológico. La experiencia concluye que la caída por aliviaderos provoca una tasa de mortalidad reducida, muy inferior indiscutiblemente, que la que provocan las turbinas. Curiosamente la altura de caída no es un factor crítico., como se demuestra arrojando salmones desde un helicóptero; la velocidad Terminal aumenta hasta los 30 metros, pero permanece constante para alturas superiores. Eicher menciona el caso de un aliviadero, tipo salto de ski, que arroja los peces en caída libre a un estanque situado 80 metros más abajo, con una mortalidad cercana a cero. Cuando la pantalla está colocada dentro de la toma, es necesario disponer de un paso que devuelva los peces al río. Para alcanzar ese paso, los peces no deberán tener que nadar a contracorriente por lo que el conducto deberá estar a continuación de la pantalla, supuesta ésta instalada en ángulo con la corriente. La entrada al conducto debe ser amplia, porque los peces sienten cierta repugnancia a entrar en conductos pequeños. Con pantallas fijas verticales, el conducto deberá tener una sección rectangular con una anchura del orden de los 45 cm y será regulable mediante el empleo de diafragmas metálicos, para poder controlar el caudal de agua, que no debería sobrepasar el ecológico. El conducto de retorno puede ser tubular de sección llena o en forma de canal, preferiblemente abierto, tanto para facilitar su conservación como para obviar la oscuridad que, en general, ya que el contraste de luz es rechazado por los peces. Si es tubular, de sección llena, hay que cuidar que no haya remolinos, porque los peces al absorber el aire pueden sobresaturarse y resultar dañados cuando lleguen a una zona de menor presión. El polietileno de alta densidad y el PVC son materiales muy apropiados para fabricar estos conductos. La velocidad de salida no debe ser muy alta – se recomienda una velocidad de 0,8 m/s - para evitar daños a los peces. 7.4.3.3 En el terreno Los canales han constituido tradicionalmente un obstáculo al libre paso de los animales. Para evitarlo los canales hoy día están cubiertos y revegetados de forma que no presentan obstáculo alguno. En todo caso en zonas muy sensibles, por ejemplo donde aun existen osos, las agencias ambientales tienden a extremar las medidas de protección e incluso llegan a denegar la autorización 7.4.3.4 Material recogido en las rejillas Casi todas las plantas hidroeléctricas tienen maquinas de limpieza de rejillas, que eliminan los materiales arrastrados por el agua, para evitar que dañen las turbinas o disminuyan la eficiencia hidráulica al colmatarlas. Cada año se sacan del agua toneladas

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de materiales (bolsas de plástico, botellas, latas, hojas y toda clase de detritos naturales). En muchos países está prohibido volver a arrojar estos materiales al río y hay que deshacerse de ellos sin causar daños en el terreno, lo que resulta costoso. En este sentido está claro que una PCH juega el papel de limpiador del río, lo que no se suele tener en cuenta por las agencias de medioambiente aunque sea un impacto claramente positivo. Para el productor esto representa un gasto que habrá que minimizar adoptando la estrategia necesaria 7.5 Impactos de las líneas eléctricas 7.5.1 Impacto visual Las líneas eléctricas y los corredores correspondientes, tienen un impacto estético negativo sobre el paisaje. Estos impactos pueden mitigarse adaptando la línea al paisaje, o en casos extremos, enterrándola.

Foto 7.19 Impacto visual de una subestación exterior

La solución óptima de una línea eléctrica, estudiada desde una óptica técnica y financiera, es en general la que producirá los impactos más negativos.. Efectivamente, para conseguir una mayor separación, los pilones se ubican en lo alto de las colinas, con lo que la línea se convierte en un elemento dominante del paisaje. Aunque a priori no puede decirse que una línea quebrada se comporta mejor desde el punto de vista visual que una línea recta, en general estas ultimas resultan mas impactantes. En zonas de montaña, de elevada sensibilidad ecológica, las líneas eléctricas dominan el paisaje y ejercen una influencia negativa sobre el escenario. Piénsese sin embargo que las líneas eléctricas existen aun donde no hay plantas hidroeléctricas. Los pueblos aun cuando estén en la alta montaña, necesitan electricidad y, a menos que utilicen sistemas fotovoltaicos autóctonos, las líneas de transmisión son inevitables. En la central de Cordiñanes, la subestación está ubicada en el interior de la casa de máquinas. Con ello se obvia la visión poco estética de una subestación exterior (foto 7.19). La línea sale sobre la tubería forzada, pasa por el túnel y transita sobre el canal hidráulico y solo sale

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a la superficie, en el azud, ya muy cerca de Posada de Valdeon en donde existe un gran número de líneas de distribución eléctrica que dan energía al pueblo. Esta solución, muy costosa, solo es factible cuando las condiciones del aprovechamiento lo permiten. 7.5.2 Impacto sobre la salud Además de la obstrucción visible hay un aspecto que preocupa a los que viven en las cercanías de la línea: los aparentes riesgos que sobre la salud presentan sus radiaciones electromagnéticas. Tras varios años de informes contradictorios los expertos aseguran ahora que residir en áreas cercanas a líneas eléctricas no incrementan el riesgo de cáncer, y eso en el caso de las líneas de muy alta tensión. Dada la tensión empleada en las minicentrales (en general menor de 66 kV) el peligro es inexistentes ya que los campos electromagnéticos generados son inferiores a los que generan algunos electrodomésticos.. 7.6 Conclusiones El elevado número de aprovechamientos desarrollados en las últimas dos décadas demuestra que, aun en condiciones medioambientales altamente restrictivas, es posible la coexistencia de las PCH y el medioambiente. Aun cuando la explotación de una PCH no está exenta, en principio, de ciertos problemas medioambientales, la amplia gama de medidas mitigadoras ofrecen al proyectista la posibilidad de poner en marcha un proyecto perfectamente compatible con la naturaleza. La convivencia de la pequeña hidráulica y la protección del medio ambiente es perfectamente viable siempre que el proyectista aborde el tema con sensibilidad y entusiasmo. 1 Revisado por Bernhard Pelikan (ÖVFK), Luigi Papetti (Studio Frosio) y Celso Penche (ESHA) Bibliografía ___________________________ 2 European Commission - "Externalities of Energy - Volume 6 Wind and Hydro" EUR 16525 EN 3 S. Palmer. "Small scale hydro power developments in Sweden and its environmental consequences". HIDROENERGIA 95 Proceedings. Milan 4 F. Monaco, N. Frosio, A. Bramati, "Design and realisation aspects concerning the recovery of an energy head inside a middle European town" HIDROENERGIA 93, Munich 5 J. Gunther, H.P. Hagg, "Volltändig Überflutetes Wasserkraftwerk Karlstor/Heidelberg am Neckar", HIDROENERGIA 93, Munich 6 European Commission - "Externalities of Energy - Volume 6 Wind and Hydro" EUR 16525 EN. 7 Santos Coelho & Betamio de Almeida, "A computer assisted technique for the hydraulic design of fish ladders in S.H.P." HIDROENERGIA 95, Munich 8 J Osborne . New Concepts in Fish Ladder Design (Four Volumes), Bonneville Power Administration, Project 82-14, Portland, Oregon, 1985 9 Department of Energy, Washington, USA. "Development of a More Fish-Tolerant Turbine Runner" (D.O.E./ID.10571) 10 Dulas Ltd. Machynllyth, Powys, Wales SY20 8SX. e-mail [email protected] "Static screening systems for small hydro". HIDROENERGIA 97 Conference Proceedings, page 190 11 James J. Strong. “Innovative static self-cleaning intake screen protects both aquatic life and turbine equipment” HYDRO88 Conference papers. 12 D.R. Lambert, A. Turpenny, J.R. Nedwell "The use of acoustic fish deflection systems at hydro stations", Hydropower & Dams Issue One 1997

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CAPITULO 8. ANALISIS ECONOMICO1 8 ANALYSIS ECONOMICO.......... ............................................................................ 252

8.1 Introducción........ ........................................................................................252

8.2 Consideraciones básicas .............................................................................252

8.3 Factor de actualización ...............................................................................255 8.4 Métodos de evaluación económica .............................................................257

8.4.1. Métodos estáticos ........................................................................257 8.4.2 Métodos dinámicos ..................................................................... 258 8.4.3 Ejemplos ....................................................................................260

8.5 Tarifas e incentivos ....................................................................................266

LISTA DE FIGURAS Figure 8.1: Coste específico por kW instalado ............................................................253 Figura 8.2: Coste de inversión en €/kW para bajo salto ...............................................254 LISTA DE TABLAS Tabla 8.1: Factor de actualización para n periodos n y r costes de oportunidad ..........256 Tabla 8.2: Análisis de flujos de caja. ............................................................................261 Tabla 8.3: Variaciones del VAN con el coste de oportunidad y ciclo de vida .............262 Tabla 8.4: Variaciones del Rc/b con el coste de oportunidad y ciclo de vida ..............263 Tabla 8.5: VAN y Rc/b para variaciones en % del precio de la energía eléctrica ........263 Tabla 8. 6: Ejemplo B – Cashflow anuales para inversiones financiadas ....................264 Tabla 8.7: Análisis financiero de aprovechamientos reales en Europa .......................265 Tabla 8.8: Tarifas eléctricas en la UE 15 ......................................................................266

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8 ANALISIS ECONÓMICO1

.8.1 Introducción

Un proyecto de inversión en un aprovechamiento hidroeléctrico exige unos pagos, extendidos a lo largo de su ciclo de vida, y proporciona unos ingresos también distribuidos en el mismo periodo de tiempo. Los pagos incluyen el costo inicial de inversión, extendido en el tiempo gracias a los mecanismos de financiación externa, y unas cantidades anuales con una parte fija -seguros e impuestos diferentes del que grava los beneficios - y otra variable -gastos de operación y mantenimiento- mientras que los ingresos corresponden a las ventas de la electricidad generada. Al final del proyecto, cuya vida está en general limitada por la duración de la autorización administrativa, quedará un valor residual que en teoría es siempre positivo. El análisis económico tiene como objetivo comparar ingresos y gastos para cada una de las posibles alternativas a fin de decidir cual de entre ellas es la que conviene acometer, o si hay que renunciar definitivamente al proyecto. Desde el punto de vista económico, una central hidroeléctrica difiere de una central térmica, en que la primera exige un costo de inversión más elevado que la segunda, pero por el contrario sus costes de explotación son sensiblemente inferiores al no necesitar combustible. El primer problema que se plantea al analizar la inversión, es si los cálculos deben hacerse en moneda real o en moneda constante. En la práctica se considera que los gastos y los ingresos se ven igualmente afectados por la inflación por lo que, en general, se recomienda elaborar el análisis en moneda constante. Con esta perspectiva los costes futuros, de renovación o de cualquier otro tipo, se evalúan a los precios actuales. Si hay razones para creer que ciertos factores evolucionarán con una tasa diferente a la del IPC, estos se harán crecer, o disminuir, a la tasa de inflación diferencial. Por ejemplo, si se presupone que las tarifas eléctricas van a subir un punto por debajo del IPC, habrá que considerar que los ingresos por este concepto van a disminuir a una tasa del 1% anual, mientras que el resto de los factores permanecen constantes 8.2 Consideraciones básicas El primer paso para evaluar económicamente un proyecto es el de estimar con la mayor precisión posible el costo de la inversión. En una primera aproximación, se pueden utilizar datos económicos correspondientes a instalaciones similares o utilizar ábacos desarrollados con ese fin. El IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, España) en su publicación "Minicentrales Hidroeléctricas" 1, analiza los costes de los diferentes elementos que configuran un aprovechamiento - azud, toma, canal, cámara de carga, tubería forzada, casa de máquinas, turbinas, generadores, transformador y línea eléctrica - en función de los parámetros que de forma más directa influyen en el mismo. Fonkenelle2 también proporciona nomogramas para el cálculo de costes de inversión pero exclusivamente para centrales de baja altura. El Departamento Nacional de Águas e Energía Elétrica (DNAEE) de Brasil, ha desarrollado un programa de ordenador, el "FLASH", para estudios de viabilidad que incluye datos de costes de inversión.

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Hay un gran número de paquetes de software tales como Hydra, Hydrosoft, Peach, algunos de los cuales están disponibles en la Web y pueden ser descargados, al menos en versiones de evaluación. Probablemente el más completo y genérico es el “RETScreen Prefeasibility Analysis Software” del Departamento de Recursos Naturales de Canadá, disponible libremente en la red, conjuntamente con un magnífico manual. Fácil de manejar, permite un análisis de costes de inversión, producción de energía y análisis financiero. En una comunicación a HIDROENERGIA 97 relativa al programa THERMIE, H. Pauwells, de la entonces DGXVII (hoy DGTREN), presentó las curvas de costes en euros por kW instalado, obtenidas por regresión de los datos correspondientes a los 187 proyectos presentados al programa, entre 1984 y 1986. La figura 8.1 muestra estos costes en función de la altura de salto, para tres gamas de potencia. Como era de esperar el coste de inversión por kW, disminuye con la altura de salto y con la potencia instalada. Los aprovechamientos de 250 kW con un salto por debajo de 15 metros, resultan excesivamente caros.

Figura 8.1 costes en €/kW para diversos saltos y potencias

El programa "Hydrosoft"4 incorpora unas curvas de costes de inversión, para aprovechamientos de 2m, 3m, 4m y 5m.de altura de salto y potencias entre 100 kW y 2.000 kW, que se reproducen en la figura 8.2. En el proyecto se presupone que la potencia se obtiene instalando dos turbinas con la mitad de potencia.

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Potencia instalada en kW

Figura 8.2: coste de inversión en €/kW para bajo salto

La figura 8.3 representa otras cifras de coste de inversión, más recientes, pero referentes a centrales de muy baja potencia (10 – 1000 kW) suministradas por ESTIR (Energy Scientific and Technological Indicators and References) en Diciembre 2002, para cuatro valores de la potencia instalada, pero sin diferenciar las alturas de salto lo que las hace poco útiles – el coste disminuye significativamente con la altura – entre 1.500 y 6.000 €/kW para micro centrales de menos de 100 kW, entre 1.500 y 6.000 €/kW para minicentrales entre 100 y 500 kW, y entre 1.300 y 4.500 €/kW para minicentrales entre 500 y 1.000 kW. Sea cual sea la herramienta empleada en una primera fase, si los resultados son prometedores, habrá que elaborar un anteproyecto en el que se defina cada uno de los componentes con detalle suficiente para poder solicitar ofertas a los suministradores potenciales y obtener unos precios, que no podrán considerarse todavía firmes, pero que serán suficientemente indicativos en un definitivo estudio de factibilidad. No hay que olvidar que, en una central conectada a la red, hay que incluir en los costos de inversión, el correspondiente a la línea de conexión entre central y red de distribución, que siempre se construye a cargo del productor. Aun cuando pueda ser considerada propiedad de la distribuidora. Es por eso que un emplazamiento cercano a una línea de distribución se verá favorecido por el análisis económico, ya que las líneas eléctricas son relativamente costosas. Tampoco hay que olvidar las líneas telefónicas, necesarias en una central automatizada para transmitir la telemetría y las señales de alarma, por lo que la proximidad de la central a una línea telefónica constituirá también un factor favorable. Actualmente la utilización de WAP a través de General Packet Radio Services (GPRS) es una opción aceptable siempre que haya cobertura adecuada.

254


8.3 Factor de actualización Como los proyectos objeto de estudio tienen, en general, programas de gastos e ingresos muy diferentes en el tiempo, es necesario convertir esos flujos de caja, ya sean negativos o positivos, a una base común. Una determinada cantidad de dinero gastada o recibida en un momento dado tiene un valor diferente que si se gasta o se recibe en otro momento. El dinero efectivamente puede invertirse durante un intervalo de tiempo dado, con la garantía de una ganancia; dinero y tiempo están pues relacionados. El termino .valor actual. describe el valor de una cantidad monetaria en un momento diferente a aquel en el que ha sido pagada o recibida. Suponiendo que el interés del dinero -o el costo de oportunidad- sea r, el gasto Ci (o el beneficio Bi), desembolsado o recibido en el año i, se actualiza al año cero mediante la ecuación

La fracción encerrada entre paréntesis es conocida como «factor de actualización» y la tabla 8.1 muestra los valores de dicho factor para periodos de tiempo y costos de oportunidad diversos. Para conocer el valor actual de una cierta cantidad, a recibir o a pagar dentro de i periodos de tiempo (años, meses o semanas), bastará aplicar la formula (8.1) o multiplicarla por el factor equivalente que aparece en la Tabla 8.1, supuesto conocido el costo de oportunidad r y el valor de i. Por ejemplo, si el costo de oportunidad es el 8%, la cantidad de 1000 € que un inversor recibirá dentro de cinco años, equivale a recibir ahora:

( )9,1020

10,011500.1 8 =

+× €

Para facilitar el análisis económico también se utiliza otro concepto matemático: el del valor actual de una anualidad. Se entiende por anualidad una serie de pagos iguales a lo largo de un cierto periodo de tiempo. El valor actual de una anualidad a n años, con un pago anual C, comenzando al final del primer año, será el resultado de multiplicar el pago C por el factor An, valor actual de una serie uniforme, igual a la suma de los valores actuales

An = V1 +V2 + V3 +.........+Vn

Es fácil de demostrar que

( )( )

( )3

111

111 n

n

nn

nr

rrr

rVA

−+−=

+−+

=−

= (8.2)

Por ejemplo, el valor actual de una serie de pagos de 200 € durante tres años, efectuando el primer pago al finalizar el primer año, vendrá dado por el resultado de multiplicar los 200 € por el valor de An en la ecuación 8.2, o por el factor de actualización obtenido de la tabla 8.1.

255


( ) 42,515;577,208,0

08,011 3

=×=+−

=−

nn ACA €

Tabla 8.1: Factor de actualización para n periodos n y r costes de

oportunidad un único pago serie de pagos uniforme n/r 4% 6% 8% 10% 4% 6% 8% 10% 1 0,9615 0,9434 0,9259 0,9091 0,9615 0,9434 0,9259 0,9091 2 0,9246 0,8900 0,8573 0,8264 1,8861 1,8334 1,7833 1,7355 3 0,8890 0,8396 0,7938 0,7513 2,7751 2,6730 2,5771 2,4869 4 0,8548 0,7921 0,7350 0,6830 3,6299 3,4651 3,3121 3,1699 5 0,8219 0,7473 0,6806 0,6209 4,4518 4,2124 3,9927 3,7908 6 0,7903 0,7050 0,6302 0,5645 5,2421 4,9173 4,6229 4,3553 7 0,7599 0,6651 0,5835 0,5132 6,0021 5,5824 5,2064 4,8684 8 0,7307 0,6274 0,5403 0,4665 6,7327 6,2098 5,7466 5,3349 9 0,7026 0,5919 0,5002 0,4241 7,4353 6,8017 6,2469 5,7590

10 0,6756 0,5584 0,4632 0,3855 8,1109 7,3601 6,7101 6,1446 11 0,6496 0,5268 0,4289 0,3505 8,7605 7,8869 7,1390 6,4951 12 0,6246 0,4970 0,3971 0,3186 9,3851 8,3838 7,5361 6,8137 13 0,6006 0,4688 0,3677 0,2897 9,9856 8,8527 7,9038 7,1034 14 0,5775 0,4423 0,3405 0,2633 10,5631 9,2950 8,2442 7,3667 15 0,5553 0,4173 0,3152 0,2394 11,1184 9,7122 8,5595 7,6061 16 0,5339 0,3936 0,2919 0,2176 11,6523 10,1059 8,8514 7,8237 17 0,5134 0,3714 0,2703 0,1978 12,1657 10,4773 9,1216 8,0216 18 0,4936 0,3503 0,2502 0,1799 12,6593 10,8276 9,3719 8,2014 19 0,4746 0,3305 0,2317 0,1635 13,1339 11,1581 9,6036 8,3649 20 0,4564 0,3118 0,2145 0,1486 13,5903 11,4699 9,8181 8,5136 21 0,4388 0,2942 0,1987 0,1351 14,0292 11,7641 10,0168 8,6487 22 0,4220 0,2775 0,1839 0,1228 14,4511 12,0416 10,2007 8,7715 23 0,4057 0,2618 0,1703 0,1117 14,8568 12,3034 10,3711 8,8832 24 0,3901 0,2470 0,1577 0,1015 15,2470 12,5504 10,5288 8,9847 25 0,3751 0,2330 0,1460 0,0923 15,6221 12,7834 10,6748 9,0770 26 0,3607 0,2198 0,1352 0,0839 15,9828 13,0032 10,8100 9,1609 27 0,3468 0,2074 0,1252 0,0763 16,3296 13,2105 10,9352 9,2372 28 0,3335 0,1956 0,1159 0,0693 16,6631 13,4062 11,0511 9,3066 29 0,3207 0,1846 0,1073 0,0630 16,9837 13,5907 11,1584 9,3696 30 0,3083 0,1741 0,0994 0,0573 17,2920 13,7648 11,2578 9,4269 31 0,2965 0,1643 0,0920 0,0521 17,5885 13,9291 11,3498 9,4790 32 0,2851 0,1550 0,0852 0,0474 17,8736 14,0840 11,4350 9,5264 33 0,2741 0,1462 0,0789 0,0431 18,1476 14,2302 11,5139 9,5694 34 0,2636 0,1379 0,0730 0,0391 18,4112 14,3681 11,5869 9,6086 35 0,2534 0,1301 0,0676 0,0356 18,6646 14,4982 11,6546 9,6442 36 0,2437 0,1227 0,0626 0,0323 18,9083 14,6210 11,7172 9,6765 37 0,2343 0,1158 0,0580 0,0294 19,1426 14,7368 11,7752 9,7059 38 0,2253 0,1092 0,0537 0,0267 19,3679 14,8460 11,8289 9,7327 39 0,2166 0,1031 0,0497 0,0243 19,5845 14,9491 11,8786 9,7570 40 0,2083 0,0972 0,0460 0,0221 19,7928 15,0463 11,9246 9,7791

256


8.4 Métodos de evaluación económica Aun cuando el método más simple es el de calcular el periodo de recuperación de la inversión, los preferidos por los contables son el del valor actual neto (VAN) y el de la tasa interna de rentabilidad (TIR), métodos que tienen en cuenta un mayor numero de factores y sobre todo trabajan con valores actualizados del dinero. 8.4.1 Métodos estáticos 8.4.1.1 Método del periodo de recuperación de la inversión El método calcula el número de años que se necesitan para poder recuperar, con los beneficios, el coste total de inversión. Este tiempo en general, se calcula considerando beneficios antes de impuestos y sin descontar el valor del dinero. El calculo es como sigue:

anualnetobeneficioinversióndeteretornodeperiodo cos

=

El calculo no tiene en cuenta el coste de oportunidad del capital. El coste de oportunidad del capital es el retorno que podría haberse obtenido mediante una inversión alternativa. Los costos de inversión incluyen, costes de ingeniería, obtención de los necesarios permisos y autorizaciones administrativas, obra civil y equipo electromecánico. Los beneficios corresponden a las ventas anuales de electricidad, una vez deducidos los gastos de operación y mantenimiento a un valor constante del dinero. En general, se estima en el sector que, para que una inversión sea interesante, el periodo de recuperación no debe exceder de 7 años El método no permite elegir entre varios proyectos o incluso entre varias alternativas posibles de un mismo proyecto, ya que al no tener en cuenta los ingresos obtenidos después de recuperar el capital no se llega a evaluar la rentabilidad global a lo largo de la vida del proyecto. Con este método, los proyectos con un periodo de recuperación más corto tienen preferencia sobre aquellos en los que el periodo es más largo. En teoría los proyectos con periodos de recuperación más corto tienen mayor liquidez y presentan menos riesgo. Si se adopta este criterio el inversor escogerá siempre proyectos en los que la inversión se recupera más deprisa, lo que no implica que a lo largo de la vida del proyecto este tenga una mayor rentabilidad, tomano en consideración el coste de oportunidad. 8.4.1.2 Método del retorno de la inversión Se entiende por retorno de la inversión (ROI) el ratio entre el beneficio anual, deducidos los gastos de explotación, mantenimiento y amortización y el valor total de la inversión.

100cos

×−

=ióntedeinvers

nesamortiacioanualesnetosingresosROI

257


Para este cálculo la amortización se supone lineal:

proyectodelvidaresidualvalorinversióndeteónamortizaci −

=cos

El ROI proporciona una estimación rápida de los beneficios del proyecto y una base para comparar diferentes alternativas o proyectos. En este método de análisis se tienen en cuenta los ingresos a lo largo de toda la vida del proyecto (a diferencia del de tiempo de recuperación de la inversión que solamente considera el tiempo necesario para recuperarla). Sin embargo el ROI toma en consideración los ingresos netos anuales pero no tiene en cuenta los costes de oportunidad del capital. 8.4.2 Métodos dinámicos Los métodos dinámicos tienen en cuenta todos los ingresos y gastos a lo largo de la vida del proyecto y el momento en que estos tienen lugar. 8.4.2.1 Método del valor actual neto (VAN) Los beneficios esperados de una inversión realizada en un cierto momento y conservada a lo largo de su vida, radican esencialmente en la corriente de rendimientos futuros que se espera que la inversión propicie. La diferencia entre los ingresos y los gastos, descontados ambos, al año cero en el que el promotor comienza la inversión, es lo que se conoce como valor actualizado neto (VAN). Para calcular el VAN se emplea la formula siguiente:

( )( )∑

=

=

++

++−=

ni

Iri

iiii Vr

MOIRVAN

1 1 (8.5)

en la que

Ii = inversión en el año i Ri = ingresos en el año i Oi = costos de operación en el año i Mi = costos de mantenimiento y reparación en el año i Vr = valor residual de la inversión al final de su vida, supuesto que la vida de los

equipos sea superior a la de la inversión (por ejemplo por expirar la concesión de agua)

r = tasa anual de descuento n = numero de años de vida del proyecto

El calculo se hace generalmente para un periodo de 30 años, porque dadas las técnicas de descuentos, tanto los ingresos como los gastos son insignificantes para periodos más largos. Diferentes proyectos pueden ser clasificado en orden de VAN decreciente. Se rechazaran los proyectos en los que el VAN sea negativo, ya que eso significaría que los beneficios descontados a lo largo de la vida del proyecto no cubren los costes de inversión. Entre los positivos, se dará preferencia a los que tengan un mayor VAN.

258


Los resultados del VAN son muy sensibles a la tasa de descuento y un error en la determinación de la tasa correcta puede alterar, e incluso invertir, el orden de preferencia de los mismos. Para un inversor la tasa de descuento será tal que le permita escoger entre invertir en un aprovechamiento mini hidráulico o conservar sus ahorros en el banco. Normalmente, y en función del precio del dinero, la tasa variará entre el 5% y el 12%. Si los ingresos son constantes en el tiempo y tienen lugar al final de cada año, su valor descontado viene dado por la ecuación 8.3. El método no distingue entre un proyecto que implica elevados costos de inversión y promete un cierto beneficio, y otro que implica una menor inversión y produce el mismo beneficio, en tanto los dos proyectos tengan el mismo VAN. Así un proyecto que requiera una inversión de un millón de € en valor actualizado y de lugar a un millón cien mil € de beneficios actualizados dará el mismo VAN que otro proyecto en el que se inviertan cien mil € y dé lugar a dos ciento mil €, ambos en valores actualizados. Los dos proyectos tendrán un VAN de cien mil €, pero en el primero el productor para obtener el mismo VAN, habrá tenido que invertir un capital diez veces mayor. Ha habido bastante controversia9 sobre el uso de una tasa de descuento constante en el calculo del VAN. Las teorías económicas recientes sugieren, para proyectos de larga vida, el uso de tasas de descuento descendentes. Como ejemplo de proyectos de este tipo se ocluirían los proyectos relacionados con el cambio climático, la construcción de centrales eléctricas, e infraestructuras tales como carreteras y ferrocarriles. Tomando como ejemplo las inversiones para luchar contra el cambio climático, los costes de mitigación sufridos ahora solo se recuperarán en un plazo largo. Si se utiliza una tasa de descuento fija, los beneficios después de los treinta años resultan insignificantes, pero mantienen en cambio un valor apreciable si la tasa de descuento disminuye. Resumiendo, el uso correcto de una tasa decreciente pone énfasis en los costes y beneficios en un futuro distante. Las oportunidades de inversión con una corriente de beneficios acumulada a lo largo de la vida de un proyecto de larga duración, presenta más atractivos. 8.4.2.2 Ratio Costo-Beneficio El método del costo/beneficio compara el valor actual de los beneficios previstos con el de los costos actualizados, de acuerdo con la ecuación:

( )(

( ))∑

∑

+++

+= n

iiii

n

ii

cb

rOMI

rR

R

0

0/

1

1 (8.6)

Cuyos parámetros son los mismos que los de la formula (8.5)

259


8.4.2.3 Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) La Tasa Interna de Rentabilidad (TIR) es la tasa de descuento r, para la que el VAN es cero. Entre las diversas inversiones alternativas a estudiar se escogerá la que ofrece un TIR más elevado. La tasa de rentabilidad interna debe ser varios puntos más alta que el coste del dinero, a fin de compensar el riesgo, el tiempo empleado y los problemas asociados con el proyecto. El inversor escogerá el proyecto que tenga el TIR más elevado. El TIR se calcula generalmente mediante un proceso iterativo hasta llegar a un valor r que dé un VAN cero. Las hojas electrónicas realizan ese proceso iterativo de forma automática, y en una sola operación. Los siguientes ejemplos muestran como aplicar los conceptos expuestos más arriba, al caso hipotético de un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico. 8.4.3 Ejemplos 8.4.3.1 Ejemplo A Potencia instalada 4 929 kW Producción anual estimada 15 750 MWh Ingresos anuales del 1er año €1 006 320 Se estima que la tarifa eléctrica subirá anualmente un 1% por debajo de la tasa de inflación El costo estimado en € para el proyecto es como sigue: 1. Estudio de factibilidad 6.100 2. Diseño y gestión del proyecto 151.975 3. Obra civil1 2.884.500 4. Equipo electromecánico 2.686.930 5. Montaje e instalación 686.930 Subtotal 6.416.435 Imprevistos (3%) 192.493 Inversión total en € 6.608.928 El costo de inversión por kW instalado será pues

6.608.928/4.929 = 1.341 €/kWh El costo de inversión por MWh producido anualmente será:

6.608.928/15.750 = 420 €/MWh

El costo de operación y mantenimiento se estima en el 4% de la inversión total 6.608.928x0.04 = 264.357 ECU

Para calcular los parámetros dinámicos se asume que el aprovechamiento se desarrolla en cuatro años. En el primer año se realiza el estudio de factibilidad y se gestionan los permisos, cargándose al finalizar el mismo, el estudio de factibilidad y la mitad de los

260


costes de proyecto y gestión; al finalizar el segundo se carga la otra mitad del coste de proyecto y gestión. En el tercer año se realiza y se carga el 60% de la obra civil además del 50% del equipo electromecánico. En el cuarto año se termina la obra civil y se monta el equipo electromecánico, cargándose al finalizar el año los costos correspondientes.

261


La central se comisiona al final del año cuatro y es operativa al comienzo del quinto. Los pagos por la electricidad entregada a la red y los gastos de operación y mantenimiento serán hechos efectivos al finalizar cada año. La tarifa eléctrica crece anualmente a una tasa inferior en un uno por ciento a la del IPC. El periodo de concesión del derecho de uso del agua es de 35 años, contados a partir del comienzo del año -2, en el que se consigue la autorización. Se considera una tasa de descuento anual del 8% y no se prevé valor residual alguno. La tabla 8.2 muestra la serie de flujos de caja en esas condiciones. Valor Actualizado Neto: La ecuación 8.5 puede escribirse como sigue:

( )∑ ∑+

++

−=3

0

36

4 1)1( Ii rnetosIngresos

rsInversioneVAN

Calculando a mano la formula anterior o utilizando la función VNA de Excell, los datos de la tabal 8.2 dan un VAN de 444.804 €. La tasa interna de rentabilidad es del 8,91%. Tasa Interna de Rentabilidad: La TIR se obtiene por un proceso iterativo, calculando el VAN para varias tasas de descuento, hasta conseguir que sea cero, o utilizando directamente la función TIR de Excell: Con una tasa del 8% VAN = 384.200 Con una tasa del 8% VAN = -40.526 La Tasa Interna de Rentabilidad es del 8,80% Ratio Beneficio/Costo: El valor actual de los ingresos anuales es 7.745.563 € El valor actual de los pagos (Inversión + O&M) 7.300.759 € R b/c = 7.745.563/7.300.759 = 1,061 La sensibilidad de los parámetros puede ser comprobada variando los supuestos y las Tablas 8.3 y 8.4 muestran, respectivamente, el VAN y el R b/c de la inversión correspondiente al ejemplo 8.1, para varios periodos de vida y varias tasas de descuento de la misma..

Tabla 8.3 Variaciones del VAN con el coste de oportunidad y ciclo de vida

años/r 4% 6% 8% 10%

25 2.527.212 1.035.190 21.990 -668.362 30 3.327.446 1.488.188 281.348 -518.242 35 3.936.502 1.801.648 444.804 -431.923

262


Tabla 8.4 Variaciones del Rc/b con el coste de oportunidad y ciclo de vida

años/r 4% 6% 8% 10%

25 1,277 1,130 1,003 0,895 30 1,349 1,181 1,039 0,919 35 1,399 1,215 1,061 0,933

Los resultados financieros se ven muy afectados por el precio pagado por la electricidad entregada a la red. La Tabla 8.5 da los valores de los parámetros dinámicos para tarifas 35% y 25% más bajas que las asumidas y para un 15% y 25% por encima de las mismas, todo ello con una tasa de descuento del 8% y 35 años de periodo de concesión, en las mismas condiciones de inversión que las del ejemplo 8.1.

Tabla 8.5 VAN y Rc/b para variaciones en % del precio de la energía eléctrica

(8% de costo de oportunidad y 35 años de ciclo de vida) 65% 75% 100% 115% 125%

VNA -2.266.143 -1.491.586 444.804 1.606.639 2.381.195 B/C 0,690 0,796 1,061 1,220 1,326 IRR 2,67% 4,68% 8,91% 11,16% 12,60%

Ejemplo B Resulta instructivo considerar cuales serán los flujos si esta inversión se lleva a cabo con financiación externa, para lo que presuponemos las siguientes condiciones:

• tasa de descuento del 8% • tiempo de construcción: 4 años • los pagos de la inversión y los cobros de la energía al final de cada año • 70% de la inversión, financiada por el banco con dos años de gracia • plazo de cancelación del crédito: 12 años • Interés bancario 10% • periodo de concesión 30 años

Los desembolsos son idénticos a los del ejemplo A. El banco cobra los intereses de cada una de las disposiciones, los dos primeros años y comienza a amortizarlo (en los 10 años restantes) al finalizar el año 2, el primero y el año 3 el segundo. La Tabla 8.6 muestra bajo esta hipótesis, el flujo de caja para el inversor. Hay que tener en cuenta que en un análisis más real, habría que deducir del cashflow de cada año, la amortización contable, supuesta lineal, y pagar el impuesto de sociedades. Hemos tenido en cuenta que la autorización se otorga al comenzar el año -2, el mismo año en que se concede el crédito y se comienzan las obras. La duración de la concesión es de 35 años a partir de la puesta en marcha del aprovechamiento (año 0), a diferencia del ejemplo de las versiones, original e inglesa actualizada. Todos los flujos se descuentan al año -4, en el que comienzan a efectuarse gatos.

263


Tabla 8.6

coste de inversión 6.608.928 € Crédito del banco 4.515.599 € VAN 1.994.111coste de O $ M 264.357 € Plazo del crédito (años) 12 Rb/c 1,091coste de oportunidad 8,00% Interés del crédito 10% TIR 15,39%ciclo de vida (años) 35

Año Inversión Crédito Inversión del Amortización Principal Intereses Ingresos O & M flujos de

flujos de caja

Bancario Productor del Principal remanentedel

crédito caja acumulados

-4 -82.087 0 0 0 0 0 0 0 -82.087 -82.087

-3 -75.988 0 0 0 0 0 0 0 -75.988 -158.075

-2 -3.074.165 -2.151.916 -922.249 0 -2.151.916 0 0 0 -922.249 -1.080.324

-1 -3.376.688 -2.363.682 -1.013.006 0 -4.515.598 -215.192 0 0 -1.228.198 -2.308.522

0 0 -4.515.598 -451.560 1.005.320 -264.357 289.403 -2.019.118

1 135.023 -4.380.575 -451.560 995.267 -264.357 279.350 -1.739.768

2 296.835 -4.083.740 -438.058 985.314 -264.357 282.900 -1.456.869

3 326.519 -3.757.221 -408.374 975.461 -264.357 302.730 -1.154.139

4 359.171 -3.398.050 -375.722 965.706 -264.357 325.627 -828.512

5 395.088 -3.002.963 -339.805 956.049 -264.357 351.887 -476.624

6 434.597 -2.568.366 -300.296 946.489 -264.357 381.836 -94.789

7 478.056 -2.090.310 -256.837 937.024 -264.357 415.830 321.042

8 525.862 -1.564.448 -209.031 927.654 -264.357 454.266 775.307

9 578.448 -986.000 -156.445 918.377 -264.357 497.575 1.272.883

10 636.293 -349.708 -98.600 909.193 -264.357 546.236 1.819.119

11 349.708 -0 900.101 -264.357 635.744 2.454.863

12 891.100 -264.357 626.743 3.081.607

13 882.189 -264.357 617.832 3.699.439

14 873.368 -264.357 609.011 4.308.450

15 864.634 -264.357 600.277 4.908.727

16 855.988 -264.357 591.631 5.500.357

17 847.428 -264.357 583.071 6.083.428

18 838.953 -264.357 574.596 6.658.024

19 830.564 -264.357 566.207 7.224.231

20 822.258 -264.357 557.901 7.782.132

21 814.036 -264.357 549.679 8.331.811

22 805.895 -264.357 541.538 8.873.349

23 797.836 -264.357 533.479 9.406.829

24 789.858 -264.357 525.501 9.932.329

25 781.959 -264.357 517.602 10.449.932

26 774.140 -264.357 509.783 10.959.715

27 766.398 -264.357 502.041 11.461.756

28 758.734 -264.357 494.377 11.956.133

29 751.147 -264.357 486.790 12.442.923

30 743.636 -264.357 479.279 12.922.202

31 736.199 -264.357 471.842 13.394.044

32 728.837 -264.357 464.480 13.858.524

33 721.549 -264.357 457.192 14.315.716

34 714.333 -264.357 449.976 14.765.693

35 707.190 -264.357 442.833 15.208.526

264


Podría haberse considerado el descontar los flujos al año -2, que es cuando se considera que comienza el proyecto. El precio de la electricidad sube cada año un punto por debajo de la inflación. En las versiones arriba enunciadas la tarifa baja cada año un punto respecto a la inicial, una bajada más rápida que la que aquí contemplada. Es por eso que los flujos de caja no son los mismos en esta versión que en las anteriores. 8.4.3.3 Análisis financiero de algunas centrales europeas. En la tabla 8.7 se analizan algunos aprovechamientos europeos. Hay que hacer notar que, tanto las inversiones como las tarifas eléctricas corresponden al año 1991. Como estos análisis económicos tienen sobre todo un carácter comparativo - siempre se trata de elegir entre diversas alternativas - no hemos creído necesario actualizarlos,

Tabla 8.7: Análisis financiero de aprovechamientos reales en Europa

País Alemania Francia Irlanda Portugal España Caudal nominal m³/s 0,3 0,6 15 2 104 Altura de salto m 47 400 3,5 117 5 Tipo de turbina Francis Pelton Kaplan Francis Kaplan Potencia instalada kW 110 1900 430 1630 5000 Coste de inversión € 486 500 1 297 400 541 400 1 148 000 5 578 928Horas de funcionamiento h 8 209 4 105 8 400 4 012 3 150 Producción anual MWh 903 7 800 3 612 6 540 15 750Tarifa €/MWh 76,13 53,65 23,23 53,54 63,82Ingresos €/año 68 745 418 443 83 907 350 128 1 005 165O & M €/año 19 850 51 984 25 176 22 960 157 751O & M % 4,08 4,01 4,65 2 2,83 Beneficio bruto €/año 48 895 366 459 58 731 327 168 847 414

Análisis económico Coste de capital €/kW 4 423 683 1 259 704 1 116Coste de capital €/MWh 539 166 150 176 354Periodo sinple de retorno 9,95 3,54 9,22 3,51 6,58VAN € 63 374 2 649 850 115 910 2 375 270 3 739 862TIR % 1,15 2,72 1,16 2,82 1,64R b/c

Los datos se han procesado para un coste de oportunidad del 8% y una vida del aprovechamiento de 30 años. Como se observa los ratios de inversión por kW de potencia instalada o por MWh producido difieren sensiblemente entre uno y otro aprovechamiento. Los costes de obra civil y de equipo electromecánico difieren de país a país. En el caso del aprovechamiento español, el coste de obra civil incluye un pequeño embalse para turbinar solo en horas punta en el que el precio del kWh es más alto. Las exigencias medioambientales – y su influencia en el coste de inversión – también varían no solo de país a país sino incluso, dentro de un mismo país, de región a región. Las tarifas también varían significativamente.

265


8.5 Tarifas e incentivos.

Tabla 8.8: Tarifas para la generación en PCH en los países de la UE-15

Estado Miembro Precio de venta a la red (céntimos de €/kWh)

Bélgica Valonia: 12.3 = 3,3 (precio de mercado) + 9,0 (certificado verde) Flandes: 12.8 = 3,3 (precio de mercado) + 9,5 (certificado verde)

Dinamarca 8.48

Alemania 7.67 (< 500 kW) 6.65 (500 kW - 5 MW)

Grecia Interconnected system: 6.29 + 113/month Non-interconnected islands: 7.78

España 6.49 = 3.54 (pool) + 2.95 (prima)

Francia

En explotación antes 2001: 7.32 + bono regulador de 0.75 (invierno) y 2.94 (verano) En explotación después de 2001: SHP < 500 kW: 8.55 + prima regulador de hasta 1.52 (invierno) y 4.52 (verano) SHP > 500 kW: 7.69 + + prima regulador de hasta 1.52 (invierno) y 4.07 (verano)

Irlanda 6.41 (precio medio ponderado)

Italia 4.6 (precio spot) + 10.0 (certificado verde)

Luxemburgo 3.1 (precio de electricidad) + 2.5 (prima solo para plantas de menos de 3 MW)

Países Bajos 3.3 (precio de mercado) + 6.8 (prima)

Austria

Plantas antiguas 1er GWh: 5.68 1 – 4 GWh: 4.36 4- 14 GWh: 3.63 14-24 GWh: 3.28 + 24 GWh: 3.15 Plantas rehabilitadas con un aumento anual de la producción > 15% 1er GWh: 5.96 1 – 4 GWh: 4.58 4- 14 GWh: 3.81 14-24 GWh: 3.44 + 24 GWh: 3.31 Plantas nuevas o rehabilitadas con un aumento de producción de > 50% anual1er GWh: 6.25 1 – 4 GWh: 5.01 4- 14 GWh: 4.17 14-24 GWh: 3.94 + 24 GWh: 3.78

Portugal 7.2

Finlandia 2.6 (precio de mercado) + 0.42 prima si < 1 MW + subsidio por el 30% de la inversión

Suecia 4.9 = 2.3 (certificate level) + 2.6 (precio del Nordpool)

Reino Unido

2 (precio medio de la electricidad) + 0.38 (exoneración del Impuesto de Cambio Climático) 4.2 (valor del ROC’s). Cuando un distribuidor suministra el 10% de energía renovable a sus clientes obtiene 4,2, pero si no llega a suministrar ese porcentaje tiene que pagar 4,2 al gobierno

266


El análisis económico de un aprovechamiento se simplificaría significativamente si las tarifas eléctricas fueran constantes y bien conocidas a priori. La realidad es muy distinta; los precios varían con frecuencia y en este periodo de liberalización del mercado y de medidas de promoción de la electricidad generada con recursos renovables las diferencias de país a país son notables. Eso explica, por ejemplo, la enorme diferencias en el desarrollo de la energía cólica: países como Alemania y España, en los que hay una ayuda directa vía tarifa, se han puesto a la cabeza del mundo, mientras que Dinamarca que ocupaba una posición de privilegio, ha pasado a cuarto lugar al cambiar la ayuda directa por los certificados verdes que incentivan con menor seguridad al inversor. El Capitulo 9 (Apéndice) muestra la estructura de las diferentes clases de tarifas e incentivos en la EU-15. La tabla 8.8 muestra los precios por kWh, vigentes en 2003, incluidos los sistemas de promoción de la electricidad renovable, en sus países miembros.

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Bibliografía 1 Revisado por Jamie O’Nians (IT Power), Gema San Bruno (ESHA), Celso Penche (ESHA) y la contribución especial de Katharina Krell (EUREC) 2 IDAE. Manual de Minicentrales Hidroeléctricas. Edición Especial CINCO DIAS. 1997 3 J. Fonkenelle. Comment sélectioner une turbine pour basse chute. Proceedings HIDROENERGIA 91 AGENCE FRANCAISE POUR LA MAITRISE DE L'ENERGIE. 4 DNAEE "APROVEITAMENTOS HIDRELETRICOS DE PEQUENO PORTE" Volumen V "Avaliaçao de Custos e Benificios de Pequenas Centrais Hidrelétricas" Modelo FLASH, Brasília 1987

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CAPITULO 9: PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS 9 PROCEDIMIENTOS ADMINISTRATIVOS ..........................................................271

9.1 Introducción.. ...............................................................................................271 9.2 Tipos de procedimientos............................................................................. 271

9.2.1 Generación de energía. Autorización para el uso del agua. .........272 9.2.2 Procedimientos Medioambientales ..............................................274 9.2.3 Información pública .....................................................................278 9.2.4 Requisitos para la construcción de las estructuras hidráulicas. ...278 9.2.5 Conexión a la red .........................................................................278

9.3 Algunos ejemplos prácticos ........................................................................279

9.3.1 Grecia ...........................................................................................279 9.3.2 Francia.......................................................................................... 281 9.3.3 Irlanda ..........................................................................................283 9.3.4 Austria ..........................................................................................284 9.3.5 Portugal ........................................................................................ 285 9.3.6 Polonia .........................................................................................286 9.3.7 Suiza .............................................................................................287

APENDICE A: LAS PCH EN EL MERCADO DE LA ELECTRICIDAD ................ 288 LISTA DE FIGURAS Figure 9.1: Estimación del caudal reservado en Suiza .................................................277 Figure 9.2: Diagrama de procedimientos administrativos en Portugal ........................285 Figure A.1: Tendencia de crecimiento en PCH y objetivos del Libro Blanco .............290 Figure A.2: Instrumentos de la política E-FER ............................................................292

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LISTA DE TABLAS Tabla 9.1: Autorización para el uso del agua en la UE ............................................ 273 Tabla A.1: Valores de referencia para los distintos EM, con sus objetivos

indicativos para la contribución de la E-FER a la generación total de electricidad. En el escenario 2010 .....................................................289

Tabla A.2: Sistemas de apoyo a las PCH en la UE ......................................................294 Tabla A.3: Acceso a la red de electricidad en la UE ....................................................301 Tabla A.4: Seguridad en el suministro de electricidad en la UE ..................................302

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Capituo 9. Procedimientos administrativos1

9.1 Introducción Una de las barreras que de forma más directa dificulta el desarrollo de la generación de electricidad con recursos renovables, vía pequeña hidráulica, es la constituida por los farragosos procedimientos administrativos en vigor para autorizar el uso del agua con dicho fin, en la mayoría de los países miembros de la UE-15. De acuerdo con la Directiva 2001/77/EC (Directiva E-FER), los Estados miembros, o los organismos competentes designados por los Estados miembros, evaluarán el marco legislativo y reglamentario vigente respecto a los procedimientos de autorización y los demás procedimientos mencionados en el artículo 4 de la Directiva 96/92/CE, aplicables a las instalaciones de las centrales de producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables, con objeto de:

1. reducir los obstáculos, reglamentarios y no reglamentarios, al incremento de la producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables,

2. racionalizar y agilizar los procedimientos al nivel administrativo que corresponda, y

3. asegurarse de que las normas sean objetivas, transparentes y no discriminatorias y tengan debidamente en cuenta las particularidades de las diferentes tecnologías que utilizan fuentes de energía renovables. Dicho informe debe detallar los progresos realizados en:

• La coordinación entre las diferentes entidades administrativas respecto a tiempo, limites, recepción y proceso de las demandas de autorización,

• El establecimiento de posibles reglas para aquellas actividades relacionadas con objetivos, a fin de mejorar los procedimientos administrativos y la viabilidad de acelerar la planificación de los productores de E-FER

• La designación de una autoridad que actúe como mediador en las disputas entre las autoridades responsables de otorgar las autorizaciones y los solicitantes.

Por el momento, los procedimientos administrativos varían de Estado a Estado, no se han definido aun cuales son los más eficientes y una parte de los actualmente en uso deberán ser modificados. No obstante, y a fin de dar un mínimo de información, sobre el tema, al nuevo productor potencial, trataremos de resumir en este capitulo los procedimientos en uso en diferentes países. 9.2 Tipos de procedimientos2

La puesta en marcha de una PCH puede ser considerada desde puntos de vista muy diversos:

• Generación de energía • Impacto sobre la calidad del agua, fauna y flora del río y demás aspectos

medioambientales • Estructuras hidráulicas a construir en el cauce • Propiedad de los terrenos en los que se implanta………

271


Los reglamentos tienen que tener en cuenta todos estos aspectos – y otros muchos – que recaen sobre autoridades diferentes, autoridades que, por otra parte, difieren entre los distintos países miembros, en función del tipo de administración del territorio, y de su implicación en el desarrollo de las energías renovables. En este contexto, los procedimientos varían de país a país, e incluso dentro de un país, de una región a otra. Estos procedimientos – que distan de ser transparentes, objetivos, y no discriminatorios – son supervisados por administraciones a nivel local, muy sensibles a los grupos de presión, que multiplican el numero de interlocutores y alargan el tiempo de toma de decisiones (en algunas localidades italianas se necesitan hasta 58 permisos de diferentes administraciones). 9.2.1 Generación de energía. Autorización para el uso del agua. El agua de un río se utiliza para múltiples usos: irrigación, pesca, usos industriales, generación de energía, ocio, etc. En casi todos los Estados Miembros el agua tiene un estatus de dominio público (en Irlanda y en algunos países nórdicos, los derechos del agua se regulan de acuerdo con el sistema ripariano). La regulación de los usos energéticos se ha desarrollado a lo largo del siglo XX conjuntamente con el desarrollo de la electricidad. Por ejemplo, el Articulo 1 de la Ley francesa del 16 de Octubre de 1919, establece que “nadie puede utilizar la energía de las mareas, lagos y cursos de agua, sin una concesión o autorización del Estado”. Especifica que las “pequeñas” centrales (menos de 4.500 kW desde 1980) pueden ser explotadas por productores privados mediante una “autorización”, mientras que la explotación de centrales de más potencia necesita una “concesión”. La autorización, a diferencia de la concesión, es precaria y puede ser eventualmente revocada, sin derecho a indemnización, por razones de defensa nacional, seguridad pública, salubridad y protección de la biota acuática. En el procedimiento de concesión las obras pueden ser consideradas de utilidad pública y hacer valer el derecho de expropiación. En Grecia, el uso del agua está regulado por la Ley 17/39/87 y la autoridad responsable de otorgar la licencia de uso de agua para generar energía es el Ministerio de Industria, Energía y Tecnología (YBET). La Ley se aplica, para usos energéticos, solo para pequeñas centrales (< 5 MW). En Italia, las agua superficiales y las subterráneas están sometidas a la T.U.n. 1775 del 11/12/1933 que define el procedimiento de autorización, la duración de la misma y los cánones por derivación del agua para producir electricidad. La Ley distingue entre pequeñas y grandes abstracciones; para instalaciones hidroeléctricas, la abstracción se considera grande si la central tiene más de 3.000 kW de potencia instalada. La autorización para grandes abstracciones es otorgada por el Ministerio de Obras Públicas, mientras que las pequeñas son autorizadas por las autoridades regionales (DPR 616/1977) En Irlanda el uso del agua es gobernado por los derechos riparianos. El derecho a usar el agua pertenece solo a aquellos que tienen acceso a la misma por ser propietarios de la tierra que bordea el río o el arroyo. El problema aquí es el obtener el permiso de construir.

272


En Portugal, el procedimiento está definido en la “Portaria” 455/88 y en la 958/89. Para evitar estudios innecesarios, el inversor potencial puede obtener una información preliminar del “Instituto de Agua” (INAG). En Alemania el uso del agua viene regulado por la Ley “Wasserhaushaltsgesetz (WHG)” del 16/10/1976 a nivel federal y por las «Landeswassergesetze» a nivel de ños lander. El uso del agua debe ser autorizado a nivel de los lander – un procedimiento descentralizado – por las autoridades responsables: «Landratsämter». La autorización tiene un periodo de validez de 30 años. Aunque en teoría, el tiempo necesario para obtener una autorización es de seis meses, en la práctica varía de lander a lander, y es mucho más largo. La tabla 9.1 muestra cuales eran en 1997 y en los distintos países, las autoridades responsables para autorizar el uso energético del agua así como la duración de la concesión,

273


Los datos de la tabla 9.1 son un resumen de los resultados de un estudio elaborado por ESHA en 1994, bajo contrato con la DGXVII (actualmente la DGTREN) de la Comisión Europea, actualizado en su día por una presentación de George Babalis a HIDROENERGIA 97. En todo caso, los periodos necesarios para obtener la autorización son mucho más largos que los que aparecen en la legislación y adquieren caracteres disuasorios para el inversor potencial. 9.2.2 Procedimientos Medioambientales A partir del final de los años 70 la integración de las PCH en el medioambiente ha constituido el escollo más difícil de vencer en los procedimientos de autorización del uso del agua. A nivel Europeo existen dos piezas legislativas de gran calado en los proyectos de pequeña hidráulica: • Natura 2000 • Directiva 2000/60/CE (Directiva marco del agua). 9.2.2.1 Estudio de Impacto Ambiental (IEA) En la mayoría de los Estados Miembros, para obtener la autorización de uso del agua, es necesario llevar a cabo un estudio de impacto ambiental (EIA), Este estudio es un análisis científico y técnico que inventaría la situación inicial y predice lo que ocurrirá cuando el proyecto esté en explotación. El estudio debe incluir:

• La evaluación de los efectos previsibles, directos e indirectos, del proyecto sobre la población, la fauna, la flora, el suelo, el aire, el agua, los factores climáticos, el paisaje y los bienes materiales, incluido el patrimonio histórico-artístico y el arqueológico

• Las medidas previstas para reducir, eliminar o compensar los efectos ambientales negativos significativos. Posibles alternativas existentes a las condiciones inicialmente previstas del proyecto.

• Un resumen del estudio y conclusiones en términos fácilmente comprensibles. Informe, en su caso, de las dificultades informativas o técnicas encontradas en la elaboración del mismo.

• Un programa de vigilancia ambiental Un EIA debe cumplir tres objetivos fundamentales:

• Protección del medio ambiente. Esto incluye no solo la conservación de los espacios y las especies y la clasificación del territorio para regular las actividades humanas sino que además debe integrar el medioambiente en las acciones a planificar. Dicho de otro modo debe concebir proyectos (i) que respeten al hombre, al paisaje y al entorno, (ii) que ahorren espacios y recursos naturales y (iii) que limiten la contaminación del agua, del aire y del terreno.

• Información a las autoridades y al público. Como herramienta para la información de las autoridades, el EIA es una pieza fundamental en el archivo

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oficial de toma de decisiones. También es una herramienta de información al público, en particular en los procesos de información pública.

• Ayuda a la decisión. Al constituir un análisis científico y técnico de las restricciones medioambientales, el EIA es uno de los primeros estudios a llevar a cabo por el inversor y contribuye a mejorar el proyecto-

9.2.2.1 Caudal reservado La determinación del caudal de agua que debe circular por el tramo de río cortocircuitado, entre la toma de agua y su devolución por el canal de descarga, ha sido siempre objeto de discusión entre el promotor del proyecto, de una parte, y agencias del medio ambiente, pescadores y grupos de ecologistas de otra. Mientras que para el productor el hecho de producir electricidad sin afectar al cambio climático merece toda clase de apoyos, sin poner trabas a la capacidad de generación2, para las agencias medioambientales y ecologistas, un valor bajo del caudal reservado es un ataque al bien público de la fauna acuática. Por regla general las reglas para su determinación se establecen a nivel nacional y solamente dan un valor mínimo. Esto ha permitido a las autoridades locales fijar valores arbitrarios, en general irrazonablemente altos. Tras la aprobación por el Consejo de la U.E. de la Directiva del Agua (Directiva 2000/60/EC de 23 de Octubre 2000) las autoridades del agua (en España las Confederaciones Hidrográficas) han venido involucrándose más y más. Mientras que en años anteriores las leyes nacionales fijaban el caudal reservado como un cierto percentil del modulo (el caudal medio interanual), las autoridades del agua estudian los diferentes tramos del río incluyendo los datos hidrológicos y bióticos, la calidad del agua y modelos 1D/2D. Los valores resultantes son generalmente más altos que los anteriores pero, por lo menos están determinados por medios científicos. El inversor debe presentar en su EIA los valores que propone y el método utilizado para su cálculo, Pero como se detalla en el capitulo 7 existen muchas formulas y su numero tiende a aumentar exponencialmente. Se plantea así un verdadero problema al regulador y en casos concretos se hace muy difícil referirse a valores o formulas con las que tiene que cumplir. En el capitulo 74 se detallan los tipos de métodos que pueden emplearse:

• Métodos basados en valores hidrológicos o estadísticos • Formulas basadas en la velocidad y profundidad del agua • Métodos basados en una planificación multi-objetivos que toman en

consideración parámetros ecológicos. Dentro de un determinado grupo de métodos, los resultados obtenidos pueden diferir entre si significativamente. No hay comparación global posible entre los diferentes grupos de métodos ya que no utilizan los mismos datos. Solo pueden compararse en casos concretos reales en los que todos los datos son conocidos. La aplicación de 24 métodos diferentes a un río ancho, de poca pendiente, da lugar a resultados cuyo ratio entre el mínimo y el máximo caudal

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reservado es de 192! Incluso descartando los cuatro valores más altos y los cuatro más bajos, el ratio todavía es de 14. Con estas diferencias es lógico que las reglas nacionales sean también muy diferentes. En los siguientes párrafos se exponen las diferentes reglas en vigor en los distintos países. Alemania No hay ninguna regla valida a nivel nacional. Cada Länder tiene sus reglas específicas, El criterio común se basa en el “caudal mínimo” (MNQ), y el caudal reservado se sitúa entre 1/3 y 1/6 del MNQ. Con frecuencia el valor escogido es 1/3. Los representantes del gobierno toman la decisión en el proceso de autorización. Grecia El caudal reservado es, como mínimo, 1/3 del caudal medio del río en el verano. . España En la Ley del Agua de1985 el caudal reservado se calculaba como el 10% del módulo (el caudal medio interanual), pero este era considerado como un valor mínimo y para cada nuevo proyecto las autoridades autonómicas o locales fijaban un valor superior y arbitrario. En la nueva Ley del Agua de Julio de 2001, el caudal reservado debe establecerse en los planos de cuenca por cada una de las 14 Confederaciones Hidrográficas más las autonomías de Galicia y el País Vasco. Según los últimos datos solo el País Vasco ha elaborado hasta ahora un programa informático para su estimación. Francia El caudal reservado no debe de ser inferior a 1/10 del modulo del río (el caudal medio interanual), evaluado en un período que debe ser como mínimo de cinco años. No obstante para los ríos, o tramos de río, en los que el modulo supera los 80 m3/s, mediante un decreto del Consejo de Estado, se puede fijar un valor menor aunque nunca menor de 1/20 del módulo. Italia Las reglas para estimar el caudal reservado están fijadas por las “Autoridades de Cuenca” o por los Gobiernos Regionales. Existe una gran variedad de formulas, aunque la tendencia general es la de emplear los métodos hidrográficos con factores de corrección. La legislación está actualmente en período de cambio. Austria En Austria no existe una formula a aplicar sino ciertos enfoques destinados a obtener un valor “correcto”. Generalmente la decisión la toma un experto oficial en el proceso de autorización, y los resultados varían con la actitud del experto. Para una primera cifra se utilizan los métodos hidrológicos, utilizando valores basados en el “caudal medio

276


mínimo anual” (NNQ) o en el “caudal mínimo anual” (NNQ). Un procedimiento que suele ser aceptado, pero es costoso, es realizar un estudio técnico basado en la “dotation testing”. Portugal El caudal reservado debe ser como mínimo 1/10 del módulo. Reino Unido El Reino Unido no tiene un método estándar. La autoridad del río (La Agencia Medioambiental) estudia cada sitio al otorgar la autorización. El punto inicial de la negociación es el Q95 (el caudal que fluye por el cauce más del 95% del año). En Escocia el caudal ecológico debe ser igual o mayor que el 45% del módulo. Lituania En los esquemas de derivación el caudal reservado es como mínimo el 10% del módulo. . Suiza Aunque Suiza no pertenece a la Unión Europea vale la pena comentar sus reglas para estimar el valor del caudal reservado. El método está basado en el Q347, (caudal fluyente más del 95% del año). El gráfico muestra la relación

Figura 9.1: estimación del caudal reservado en Suiza

277


Para caudales muy pequeños el caudal reservado comienza con el 80% de Q347; a 10.000 l/s el porcentaje se ve reducido al 25% y a partir de 60.000 l/s permanece fijo a 10.000 l/s 9.2.3 Información pública En algunos países de la UE, el proyecto es sometido a información pública, utilizando un procedimiento simplificado cuando se trata de una PCH. La información la convoca la autoridad responsable de otorgar la autorización, con objeto de informar a los posibles afectados acerca de los detalles del proyecto y recoger sus observaciones, sugerencias y contrapropuestas. El procedimiento está conducido por un funcionario de la autoridad de cuenca, que examina el proyecto sobre el terreno, en presencia de los posibles afectados, demandando al promotor la documentación adicional necesaria, y emite un informe, dirigido a la autoridad competente, en el que se recogen las sugerencias de los afectados. En este informe debe exponer de manera clara e inequívoca, si está o no de acuerdo con el proyecto, o si lo aprobaría con determinadas modificaciones. La autoridad de cuenca puede tomar o no, en consideración, las c0onclusiones del auditor. 9.2.4 Requisitos para la construcción de las estructuras hidráulicas. La construcción de las estructuras necesarias exige, en general, una proceso de autorización independiente del de la autorización de uso del agua. Toda obra construida en el cauce del río requiere la aprobación de la autoridad de cuenca. Para toda estructura erigida fuera del cauce se requiere la autorización del organismo encargado de la ordenación del territorio y, en última instancia, del municipio en que estén enclavadas las obras. 9.2.5 Conexión a la red En todos los países miembro de la Unión Europea, el productor independiente que quiera conectarse a la red deberá cumplir con una serie de requisitos para garantizar que la calidad del servicio al usuario final no se verá afectada por su central. En casi todos los países, la línea entre la central y el punto de conexión se construye con cargo al productor, pero es propiedad de la compañía de distribución o transporte. En la mayoría de los países (y entre otros Alemania, Bélgica, Francia, España, Grecia, Irlanda, Italia y Portugal) las compañías eléctricas están obligadas por ley a comprar la electricidad generada por los productores independientes autorizados. La conexión a la red requiere una autorización independiente del procedimiento de autorización de uso del agua y debe ser otorgada por el operador, o propietario de la línea, que es el que decide cual es el punto de su red donde debe ejecutarse la conexión. La autoridad competente, generalmente el Ministerio de Industria y Energía, actúa de

278


árbitro cuando hay divergencias sustanciales entre el operador de la central y el de la red. Aunque las reglas pueden haberse modificado recientemente, a primeros de este siglo la situación era la siguiente:

• En Bélgica, la nota C.G.E.E. del 10.02.1987. detalla las condiciones técnicas para conectar a la red, centrales de una potencia instalada no superior a 1 MW.

• En Francia, tanto las condiciones técnicas para conexión a la red como el punto

de conexión son las especificadas por EDF.

• En Grecia, las condiciones técnicas para la conexión a la red están especificadas en el Decreto Ministerial 2769/1988.

• En Portugal, las condiciones técnicas se especifican en la publicación del

Ministerio de Industria y Energía “Guía Técnico das Instalaçôes de Prodoâu Independente de Energia Eléctrica”, publicada en Diciembre de 1989. Un generador asíncrono conectado a una red de media o alta tensión no podrá tener una potencia superior a 5.000 Kva.

• En España, las condiciones técnicas están estipuladas en la Orden Ministerial

5.9.1985. Las centrales conectadas a líneas de media o alta tensión podrán tener una potencia máxima aparente de 5.000 kVA, si los generadores son asíncronos o de 10.000 kVA si son síncronos.

• En el Reino Unido las condiciones técnicas para conexión a la red de pequeñas

centrales vienen especificadas en la Electric Council Regulation G59. 9.2.6 Algunos ejemplos prácticos5

9.3.1 Grecia De acuerdo con el marco legal griego, para construir y explotar una central eléctrica con recursos renovables se necesitan tres autorizaciones fundamentales:

• Autorización para generar electricidad • Autorización para construir la planta • Autorización para operarla

La primera se otorga a nivel nacional y presupone la aprobación inicial de que es posible iniciar un cierto proyecto. El proceso es en general sencillo, a no ser que existan puntos obscuros en la solicitud. La más difícil de obtener es la autorización para construir el aprovechamiento. El procedimiento es muy largo e implica gran numero de entidades, aunque recientemente (Abril 2003) ha sido promulgada una Orden Ministerial (1726/003) para simplificar y acelerar el procedimiento. La autorización de explotación se otorga una vez terminadas todas las obras y certificado que el

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aprovechamiento ha sido construido de acuerdo con el proyecto presentado, con las dos autorizaciones previas, y en general con el marco legal existente. 9.3.1.1 Autorización para generar electricidad. La obtención de la “Autorización para Generación de Electricidad” es el primer paso en el proceso de autorización para construir y operar una central eléctrica que funcione con recursos renovables. La autorización la otorga el Ministerio de Desarrollo, de acuerdo con los informes del organismo regulador de la Energía. La solicitud debe ir acompañada de los siguientes documentos:

• Información general sobre la compañía que solicita la licencia: nombre legal, dirección postal, componentes del Consejo de Administración (cuando proceda), personal directivo, etc.

• Informes financieros recientes, incluyendo balances y cuenta de resultados de los tres últimos años.

• Plan de negocios para un período mínimo de cinco años. • Estudios de viabilidad

: .9.3.1.2 Autorización para construir el aprovechamiento

• De los tres procedimientos necesarios para poder generar electricidad con recursos renovables, este es el más complicado y al que más tiempo necesita. Para llevarlo a buen fin, el solicitante debe presentar una solicitud a la Autoridad Regional, que deberá cumplir los requisitos especificados en la Decisión Ministerial 2000/2002. El primer requisito es el haber obtenido la Autorización para Generar Electricidad. A la solicitud habrá que acompañar un gran numero de documentos que la fundamenten: estudios, mapas etc.

Aunque la Autoridad Regional es la ventanilla única para presentación de la solicitud, esta no es procesada enteramente en sus oficinas. Antes de otorgar la autorización, la Autoridad Regional pide informe a numerosos Servicios. Así mismo para tomar la decisión final tiene que gestionar un determinado número de autorizaciones “intermedias”. . La autorización de construcción tiene una duración de dos años, lo que significa que el solicitante tiene que completar las obras dentro de ese plazo. Eventualmente, siempre que se hayan completado al menos el 70% de los trabajos, se puede conseguir una prorroga de otro año. Cuaderno de solicitud La solicitud debe ser acompañada de los siguientes documentos:

• Certificado de uso exclusivo del sitio • Descripción técnica • Estudio de Impacto Ambiental • Mapas y fotos

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• Declaraciones solemnes • Descripción técnica de la conexión a la red de transmisión eléctrica • Otros documentos de apoyo

Servicios consultivos y autoridades de evaluación del impacto ambiental

• En el procedimiento de autorización para la construcción del aprovechamiento, la Autoridad Regional incluye una “Aprobación de Mandatos y Condiciones Medioambientales”, requisito indispensable y previo para poder otorgar la citada autorización. Para conseguir esta Aprobación, basada en el Estudio de Impacto Ambiental presentado por el solicitante, la Autoridad Regional deberá solicitar informe a diversas administraciones y agencias: Oficina del Servicio Forestal, Servicio de Planificación de la ciudad, Conservador de Antigüedades Clásicas y Prehistóricas, Conservador de Antigüedades Bizantinas, Conservador de Monumentos Modernos, Autoridad de Aviación Civil, Ministerio de Defensa, Servicios de Telecomunicaciones y Organización Griega de Turismo.

Procedimiento de Información Pública para el E.I.A. Antes de otorgar la “Aprobación de Mandatos y Condiciones Medioambientales”, la Autoridad Regional tiene que someter a información pública la solicitud del inversor potencial. Para ello enviará una copia del cuaderno de solicitud a las autoridades gubernamentales y municipales competentes. Las autoridades competentes, a los niveles regional, prefectural y municipal, publicarán una nota en sus boletines oficiales, reclamando la opinión de los posibles afectados, para lo que les concede un período de 30 días.. En caso de recibir objeciones, el proyecto es discutido en un reunión plenaria del Consejo prefectural o municipal. El Consejo somete sus conclusiones finales a la Autoridad Regional, que finalmente decide si otorga o no la aprobación de construir. 9.3.1.3 Autorización para la explotación Esta autorización se otorga por la Autoridad Regional, una vez terminadas las obras y emitido el certificado del Servicio competente, manifestando que estas están de acuerdo con el proyecto aprobado. 9.3.2 Francia La legislación francesa distingue los proyectos de menos de 4.500 kW de los de más de 4.500 kW. Los primeros necesitan una autorización otorgada por el prefecto, representante en la región del gobierno de la nación. Cuando, como es frecuente, aparecen problemas, el procedimiento puede durar entre cinco y diez años. En vista de la Directiva 1002/77/EC, el gobierno francés abrió un debate para simplificar el procedimiento, en proyectos de energía renovable. Como conclusión, en lo que se refiere a las PCH, se decidió que el procedimiento no debería durar más de dos años. Los proyectos de más de 4.500 kW necesitan una concesión, que debe ser otorgada por el Consejo de Estado. La duración máxima de la concesión es de 75 años pero puede ser

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renovada por períodos de treinta años. Así como la autorización se concede siempre en precario y puede ser eventualmente revocada sin indemnización, en casos de defensa nacional, seguridad pública, etc., la concesión confiere al proyecto el estatus de utilidad pública pero, por otra parte, el procedimiento administrativo es mucho más laborioso. Los proyectos sometidos a concesión requieren la contribución de expertos con un elevado grado de especialización y no se contemplan en el presente manual, a pesar de que hay un importante número de PCHs – todas las que tienen más de 4.500 kW de potencia instalada, que necesitan una concesión. 9.3.2.1 Ríos clasificados. Un punto relevante de la legislación francesa es la clasificación, de acuerdo con la Ley del 16 Octubre 1919, de determinados ríos, como no aptos para generación de energía eléctrica. Así pues el inversor tiene que comprobar, antes de instar cualquier solicitud, si el río está o no “clasificado” a estos efectos. 9.3.2.2 Procedimiento de autorización De acuerdo con la ley 16/10/1919, la autorización, lo mismo que la concesión, tiene una duración máxima de 75 años renovables,, aunque. en la práctica, la autorización solo se concede por un periodo de 30 años, para que en cada renovación el productor tenga que asumir las nuevas regulaciones. El decreto 95-1204 de 6/11/1995 especifica los documentos y la información a aportar con la solicitud:

• Información sobre el promotor • descripción técnica y geográfica del proyecto • Estudio de Impacto Ambiental si el proyecto contempla una potencia instalada

superior a 500 kW. Si se contempla una potencia inferior a 500 kW basta un estudio simple (notice d’impact).

• Periodo de duración solicitado • Información económica y financiera. • Información sobre la propiedad de los terrenos afectados

La solicitud, con su cuaderno de información, se envía al prefecto que lo transmite a la policía del agua (SPE, “Service Chargé de la Police des Eaux”). El SPE estudia la documentación y la transmite a las autoridades regionales: Dirección Regional de Industria, Investigación y Medioambiente (DRIRE), Dirección Regional del Medio Ambiente (DIREN), Consejo Superior de Pesca (CSP); si lo estima necesario podrá solicitar información adicional al solicitante. Una vez recibidos los informes de los departamentos mencionados, la SPE envía la documentación al prefecto. Si el prefecto está de acuerdo con el proyecto, este es sometido a información pública. Después de recibir la debida información de la Comisión Municipal, alcaldes y demás servicios concernidos, el SPE elabora un decreto de autorización que envía al prefecto para que se pronuncie sobre el mismo. Si el prefecto está de acuerdo, firma el decreto de autorización y pueden comenzar las obras.. A la terminación de las mismas se comprueba que estas cumplen con el proyecto aprobado y el acta de verificación sirve como acuerdo de la autoridad pública.

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9.3.2.3 Conexión a la red De acuerdo con la ley de 10 Febrero 2000 y los decretos correspondientes, la red tiene la obligación de adquirir la electricidad generada, con recursos renovables, en centrales de menos de 12 MW, si el productor demuestra que no puede vender su electricidad a un buen precio a ningún otro cliente. En este caso deberá proceder a emitir una solicitud de conexión, a la compañía eléctrica. Las centrales de menos de 10 MW lse conectan a la red de distribución (baja tensión). Si la potencia instalada supera los 10 MW habrá de conectarse a una red de transporte (alta tensión). El promotor deberá seguir dos procedimientos en paralelo:

• Enviar al ministro encargado de la energía (2000-877 decreto de 7 Septiembre 2000).una solicitud de autorización para operar la central.

• Pedir a la Dirección Regional de Industria un certificado de la obligación de compra

. 9.3.3 Irlanda En Irlanda, el procedimiento es como sigue: 9.3.3.1 Permiso de obras La solicitud de permiso de obras deberá ir acompañada de diversos documentos, planos y mapas. El inversor deberá tener en cuenta la legislación referente a energías renovables, contenida en el Plan de Desarrollo. Este Plan de Desarrollo será revisado cada cinco años. El inversor deberá informar sobre el impacto que tendrá el proyecto sobre la zona. Para ello deberá elaborar una Declaración de Impacto Ambiental (Environmental Impact Statement – EIS). El EIS viene definido en los Reglamentos de Planificación y Desarrollo del Gobierno Local, de 1990. y es obligatorio si el proyecto está ubicado en una Zona del Patrimonio Cultural Nacional (NHA), una Zona Especial de Conservación (SAC), una Zona de Protección Especial (SPA), o en otras zonas que puedan definirse en el futuro. Un EIS típico deberá incluir estudios sobre el impacto del proyecto en el agua, suelos y geología, calidad del aire, ruidos, flora y fauna, patrimonio cultural, campos electromagnéticos, impacto visual, efectos climáticos, interacción de los impactos y alternativas. El EIS determinará si prosperará o no la solicitud. El EIS debe ser claro y riguroso, y cubrir todos los puntos de interés para la autoridad encargada del territorio. Los funcionarios de los organismos concernidos pueden aconsejar acerca de como llevar un EIS a buen fin. 9.3.3.2 Acuerdos con la Comisión de Electricidad Con la Comisión de Electricidad se necesita concluir dos acuerdos:

1. Licencia para construir. Cualquiera que desee construir una nueva central de generación, o rehabilitar una existente, deberá obtener una autorización de construcción, de acuerdo con la Ley de Regulación de la Electricidad de 1999.

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2. Licencia para generar electricidad. De acuerdo con el contenido de la Sección 14 (1)(a) de la Ley de Regulación de la Electricidad de 1999, la Comisión tiene poderes para conceder o rechazar la Licencia de Generación de Electricidad.

Para centrales con una potencia instalada de hasta 5 MW, existe un procedimiento racionalizado de concesión de ambas licencias, Basta con que la Comisión compruebe que el proyecto cumple con las exigencias que se detallan a continuación.

• no influye desfavorablemente en la capacidad y estabilidad de la red • es financieramente viable • cumple los estándares medioambientales

Está en estudio una simplificación del procedimiento para proyectos de menor potencia: 9.3.3.3 Acuerdos de compra de energía (PPA) Para poder conseguir financiación bancaria, el inversor debe demostrar que tiene un comprador para la electricidad generada durante un cierto número de años. En la actualidad hay dos maneras de hacerlo:

1. Programa de Necesidades de Energía Alternativa (AER): un concurso organizado por el gobierno, para la firma de contratos con productores independientes. Estos contratos obligan al Suministrador Público de Electricidad, a comprar durante 15 años la electricidad generada por el productor Existe una fuerte competencia por estos contratos y no se puede garantizar que un determinado productor vaya a conseguirlo

2. Acceso por tercero. Se puede llegar a un acuerdo con un distribuidor de

electricidad para la firma de un contrato, por el que este se compromete a comprar su producción, a un precio dado y durante un período determinado.

9.3.4 Austria Para empezar, el inversor debe preparar un estudio de pre-viabilidad con arreglo a los datos básicos (río, localidad, salto, caudal, sistema, potencia, producción, etc.) para su presentación al gobierno. De esta forma se evita la colisión con otros posibles proyectos o con la posición conceptual del gobierno. A continuación hay que elaborar un proyecto ("wasserrechtliches Einreichprojekt") con los datos necesarios para que se le autorice a construir el aprovechamiento. Este proyecto es el documento básico para la obtención de las diferentes autorizaciones, proceso en el que se incluye un proceso de información pública en el que los afectados pueden presentar sus objeciones. El presidente de esta reunión pública, compulsa las opiniones de los afectados y decide si el proyecto debe o no seguir adelante. El paso siguiente está relacionado con la Ley de Medioambiente. Aunque los aspectos ecológicos están incluidos en los “derechos de uso del agua” negociados previamente, en el procedimiento pueden aparecer exigencias adicionales como para iniciar un nuevo procedimiento. La licencia se autoriza por un mínimo de 30 años, pero se pueden solicitar plazos más largos. No se paga canon del agua (Wasserzins).

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Para llevar a buen término las negociaciones hay que elaborar un buen proyecto y dialogar con los responsables de la evaluación gubernamental. La incorporación al equipo de un experto ecológico es un factor importante. Por el momento no existen “ríos prohibidos”, aunque todo el mundo sabe que hay proyectos que por estar ubicados en determinados ríos, nunca serán aprobados. No existen reglas generales para determinar el caudal reservado, Generalmente se estima en un valor entre el NNQ y el MNQ. En determinados casos vale la pena hacer un estudio específico sobre el río. Los expertos gubernamentales, si no disponen de suficiente información, pueden caer en la tentación de dar un valor cautelosamente elevado, muy superior al que resultaría de un estudio específico. 9.3.5 Portugal Los pasos a seguir para poder explotar una PCH y conseguir el estatus de productor independiente de electricidad (producción en régimen especial) están representados en el diagrama de la página siguiente (esquema del procedimiento administrativo), e incluye las siguientes cuatro autorizaciones:

• Licencia para la construcción de las estructuras hidráulicas. • Licencia de establecimiento • Licencia de uso de agua • Licencia de explotación.

. En el diagrama se incluyen las tasas y garantías necesarias, salvo las relacionadas con la Dirección General de Energía que tienen menor relevancia económica. En el diagrama no se indican los pasos a dar en zonas medioambientalmente muy sensibles, como puede ser Natura 2000, porque se estima que los costes del EIA necesario, son demasiado elevados como para poder ser soportados por una PCH de baja potencia instalada (menos de 1 MW).. 9.3.6 Polonia El procedimiento consta de cuatro etapas fundamentales:: Etapa 1 Solicitud a la Autoridad del Agua (Regionalny Zarzad Gospodarki Wodnej, RZGW). El promotor se dirige a la Autoridad del Agua, indicando la ubicación de un posible aprovechamiento; esta lo estudia y, si da su aprobación provisional, indica las condiciones generales a tomar en consideración. Etapa 2 Se pide autorización para construir el aprovechamiento a la municipalidad (Gmina) en la que está enclavado el proyecto, y la planificación del territorio (WZIZT -Warunki Zabudowy Izagospodarowania terenu) Esta propuesta debe incluir datos sobre la inversión (tamaño, ubicación, incidencia sobre el terreno etc.). La municipalidad estudia

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cuales son las incidencias sobre su política del territorio y dictamina en que condiciones podría ser aprobado. Etapa 3 Se presenta una solicitud a la Autoridad del Distrito (Powiat). Esta es la que otorga el permiso del uso del agua y la explotación del aprovechamiento (Operat wodnoprawny ). Este es el documento clave del proceso y para obtenerlo hay que aportar todos los datos relativos a la inversión. El documento es muy preciso e incluye el permiso de la Autoridad del Río para el uso del agua, que en este momento puede cambiar de opinión si lo considera conveniente. A continuación la Powiat otorga al inversor, el Permiso de Construcción (Pozwolenie na budowe), especificando quien tiene que aprobar lo construido. Finalmente el inversor tiene que solicitar a la Autoridad del Río, al Powiat y a la Gmina, la autorización para comenzar la explotación. Etapa 4 Conexión a la red. Las negociaciones acerca del acceso a la red y a los contratos de compra de energía, constituyen un proceso separado, y con frecuencia muy dificultoso. En general se exige u programa de producción diaria esperada, en los diferentes tramos horarios, y se pueden aplicar penalizaciones si después no se cumplen las predicciones. 9.3.7 Suiza Como en todos los estados federales, Suiza tiene reglas que varían de un cantón a otro. Sin embargo los procedimientos son similares y obedecen a un cierto número de leyes federales:

• Ley sobre protección del agua: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c814_20.html (caudal ecológico)

• Ley sobre la energía: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c730_0.html (acceso a la red y condiciones de compra de la electricidad)

• Ley sobre las fuerzas hidráulicas: http://www.admin.ch/ch/f/rs/c721_80.html (reglas concesionales)

Estas son las leyes principales que constituyen el marco legislativo por el que se rigen las centrales hidráulicas, en Suiza, y en particular las pequeñas. Además la nueva ley sobre energía nuclear que entrará próximamente en vigor, modifica la Ley de Energía al introducir un fondo de compensación procedente de las líneas de transmisión de alta tensión para financiar las tarifas preferenciales de que gozan los productores de PCHs. La autorización de las concesiones puede ser competencia cantonal (el cantón de Vaud por ejemplo), comunales (es el caso del Valais) o burguesa (en algunos cantones). Las centrales que utilizan agua potable o aguas residuales no necesitan concesión. En general basta una simple autorización cantonal.

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El procedimiento normal es el que figura en el capitulo 7 del documento “Introduction to the construction and the exploitation of SHP”. Este documento se puede descargar de: http://www.smallhydro.ch/français/download/download f.htm Para obtener más información contacte con la oficina federal de energía: http://www.suisse-energie.ch/internet/02007/index.html?lang=fr. El Apéndice A da una visión general del marco legislativo por el que se rigen las pequeñas centrales hidroeléctricas. a nivel Europeo.

APENDICE A: LAS PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS EN EL MERCADO INTERIOR DE LA ELECTRICIDAD

El sector eléctrico Europeo está pasando de una situación monopolística de la generación hacia un mercado de libre competencia en el que los clientes podrán elegir sus proveedores. Esta transformación ya está en marcha en Estados Miembros (EM) de la Unión Europea (EU), como Alemania, Austria, Dinamarca, España, Finlandia, Reino Unido (donde ya es una realidad) y Suecia y pronto se extenderá a todos ellos. Estamos dejando atrás unos esquemas reguladores complejos para adoptar las reglas de los mercados abiertos. Y un elemento clave en esta reestructuración del mercado reside en la progresiva utilización de recursos energéticos más limpios compatibles con el interés público. Los climatólogos están mayoritariamente de acuerdo en que los gases de invernadero son los responsables del Cambio Climático cuyas consecuencias para la humanidad pueden ser desastrosas. La UE por añadidura se ha comprometido a cumplir el Protocolo de Kyoto y contribuir a la seguridad del aprovisionamiento de los recursos energéticos haciendo uso de recursos renovables autóctonos que reduzcan nuestra dependencia de los combustibles importados. En este nuevo contexto el mercado potencial de las Pequeñas Centrales Hidráulicas (PCH) está basado en el marco legislativo en vigor en la UE. En este marco destacan dos piezas legislativas:

• La Directiva 2001/77/EC para la promoción de la electricidad generada con fuentes de energía renovables (E-FER). Esta Directiva crea un marco legal, aplicable a todos los EM, para promocionar la electricidad con FR y establece el ambicioso objetivo de doblar, en el escenario del 2010, la contribución de las energías renovables al consumo energético global de la UE.

• La Directiva 2003/53/EC que establece reglas comunes para la generación,

transmisión, distribución y suministro de electricidad. Racionaliza la organización y funcionamiento del sector eléctrico, el acceso al mercado y la explotación de los sistemas.

En este marco legislativo destacan tres aspectos que conciernen al mercado de las PCH en particular: (i) los objetivos fijados en la legislación y las dificultades para alcanzarlos; (ii) la estructura tarifaria y los mecanismos de apoyo a la generación con

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http://www.smallhydro.ch/franais/download/download f.htm

http://www.suisse-energie.ch/internet/02007/index.html?lang=fr


FER y (iii) las barreras que aun limitan su desarrollo, pese al marco legislativo tan favorable. A.1 OBJETIVOS. La primera de estas directivas establece unos objetivos indicativos para la contribución de la E-FER a la producción global de electricidad en cada EM. La Tabla A.1 muestra los objetivos indicativos para cada EM. Obsérvese que se han fijado objetivos globales de E-FER sin distinguir entre las diferentes tecnologías. Tabla A.1: Valores de referencia para los distintos EM, con sus objetivos indicativos para la contribución de la E-FER a la generación total de electricidad. En el escenario 2010 (*) El presente anexo contiene valores de referencia para el establecimiento de los objetivos indicativos nacionales en materia de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovable (E-FER) de conformidad con el apartado 2 del artículo 3.

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Los Estados miembros publicarán, por primera vez a más tardar el 27 de octubre de 2003 y posteriormente cada dos años, un informe en el que se analice el grado de cumplimiento de los objetivos indicativos nacionales, con consideración, en particular, de los factores climáticos que puedan afectar a la realización de dichos objetivos, y en el que se indique la medida en que las acciones emprendidas son conformes con el compromiso nacional en materia de cambio climático. La Comisión, basándose en los informes de los Estados miembros mencionados en los apartados 2 y 3, evaluará la medida en que:

• los Estados miembros han avanzado en la realización de sus objetivos indicativos nacionales,

• los objetivos indicativos nacionales son compatibles con el objetivo indicativo global del 12 % de consumo nacional bruto de energía en 2010 y, en particular, con una parte indicativa del 22,1 % de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el consumo total de electricidad de la Comunidad en 2010.

Sin embargo, el Libro Blanco sobre las fuentes de energía renovables fijó un objetivo ambicioso y concreto – 14 000 MW de potencia instalada – para el año 2020. Como muestra la figura A.1, si aplicamos el ritmo de crecimiento de los últimos años, la capacidad instalada en PCHs, en la U E, en el horizonte 2010 se situaría en los alrededores de 12.900 MWW, aunque se especula que, si se mejorase el marco legislativo para facilitar la obtención de autorizaciones, podría aun alcanzarse el objetivo inicial.

Figura A.1 : tendencia de crecimiento en PCH y objetivos del Libro Blanco

Según las asociaciones nacionales de pequeña hidráulica, la ralentización de crecimiento de la potencia instalada no se debe a razones económicas sino a la existencia de barreras administrativas y medioambientales. Aun cuando los mecanismos de apoyo en vigor siguen siendo indispensables, su vigencia no basta para salvar esas barreras. Si la Comisión quiere poner en marcha un verdadero marco de apoyo de la pequeña hidráulica tendrá que incluir entre sus prioridades la eliminación de las barreras que bloquean su desarrollo y que tienen tanta importancia como los esquemas compensatorios que se están poniendo en marcha. A.2 ESTRUCTURAS TARIFARIAS Y MECANISMOS DE APOYO

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La promoción de los recursos renovables, para aumentar su participación en el mix de combustibles, basado fundamentalmente en la consolidación de uno o varios mecanismos de apoyo eficientes, constituye la medula de los objetivos de la política energética de la U E: seguridad y diversidad del aprovisionamiento, competitividad y protección ambiental. La E-FER necesita un apoyo a medio y corto plazo: Costo. La mayor desventaja de la E-FER reside en el hecho de que en las circunstancias actuales, caracterizadas por la no internalización de los costes externos de generación de energía, sus costes tienden a ser sensiblemente más elevados que los resultantes de utilizar combustibles convencionales. Es generalmente admitido que los recursos convencionales para generar energía no solo no pagan todos sus costes externos, sino que además están fuertemente subsidiados. Pese a la dificultad de cuantificarlos, estos costes externos no son una entelequia. El estudio ExternE, promovido y financiado por la Comisión Europea durante más de diez años con el fin de cuantificar los costes sociales y ambientales de la producción de electricidad, los cifra en un rango de entre el 1% y el 2% del Producto Interior Bruto (PIB) de la Unión Europea (UE), sin contar con los costes del cambio climático. Este estudio concluye que si tales costes externos se integraran en la factura eléctrica europea, el precio del kWh producido con fuel o carbón debería doblarse, mientras que el coste del kWh producido a partir de gas natural se vería incrementado en al menos un 30%. Consiguientemente, si se quiere realmente desarrollar la E-FER es necesario: (i) un mecanismo de apoyo que haga posible que los productores con renovables entren en el mercado y puedan obtener un beneficio razonable y (ii) un marco regulatorio estable que permita a los inversores potenciales, entrar en el mercado sin la preocupación de que el mismo pueda modificarse con consecuencias negativas. Infraestructura. El futuro de la E-FER depende de la estructura de los precios y del apoyo político. La solución definitiva, el final de la distorsión del mercado, mediante la eliminación de los subsidios y la internalización de los costes externos requiere mucho tiempo. Según APPA (la asociación española de productores independientes de E-FER) los costes externos de generación con recursos convencionales tiene que considerarse un elemento esencial de referencia para cuantificar la ayuda que deben recibir los pequeños productores hidroeléctricos, en compensación por sus beneficios sociales y medioambientales. Los Estados Miembros han venido apoyando la E-FER de varias formas: vía Investigación y Desarrollo, exención o reducción de impuestos, precios de compra garantizados, subsidios a la inversión, etc. La misma Comisión ha apoyado durante más de una década la I+D en el área de renovables, en el marco de diferentes programas (seis hasta el momento). No obstante el Libro Blanco, y sobre todo la Directiva E-FER, son los instrumentos fundamentales en la política de la U E para promocionar la inversión en energías renovables. Es indudable que sin un marco tarifario que haga factible la rentabilidad de las inversiones en tecnologías renovables, no se podrán alcanzar los objetivos señalados en el marco legislativo. La Directiva E-FER define los recursos renovables como recursos no fósiles – la proposición original limitaba la hidroelectricidad a la generación procedente de centrales de menos de 10 MW, pero esta limitación se anulo en la propuesta final. En España, por ejemplo, se incentiva la producción en centrales entre 10 MW y 50 MW, aunque la incentivación disminuye al aumentar la potencia. Algunos E M aumentan, e incluso limitan, la prima a las centrales

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más pequeñas, disminuyéndola al aumentar la producción. Un ejemplo es Austria en donde el kWh del primer GWh generado en una central nueva se paga a 5,96 céntimos de Є, el de los tres siguientes a 4,58 céntimos de Є y una vez excedidos los 24 GWh a 3,31.céntimos de Є En el capitulo 8 se publica una tabla con los precios de la electricidad generada con fuentes de energía renovables (E-FER). Los instrumentos de apoyo empleados por los diferentes E M se basan en dos principios. Como muestra la figura A.2 los instrumentos afectan a la demanda o al suministro de E-FER, y ponen su énfasis en la producción de electricidad o en la potencia instalada en las centrales. Básicamente utilizan tres instrumentos para promover la E-FER: (ii) tarifas primadas fijas, (ii) cuotas obligatorias de energía renovable, en combinación con un sistema de certificados verdes y (iii) licitación/ concurso para suministro de energía verde.

Figura A.2: Instrumentos de la política E-FER

Cuando se redactó la Directiva E-FER, la Comisión se inclinaba al sistema de concursos, que fue muy popular en el Reino Unido con el programa NFFO, pero en la redacción final se decidió dejar libertad a los E M para que escogiesen el sistema de apoyo que consideraban más conveniente. Subsidios a la inversión. La Autoridades ofrecen subsidios a las inversiones en tecnologías E-FER, en general materializándose en un porcentaje de la inversión total. Este tipo de apoyo puede ayudar a romper la barrera que supone el alto coste de la inversión inicial y se utiliza con éxito para estimular la inversión en tecnologías E-FER de menor rentabilidad. Tarifas mínimas (REFIT). Es el sistema utilizado por varios EM (notablemente Alemania y España), caracterizado por un precio específico fijado para la electricidad generada con FER, que deberá ser abonado por las compañías eléctricas, en general distribuidoras, a los productores domésticos de E-FER. En una variante del sistema, el gobierno fija una prima a pagar sobre el precio del mercado spot de la electricidad. El precio fijo o la prima fija deberán ser revisados periódicamente por el gobierno para reflejar los costos decrecientes de la tecnología.

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Sistemas de cuotas obligatorias y certificados verdes negociables. Este sistema de apoyo (en funcionamiento en el Reino Unido, Italia, Bélgica y Suecia) se caracteriza por la imposición legal a los distribuidores o generadores de electricidad, según los casos, de la obligación de que un determinado porcentaje o cuota, de su suministro o producción de electricidad provenga de fuentes de energía renovables (FER). Por cada MWh de E-FER suministrado, el generador o el distribuidor, recibe un certificado verde. Estos disponen así de dos bienes diferentes que venden en el mercado: por un lado, la electricidad física y, por otro lado, los certificados verdes. A la finalización de cada período sucesivo considerado, generalmente un año, los sujetos obligados por la cuota deberán demostrar su cumplimiento mediante la entrega virtual a la correspondiente Autoridad Regulatoria Nacional de una cantidad de certificados verdes equivalentes a la cuota fijada. El precio del certificado verde vendrá determinado por el nivel de la cuota que se fije legalmente ya que, en principio cuanta más ambiciosa sea la cuota, más demanda de certificados se generará en el mercado y, por tanto, mayor será el precio. Sistemas de subastas y concursos. Sistema utilizado en el Reino Unido en el periodo en que estuvo en vigor la NFFO (Non Fossil Fuel Obligation). Las autoridades promueven concursos solicitando ofertas, a precio fijo, para el suministro de E-FER. Estos concursos pueden solicitar suministros proc3edentes de tecnologías específicas de renovables (por ejemplo, fotovoltaica, biomasa, etc.). La Autoridad selecciona la oferta más favorable. Medidas fiscales. Algunos M E, como Austria, Bélgica, Dinamarca y Portugal, utilizan como apoyo determinados beneficios fiscales, que deben ser compatibles con la política de la E U en lo que se refiere a las ayudas de Estado para protección medioambiental. Concretándonos a la pequeña hidráulica, la Tabla A.2, elaborada por ESHA muestra los sistemas de apoyo utilizados por los diferentes E M de la Europa de los 15. Los precios para la energía mini-hidráulica en la UE 15 se detallan en el gráfico adjunto elaborado por APPA.

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Tabla A.2; sistemas de apoyo a las PCH en la EU 15

M E Esquema de apoyo

Bélgica Valonia: Certificados verdes desde 1 Octubre 2002 Flandes: Certificados verdes desde 1 Enero 2003

Dinamarca En transito de precios fijos mínimos a certificados verdes

Alemania Precios fijos o primas

Grecia Precios fijos o primas

España Precios fijos o primas ajustados periódicamente por el gobierno

Francia

Precios fijos o primas aplicables solo a centrales de hasta 12 MW. El precio pagado a las PCH depende del año de construcción de la central. La tarifa de invierno para PCH comisionadas después de del 2001 está garantizado durante 20 años

Irlanda Subasta pública. Concursos para energías alternativas (AER). El gobierno irlandés convocó el AER VI en Febrero 2003

Italia

Cuota más certificados verdes negociables, La cuota aumentará cada año un 0,3% a partir de 2005. La autoridad de la red fija un precio tope para los certificados verdes cada año. Los certificados verdes se otorgan solamente en los ocho primeros años de explotación de la central

Luxemburgo Precios fijos o primas. La prima se garantiza por 10 años

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Holanda Nuevo sistema de apoyo a partir de 1 Julio 2003. Precios del mercado libre más una prima. La pequeña hidráulica no recibe certificados verdes.

Austria

Precios fijos: a) Centrales antiguas: las centrales que obtuvieron autorización antes de 1 Enero 2003, incluidas todas las que están en explotación, tienen derecho a esa tarifa durante los primeros diez años de funcionamiento. B) Centrales nuevas: centrales autorizadas entre 1 Enero 2003 y 31 Diciembre 2005 que comienzan su explotación a finales de 2006 tienen derecho a cobrar la tarifa durante los primeros 13 años de funcionamiento.

Portugal Precios fijos

Finlandia Prima sobre el precio del mercado Nordpool

Suecia Certificados verdes: este sistema comenzó el 1 Mayo 2003

Reino Unido

Precio de mercado (mercado de energía NETA) y certificados ROC’s (solamente utilizable en centrales hasta 20 MW construidas después de 1990 o habiéndose construido antes se hayan rehabilitado utilizando nuevos rotores de turbina y equipos de control. Las PCH’s comisionadas después de 2000 también pueden hacer uso de los ROC’s.

A.3 BARRERAS.

Una de las barreras importantes al desarrollos de las FER en la UE la constituyen los procedimientos administrativos y de ordenación del territorio a los que tienen que hacer los inversores potenciales en FER. APPA dice explícitamente que sería urgente y necesario que la Comisión actuase para acabar con los "complejos y largos procedimientos de autorización, la insuficiente coordinación entre las Administraciones, la escasa integración de las renovables en la planificación regional y local, y los procedimientos opacos de conexión y acceso a la red basados en criterios poco objetivos, escasamente transparentes y discriminatorios", lo que coincide con el diagnóstico que la propia Comisión Europea ha realizado acertadamente en su reciente Comunicación sobre Energías Renovables (mayo 2004). El estudio Blue Age, elaborado a petición de ESHA y financiado por la Comisión, estimaba que el plazo necesario para cumplir con los requisitos administrativos variaba de 12 semanas en Escocia, a 2 años en Italia y 4 años en España. Hoy en día esos plazos son ampliamente superados. En estos últimos años solo unas pocas decenas de proyectos han sido autorizados en el ámbito de la Comunidad Europea. Sin autorizaciones no hay desarrollo posible, y pese a todos los mecanismos de apoyo que puedan ponerse en marcha, por generosos que sean, será imposible alcanzar los objetivos marcados por la Directiva y el Libro Blanco. La Directiva especifica que los Estados miembros deberán publicar un informe sobre la evaluación mencionada en el apartado 1, indicando, cuando corresponda, las acciones emprendidas. El objetivo de dicho informe será ofrecer, cuando sea pertinente en el marco normativo nacional, una síntesis de la situación existente, en particular, de:

294


• la coordinación entre las diferentes administraciones en cuanto a plazos, recepción y examen de las solicitudes de autorización;

• la posibilidad de establecer directrices para las actividades mencionadas en el apartado 1 y la viabilidad de la instauración de una planificación rápida para los productores de electricidad que utilicen fuentes de energía renovables; y

• la designación de autoridades que actúen como mediadoras en los conflictos entre las autoridades responsables de la concesión de autorizaciones y los solicitantes.

La Comisión estima que es necesario hacer progresos significativos en esta área y propone requerir a los EM:

• Revisar las medidas existentes en el plano administrativo de forma que el inversor potencial de FER pueda afrontar con éxito los tramites administrativos, para lo que considera necesario:

o Establecer un solo punto de recepción para las solicitudes de autorización

o Asegurar la coordinación entre los diferentes cuerpos administrativos implicados en el proceso y en el establecimiento de plazos razonables

o Establecer en lo posible que, al cabo de un periodo de tiempo razonable, la falta de respuesta por parte de la administrativa, pueda ser considerada como una respuesta positiva

o Especificar claramente los criterios que tiene que seguir un proyecto para que sea aprobado

o Identificar a nivel nacional, regional y local los sitios apropiados para el desarrollo de un aprovechamiento

o Introducir programas de capacitación para el personal responsable de los procedimientos de autorización.

• Publicar un informe a este respecto, subrayando las conclusiones alcanzadas en

cuanto a acciones a tomar no más tarde de dos años después de entrar en vigor la Directiva. La Comisión deberá presentar un informe, basado en los de los EM, sobre la experiencia de estos, poniendo de relieve las mejores prácticas.

La Directiva 2003/54/EC, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad sugiere también algunas medidas al respecto. Por ejemplo:

• En el preámbulo de la Directiva se menciona que:.

• Para evitar imponer una carga administrativa y financiera desproporcionada a las pequeñas empresas de distribución, los Estados miembros podrán eximirlas, cuando sea necesario, de los requisitos de separación legal de la distribución.

• Los procedimientos de autorización no deben dar lugar a una carga administrativa desproporcionada en relación con el tamaño y las posibles repercusiones en los productores de electricidad.

• Casi todos los Estados miembros han optado por abrir a la competencia el mercado de la producción de energía eléctrica mediante un procedimiento transparente de autorización. No obstante, los Estados miembros deben

295


garantizar la posibilidad de contribuir a la seguridad del suministro a través del establecimiento de un procedimiento de licitación o un procedimiento equivalente en caso de que no sea suficiente la capacidad de producción obtenida con el procedimiento de autorización. Los Estados miembros deben tener la posibilidad de recurrir, por razones de protección del medio ambiente y de promoción de nuevas tecnologías incipientes, al procedimiento de licitación para la adjudicación de nuevas capacidades con arreglo a criterios publicados. Estas nuevas capacidades incluyen, entre otras cosas, las energías renovables y la producción combinada de calor y electricidad.

• El Artículo 3 sobre obligaciones del servicio público y protección del cliente

menciona que: • Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 2, los Estados miembros, de

conformidad con su organización institucional y cumpliendo el principio de subsidiariedad, velarán por que las empresas eléctricas operen con arreglo a los principios de la presente Directiva, con miras a la consecución de un mercado competitivo, seguro y sostenible desde el punto de vista medioambiental de la electricidad, y no ejercerán discriminación entre aquéllas en cuanto a derechos y obligaciones.

• Dentro del pleno respeto de las disposiciones pertinentes del Tratado, y en

particular de su artículo 86, los Estados miembros podrán imponer a las empresas eléctricas, en aras del interés económico general, obligaciones de servicio público que podrán referirse a la seguridad, incluida la seguridad del suministro, a la regularidad, a la calidad y al precio de los suministros, así como a la protección del medio ambiente, incluida la eficiencia energética y la protección del clima. Estas obligaciones de servicio público deberán definirse claramente, ser transparentes, no discriminatorias y controlables, y garantizar a las empresas eléctricas de la Unión Europea el acceso, en igualdad de condiciones, a los consumidores nacionales. En relación con la seguridad del suministro, la eficiencia energética

• y la gestión de la demanda, y con miras al cumplimiento de objetivos medioambientales, mencionados en el presente apartado, los Estados miembros podrán establecer una planificación

• a largo plazo, teniendo en cuenta la posibilidad de que terceros quieran acceder a la red

• la contribución de cada fuente energética a la mezcla global de combustibles de la empresa durante el año anterior;

• por lo menos la referencia a fuentes de información existentes, como páginas web, en las que esté disponible para el público información sobre el impacto en el medio ambiente al menos en cuanto a las emisiones de CO2 y los residuos radiactivos derivados de la electricidad producidos

• por la mezcla global de combustibles de la empresa durante el año anterior.

• Los Estados miembros aplicarán las medidas oportunas para alcanzar los objetivos de cohesión económica y social, protección del medio ambiente –que podrán incluir medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda y medios para combatir el cambio climático, y seguridad del suministro.

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Dichas medidas podrán incluir, en particular, la oferta de incentivos económicos adecuados, recurriendo, si procede, a todos los instrumentos nacionales y comunitarios existentes,

• para el mantenimiento y la construcción de las infraestructuras de red necesarias, incluida la capacidad de interconexión.

• Los Estados miembros informarán a la Comisión, cuando incorporen la

presente Directiva, de todas las medidas adoptadas para cumplir las obligaciones de servicio universal y de servicio público, incluidos los objetivos de protección del consumidor y del medio ambiente, y sus posibles efectos en la competencia nacional e internacional, independientemente de que dichas medidas requieran una excepción a lo dispuesto en la presente Directiva. Posteriormente, informarán cada dos años a la Comisión de todos los cambios introducidos en dichas medidas, con independencia de que requieran una excepción a lo dispuesto en la presente Directiva.

• El artículo 6 sobre procedimientos para añadir nueva capacidad establece que:

o Los procedimientos y criterios de autorización se harán públicos. Se informará a los solicitantes de los motivos por los que se les deniega la autorización. Los motivos deberán ser objetivos y no discriminatorios, y deberán motivarse y justificarse debidamente. Los solicitantes dispondrán de la posibilidad de interponer recurso.

• El artículo 7 sobre concursos para nuevas capacidades menciona que:

• Los Estados miembros podrán disponer que, por razones de protección del medio ambiente y de promoción de nuevas tecnologías nacientes, se puedan adjudicar mediante licitación nuevas capacidades con arreglo a criterios publicados. Esta licitación podrá referirse a la creación de nuevas capacidades o a medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda. No obstante, sólo podrá iniciarse un procedimiento de licitación si, mediante la aplicación del procedimiento de autorización, la capacidad de generación obtenida o las medidas adoptadas no son suficientes para lograr estos objetivos.

LA CUESTION DE LA CONEXIÓN Y EL ACCESO A LA RED Exceptuando los esquemas aislados, una central no puede funcionar sin estar conectada a la red. Las especificaciones para la conexión a la red pueden representar también un obstáculo disuasorio para el desarrollo de las PCH y/o afectar a la viabilidad del aprovechamiento. Las compañías eléctricas que exigen especificaciones irrazonables o innecesarias (como la ubicación del punto de conexión muy lejos de la central) afectan considerablemente la factibilidad de un aprovechamiento. Por otra parte, las compañías eléctricas tienen que garantizar la calidad de su servicio, por lo que tienen que exigir ciertos requisitos a los productores independientes conectados a la red. La Directiva E-EFER, en su artículo 7, especifica que “Sin perjuicio del mantenimiento de la fiabilidad y la seguridad de la red, los Estados miembros adoptarán las medidas necesarias para que los operadores de sistemas de transporte y de distribución presentes en su territorio garanticen el transporte y la distribución de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Podrán, además, establecer un acceso prioritario

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a la red de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables. Cuando gestionen la interconexión de las instalaciones de generación, los operadores de los sistemas de transporte darán prioridad a las instalaciones de generación que utilicen fuentes de energía renovables en la medida en que el funcionamiento del sistema eléctrico nacional lo permita”. Los Estados miembros velarán por que se definan criterios técnicos de seguridad y se elaboren y publiquen las normas técnicas que establezcan los requisitos técnicos mínimos de diseño y funcionamiento en materia de conexión a la red de instalaciones generadoras, de redes de distribución, de equipos de clientes conectados directamente, de circuitos de interconexiones y de líneas directas. Dichas normas técnicas deberán garantizar la interoperabilidad de las redes y ser objetivas y no discriminatorias. La Directiva 2003/54/EC es aun más precisa a este respecto. Por ejemplo en el preámbulo, al hablar de los beneficios del mercado interior de la electricidad dice literalmente:” La experiencia adquirida con la aplicación de esta Directiva ha puesto de manifiesto las ventajas que pueden derivarse del mercado interior de la electricidad, en lo que se refiere a mayor eficacia, reducciones de los precios, mejora de la calidad del servicio y mayor competitividad. Sin embargo, subsisten deficiencias importantes y es posible mejorar el funcionamiento de este mercado, en particular son necesarias medidas concretas para garantizar unas condiciones equitativas en el ámbito de la generación y para reducir el riesgo de que aparezcan posiciones dominantes y comportamiento abusivo, garantizando así tarifas de transporte y distribución no discriminatorias mediante un acceso a la red basado en tarifas publicadas antes de su entrada en vigor, y velando por la protección de los derechos de los pequeños clientes y de los clientes vulnerables y la publicación de información sobre las fuentes de energía para producción de electricidad, así como referencia a las fuentes, cuando estén disponibles, que faciliten información sobre su impacto medioambiental………….. Los principales obstáculos para la realización de un mercado interior plenamente operativo y competitivo están relacionados entre otras cosas con el acceso a la red, las cuestiones de tarificación y los distintos grados de apertura de los mercados entre los Estados miembros. Para que la competencia funcione correctamente se requiere un acceso no discriminatorio a la red, transparente y a precios razonables. Para completar el mercado interior de la electricidad, es primordial que los gestores de redes de transporte o distribución puedan acceder a la red en condiciones no discriminatorias. Un gestor de red de transporte o distribución puede constar de una o más empresas.” Así mismo estipula: “El cumplimiento de los requisitos de servicio público es una exigencia fundamental de la presente Directiva, y es importante que en ella se especifiquen normas mínimas comunes, respetadas por todos los Estados miembros, que tengan en cuenta los objetivos comunes de protección, seguridad del suministro, protección del medio ambiente y niveles equivalentes de competencia en todos los Estados miembros. Es importante que los requisitos de servicio público puedan interpretarse en el ámbito nacional, teniendo en cuenta las circunstancias nacionales y dentro del respeto del Derecho comunitario.” En la Directiva que comentamos existen varios artículos que tratan directamente del acceso a la red y al aumento de capacidad:

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• El artículo 5 de las reglas comunes especifica: “Los Estados miembros velarán por que se definan criterios técnicos de seguridad y se elaboren y publiquen las normas técnicas que establezcan los requisitos técnicos mínimos de diseño y funcionamiento en materia de conexión a la red de instalaciones generadoras, de redes de distribución, de equipos de clientes conectados directamente, de circuitos de interconexiones y de líneas directas. Dichas normas técnicas deberán garantizar la interoperabilidad de las redes y ser objetivas y no discriminatorias. Se notificarán a la Comisión, con arreglo al artículo 8 de la Directiva 98/34/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 22 de junio de 1998, por la que se establece un procedimiento de información en materia de las normas y reglamentaciones técnicas y de las reglas relativas a los servicios de la sociedad de la información.”

• El artículo 6 sobre los procedimientos de autorización para nuevas instalaciones

subraya que “Los Estados miembros fijarán los criterios para la concesión de las autorizaciones de construcción de instalaciones generadoras en su territorio. Los criterios podrán referirse a seguridad y la protección de las redes e instalaciones eléctricas y de los equipos asociados; la protección de la salud y la seguridad públicas; la protección del medio ambiente; la ordenación del territorio y la elección de los emplazamientos; la utilización del suelo público y la eficiencia energética.”

• El artículo 14 sobre las funciones de los gestores de redes de distribución resulta

muy explicito al ocuparse de las FER: “Todo Estado miembro podrá imponer al gestor de red de distribución la obligación de que, en la ordenación del funcionamiento de las instalaciones generadoras, dé preferencia a las que utilicen fuentes de energía renovables o de residuos o que utilicen un procedimiento de producción combinada de calor y electricidad. En caso de que los gestores de red de distribución se encarguen de garantizar el equilibrio de la red de distribución de electricidad, las normas adoptadas por ellos a tal fin deberán ser objetivas, transparentes y no discriminatorias, incluidas las normas de cobro a los usuarios de sus redes en caso de desequilibrio energético.”

La Comisión controlará y examinará la aplicación de la presente Directiva y presentará un informe general de situación al Parlamento Europeo y al Consejo antes de que acabe el primer año siguiente a la entrada en vigor de la presente Directiva, y a partir de entonces con una periodicidad anual. El informe deberá tratar, entre otros, los siguientes puntos: la experiencia adquirida y los avances conseguidos en la creación de un mercado interior de la electricidad completo y plenamente operativo, así como los obstáculos que persistan a este respecto, incluidos aspectos relacionados con posiciones dominantes, concentración del mercado y prácticas abusivas o anticompetitivas y su efecto en términos de distorsión del mercado. La Comisión enviará al Parlamento Europeo y al Consejo, no más tarde del 1 de Enero de 2006 un informe detallado explicando los progresos realizados en la creación de un mercado interior de la energía. El informe considerará, en particular, la existencia de un acceso no discriminatorio a la red. A.4 El mercado interno, actualmente, en la UE.

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El último informe de la Comisión Europea sobre los avances y éxitos en la implementación del mercado interior de la electricidad en la UE nos muestra que la situación es la siguiente: Implementación de la Directiva sobre Electricidad. Aunque desde 2001, en el sector de la electricidad se han producido avances en términos de funcionamiento general del mercado, hay todavía áreas en donde aparecen problemas:: Los diferentes grados de apertura del mercado reducen el ámbito de los beneficios que los usuarios podrían esperar de la libre competencia Las disparidades en las tarifas de acceso a la red interconectada por parte de los operadores, pueden constituir una barrera a la competencia La gran capacidad instalada de los actuales generadores impide la entrada de otros nuevos Hay insuficiente interconexión entra las infraestructuras de los EM Resultados de la apertura del mercado para los consumidores. Las dos consecuencias inmediatas de la apertura del mercado deberían ser la disminución de los precios de la electricidad y la oportunidad de negociar con los operadores y eventualmente cambiar de suministrado. Sin embargo, no se observa una tendencia a la baja del precio del kWh. La tendencia es diferente en los EM, y cuando se observa una baja, esta se produce en los grandes consumidores (la industria) y no en los pequeños (el sector domestico). En lo que se refiere a las negociaciones y cambio de suministrador hay que admitir que en la mayoría de los EM los grandes consumidores han aprovechado esta posibilidad. Hay Estados Mi4embros, como Austria y Alemania, en la que el cambio de suministrador también está afectando a pequeños consumidores. Cuestiones de servicio público. Los EM son conscientes de la necesidad de asegurar el abastecimiento energético, alcanzar elevadas cuotas de calidad en el servicio y defender los objetivos medioambientales de la Comunidad. Entre las cuestiones más importantes comunicadas a los SE ME incluyen las medidas encaminadas a aumentar el porcentaje de fuentes renovables de energía. Acceso a la red. Tarifas de Acceso: El número de compañías que explotan las redes de transporte y de distribución varía mucho de EM a EM. Esta situación es una herencia de cómo estaba organizado el suministro de electricidad antes de la liberación del mercado. En algunos países, como Francia, Irlanda y Grecia, existe una sola compañía nacional que es propietaria de la línea principal de transmisión y de la mayoría o la totalidad de las de distribución. En otros, como Alemania y Austria, los sistemas de transporte funcionan a nivel regional, y la distribución está en manos de una extensa red de compañías municipales, mientras en otros el número de operadores se sitúa entre los dos extremos anteriores. Tabla A.3: Acceso a la red de la electricidad en la UE Media Tensión Baja Tensión

300


TARIFAS TOTALES CONEXION

Número de compañías

de transporte

Número de compañías

de distribución

Precio medio estimado (Є/MWh)

Horquilla aproximada max - min (Є/MWh)

Precio medio

estimado (Є/MWh)

Horquilla aproximada max - min (Є/MWh)

Austria 3 155 20 15-25 65 50-80 Bélgica 1 35 15 n.a. Dinamarca 2 77 15 n.a. 25 (no se sabe) Finlandia 1 100 15 10-20 35 (no se sabe) Francia 1 172 15 n.a. 50 n.a. Alemania 4 880 25 15-45 55 40-75 Grecia 1 1 15 n.a. Irlanda 1 1 10 n.a. 40 n..a. Italia 1 219 10 n.a. Luxemburgo - 18 20 n.a. Holanda 1 18 10 (no se sabe) 35 (no se sabe) Portugal 1 3 15 n.a. España 1 297 15 n.a. 45 n.a. Suecia 1 218 10 5-15 40 20-60 Reino Unido 4 15 (no se sabe) 10-15 40 30-50 Fuente: segundo informe de seguimiento de la Comisión SEC(2003) 448 Equilibrado: Otra cuestión muy importante en lo que se refiere a seguridad de acceso a los centros de la red la constituye las condiciones relativas al equilibrio. El operador de la red es el responsable de su equilibrado, y factura los costes a los productores. En muchos EM el precio del equilibrado viene dado por el mercado, mientras que en otros el precio está directamente regulado por la Autoridad. Esta situación pone en desventaja a los nuevos productores que por tener una menor cartera de clientes, resultan más vulnerables. Seguridad de abastecimiento. La introducción de la competencia en los mercados de gas y electricidad debe organizarse de forma que los consumidores puedan descansar en la seguridad de un suministro continuo y fiable. Esto quiere decir que las capacidades de generación y transporte deben de ser suficientes para hacer frente a una demanda cuyo volumen y condiciones varían a lo largo del año. La Tabla A.4 suministra una información fiable sobre la situación de los EM en 2002, en lo que respecta a sus capacidades de generación en reserva. Se constata que la situación actual de la UE es globalmente favorable en lo que concierne a la adecuación de las capacidades- En principio los EM prevén mantener el nivel de la “capacidad remanente” por encima del 50% de la capacidad disponible. Tabla A.4: Seguridad en el suministro de electricidad en la UE Situación en materia de seguridad de suministro en

2002 Medidas para desarrollar capacidades excepcionales

Capacidad producción en reserva

Capacidad importación

(% del consumo)

Crecimiento p.a. de la

carga máxima

Aumento capacidad a 2004 (GW)

Basado en el

mercado

Obligación del

operador o del

productor

Incentivos p.e.

retribución capacidad disponible

plica

Austria 34% 45% +2,1% 0,1 X Bélgica 2% 31% +2,1% 0,2 Dinamarca X Finlandia desconocido Francia 16% 19% +1,9% 0,4 X

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Alemania 5% 15% +0,5% 0,8 X Grecia 7% 13% +3,2% 1,2 (x) (x) Italia 9% 12% +3,7% 5,7 x Irlanda -2% 6% +3,0% 0,8 (x) Luxemburgo - 100% +2,8% 0,0 0,8% Holanda 7% 28% +3,0% 0,7 x Portugal 13% 13% +4,0% 0,5 x España 16% 7% +3,1% 4,5 x Suecia x Reino Unido 12% 3% -1,0% 5,0 X Nordel 1% 5% -0,8% 6,0 Objetivos medioambientales. Los bajos costes de inversión de la generación con ciclos combinados y su relativa buena eficiencia de su combustible, están propiciando su popularidad en todo el territorio de la UE. Paralelamente la competitividad puede llevar al cierre de las viejas centrales, menos eficientes y menos respetuosas con el medioambiente. Esto es lo que ha ocurrido por ejemplo en el Reino Unido cuyas emisiones se han visto drásticamente reducidas en los años 90. Se produce así una situación contradictoria: debido a la competencia se cerraran plantas antiguas y contaminantes, pero al bajar los precios se puede producir un aumento del consumo de energía, especialmente si no se reconocen los costes externos de generación con fuentes fósiles. La Tabla A.5 refleja el esfuerzo llevado a cabo por los EM para gestionar la demanda y promocionar el uso de las fuentes renovables Tabla A.5: Política medioambiental en el suministro de electricidad en la UE Generación neta adicional 1998-2001 (MW) IVA.

% Impuesto

s/ la energía

Mecanismo de apoyo para las FER

Con petróleo o

carbón

Con gas Con FER o cogeneración

otros

Austria 20 ** Precio fijo (REFIT) No hay información Bélgica 21 * cuota (certificados verdes) -225 -225 +433 - Dinamarca 25 *** cuota (certificados verdes) -803 +317 - +32 Finlandia 22 * Inversión subsidiada -270 +160 +307 +220 Francia 19.6/5.5 * Cuota (concurso) No hay información Alemania 16 ** Precio fijo (REFIT) -160 -101 +3150 +1251 Grecia 8 Ninguno Precio fijo (REFIT) -80 +492 - - Irlanda 12.5 Ninguno Cuota (concurso) 0 +310 +1074 +84 Italia 20/10 ** cuota - +4880 +1167 - Luxemburgo 6 * Precio fijo (REFIT) No hay información Holanda 19 *** cuota (certificados verdes) -227 +511 - Portugal 5 Ninguno Precio fijo (REFIT) -30 +660 - - España 16 * Precio fijo (REFIT) +341 - +5942 +1057 Suecia 25 ** cuota (certificados verdes) -2500 - +7 -600 Reino Unido 17.5/5 * Cuota (concurso) -5734 +109 +109 -257 TOTAL -8400 +12700 +12700 +1800 La tabla demuestra que todos los EM, unos más que otros, han puesto en marcha sistemas de apoyo a las fuentes renovables; su efectividad puede observarse en el mix de combustible de la capacidad añadida en los años 1998-2001. Como se ve la parte de renovables representa casi el 50% de la capacidad añadida en ese periodo en la UE. La

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mayor parte de ese incremento corresponde a Alemania y a España. Hay que hacer notar que la mayoría de los EM tienen una política fiscal que favorece el desarrollo de las FER y penaliza el consumo. Los líderes en este campo son Dinamarca y Holanda. Bibliografía

1. Documento de trabajo de la C.E. “Electricidad de fuentes renovables y el mercado interior de la electricidad”

2. ECN. Informe “Política de Energías Renovables en Europa. Country Fact. sheets 2003

3. Directiva 2003/54/EC referente a reglas comunes para el mercado interior de la electricidad y derogación de la Directiva 96/92/EC

4. Documento de trabajo de la Comisión “Second benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market. SEC(2003) 448”

5. Directiva 2001/77/EC sobre la promoción de la electricidad producida por Fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad

_________________________________ 1 Revisado por Francis Armand (ADEME), Gema San Bruno (ESHA) y Celso Penche (ESHA)

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GLOSARIO Altura de la superficie del agua: (Stage (of a river)) Altura de la lámina de agua en una estación de aforos, cuyos puntos en función del caudal, diseñan la curva de gasto Aprovechamiento de agua fluyente: (Run-of-river scheme) Aprovechamiento hidroeléctrico en el que las turbinas funcionan siempre que el agua que circula por el canal supere el caudal mínimo de una turbina. Azud: (Weir) Presa de poca altura diseñada para que, aguas arriba, el nivel de estas permita derivar una parte del caudal, sin impedir que el agua del cauce pase sobre la coronación del mismo. Índice del caudal de base: (base-flow index) Volumen total del caudal de base dividido por el volumen total de escorrentía en un momento dado. Este índice esta muy relacionado con el clima y la geología. Cámara de carga: (Forebay) Una cámara o laguna, generalmente situado al final del canal hidráulico, de la que sale la tubería forzada que alimenta las turbinas Canal de retorno: (Tailrace) Canal que conduce el agua a la salida de la turbina, o eventualmente el difusor, al río. Caudal medio diario: (average daily flow) Cantidad de agua que pasa a lo largo de un día por una estación de aforos. Caudal reservado: (compensation flow) Caudal mínimo exigido legalmente para que circule, en el tramo cortocircuitado – entre la toma y el punto de restitución – a fin de garantizar la supervivencia y crecimiento de la fauna acuática. Caudal supercrítico: (Supercritical flow) Flujo rápido cuyo número de fraude es mayor que la unidad Cavitacion: (cavitation) Cuando la presión ejercida sobre un líquido en movimiento, desciende por debajo de su presión de vaporización, éste se evapora formando gran número de pequeñas burbujas,

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que al ser arrastradas a zonas de mayor presión, terminan por estallar, generando impulsos de presión muy elevados, cuya acción repetitiva da lugar a una corrosión difusa muy perjudicial para el metal. Central de puntas: (Peaking Plant) Central que entra en producciones en aquellos periodos en los que la demanda es máxima. Constante de gravitación: (Gravitational constant g:) Aceleración debida a la gravedad, Su valor aproximado es de 9,81 m/seg2. Corriente alterna: (Alternating current) Corriente eléctrica que invierte periódicamente su polaridad – en contraste con la corriente continua. En Europa, la frecuencia estándar es de 50 Hz. En América del Norte y en muchos países de América del Sur es de 60 Hz. Corriente continua (Direct current) Electricidad que fluye constantemente en la misma dirección, e contraste con la corriente alterna. Cuenca de recepción: (catchment’s area) Territorio geográfico cuyos límites son las crestas de las montañas, que en realidad constituyen las divisorias de aguas. La cuenca de recepción es por tanto un territorio aislado, desde un punto de vista hidrológico, que funciona como un colector encargado de recoger las precipitaciones y transformarlas en escurrimientos. Curva de caudales clasificados: (FDC) La curva de caudales clasificados (CCC) muestra, para el tramo de río en cuestión, el porcentaje de tiempo en el que se alcanza o se supera un cierto valor del caudal. Curva de gasto: (Rating curve) Correlación entre caudal y altura de la superficie del agua en una estación de aforos. Difusor: (Draft tube) En las turbinas de reacción, el agua a la salida del rodete, pasa antes de llegar al canal de descarga, por un tubo de aspiración o difusor, cuya misión es recuperar parte de la energía cinética contenida en el agua que abandona el rodete a una velocidad elevada. Embalamiento: (Overspeed) Cuando, trabajando a plena potencia hidráulica, desaparece súbitamente la carga exterior, la turbina aumenta su velocidad hasta alcanzar lo que se conoce como velocidad de embalamiento.

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Energía: (Energy) Magnitud física que expresa la capacidad de un sistema para producir trabajo y calor. La energía eléctrica se mide en kWh, y representa una potencia (kilovatios) actuando durante un tiempo dado (horas). 1 kWh = 3.6x103 Julios. Escala de peces: (Fish ladder) Estructura por la que pueden pasar los peces migratorios viajando aguas arriba, ubicada generalmente a un costado del azud. Escorrentía: (Runoff) Parte de la precipitación que entra a formar parte del caudal del río. Evapotranspiración: (Evapotranspiration) Suma del volumen de agua que emplea la vegetación para su desarrollo (transpiración) y de la que se evapora ya sea directamente del suelo o de la cubierta vegetal (evaporación) Factor de carga: (Load factor:) Cociente de dividir la energía producida por una central (o una turbina) en un periodo dado de tiempo, y la que hubiera producido si hubiera funcionado continuamente a su potencia nominal Factor de potencia: (Power factor) El factor de potencia de un sistema de potencia eléctrica de corriente alterna se define como la relación de la potencia activa a la potencia aparente. Flujo de base: (Baseflow): La contribución al caudal de un río, del agua infiltrada que corre bajo el suelo y emerge en el río a través del fondo y los bancales. Es el caudal que fluye por el río en periodos de sequía. Gavión: (Gabion) Estructura metálica en forma de caja, fabricada con alambre de acero, diseñada para contener áridos, para la construcción de azudes, diques y muros de contención. Geotextiles: (Geotextiles) Tejidos flexibles, fabricados con diversos tipos de polímetros, empleados en ingeniería geotécnica y en obra civil de pequeñas centrales hidroeléctricas para, entre otras aplicaciones, reforzar terraplenes, drenar, filtrar y separar materiales.

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Golpe de ariete: (Water Hammer) Cambio brusco de régimen en una tubería forzada, provocado por el cierre o la apertura rápida de la válvula de entrada de agua a la turbina. Gradiente hidráulico: (Hydraulic gradient) Perfil piezométrico a lo largo de un conducto cerrado por el que circula, llenándolo, el agua. Infiltración: (Percolation) La infiltración es el proceso por el cual el agua penetra desde la superficie del terreno hacia el suelo. En una primera etapa satisface la deficiencia de humedad del suelo en una zona cercana a la superficie, y posteriormente superado cierto nivel de humedad, pasa a formar parte del agua subterránea, saturando los espacios vacíos. Libre borde: (Freeboard) En un canal, la altura existente entre la superficie de la lamina de agua y el borde superior de sus orillas Limpia rejas: (Trash raker) Mecanismo para eliminar la broza acumulada delante de una reja de protección. Puede ser accionado manual o mecánicamente (oleo hidráulico o eléctrico) Líneas isócronas: (Isochronous lines) Lugar geométrico de puntos tales que el tiempo de recorrido de una gota de agua desde 7uno de esos puntos hasta la desembocadura es el mismo Líneas Isovelas (Isovels) En la sección transversal de un curso de agua, las líneas que unen los puntos con igual velocidad de la corriente. Número de Fraude (Fraude: dimensionless number) Valor adimensional F, que define si un flujo es subcrítico, crítico o hipercrítico. Los flujos, en un canal abierto, son subcríticos si F < 1, críticos si F = 1, e hipercríticos si F > 1. Número de Reynolds: (Reynolds number) Número adimensional (Re) que mide la relación entre las fuerzas inerciales y las fuerzas de tensión superficial; se utiliza para determinar si un flujo es laminar o turbulento. Por ejemplo en un tubo circular el número de Reynolds crítico se sitúa alrededor de 2 300. Numero de Thoma: (Thoma’s coeficient) Numero adimensional σ empleado para comparar el comportamiento a la cavitación de las turbinas hidráulicas y define bajo que parámetros puede producirse dicho fenómeno.

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Parada: (Outage) Periodo de tiempo durante el cual una central, una linea de transmisión o cualquier otra instalación está fuera de servicio. (En) Paralelo: ((In) Parallel) Término utilizado para indicar que una instalación de generación trabaja en conexión con la red principal y por tanto trabaja sincrónicamente a la misma frecuencia que esta. Peces anódromos: (Anadromous fish) Peces que, procedentes del mar, suben por los ríos en ciertas estaciones del año, para desovar Polígonos de Thiessen: (Thiessen polygons) Método para evaluar la altura media de las precipitaciones sobre una cuenca o región como media ponderada de los datos registrados en varias estaciones pluviométricas. El factor de ponderación de una estación es el área del polígono formado por las mediatrices de los segmentos que unen esa estación y las estaciones próximas. Potencia instalada: (Installed capacity) En una central hidroeléctrica, la máxima capacidad de sus generadores. Potencia útil: (Output) La cantidad de potencia (o de energía) suministrada por un equipo, una central o un sistema. Potencia: (Power) Capacidad para llevar a cabo un trabajo. Se mide en in julios/seg o watios (1MW= 1 j/s). La potencia eléctrica se mide en kW Punta de carga: (Peak Load:) La carga eléctrica en el momento de máxima demanda, Regulador: (Governor) Dispositivo de control que regula el caudal que atraviesa una turbina siguiendo las indicaciones de un sensor (velocidad de la turbina, altura del agua en la cámara de carga, etc.) Rejilla: (Trashrack) Estructura constituida por uno o más paneles, cada uno de los cuales está fabricado con una serie de barras paralelas separadas a la misma distancia entre ellas.

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Rip-rap: (Rip-rap) Palabra intraducible al español, que describe una protección contra la erosión, fabricada con rocas generalmente planas, dispuestas de forma aleatoria sobre el terreno. Salto bruto: (gross head) Distancia vertical entre los niveles de la lamina de agua en la toma de agua y en el canal de retorno. Salto neto: (net head) Salto realmente disponible para generar energía con una turbina, consideradas todas las pérdidas de carga producidas entre la toma de agua y la propia turbina. Tablestacas: (Flashboards) Uno o más tableros de madera, fijados sobre la coronación de un azud, para aumentar su altura. Tubería forzada: (Penstock) Tubería a presión que conduce el agua desde la toma de agua o desde la cámara de carga, a la turbina o turbinas. Válvula de compuerta: (Gate Valve) Válvula que abre el paso al fluido desplazando una placa, rectangular o redonda. Se caracterizan por que la superficie de contacto de la compuerta y el asiento es plana. Las caras de la compuerta que hacen el cierre pueden ser paralelas o en cuña. Aunque a veces se utilizan para regular el paso, en general permanecen totalmente abiertas o totalmente cerradas. Cuando están abiertas dan lugar a una perdida de carga muy pequeña. Válvula de descarga de chorro hueco: (water jet) Válvula empleada para eliminar los efectos perjudiciales del golpe de ariete, combinando su accionamiento con el del cierre de las válvulas que pueden originarlo. Válvula de mariposa (butterfly valve) Válvula, con un disco de sección lenticular que gira en el interior del tubo, para cerrar más o menos el paso del agua. Si está abierta el disco se encuentra en posición paralela al eje del conducto. Pueden operarse manual o hidráulicamente.

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