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ESCUELA INDUSTRIAL SUPERIOR INSTALACIONES ELÉCTRICAS

U UN NIID DA AD DC C..22 P PR RO OD DU UC CC CIIÓ ÓN ND DE EE EN NE ER RG GÍÍA AE EL LÉ ÉC CT TR RIIC CA A

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

1.

2 de 66

INTRODUCCIÓN.

La energía eléctrica no existe en la naturaleza en forma aprovechable. Por lo tanto debe obtenerse por la y transformación de otras formas de energía, mediante diferentes procesos, que producen la energía eléctrica bajo la forma de corriente alterna a diferentes tensiones y frecuencias o de corriente continua a diferentes tensiones. Por otra parte, la energía eléctrica así producida tiene diversidad de usos, de acuerdo a las funciones de los receptores o aparatos de consumo. En síntesis, la energía se genera con el propósito único de satisfacer la demanda de millones de consumidores. Puede afirmarse que la oferta surge de la posibilidad de generar energía eléctrica en forma masiva, colocándola a disposición de aquellos interesados en su utilización. En primera instancia, ello requiere efectuar una promoción del uso de la energía eléctrica, a fin de lograr una demanda que justifique la inversión. Con el desarrollo ulterior de este servicio, la demanda crece naturalmente, y por ende

se

hace

necesario

que

la

oferta

siga

acompañando

a

la

demanda,

estableciendo una ecuación de equilibrio. Generalmente las fuentes de generación se encuentran a ciertas distancias de los consumidores, los cuales además se encuentran ampliamente distribuidos y dispersos en el espacio. Ello requiere un vínculo entre ambos, que se denomina Sistema Eléctrico de Potencia.

OFERTA (Generación)

SISTEMA (Redes, transformación, líneas)

DEMANDA (Industrias, comercios, residenciales)

ACUMULACIÓN DE ENERGÍA F igu ra. C. 2.1.

2.

C o nf i gu ra c ió n d e u n SE P

DEFINICIÓN DE SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA.

Un SEP, es el conjunto de centrales generadoras, de líneas de transmisión interconectadas entre sí y de sistemas de distribución esenciales para el consumo de energía eléctrica (ver figuras C.2.2 y C.2.3).

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3 de 66

F igu ra. C. 2. 2.

S u bs ist emas de u n SEP

F igu ra. C. 2. 3.

S u bs ist emas de u n SEP

El SEP está formado por tres partes principales: generación, transmisión y distribución; siendo:

2.1

GENERACIÓN.

La energía eléctrica se genera en las Centrales Eléctricas. Una central eléctrica es una instalación que utiliza una fuente de energía primaria para hacer girar una turbina que, a su vez, hace girar un alternador, que produce energía en corriente alterna sinusoidal a voltajes intermedios, entre 380 y 23.000 [V] (dependiendo del tipo de central).

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4 de 66

En régimen normal, todas las unidades generadoras del sistema se encuentran en "sincronismo", es decir, mantienen ángulos de cargas constantes. En este régimen, la frecuencia debe ser nominal ( 50 [Hz]) o muy cercana a ésta. Las características de las centrales eléctricas se relacionan con la subestación y la línea de transmisión en función de la potencia, la distancia a que se transmite y al área por servir. La provisión de energía eléctrica a los usuarios en los sistemas eléctricos se realiza bajo la forma de sistemas trifásicos a distintas tensiones y a frecuencias de 50 [Hz] –Europa, Sudamérica y Argentina- o 60 [Hz] -Norteamérica-. El empleo de la corriente alterna permite su transformación a distintas tensiones de manera que, independientemente de la tensión de generación, para el transporte de energía se emplea el voltaje más conveniente, según la potencia a transportar y la distancia a la cual debe ser transportada.

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Tabla.C.2.1. ENERGÍA PRIMARIA

5 de 66

Medios de generación de energía eléctrica

TRANSFORMACIÓN INTERMEDIA

MÁQUINA MOTRIZ

GENERADOR ELÉCTRICO

Carbón Mineral Petróleo Crudo Fuel Oil

Caldera con Combustión

Gas Natural Gas de Altos Hornos Gases de Escape de T.G. Gases de Porceso Gases Escape MHD Uranio Enriquecido Plutonio

Caldera de Recuperación de Calor con o sin Combustión Adicional Reactor BWR

Uranio Enriquecido

Reactor PWR

Uranio Natural

Reactor GCR

Plutonio

Reactor FBR

Solar

Turbina de Vapor

Intercambiador de Calor (caldera) Alternador

Intercambiador de Calor

Geotérmica Geotérmica de BT Térmica del Mar

Intercambiador de Calor

Turbina de Vapor de Fluidos de BT de Ebullición

Gas Natural Diesel Oil

Turbinas de Gas

Fuel Oil

Motor Diesel

Gas Oil Salto de Agua Mareas

Turbina Hidráulica

Olas

Bombeo

Olas

Corriente de Aire Turbina de Eólica

Vientos Gas Natural

Generador de C.C Magnetohidr odinámica (MHD)

Fuel Oil Carbón Mineral Hidrógeno

Célula de Combustible

Solar

Célula Fotovoltaica

2.2

Inversor (Convertid or de CC en CA)

TIPOS DE CENTRALES SEGÚN SU UTILIZACIÓN.

2.2.1 D E

BASE.

Son los destinados a suministrar la mayor parte de la energía eléctrica de manera continua. Las centrales utilizadas para satisfacer esta demanda son:

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6 de 66

centrales nucleares, centrales hidráulicas de embalse, centrales térmica de ciclo combinado y centrales hidráulicas de tipo mareomotriz.

2.2.2 D E

SEMI-BASE.

Cubren la parte media del diagrama en forma discontinua. Por lo tanto, deben ser

aptos

para

entrar

y

salir

de

servicio

con

frecuencia,

debido

a

las

irregularidades de los diagramas de demanda. Las centrales utilizadas para satisfacer esta demanda son: Centrales térmicas de de vapor simple y de ciclo combinado.

2.2.3 D E

PUNTA O PICO.

Cubren los picos de la demanda y por lo tanto deben entrar en servicio diariamente, por pocas horas. Las centrales utilizadas par a satisfacer esta demanda son: centrales térmicas con turbinas de gas que funcionan con gas natural

o

diesel

oil,

centrales

hidráulicas

de

embalse

y

de

bombeo

y

motogeneradores diesel.

2.2.4 D E

R E S E R VA .

Están normalmente fuera de servicio y se emplean para suplir deficiencias imprevistas, como fallas de equipos, escasez de agua en centrales hidráulicas o excesiva demanda de gas natural y otros combustibles para uso residencial.

2.2.5 D E

SOCORRO O MÓVILES.

Se desplazan al lugar donde son necesarios sus servicios, debid o a algún déficit energético imprevisto. Son de potencia reducida (menor a 5 [MW]). De acumulación. Almacenan la energía en horas de baja demanda (valle) y la entregan en horas de pico. En la Tabla.C.2.2 se muestran los tiempos de utilización aproximados de cada tipo de central. Tabla.C.2.2.

Tiempos de utilización anual de los diferentes tipos de centrales

TIPO DE CENTRAL

HORAS ESTIMADAS DE USO ANUAL

Pico

0 - 2500

Semi-base

2000 - 5000

Base

4000 - 8760

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2.3

7 de 66

TRANSMISIÓN.

2.3.1 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN. El sistema de transmisión se compone de líneas de alta tensión que son justamente, los elementos encargados de transmitir la energía eléctrica, desde los centros de generación a los centros de consumo, a través de distintas etapas de transformación de voltaje; las cuales también se interconectan con el SEP. Los voltajes de transmisión utilizadas en nuestro país son: 132, 220, 330 y 500 [kV]. Una de las formas de clasificar las líneas de transmisión, es de acuerdo a su longitud, siendo: •

Línea corta de menos de 80 [Km].

•

Línea media de entre 80 y 240 [Km].

•

Línea larga de más de 240 [Km].

F igu ra. C. 2. 4.

L í nea s de tr an smis ión

2.3.2 SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. En función a su diseño, son las encargadas en interconectar líneas de transmisión de distintas centrales generadoras, transformar los niveles de voltajes para su transmisión o consumo. Las subestaciones eléctricas por su tipo de servicio se clasifican en: •

Subestaciones elevadoras.

•

Subestaciones reductoras.

•

Subestaciones compensadoras.

•

Subestaciones de maniobra.

•

Subestación principal de los sistemas de distribución.

•

Subestación de distribución.

•

Subestaciones rectificadoras.

•

Subestaciones inversoras. Ing. Ulises Manassero

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8 de 66

Sin duda la denominación de una subestación como transmisión o distribución es independiente de las tensiones involucradas, y está determinada por el fin a que se destinó. El objetivo a cumplir por una subestación es determinante en su ubicación física. Para esto, las subestaciones de transmisión e stán ubicadas alejadas de los centros urbanos, esto facilita, el acceso de líneas de alta tensión y la localización de terrenos lo suficientemente grandes para albergar en forma segura los delicados equipos para el manejo de alta tensión. Por otra parte, las subestaciones de distribución deben construirse en función del crecimiento de la carga, es decir, deben estar ubicadas en los centros de carga de áreas urbanizadas para, de esta forma, asegurar la calidad y continuidad del servicio al usuario. Las subestaciones de distribución son alimentadas desde las subestaciones de transmisión con líneas o cables de potencia a la tensión de 132 a 33 [kV], es lógico suponer que esta tensión no debe considerarse como de transmisión ni distribución

para

esta

condición

intermedia,

se

desarrolla

el

concepto

de

subtransmisión. Los niveles de tensión para su aplicación e interpretación se consideran conforme lo indican las tarifas para la venta de energía eléctrica en su sección de aspectos generales, siendo: • Baja tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores o iguales a 1 [kV]. • Media tensión en el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 1 [kV], pero menores o iguales a 33 [kV]. • Alta tensión a nivel subtransmisión es el servicio qu e se suministra en niveles de tensión mayor a 35 [kV] pero menores a 220 [kV]. • Alta tensión a nivel transmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión iguales o mayores a 220 [kV].

F igu ra. C. 2.5.

Es tac ió n t ra ns for ma do ra

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3.

9 de 66

LA DEMANDA

Los receptores de consumo son de una variedad casi infinita y cada uno tiene sus propias características de consumo así como también diversas exigencias, referentes a la calidad de energía suministrada para su óptimo funcionamiento. El sistema de generación de energía que debe atender la demanda, requiere conocer cuál es el comportamiento de la misma a lo largo del tiempo, a fin de poderla satisfacer convenientemente. En tal sentido, el comportamiento de la demanda puede presentar condiciones muy variadas, presentándose los sig uientes casos típicos: •

Receptor aislado: alimentado por una fuente individual. Por ejemplo, los relojes con fuente solar.

•

Instalación aislada: compuesta por un reducido número de receptores de poca potencia. Por ejemplo, las escuelas rurales con energía fotovoltaica, eólica, pequeño grupo diesel o combinación de las mismas.

•

Industria con generación propia: puede ser con o sin conexión con la red pública de energía y con o sin suministro de otras formas de energía (vapor, agua caliente).

•

Población

o

núcleo

de

poblaciones

con

generación

convencional

centralizada. •

Sistema interconectado: un conjunto de centrales abastece a un área geográfica

determinada,

con

o

sin

vinculación

con

otros

sistemas

similares.

4. Estos

SISTEMA INTERCONECTADO DE POTENCIA. comprenden

varios

sistemas

de

transmisión,

acordes

con

la

configuración de los diversos componentes. También reúnen varias centrales de generación y centros de consumo, permitiendo fluir la energía desde la central hasta el centro de consumo que más convenga según el es tado de carga de la red, sacar o poner en servicio centrales conforme a la circunstancias que ofrezcan el despacho más económico y seguro del sistema. Para manejar eficientemente y con seguridad este sistema, es necesario contar con un despacho unificado d e carga, lugar desde donde se pueden tomar las decisiones que más convengan de acuerdo con las contingencias del servicio, la forma en que se desarrolla la demanda de energía y las disponibilidades de energía latente en las diversas fuentes.

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F igu ra. C. 2. 6.

10 de 66

S is te ma i nte r con ec ta do de pot enc ia

El sistema interconectado de 500 [kV] de nuestro país, se presenta en la Figura.C.2.7, a través de un esquema unifilar en el cual se representan las líneas de transmisión de 500 [kV] las estaciones y transformadoras (simbolizada s por barras) y las centrales generadoras de energía eléctrica.

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F igu ra. C. 2. 7.

11 de 66

Es q ue ma un i f i lar de l si st ema in ter co ne ct ad o a rg en t ino d e 50 0 [ kV]

5.

CENTRALES ELÉCTRICAS.

5.1

ESQUEMAS DE FUNCIONAMIENTO.

Las centrales eléctricas actuales responden al esquema de la Figura.C.2.8 y Figura.C.2.9, y comprenden una etapa intermedia de conversión electromagnética, Ing. Ulises Manassero

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12 de 66

y una etapa final de adaptación de tensiones. La energía latente se transforma en energía

mecánica

en

una

máquina

primaria,

la

que

suministra

movimiento

rotatorio a una máquina eléctrica que en la mayor parte de los casos es un alternador, el que a su vez se encarga de crear un sistema trifásico de tensiones alternas. El valor de la tensión de generación es tan alto como lo permita el proyecto del alternador y la tecnología de sus materiales. Desde allí la energía pasa a un transformador que se ocupa de adaptar la tensión de generación para obtener las mejores condiciones en la línea de transmisión.

F igu ra. C. 2. 8.

F igu ra. C. 2. 9.

En

las

centrales

C e nt ra l e léc t ri ca c on ve n cio na l

Es q ue ma de ta ll ado de u na c en t ral e lé ct ri ca con ve n cio na l

de

un

futuro

próximo,

es

válido

el

esquema

de

la

Figura.C.2.10, en donde se puede apreciar que la energía latente ingresa a un convertidor directo que produce la energía eléctrica sin pasar por la etapa electromecánica. Estos sistemas producen corriente continua, por lo que es menester colocar a continuación un convertidor de corriente continua a corriente alterna, y luego seguir con el transformador necesario para adaptar las tensiones.

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F igu ra. C. 2. 10.

5.2

13 de 66

C en t ra l elé ct r ic a no c on ve n cio na l

CARACTERÍSTICAS DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

La generación de energía eléctrica constituye un caso singular de fabricación, pues el producto debe ser producido en el mismo instante en que es requerido. De ahí que, las dos características fundamentales de la demanda de energía eléctrica son: •

Es esencialmente variable

•

Debe ser satisfecha en forma instantánea

5.3

EL SERVICIO PÚBLICO DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

La prestación de este servicio se cumple a través de diferentes etapas, a saber: •

Generación

•

Transmisión

•

Distribución

•

Comercialización

El suministro energético a los usuarios debe cumplir con los siguientes requerimientos de calidad del servicio: •

Continuidad de la prestación (elevada confiabilidad)

•

Mantenimiento de sus parámetros característicos (tensión, frecuencia y pureza) dentro de determinados márgenes.

5.4

CLASIFICACIÓN.

Las centrales de generación de energía eléctrica pueden clasificarse en función a varios aspectos. A continuación se detallan las diversas clasificaciones.

5.4.1 T I P O S

DE CENTRALES SEGÚN LA ENERGÍA PRIMARIA.

De acuerdo a la energía primaria utilizada, los medios de generación se clasifican en tres grupos principales:

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5.4.1.1

14 de 66

Térmicos.

•

De vapor convencionales.

•

De vapor nucleares.

•

De vapor geotérmicos.

•

De vapor solares.

•

De combustión interna.

•

De ciclo combinado.

5.4.1.2

Magnetohidrodinámicos.

5.4.1.3

Células de combustible.

5.4.1.4

Térmica del mar.

5.4.2 H I D R Á U L I C O S •

De pasada

•

De embalse

•

De bombeo

5.4.3 E Ó L I C O S A continuación se describen las más utilizadas.

6.

CENTRALES HIDRÁULICAS.

6.1

RENDIMIENTO, COSTO Y ESPECIFICACIONES.

Son instalaciones de generación, cuyo kW/h es el más barato, son las de más alto rendimiento (90%), al ser sumamente cara la instalación son las de mayor vida útil (aprox. 50 años). Son regulables y de rápida puesta en marcha, y su tiempo de funcionamiento máximo es de 12 horas; esto obedece a que una vez que ha bajado el nivel del embalse deberá detenerse el mismo tiempo para restituirlo, cuando solo se usa el agua del embalse. Las potencias normales van desde pocos MW a miles de MW. La inversión aproximada inicial por kW instalado oscila en los 1000 [U$S/kW].

6.2

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO.

En la Figura.C.2.11 tenemos un esquema que nos muestra los elementos componentes de una central hidroeléctrica. Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina una cierta energía potencial acumulada. El paso del agua por la turbina permite desarrollar en la misma un movimiento giratorio que acciona el alternador.

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F igu ra. C. 2. 11.

15 de 66

P r i nc ipi o de fu n ci onami en to d e u na ce nt ra l h i d roe lé ctr ica

Es posible clasificar a estas obras en bas e a la altura, entre aguas arriba y aguas abajo. Para valores mayores de 50 [m], se la considera de alta presión. De 50 a 20 [m] se dice que son de media presión, y para menos de 20 [m] se las considera de baja presión.

6.3

COMPONENTES DE UNA CENTRAL HIDRÁULICA.

6.3.1 P R E S A S . Están encargadas de formar el embalse; pudiendo ser de gravedad, cuando su altura es mayor que su base y están asentadas sobre las paredes. Pueden ser tipo bóveda rectas o curvas, con curvatura simple o doble, con o sin contrafuerte. Son caras, pero forman embalses de menor superficie de extensión, típicas de los ríos de montaña. En cambio, las presas de gravedad, típicas de los ríos de llanura tienen su base de mayor longitud que la altura y resulta más económica pues en la mayoría de los casos, alrededor de su núcleo central se afirman bien las piedras y si es necesario se las cubre con hormigón.

6.3.1.1

Presas de gravedad.

El par de vuelco producido por el empuje del agua se ve compensado por el par antagonista de la reacción que el suelo ejerce sobre la presa. La estabilidad de la presa se confía a su propio peso y al esfuerzo del terreno sobre el que se apoya.

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16 de 66

F igu ra. C. 2. 12.

6.3.1.2

P r esa d e g ra ve da d

Presas de bóveda.

El principio de funcionamiento consiste en transmitir el esfuerzo debido al empuje del agua a las laderas del valle, por lo que, para que esto ocurra, la presa deberá tener una cierta curvatura, de tal modo que se transmita la componente horizontal hacia los laterales del valle.

F igu ra.C. 2. 13.

P r esa de bó ve da

Las presas hidráulicas pueden estar construidas con: Material incoherente. Estas

presas

se

construyen

con

hormigón.

Dentro

de

este

grupo

encuentran: •

Presa de gravedad

•

Presa de arco o bóveda

•

Presa de gravedad aligerada con contrafuertes (ver Figura.C.2.14)

Ing. Ulises Manassero

se

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F igu ra. C. 2. 14.

17 de 66

P r esa co n c on tr af ue rtes

Material coherente. En este grupo se distinguen las presas construidas con: •

Tierra (ver Figura.C.2.17)

•

Escollera (ver Figura.C.2.16)

•

Mixtas (ver Figura.C.2.15)

F igu ra. C. 2. 15.

F igu ra. C. 2. 16.

P r esa m ix ta

P r esa d e es co ll er a

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F igu ra. C. 2. 17.

18 de 66

P r esa d e t ie r ra

6.3.2 E M B A L S E . Sirve para mantener un caudal constante, asegurar la generación de energía y obtener un caudal adicional, cuando funciona permanentemente.

6.3.3 V E R T E D E R O . Son las válvulas o el coronamiento de la presa cuya apertura evacua el caudal en exceso no turbinado en caudales muy grandes. Son compuertas radiales de accionamiento automático.

F igu ra. C. 2. 18.

6.3.4 C A U D A L

Ve r te de ros

DE DERIVACIÓN.

Es la toma del río, cerrado o abierto, que lleva a turbinar a la cámara de carga donde existen filtros que evitan el paso de sólidos flotantes y peces, mientras que el resto debe decantar en ésta. En algunos casos es necesario instalar filtros para retener la arena fina que aún se arrastra.

6.3.5 T U B E R Í A

FO R Z A D A .

Es el último tramo de gran inclinación donde se reparte el agua desde la cámara de puesta en carga o la chimenea de equilibrio hasta las turbinas. Los materiales usados son acero, hormigón y uralita. Ing. Ulises Manassero

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6.3.6 C H I M E N E A

19 de 66

DE EQUILIBRIO.

Típicas de las centrales de montañas, es utilizada para equilibrar la s presiones y evitar el golpe de “ariete” que produce el cerrado de las válvulas. En toda instalación que esté constituida por una galería de presión y que termine en una tubería forzada que conduce el agua a las turbinas, se construye al final de la galería un pozo piezométrico, o chimenea de equilibrio, que tiene por objeto recibir la onda de sobrepresión que circula de abajo a arriba de la tubería forzada cuando se produce un cierre del distribuidor de la turbina, que da origen a un golpe de ariete. De no existir esta chimenea, la onda de sobrepresión se transmitiría a la galería. Por ello, cuando esta onda encuentra a la chimenea, penetra en ella el agua hasta alcanzar una altura “z” .

F igu ra. C. 2. 19.

C h i me nea d e e q ui l i br io. Osc i lac ió n d el n iv el d e ag ua en las mis mas

6.3.7 V Á L V U L A S . Son los dispositivos de apertura y cierre de la circulación de agua por las tuberías. Se clasifican: Por la función: •

Válvulas de seccionamiento: se usan para cerrar y abrir el paso de agua hacia las turbinas

•

Válvulas de seguridad: están equipadas con dispositivos para el cierre automático cuando la velocidad del agua exceda el límite prefijado o cuando el gasto de agua exceda al que la turbina use habitualmente (embalamientos).

Por la forma constructiva: •

Tipo esférica: están constituidas por una esfera con un taladro pasante de igual diámetro que la tubería que gira alrededor de un eje horizontal. Su

cierre

es

estanco

y

no

produce

pérdidas

de

carga.

Son

de

accionamiento lento, necesitan by -pass y con un diseño adecuado

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20 de 66

pueden servir de válvulas de regulación. Se accionan mediante un motor hidráulico.

F igu ra. C. 2. 20. Vá l vu la es fé r ic a

•

Tipo mariposa: se usan en saltos de pequeña altura y gran caudal. Tienen una forma lenticular que puede girar sobre un eje diametral. No necesita by-pass ya que en cada posición las fuerzas están compensadas en cada mitad del órgano de obsturación, pero su cierre no es estanco y en la posición de apertura máxima producen siempre unas pérdidas de carga, pudiendo aparecer también vibraciones y cavitaciones.

F igu ra. C. 2. 21.

•

Vá l vu la mar i pos a

Tipo compuerta tipos aguja: trabajan en forma similar a las compuertas planas. Su cierre es estanco, pero para que la presión del agua sobre la cara

anterior

no

provoque

grandes

esfuerzos

de

rozamiento,

van

dotadas de un by-pass que permite anegar el espacio de la tubería aguas debajo de forma que las presiones se igualen con lo que pueden levantarse con menor esfuerzo.

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F igu ra. C. 2. 22.

6.3.8 C A S A

21 de 66

Vá l vu la a gu ja

D E M Á Q U I NA S .

Es el edificio donde se instalan los generadores, las turbinas y los equipos de control.

F igu ra. C. 2. 23.

T ub er ía fo rz a da, ca na l d e f u ga y c h i me nea de eq u il i b ri o

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6.3.9 T R A N S F O R M A D O R

22 de 66

Y P L A Y A DE M A N I O B R A S .

Al lado de cada generador, en el exterior, un transformador eleva, en una o dos etapas, la tensión generada hasta que corresponda a la tensión de transporte. En la playa están instalados los interruptores e instrumentos de medición.

6.3.10

CANAL

DE RESTITUCIÓN.

Devuelve las aguas al río y suele tener elementos disipadores de energía para evitar retrasos debidos a la formación de remolinos. En sistemas encadenados o centrales de bombeo, ést a cañería es cerrada, en el primer caso para obtener menores desniveles y en el segundo porque el agua tiene que circular en ambos sentidos.

6.4

VENTAJAS DE LA GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA.

•

No contamina el ambiente

•

Emplea un recurso renovable

•

Genera potencia a baja temperatura

•

Las instalaciones auxiliares son reducidas

•

Arranque instantáneo con carga en pocos minutos

6.5

DESVENTAJAS DE LA GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA.

•

Cada proyecto involucra un proyecto particular, según la ubicación .

•

Los sitios de recursos aprovechables están lejos de los lugares de gran consumo, obligando la construcción de largas líneas que encarecen la obra.

•

La creación de grandes lagos perjudica la flora y la fauna autóctona, modificando también el clima del lugar .

6.6

EL GOLPE DE ARIETE.

Se denomina golpe de ariete a los fenómenos de elevación o disminución de la presión provocados por el cierre o apertura rápidos de las válvulas en las instalaciones hidráulicas. Esta sobrepresión depende de los siguientes factores: •

Dimensiones de la tubería (longitud, diámetro y espesor)

•

Material de la tubería (hormigón o acero)

•

Velocidad del agua en la tubería.

•

Características de variación de la velocidad en el proceso de regulación del caudal.

•

Tiempo de apertura y cierre de los órganos de regulación.

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UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

6.7

23 de 66

TIPOS DE CENTRALES HIDRÁULICAS.

6.7.1 C E N T R A L

H I D R O E L É C TR I C A D E P A S A D A .

Es aquella en que no existe una acumulación apreciable de agua corriente arriba de las turbinas. Las turbinas deben aceptar todo el caudal disponible del río “como viene”, con sus variaciones de estación en estación, ó si ello es imposible el agua sobrante se pierde por rebosamiento. Cuando una central fluvial de pasada es la única fuente de potencia, la cantidad de kilovatios que puede garantizarse durante todo el año estará determinada por el cauda l mínimo del río en la estación seca. Las centrales de pasada requieren una inversión de capital menor que las que usan embalses de reserva, pero aprovechan sólo una fracción de la energía que ofrece el río. Los ejemplos más notorios de este tipo de cen trales son Yaciretá y Salto Grande (Figura.C.2.25 y Figura.C.2.26).

F igu ra. C. 2.24.

C e nt ra l h i dr oe lé ct r ic a d e pasa da

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F igu ra. C. 2. 25.

F igu ra. C. 2. 26.

6.7.2 C E N T R A L E S

24 de 66

C e nt ra l Ya ci r etá (3 2 00 [MW ])

C e nt ra l Sa lt o Gra nde ( 1 90 0 [MW] )

CON EMBALSE DE RESERVA.

Se embalsa un volumen considerable de líquido aguas arriba de las turbinas mediante la construcción de una ó más presas que forman lagos artificiales. El embalse permite graduar la cantidad de agua que pasa por las turbinas. Del volumen de agua embalsado depende la cantidad que puede hacerse pasar por las turbinas, teniendo en consideración las características del caudal del río. Un pequeño embalse de regulación puede bastar para absorber las variaciones de la carga durante el día; un embalse grand e puede bastar para absorber las variaciones estacionales de entrada y hasta compensar uno ó más años enteros de baja precipitación pluvial. Las centrales con almacenamiento de reserva exigen por lo general una inversión de capital mayor que las de pasada, pero en la Ing. Ulises Manassero

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25 de 66

mayoría de los casos permiten usar toda la energía disponible y, por lo tanto, producir kilovatios-hora más baratos. Como ejemplos de este tipo de centrales se encuentra El Chocón y Piedra del Águila (Figura.C.2.28 y Figura.C.2.29).

F igu ra. C. 2. 27.

F igu ra. C. 2. 28.

C e nt ra l de e mba lse

C e nt ra l El C h ocó n ( 130 0 [MW])

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F igu ra. C. 2. 29.

6.7.3 E M B A L S E

26 de 66

C e nt ra l P ied r a d el Águ i la ( 1 40 0 [ MW])

POR BOMBEO.

La demanda de electricidad varía ostensiblemente a lo largo del día y según la época del año originando un funcionamiento muy irregular del sistema eléctrico que tiene repercusiones de tipo económico y técnico. Económicamente, las variaciones de potencia son la causa fundamental de un bajo aprovechamiento del conjunto de la instalación, puesto que las centrales deben mantener instalada una potencia suficiente para hacer frente co mo mínimo a la máxima potencia de punta diaria prevista, más una cierta reserva para posibles

contingencias.

Por

lo

tanto,

estas

instalaciones

originan

de

exige

unas

inmovilizaciones de capital y costos fijos elevados Técnicamente,

la

cobertura

de

las

puntas

consumo

que

los

reguladores de potencia de las turbinas modifiquen de una forma rápida la potencia

generada

por

los

diversos

grupos,

lo

que

obliga

a

disponer

de

instalaciones con gran facilidad de regulación, rápidas y carentes de limitaciones técnicas para este funcionamiento en régimen variable. Para ello se lleva a cabo una modificación de la curva de carga diaria introduciendo las propias compañías una demanda artificial durante las horas de valle utilizando centrales de acumulación por bombeo, que aprovechan este consumo de energía para almacenarla en forma de energía potencial y devolverla posteriormente a la red en las horas de punta En este tipo de central, el agua se bombea a un lago artificial situado a nivel más alto cuando hay sobrante de potencia disponible (horas de valle), y se la hace pasar por las turbinas cuando hay gran demanda de potencia (horas de pico), tal como se observa en la Figura.C.2.30. En la Figura.C.2.31 se muestra el esquema básico de este tipo de centrales. La central está situada entre dos embalses y su maquinaria hidráulica permite el trasvase de agua del embalse inferior al superior durante el proceso de bombeo y Ing. Ulises Manassero

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27 de 66

viceversa durante el proceso de turbinado. En el primer caso la máquina eléctrica utilizada actúa como motor síncrono y en el segundo como generador.

F igu ra. C. 2. 30.

E fe cto de l b o mb eo sob r e l a cu r va de c ar ga d i ar ia

F igu ra. C. 2. 31.

Es que ma simpl i fi ca do de una ce nt ra l por bombeo

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6.8

TIPOS DE SALTOS DE AGUA.

6.8.1 T I P O 1: S A L T O

DE PIE DE PRESA

F igu ra. C. 2. 32.

6.8.2

28 de 66

T I P O 2: S A L T O

S al to a l p ie d e p r esa

EN DERIVACIÓN.

F igu ra. C. 2. 33.

S al to e n d er i va c ión

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6.8.3 T I P O 3: S A L T O

EN DERIVACIÓN CON PRESA DE EMBALSE.

F igu ra. C. 2. 34.

6.8.4 T I P O 4: S A L T O

29 de 66

S al to e n der i va c ión con presa de e mba lse

CON TODAS LAS CONDUCCIONES EN PRESIÓN

F igu ra. C. 2. 35.

S al to co n to das las con du cc io nes e n pres ió n

6.8.5 ALGUNAS CONSIDERACIONES TEORICAS. Todo aprovechamiento hidroeléctrico se funda en tomar la energía de un cierto caudal de agua, que se mueve por la acción de un desnivel. Por lo tanto, el primer elemento técnico que se nos presenta para considerar y definir, es el salto

natural H que medimos en [m], y que es el desnivel entre la superficie del agua al final del remanso ocasionado por las obras de contención, y la superficie del agua

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30 de 66

en la zona de restitución a la descarga. El salto útil bruto H u en [m] es en cambio el

desnivel

entre la superficie

del

agua

en el lugar

de la toma para el

aprovechamiento, y la superficie en el canal de descarga. El salto útil neto H n en [m], es igual al salto útil bruto descontado las pérdidas hidráulicas entre la toma de agua y la salida de la máquina, es decir, el salto ó diferencia de carga efectivamente aplicado a las turbinas ó motores hidráulicos. Otro elemento de fundamental

importancia es el

caudal , del que debemos distinguir algunas

diferencias. Caudal medio derivable , es el caudal medio diario expresado en [m³/s], y señalado con Q d , que es posible derivar hacia las obras de generación de energía. Este caudal surge de un estudio de los aportes de agua a la cuenca a causa de lluvias, nevadas ó aportes de otras cuencas, y descontando el caudal anual que es menester reservar para riego u otros usos y que no está previsto que pasará por las turbinas. Por ello se define como capacidad útil del embalse C u en [m³] ó en [Hm³], al volumen comprendido entre las cotas máximas y mínimas de

contención

que

surge

del

estudio

antes

citado,

y

de

la

configuración

geométrica del embalse mismo. Para los cálculos relacionados con la generación de energía eléctrica, es útil tener en cuenta el caudal medio utilizable (ó derivable) en un cierto tiempo T , expresable en [m³/s] y señalado con Q . Con estos valores es posible determinar la potencia eléctrica del aprovechamiento , ó

potencia hidráulica media , que viene expresada por medio de:

Pe = 9,81 ⋅ η c ⋅ η t ⋅ η g ⋅

T

1 Q ⋅ H U ⋅ dt T ∫0

(C.2.1)

Donde: η c : rendimiento de la conducción de agua η t : rendimiento de la turbina η g : rendimiento del generador eléctrico El valor del tiempo T puede tomarse un año, o sea T =8.760 horas. Agrupando todos los rendimientos antes señalados en un solo rendimiento global, para cálculos aproximados que sirvan de orientación preliminar, puede usarse la expresión:

Pe = 10 ⋅ Q ⋅ H U

(C.2.2)

Donde P e viene dada en [kW] en los bornes del generador, Q es el caudal que pasa por la turbina en [m³/s], y H u es el salto en [m]. El número “10” puede reducirse a “8” en caso de grupos pequeños.

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31 de 66

Debe además determinarse qué otras funciones, además de la generación de energía eléctrica, debe cumplir el embalse, como ser riego, acumulación para reservas, regulación de crecidas, etc.

6.9 DISPOSICIONES CONSTRUCTIVAS DE LOS DIVERSOS TIPOS DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS. 6.9.1 C E N T R A L E S

D E B A J O C A U D A L Y A L T A P RE S I Ó N .

En la Figura.C.2.36 que la disposición es compacta, y que la entrada de agua a la turbina se hace por medio de una cámara construida en la misma presa. Las compuertas de salida se emplean para poder dejar sin agua la zona de las máquinas en caso de reparaciones ó desmontajes.

F igu ra. C. 2. 36.

C e nt ra l d e b a jo ca u dal y a lta pres ió n

Las referencias de la figura son las siguientes: 1- Embalse 2- Presa de contención 3- Entrada de agua a las máquinas (toma), con reja 4- Conducto de entrada del agua 5- Compuertas plantas de entrada, en posición “izadas” 6- Turbina hidráulica Ing. Ulises Manassero

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32 de 66

7- Alternador 8- Directrices para regulación de la entrada de agua a turbina 9- Puente grúa de la sala de máquinas 10- Salida de agua (tubo de aspiración) 11- Compuertas planas de salida, en posición “izadas” 12- Puente grúa para maniobra compuertas de salida 13- Puente grúa para maniobra compuertas de entrada Puede observarse que las máquinas principales, alternador y turbina, tienen el eje de giro en posición vertical. La regulación del caudal de entrada en las turbinas se lleva a cabo por medio de las piezas ó palas directrices (8).

6.9.2 C E N T R A L E S

DE ALTO CAUDAL Y BAJO SALTO.

En la Figura.C.2.37 se muestra el croquis de una central de baja caída y alto caudal, como la anterior, pero con grupos generadores denominados “bulbo”, que están totalmente sumergidos en funcionamiento. Para este tipo de maquinaria, se requiere una tecnología particular, dado que la maquinaria trabaja continuamente bajo agua. La extracción del “bulbo” se hace desagotando los conductos por medio del puente grúa de lo que llamamos “sala de máquinas”, que aquí tiene un sentido restringido.

F igu ra. C. 2. 37.

C e nt ra l de a lto ca uda l y ba jo sa lto út il

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33 de 66

Las referencias del dibujo son las siguientes: 1- Embalse 2- Conducto de entrada de agua 3- Compuertas de entrada, en posición “izadas” 4- Conjunto de bulbo con la turbina y el alternador 5- Puente grúa de la sala de máquinas 6- Mecanismo de izaje de las compuertas de salida 7- Compuertas de salida, en posición izadas 8- Conducto de salida

6.9.3 C E N T R A L

D E C A U D A L M E D I A N O Y S A L T O Ú TI L M E D I O .

En la Figura.C.2.38 que sigue se muestra el corte esquemático de una central de caudal mediano y salto también mediano, con la sala de máquinas al pie de la presa. El agua ingresa por las tomas practicadas en el mismo dique, y es llevada hasta las turbinas por medio de conductos metálicos embutidos en el dique. Las compuertas de entrada son accionadas por mecanismos instalados afuera del dique, pero en algunos casos, esos mecanismos se instalan en la parte inferior.

F igu ra. C. 2. 38.

C e nt ra l d e c au da l y sal to út i l med i ano Ing. Ulises Manassero

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34 de 66

Las referencias de esta figura son las siguientes: 1- Embalse 2- Toma de agua 3- Conducto metálico embutido en la presa 4- Compuertas de entrada, en posición “izadas” 5- Válvulas de entrada de agua a turbinas 6- Turbina 7- Alternador 8- Puente grúa de la central 9- Compuertas de salida, en posición “izadas” 10- Puente grúa para izado de compuertas de salida 11- Conducto de salida (tubo de aspiración)

6.9.4 C E N T R A L

D E A L T A P R E S I Ó N Y B A J O C A U DA L .

En la Figura.C.2.39 se muestra el esquema de una central de alta presión y bajo caudal. Este tipo de central de construye, algunas veces, “en caverna” practicada en la misma montaña. El agua llega por medio de una tubería a presión, desde la toma, por lo regular alejada de la central, y en el trayecto su ele haber una chimenea de equilibrio. La alta presión del agua que se presenta en estos casos, obliga a colocar válvulas de tipo más importante para la regulación y cierre, capaces de soportar el golpe de ariete.

F igu ra. C. 2. 39.

C e nt ra l d e b a jo ca u dal y a lta p res ió n

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35 de 66

Las referencias de este último dibujo son las siguientes: 1- Conducto forzado desde la chimenea de equilibrio 2- Válvula de regulación y cierre 3- Puente grúa de sala de válvulas 4- Turbina 5- Alternador 6- Puente grúa de la sala de máquinas 7- Compuertas de salida, en posición “izadas” 8- Puente grúa para las compuertas de salida 9- Conducto de salida (tubo de aspiración)

6.10 TIPO DE TURBINAS HIDRAULICAS. 6.10.1

SEGÚN

S U S C A R A C TE RÍ S T I C A S C O N S T R U C T I V A S .

Hay tres tipos principales de turbinas hidráulicas : •

Pelton

•

Francis

•

Kaplan

El tipo más conveniente dependerá en cada caso del salto de agua y de la potencia de la turbina. En términos generales, la Pelton conviene para saltos grandes, la Kaplan para saltos pequeños, y la Francis para saltos medianos; sin embargo, ésta es una simplificación excesiva, pues los campos de aplicación de los tres tipos se superponen en forma considerable. Para centrales de salto pequeño se ha perfeccionado una turbina bulbo, que es muy conveniente, compacta y barata. Se trata de una máquina de aforo axial, acoplada

directamente

a

un

alternador

que

se

encuentra

en

una

cámara

sumergida y hermética; toda la máquina está montada en la misma presa ó en un sifón que pasa sobre la presa. Existen en el mercado grupos electrógenos pequeños de bulbo, con velocidades que varían entre 150 y 500 [rpm], para saltos de entre 2 y 15 [m]; producen una potencia de entre 50 y 500 [kW]. Para plantas de salto pequeño en las que las variaciones de altura de la caída de agua ó las de carga son bastante considerables, resulta conveniente la turbina Kaplan. Es una turbina de hélice con álabes orientales, a los que puede darse el ángulo más apropiado para obtener la mayor eficiencia posible según sea la altura del salto y la carga.

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6.10.2

SEGÚN

36 de 66

SU TIPO DE FUNCIONAMIENTO.

6.10.2.1 Turbinas de acción. Las turbinas hidráulicas más comunes se clasifican en turbinas de acción y en

turbinas de reacción . Las turbinas de acción, conocidas también como ruedas Pelton . Un chorro de agua convenientemente dirigido y regulado, incide sobre las cucharas del rodete , que se encuentran uniformemente distribuidas en la periferia de la rueda. En la Figura.C.2.40 se muestra un croquis de la turbina en conjunto para poder apreciar la distribución de los componentes fundamentales. Debido a la forma de cada cuchara, el agua se desvía sin choque, cediendo toda su energía cinética, para caer finalmente en la parte inferior y salir de la máquina. La regulación se logra por medio de una aguja colocada dentro de la tobera . Este tipo de turbina se emplea para saltos grandes y presiones elevadas, por lo que el cierre de la aguja implica, por lo regular, un fuerte golpe de ariete. A causa de este fenómeno el cierre debe hacerse lentamente, y para evitar que el agua continúe saliendo por la tobera durante todo el período de cierre, el chorro es desviado mediante un mecanismo adecuado llamado deflector . Las referencias de la figura son: 1- Rodete 2- Cuchara 3- Aguja 4- Tobera 5- Conducto de entrada 6- Mecanismo de regulación 7- Cámara de salida

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F igu ra. C. 2. 40.

37 de 66

Es que ma fu n c iona l de la t u rbi na P e lto n

F igu ra. C. 2. 41.

T ur bin a Pe lt on

6.10.2.2 Turbinas de reacción. Para saltos medianos se emplean las turbinas Francis , que son de reacción. En la Figura.C.2.42 se aprecia la forma general de un rodete y el importante hecho de que el agua entra en una dirección y sale en otra a 90º, situación que no se presenta en las ruedas Pelton. Las palas, ó álabes de las ruedas Francis son alabeadas. Un hecho también significativo es que estas turbinas, en vez de toberas,

tienen

una

corona distribuidora del agua. Esta corona rodea por

completo al rodete, y en ese lugar la velocidad del líquido no alcanza los valores dados por la fórmula, tomando sólo una parte. La restante velocidad se adquiere Ing. Ulises Manassero

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38 de 66

dentro del rodete en forma de reacción. El agua entra r adialmente al rotor y dentro del mismo se desvía 90º para salir en dirección del eje de giro. Desde allí continúa su camino por el tubo de aspiración. Para lograr que el agua entre radialmente al rodete desde el distribuidor , existe una cámara espiral ó caracol que se encarga de la adecuada dosificación en cada punto de entrada del agua (ver Figura.C.2.43).

F igu ra. C. 2. 42.

F igu ra. C. 2. 43.

Tu r bina Fra nc is

D is t ri b u idor d e u na Tu r b in a F ran c is

En los casos en que el agua sólo circula en direcci ón axial por los elementos del rodete, tendremos las turbinas hélice ó turbinas Kaplan . La diferencia entre las hélices y las Kaplan radica en que las últimas tienen los álabes móviles para adecuarse al estado de la carga. Estas últimas turbinas aseguran un buen rendimiento aún con bajas velocidades de rotación. La Figura.C.2.44 muestra una turbina hélice (ó Kaplan).

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39 de 66

F igu ra. C. 2. 44.

6.10.3

SELECCIÓN

T ur bin a Kapl an

D E L T I P O D E T U R B I NA .

El tipo de turbina hidráulica de una central se elige con ayuda de la fórmula siguiente:

Ne =

N ⋅ H

P

(C.2.3)

H

En donde: P: potencia requerida a plena carga expresada en CV H: salto útil aprovechable en metros N: velocidad normal de rotación necesaria, en rpm N e : velocidad específica, en rpm La velocidad específica es un número teórico, y es la velocidad a la que trabajaría una turbina homóloga (de la misma forma, pero más reducida), desarrollando una potencia en el eje de 1 [CV] con un salto de 1 [m]. Como hemos dicho, la velocidad específica (N e ) permite clasificar las turbinas. Veamos entre que valores de N e puede encontrarse cada tipo de turbina: •

N e entre

•

N e entre 25 y

•

N e entre 50 y 100 turbinas Francis lenta con un rodete

•

N e entre 100 y 250 turbinas Francis normal con un rodete

•

N e entre 250 y 500 turbinas Fr ancis rápidas con varios rodetes

•

N e entre 500 y 1000 turbinas hélice ó Kaplan.

0 y

25 ruedas Pelton con un solo inyector 50 ruedas Pelton con varios inyectores

A cada uno de estos tipos de turbina mencionados le corresponde una curva de rendimiento característica como lo muestra el diagrama de la Figura.C.2.45.

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F igu ra. C. 2. 45.

40 de 66

Re n di mie nt os d e los d i f er en tes t i pos de t ur b i na

Comparando estas curvas de rendimiento resulta evidente que las turbinas Pelton son las menos sensibles a la variación de la carga, manteniendo un elevado rendimiento en una amplia zona del diagrama. Las turbinas Francis son mucho más sensibles a las variaciones de la carga no siendo conveniente que trabajen mucho tiempo fuera de su punto óptimo. Las turbinas de hélice fija tienen una zona de buen rendimiento aún más estrecha, raz ón por la cual para saltos bajos se ideó la hélice de palas orientables, que varían su ángulo de inclinación para adaptarse a los distintos caudales y saltos. Esta turbina, llamada Kaplan

tiene

un

funcionamiento

muy

estable

y

una

amplia

zona

de

buen

rendimiento. Las turbinas Francis lentas y normales son aptas para su utilización en saltos medianos. El caudal no debe ser inferior en ningún momento al 50% de su valor normal. En la actualidad se han alcanzado saltos superiores a los 400 metros con turbinas Francis de gran potencia. Las turbinas Francis rápidas no deben trabajar por debajo de los 2/3 del caudal normal. El reducir excesivamente el caudal puede traer como consecuencia la aparición del fenómeno de cavitación. Las turbinas Hélice de álabes fijos son aptas para saltos inferiores a 25 [m] , con caudal y salto aproximadamente constante.

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Las

turbinas

41 de 66

Kaplan de álabes móviles tienen una gran elasticidad de

comportamiento frente a las variaciones de caudal y de salto. Normalmente se las emplea en saltos inferiores a los 60 [m]. La velocidad específica permite fijar un criterio racional para la elección según el tipo de instalación, que en los saltos de agua se contrae al caudal y a la altura. Hay que tener en cuenta que el número de revoluciones de la turbina, que debe trabajar acoplada con el alternador para suministrar la corriente a 50 [Hz], ha de ajustarse la fórmula:

n=

60 ⋅ f p

(C.2.4)

La Tabla.C.2.3 da una orientación sobre el tipo de turbina que ha de adoptarse. Tabla.C.2.3.

Tipo de turbina en función de ns

V e lo c id ad Es pe c íf ica

T ip o de Tu rb ina

Altu ra d e l Sa lto

Has ta 1 8

P e lto n co n 1 to be ra

800

De 1 8 a 2 5

P e lto n co n 1 to be ra

d e 80 0 a 40 0

De 2 6 a 3 5

P e lto n co n 1 to be ra

d e 40 0 a 10 0

De 2 6 a 3 5

P e lto n co n 2 to be ras

d e 80 0 a 40 0

De 3 6 a 5 0

P e lto n co n 2 to be ras

d e 40 0 a 10 0

De 5 1 a 7 2

P e lto n co n 4 to be ras

d e 40 0 a 10 0

De 5 5 a 7 0

F ra n cis le nt ís i ma

d e 40 0 a 20 0

De 7 0 a 1 20

F ra n cis le nt a

d e 20 0 a 10 0

De 1 2 0 a 20 0

F ra n cis medi a

de 10 0 a 50

De 2 0 0 a 30 0

F ra n cis ve lo z

de 50 a 25

De 3 0 0 a 45 0

F ra n cis u lt ra ve lo z

de 25 a 15

De 4 0 0 a 50 0

H él i ce v e loc ís i ma

h asta 15

De 2 7 0 a 50 0

P e lto n co n 1 to be ra

de 50 a 15

De 5 0 0 a 80 0

P e lto n co n 1 to be ra

de 15 a 5

De 8 0 0 a 11 0 0

P e lto n co n 1 to be ra

5

Al aumentar n s , aumenta también la velocidad de salida d el agua del rodete, y con ello, mayores son las depresiones, que por otra parte, crecen con el aumento del salto. Todo ello da origen al fenómeno de cavitación muy perjudicial para la vida de las turbinas y que influye también en el rendimiento; por lo cua l, los rodetes muy veloces deberán usarse con saltos de muy poca altura. La cavitación corroe los alabes del rodete que queda, con el tiempo inservible.

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42 de 66

7.

CENTRAL TÉRMICA DE VAPOR CONVENCIONAL.

7.1

EL CICLO DE RANKINE.

7.1.1 C I C L O R A NK I N E

C O N VE N C I O N A L .

Es el ciclo termodinámico que se emplea en las cent rales térmicas de vapor (Figura.C.2.46). Está constituido por un calentamiento a presión constante A-C durante el cual cede energía en forma de calor, Q 1 , al fluido de trabajo; una expansión isoentrópica C-D; un enfriamiento isobárico isobárico durante el cual el vapor de agua se condensa D-E, absorbiéndose una energía en forma de calor,

Q 2 , del fluido motor y una compresión isoentrópica E -A. Como fluido termodinámico las centrales de vapor utilizan el vapor de agua.

F igu ra. C. 2. 46.

F igu ra. C. 2. 47.

C i c lo Ra nk in e

Es q ue ma simpl i fi ca do de una ce nt ra l t ér mica de v apor

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43 de 66

Este ciclo presenta un inconveniente importante, pues al trabajar en la zona de vapor húmedo, las gotas de vapor de agua en la parte final de la expansión de la turbina pueden producir erosiones importantes en los álabes a causa de la gran velocidad del vapor. Por este motivo se reduce el contenido de humedad en la salida de la turbina que se limita a valores del orden del 10% . El rendimiento de este ciclo es:

η =1−

(hD − hE ) (hC − h A )

Debido a las pérdidas de calor a través de las paredes, a las fricciones, turbulencias, aceleraciones de flujo, a la irreversibilidad del ciclo, el ciclo real de Rankine presenta una eficiencia inferior al ciclo ideal. Al ser irrev ersible, la expansión C-D en la turbina, se produce un aumento de la entropía, por lo que dicha expansión en el diagrama T-S ya no es el segmento CD sino el segmento oblicuo C-D’.

7.1.2 M E J O R A S

DEL CICLO

RANKINE.

El ciclo ha sido mejorado a lo largo del tiempo siguiendo las tendencias siguientes: •

Disminuir la presión del condensador.

•

Aumentar la presión de la caldera.

•

Emplear vapor sobrecalentado.

•

Emplear recalentador intermedio.

•

Precalentar el agua de alimentación.

•

Emplear ciclos binarios.

A continuación trataremos estas mejoras.

7.1.2.1

Ciclo de Rankine con sobrecalentamiento (Ciclo de Hirn).

La mejora del ciclo consiste en aumentar la temperatura máxima del vapor, a base de aumentar la presión o sobrecalentar el vapor saturado. Esto se consigue mediante el ciclo de Hirn (Figura.C.2.48), que utiliza vapor recalentado, es decir, vapor que sin aumentar la presión adquiere una temperatura superior a la de saturación; para ello al vapor se le hace recorrer un haz de tubos dentro de la caldera, con lo que el rendimiento mejora. Con esto, disminuye el contenido de humedad del vapor de agua en el punto E respecto al ciclo sin sobrecalentamiento (punto E’). El rendimiento de este ciclo es:

η=

(hD − hE ) − (h A − hF ) (hD − h A )

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44 de 66

Como se ve en la Figura.C.2.48, la superficie del ciclo ha aumentado, así como la temperatura media a la que se absorbe el calor, pero la mayor ventaja radica en el vapor que permanece seco durante toda la expansión adiabática en la turbina evitando los efectos de erosión que el vapor húmedo efectúa sobre las superficies de la turbina.

F igu ra. C. 2. 48.

C i c lo H ir n

Como conclusión, se puede decir que tanto el aumento de la temperatura máxima T D como el aumento de la diferencia de presiones incrementan el rendimiento del ciclo.

F igu ra. C. 2. 49. Es q ue ma simpl i fi ca do de una ce nt ra l t ér mica c on va por so bre ca le nt ado

La temperatura máxima que puede adquirir el vapor sobrecalentado está limitada por los materiales empleados en la zona de sobrecalentamiento de la caldera. Actualmente la temperatura máxim a es del orden de los 540 [°C]. La Ing. Ulises Manassero

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45 de 66

presión máxima es del orden de los 150 [bar] y está limitada por problemas de diseño mecánico de la turbina y por la humedad admisible a la salida de la misma (10%). La presión mínima es función de la temperatura del cond ensador y su magnitud suele estar situada en el intervalo de 0,03 [bar] a 0,14 [bar], lo que corresponde a una temperatura del condensador de 26 y 52 [°C] respectivamente.

7.1.2.2

Ciclo de Rankine con recalentamiento intermedio.

El modo de poder aumentar la presión de entrada sin aumentar la humedad ni la temperatura límite, es recalentar el vapor en uno de los estados intermedios como

se

indica

en

la

Figura.C.2.50.

El

vapor,

después

de

expansionarse

parcialmente en el cuerpo de alta presión de la turbina, vuelve a la caldera, calentándose hasta normalmente la misma temperatura inicial del vapor de entrada a la turbina. Las centrales térmicas de potencia superior a los 100 [MW] utilizan un ciclo de Rankine con recalentamiento intermedio.

F igu ra. C. 2. 50. C i c lo de Ran k i ne co n re ca le nta mie nt o i nte rme dio

El rendimiento de este ciclo es:

η =1−

(h4 − h1 ) (h3' + h3 + ...) − (h2 + h3 + ...)

Ing. Ulises Manassero

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46 de 66

F igu ra. C. 2. 51. Es q ue ma simpl i fi ca do de una ce nt ra l t ér mica c on re ca le nt ado r i n te r me di o

7.1.2.3 Ciclo Rankine con precalentamiento regenerativo del agua de alimentación. El agua que se introduce en la caldera es precalentada previamente a base de extraer calor del vapor de la turbina para ser cedido al agua de retorno de la caldera, mediante cambiadores de calor adecuados. El número de extracciones varía entre cuatro y nueve, en función del tamaño del grupo, existiendo un com promiso entre la complejidad el sistema y la mejora del rendimiento. Se emplea incluso en centrales de pequeña potencia

F igu ra. C. 2. 52.

C i c lo co n pr e ca le nta mi e nto re ge ne ra ti vo de l a gua de a li men tac ió n

Ing. Ulises Manassero

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F igu ra. C.2. 53.

47 de 66

Es q ue ma simpl i fi ca do de una ce nt ra l t ér mica c on ci c lo r e ge ne rat iv o d e l a gua de a l imen tac ió n

7.2 En

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO. la

Figura.C.2.54

podemos

apreciar

un

esquema

que

muestra

los

componentes característicos de una central con turbina a vapor. El combustible y el aire ingresan (2 y 3) al generador de vapor , también llamada caldera (1), produciendo el vapor a temperatura y presión adecuadas. El vapor se lleva a la turbina (6) en donde se expande y al hacerlo, entrega su energía en forma de movimiento rotativo en su eje, el que a su vez, impulsa al alternador (16) o generador sincrónico, que produce la energía eléctrica que es inyectada a la red trifásica a través del transformador (17) que adapta para la red o la línea de transmisión. El vapor, una vez que entregó su energía en la parte rotante sale a baja presión y temperatura e ingresa en el condensador (12), en donde se transforma

en

agua

mediante

el

enfriamiento

que

le

produce

el

agua

de

refrigeración proveniente de una fuente adecua da. Una vez salida el agua del condensador, una bomba de extracción (13) y otra de alimentación (13) la ingresan a la caldera, para reiniciar el ciclo. Como este ciclo termodinámico no puede ser perfecto y hay pérdidas (de vapor y de agua) que es necesario reponer, la instalación está provista del sistema de agua de reposición, con un tanque de agua cruda (7), su depurador (8) y su desgasificador (9). El desgasificador elimina el oxígeno y el anhídrido carbónico del agua para su adecuado ingreso a la caldera sin peligro de producir incrustaciones.

Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

F igu ra. C. 2. 54.

48 de 66

Es q ue ma de ge ne ra ció n de u na c e nt ra l de v a por co nve n cio na l

También puede advertirse que el sistema muestra que de la turbina sale vapor que ya cumplió su misión pero aún conserva calor aprovechable y una extracción e intercambiador de calor (10) lo reingresan al ciclo. Este circuito muestra un sobrecalentador (5) que agrega más calor al vapor y un economiz ador (4) que calienta

el

agua

al

ingresar

a

la

caldera

para

vaporizarse.

Este

ciclo

termodinámico es muy sencillo y los que se emplean tienen más elementos, pero conservan los mismos lineamientos.

7.3

SUBSISTEMAS DE UNA CENTRAL TÉRMICA.

Una central térmica se compone de:

7.3.1 E L

CUARTO DE CALDERAS

Constituido por: •

La caldera

•

El precalentador de agua o economizador.

•

El alimentador de agua a la caldera

•

El depurador del agua de alimentación.

7.3.2 E L

EDIFICIO DE TURBINAS O SALA DE MÁQUINAS.

Constituido por: •

El grupo turbo-alternador

•

El condensador

7.3.3 L A

SALA DE CONTROL.

Los cuadros de maniobra y medida, con todos los dispositivos y aparatos de medición, maniobra y regulación que son necesarios para la explotación de la central. Ing. Ulises Manassero

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7.3.4 E L

49 de 66

DEPARTAMENTO ELÉCTRICO.

Constituido por: •

El parque de transformadores (cuando se hallan en la central)

•

La paramenta de alta tensión, con sus interruptores, transformadores de medida, etc.

7.3.5 E L

DEPARTAMENTO DE SERVICIOS AUXILIARES.

Constituido por: •

El parque de transformadores de servicios auxiliares.

•

La aparamenta de media y baja tensión.

El consumo propio de energía eléctrica de las centrales de vapor es muy elevado.

7.4

RENDIMIENTO, COSTO Y OPERACIÓN DE LA CENTRAL.

Como se tratan de instalaciones que tardan alrededor de 12 [hs] para su puesta en marcha, funcionan como centrales de base (más de 6000 [hs] al año), en las instalaciones modernas se puede llegar un rendimiento del 45% que va disminuyendo a un 28% cerca del final de su vida útil (aproximadamente 30 años). Su regulación es muy difícil y lenta a partir del 40% de su potencia nominal. En todos los casos el generador es de 2 polos y en el eje tiene un grupo excitador que está compuesto por dos ó más alternadores con un puente de diodos giratorios. La inversión inicial para combustible líquido–gaseoso es de aproximadamente 1000 [U$S/kW], y para carbón aproximadamente 1300 [U$S/kW]. El costo de la energía es de aproximadamente 0,005 [U$S/kWh], llegando a alcanzar un rendimiento del 40% para presiones de 160 [Kg/cm 2 ] y temperaturas de 540 [ºC]. Como desventaja pueden citarse elevados tiempos de arranque que van de las 20 a las 30 [hs]. El período de amortización llega a los 30 años, tiempo tras el cual los gastos de mantenimiento la hacen antieconómica. El tiempo de construcción llega a un total de 6 años. Las centrales térmicas necesitan de gran cantidad de agua de refrigeración por lo que se ubican en zonas próximas al mar o ríos. En la Tabla.C.2.4 se dan valores habituales de las centrales de vapor. La potencia nominal es la potencia máxima continua (con la válvula de admisión completamente abierta y con el ciclo de vapor en las condiciones normales). Ing. Ulises Manassero

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Tabla.C.2.4.

50 de 66

Valores habituales de las turbinas de vapor

P o te nc ia N omina l (MW )

2 5 -3 0

5 0 -5 5

60

80

120

P res ión de v ap o r (kg /c m 2 )

4 2 -6 4

6 4 -8 8

88

8 8 -1 05

1 0 5- 12 5

T e mp e ra tu ra de vap o r (° C)

4 5 5- 50 0

4 8 5- 52 0

5 0 0- 52 5

5 0 0- 52 5

5 4 0- 56 5

-

-

-

5 0 0- 52 5

5 4 0- 56 5

-

3

4

4-5

5-6

T e mp e ra tu ra de Ca len tam ie n to in te rm e d io ( ° C) Nú m e ro de ex tra c cio ne s

La fórmula de rendimiento de una central térmica queda def inida por la siguiente expresión:

η=

860 C

(C.2.5)

Donde C es el consumo del ciclo térmico en Kcal/kWh

F igu ra. C. 2. 55.

7.5

C e nt ra l Té rmi ca E l B rac ho

ESQUEMAS DE INSTALACIÓN.

Actualmente,

en

la

implantación

de

centrales

siguientes aspectos:

Ing. Ulises Manassero

se

tienen

en

cuenta

los

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

51 de 66

• Reducción del número de unidades, con aumento de la potencia unitaria: de este modo se consigue una disminución del coste específico, una mejora del rendimiento y una reducción del personal de servicio. • Adopción de un esquema unitario de bloques para el conjunto calderaturboalternador: la potencia de las calderas ha aumentado, de forma que ya se construyen calderas capaces de alimentar turbinas de 250 [MW]. En muchas ocasiones, por razones de fiabilidad del sistema, se disponen tres calderas por cada dos turbinas. A veces una turbina puede estar alimentada por dos calderas.

7.6

COMBUSTIBLES USADOS.

• Combustibles sólidos. Turba, lignito, hulla y antracita (todos son carbones). • Combustibles líquidos: fuel-oil y gal-oil • Combustibles gaseosos: gas natural y gas de alto horno.

8.

CENTRALES TÉRMICAS DE GAS.

Las centrales con turbinas a gas tienen la ventaja de que prácticamente no contaminan. Además, como apenas tienen inercia térmica se usan como centrales de punta o de reserva. Sus potencias rondan los 10 a 40 [MW].

8.1

EL CICLO DE BRAYTON.

Las turbinas de gas funcionan siguiendo un ciclo de Brayton. Este es un ciclo no regenerativo y consta de: •

Compresión adiabática-isoentrópica 1-2

•

Combustión o adición de calor isobárica 2-3

•

Expansión adiabática-isoentrópica 3-4

•

Expulsión de los gases y cesión de calor isobárica 4 -1

F igu ra. C. 2. 56.

C i c lo Bra y to n

Ing. Ulises Manassero

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52 de 66

La diferencia esencial del ciclo de Brayton con el ciclo de Rankine es que en el primero el fluido de trabajo es un gas, mientras que en el segundo es un vapor que se condensa y evapora en el ciclo. Además, la compresión en el ciclo de Brayton absorbe más trabajo que en el ciclo Rankine por realizarse en la fase gaseosa y fase líquida respectivamente. El rendimiento térmico del ciclo de Brayton para un gas perfecto ( γ =cte) viene dado por:

ηt =

1 γ −1

( p2 / p1 ) γ

Siendo la relación de compresión:

εc =

p2 p1

Y:

m=

γ −1 γ

Con lo cual el rendimiento térmico puede expresarse por la siguiente ecuación:

ηt =

1

εc

m

El ciclo real difiere del ideal en los procesos 1 -2 y 3-4 que son prácticamente adiabáticos pero no isoentrópicos y en que los procesos 2 -3 y 4-1 no son isobáricos por las pérdidas de presión en los conductos antes y después de la turbina, y porque hay pérdida de presión en el escape de la turbina (ver Figura.C.2.57)

F igu ra. C. 2. 57.

C i c lo de Bra yto n i d ea l ( l ín ea d e p u nt os) y re al de una t u r bi na de gas Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

8.2

53 de 66

ESQUEMAS TÍPICOS DE UNA CENTRAL TÉRMICA A GAS.

En la Figura.C.2.58 se presenta un esquema de una turbina de gas en la que aparecen los elementos básicos de la misma: el compresor, la cámara de combustión y la turbina de gas.

F igu ra. C. 2. 58.

Es q ue ma de una tu r bin a d e gas c on ci c lo de B ra yto n n o r eg en e ra tivo

En el ciclo de Brayton no regenerativo, l os gases de escape salen de la turbina a una elevada temperatura. Por ello, muchas veces se utiliza el ciclo regenerativo (ver Figura.C.2.59 y Figura.C.2.60) que consiste en recuperar para de este calor de escape para calentar el aire que sale del compresor e ingresa a la cámara de combustión. Con ello se logra una mejora en el rendimiento del ciclo y se ahorra combustible.

F igu ra. C. 2. 59.

Es q ue ma de una tu r bin a de gas c on ci c lo Br a yto n r ege ne ra ti vo y d os

t u r boco mp res or es (T C1 y T C2 ; cá ma ra d e co mbus ti ón ( C C) , tu r b in a d e gas (T G), r e f ri ge ra dor i nt er me d io ( IR ), r ef ri g e ra dor (R) ).

Ing. Ulises Manassero

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F igu ra. C. 2. 60.

54 de 66

C i c lo r ea l re g en era t ivo de la tu rb i na de gas de l a f i gur a an te r io r co n d os e tap as d e co mpres ió n y r e fr ige ra ci ón int e rmedia

La Figura.C.2.61 representa el esquema de una turbina a gas del tipo de ciclo abierto regenerativo.

F igu ra. C. 2. 61.

T ur b in a d e g as co n un tu r bo comp r eso r y un so lo e je

Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

F igu ra. C. 2. 62.

55 de 66

Es q ue ma de una tu r bin a d e gas d e c i c lo ab ie r to co n r ef r i ge ra c ión,

r e ge ne ra ció n y re cal en ta m ie nto : CB P y CA P: Co mpr esor es de baj a y a lt a p resi ó n; T BP y T AP : tu r binas de a lta y ba ja pr esió n; CC 1 y C C 2 : cá ma ras de c ombu st ió n de ba ja y a lt a p r es ión ; IC: i nte r ca mb i ad or de ca lo r ( re ge ne ra do r) ; IR: re f r ig e rad o r i nt er me d io ; E: r e du ct or ; A: a l te rna dor

En los ciclos con regeneración con varias etapas de compresión se puede llegar a rendimientos del 34 al 35% y la potencia unitaria límite es del orden de los 30 [MW]. A base de un solo compresor (4,5 [bar]) y con una sola turbina con un cambiador de calor se alcanzan rendimientos del 24% y la potencia límite es del orden de los 10 [MW]. Finalmente, hay que señalar que la turbina de gas es mecánicamente más sencilla que la turbina de vapor. Exige un motor eléctrico o de combustión interna para el arranque del compresor. No exige agua de refrigeración.

9.

CENTRALES TÉRMICAS CON CICLO COMBINADO GAS-VAPOR.

Para recuperar parte de la energía calorífica de los gases de escape de la turbina de gas se pueden utilizar estos para recalentar el agua de alimentació n de una caldera, pudiendo ahorrarse los recuperadores de calor de la turbina de vapor (ver

Figura.C.2.63)

o

combinar

el

funcionamiento

de

ambos

tipos

de

recuperadores. También pueden utilizarse los gases de combustión de la tu rbina de gas para calentar el aire de combustión de la caldera. Es decir, que lo que se pretende con el ciclo mixto es utilizar del mejor modo posible las características favorables de los dos sistemas: la mayor elasticidad del turbogenerador a gas y el mayor rendimiento del turbogenerador a vapor. El ciclo combinado reporta las siguientes ventajas respecto al sistema a base solo de vapor: • Notable reducción del costo, del volumen y del peso. Ing. Ulises Manassero

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56 de 66

• Mayor rendimiento global del ciclo (cercano al 45%) • Ahorro de los ventiladores de alimentación del aire de la caldera y del tiro, su misión la realiza la turbina de gas. • Arranque mucho más rápido.

F igu ra. C.2. 63.

Es q ue ma de cic lo co mb i na do. T AP , TM P y TB P : t ur b i nas de v apo r de

a lta , me d ia y ba ja p r es ió n; A 1 : al t er na do r ac c io na do po r l a tu r b ina de v ap or; R I: r e ca le nta do r i nt er m ed i o; B 1: bomb a de a l ime nta ci ón d e la ca l der a; B 2: bom b a de desa güe del r ec u pe ra do r; H : r ec up e ra do r; IM : i mpu lsor d e ai re ; PR : r ef r i ge ra do r pre v io; C: com preso r; C C: cám a ra d e comb ust ió n ; T G: tu r bi na d e g as; A2: a l te rna dor ac c iona do po r la t u r bin a de gas

10.

CENTRALES NUCLEARES.

Las centrales nucleares son centrales térmicas en las que la caldera ha sido sustituida por un reactor nuclear. Este, por reacciones de fisión (rotura) de los núcleos

atómicos

del

combustible

nuclear,

generalmente

uranio

enriquecido

(isótopo de uranio, 235 y 238), libera el calor necesario para calentar el agua y transformarla en el vapor que moverá las turbinas de un generador. Es

decir

que

las

centrales

nucleares

se

diferencian

de

las

térmicas

convencionales básicamente en la manera de proporcionar el calor al agua para que se convierta en vapor y actúe sobre la turbina.

10.1 CONCEPTO DE FISIÓN NUCLEAR. La Energía Nuclear es la que se halla encerrada en todos los Núcleos Atómicos y surge gracias a la propiedad que poseen las partículas subatómicas, como Neutrón

y

Protón,

de

atracción

mutua

al

encontrarse tan

distancias de sus diámetros.

Ing. Ulises Manassero

cerca

como

las

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

57 de 66

La fuerza nuclear (fuerza de atracción entre las partículas del núcleo), es tan relevante que un fenómeno tal como la Fisión Nuclear hace que la energía de amarre sea liberada. En la Fisión Nuclear, al partirse el núcleo surgen de 2 a 3 Neutrones, Radiación

Gamma,

neutrinos

y

dos

núcleos

más

pe queños

que

el

original

(productos de fisión). La cantidad de energía que se obtiene en dicho caso, se mide mediante el uso de la fórmula de Einstein:

E = m ⋅ c2

(C.2.6)

En la cual E representa la energía producida, m la masa participante en el proceso y c la velocidad de la luz (300.000 [km/seg]). La cantidad de masa que se transforma en energía, está dada por la diferencia que existe entre la suma de las masas del Neutrón y del núcleo original y la suma de las masas de los 2 o 3 Neutrones y de los restantes componentes que se generan durante el proceso de fisión. Por lo tanto, el núcleo original pesa más que los núcleos y partículas residuales juntas.

F igu ra. C. 2. 64.

Generalmente,

los

Reactores

P ro ces o de f is ió n n uc le ar

Nucleoeléctricos

contienen

miles

de

tubos

metálicos de Zirconio, los cuales interiormente poseen pastillas de Oxido de Uranio

con

diferentes

grados

de

enriquecimiento.

Estos

son

arreglados

en

conjunto (llamados ensambles o elementos de combustible) y son colocados dentro del Reactor. A lo largo del primer arranque del reactor, junto a los ensambles de combustible, encontramos las fuentes emisoras de Neutrones. Dentro del mismo Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

58 de 66

se localizan las Barras de Control, las cuales son de Boro o de Cadmio, y al ser desplazadas entre los ensambles, incrementan o disminuyen la absorción de Neutrones, pudiendo cambiar la población de éstos. Para comenzar la reacción de fisión es necesario extraer las Barras de Control, consiguiendo que los Neutrones lleguen a las pastillas de Oxido de Uranio y sean absorbidas por el Núcleo del U-235, adquiriendo una gran inestabilidad que le permite

partirse;

apareciendo

a

una

alta

velocidad,

Radiación

Gamma

y

usualmente dos productos de fisión. Estos contienen Energía Cinética, los cuales al ir atravesando la materia de la pastilla producen fricción, generando calor, el cual trata de conducirse al exterior incrementando la temperatura de la pared metálica de Zirconio. Este calor al resultar extraído en forma permanente con agua u otro fluido, se obtiene un flujo continuo de calor. A los Neutrones rápidos que surgen en la fisión, es preciso disminuirles su velocidad o bien moderarlos de forma tal que se incremente la probabilidad de fisionar a otros núcleos U-235, y de esta manera poder alcanzar una reacción en cadena. Si continuamos con el proceso de extracción de Barras de Control las fisiones se incrementarán cada vez más, alcanzándose a sostener en una reacción en cadena. Es decir, se da un punto, en que al no extraer más Barras de Control, la reacción nuclear se autosostendrá; el Reactor ha adquirido su primera criticidad y se declara el Reactor arrancado. De aquí en adelante, al extraer solamente Barras de Control el flujo de calor aumenta, con lo que la pared metálica de Zirconio y el agua refrigerante elevan su temperatura hasta que la misma obtiene condiciones de saturación y de esta forma

producir

vapor

dentro

del

Reactor

y

directamente

dirigirlo

al

Turbogenerador. Denominamos a este esquema como Ciclo Directo de Reactor de Agua Hirviente (BWR); en caso inverso si el agua se presuriza y se frena la posibilidad de que hierva dentro del Reactor, pero se traslada este calor a un Generador de Vapor pudiendo hervir agua de otro circuito, dicho vapor resultante moverá el Turbogenerador. Este

es

llamado

el

esquema

de

los

prototipos

presurizada PWR o de agua pesada PHWR.

Ing. Ulises Manassero

de

Reactores

de

agua

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

59 de 66

10.2 ELEMENTOS DE UN REACTOR NUCLEAR. 10.2.1

COMBUSTIBLE.

El combustible en un reactor nuclear es un material sólido fisionable (uranio natural –U-238- y enriquecido –U-235-) en cantidades tales que alcance la masa crítica y dispuesto de tal manera que sea posible extraer rápidamente el calor que se produce en su interior a causa de la reacción en cadena.

10.2.2

MODERADOR.

Este cumple la función de disminuir la energía cinética de los neutrones (rápidos) que se generan en el proceso de fisión. Al ralentilizarlos, aumenta la probabilidad

de

que

al

colisionar

con

otros

átomos

del

combustible

sean

capturados por ellos y así mantener la reacción en cadena. Como moderadores se emplean grafito, agua ligera (H 2 O) y agua pesada (D 2 O).

10.2.3

REFRIGERANTE.

Cumple la función de extraer en forma rápida la energía que se genera en el reactor. Los refrigerantes deben de cumplir con los siguientes requisitos: tener una

elevada

capacidad

calorífica,

no

ser

corrosivos

para

las

v ainas

y

los

elementos combustibles. Como refrigerante se usa agua ligera, agua pesada y anhídrido carbónico.

10.2.4

REFLECTOR.

Reduce la fuga de neutrones de la reacción en cadena. Se trata de un material de baja sección eficaz que rodea al reactor cambiando la d irección de muchos de los electrones que sin él escaparían de la reacción.

10.2.5

BLINDAJE.

Es un recubrimiento de protección (blindaje biológico) que envuelve por completo al reactor con el fin de proteger a las personas contra las radiaciones de gran poder de penetración (rayos gama y neutrones). Como materiales de construcción de los blindajes se usan hormigón, agua y plomo.

10.3 CONTROL DE LOS REACTORES NUCLEARES. Los reactores nucleares deben de mantenerse durante su funcionamiento con un exceso de reactividad sobre su valor crítico que compense las diversas pérdidas de neutrones. Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

60 de 66

Como la reactividad del combustible varía desde un valor máximo para combustible nuevo hasta un valor nulo cuando se agota el combustible se ve la necesidad de controlar la fisión para mantener la criticidad. En los reactores moderados con agua ligera pueden emplearse varios sistemas de control independientes o simultáneos:

10.3.1

INTRODUCIR

BARRAS DE CONTROL.

Estas barras se constituyen a base de metales o aleaciones de cadmio, plata o indio de gran sección eficaz. Con estas barras se obtiene un control rápido, pero tiene

el

inconveniente

de

producir

puntos

calientes

en

los

elementos

del

combustible por distorsión del flujo neutrónico.

10.3.2

DISOLVER

E N E L M O D E R A D O R U N A B S O R B E NT E D E N E U T R O N E S .

Se emplea ácido bórico. Tiene la ventaja de no producir el efecto de la distorsión del flujo neutrónico, pero el control es lento.

10.4 TIPOS DE REACTORES NUCLEARES. Los diferentes tipos se obtienen de las diversas combinaciones de moderador, combustible y refrigerante.

10.4.1

REACTOR

DE AGUA A PRESIÓN

(PWR).

El agua circula a gran presión (aproximadamente 45 [bar]) desde el núcleo al intercambiador de calor. Son los más usados. Usan como combustible uranio enriquecido en forma de óxido, como refrigerante agua y como moderador agua o grafito.

F igu ra. C. 2. 65.

Re ac tor PWR :

Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

61 de 66

Referencias: 1: Vasija del reactor; 2: combustible; 3: moderador; 4: refrigerante; 5: barras de control; 6: blindaje biológico; 7: cambiador de calor; 8: turbina de vapor; 9: generador eléctrico; 10: condensador; 11: bomba de recirculación de agua de la turbina; 12: bomba de recirculación del refrigerante

10.4.2

R E A C TO R

DE AGUA EN EBULLICIÓN

(BWR).

El agua hierve en el interior del núcleo del reactor (a baja presión). El vapor generado se separa del caudal del agua refrigerante y se seca, pasando a continuación a la turbina. Usan como combustible uranio enriquecido en forma de óxido, como refrigerante agua y como moderador agua.

F igu ra. C. 2. 66.

Re ac tor BWR

Referencias: 1: vasija del reactor. 2: combustible 3: moderador 4: refrigerante Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

62 de 66

5: barras de control 6: blindaje biológico 7: turbina de vapor 8: generador eléctrico 9: condensador 10: bomba centrífuga de recirculación del agua por la turbina

10.4.3

R E A C T O R GCR.

Usan como combustible uranio natural (en forma de metal en tubos de magnox), como refrigerante anhídrido carbónico y como moderador grafito. El circuito intercambiador de calor puede estar en el exterior o en el interior de la vasija.

F igu ra. C. 2. 67.

Re ac tor GCR

Referencias: 1: Vasija 2: combustible 3: moderador 4: refrigerante 5: barras de control 6: blindaje biológico 7: cambiador de calor 8: turbina de vapor 9: generador eléctrico Ing. Ulises Manassero

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63 de 66

10: condensador 11: bomba de recirculación de agua de la turbina 12: impulsor centrífugo del gas refrigerante

10.4.4

REACTOR

DE AGUA PESADA

(HWR).

Usan como combustible uranio natural (en forma de óxido en tubos de circonio), como refrigerante agua pesada y como moderador agua pesada. El agua pesada circula a gran presión, para que no hierva desde el núcleo a los intercambiadores de calor.

F igu ra. C. 2. 68.

Re ac tor HWR

Referencias: 1: Vasija 2: combustible 3: moderador 4: refrigerante 5: atmósfera de helio 6: barras de control 7: blindaje biológico 8: cambiador de calor 9: turbina de vapor 10: generador eléctrico 11: condensador

Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

64 de 66

12: bomba de recirculación de agua de la turbina 13: bomba de recirculación del refrigerante

11. SITUACIÓN ARGENTINO.

ACTUAL

DEL

PARQUE

DE

GENERACIÓN

De acuerdo al informe anual del año 2010 elaborado por CAMMESA, en la Figura.C.2.69 se muestra que la generación mensual en nuestro país ha sido mayormente aportada por centrales térmicas e hidráulicas. Es de destacar que en los meses de invierno (junio, julio y agosto), existe una importación de energía de ciertos países limítrofes (Brasil, Paraguay y Uruguay) para abastecer la demanda. Su motivo se debe a dos situaciones principalmente: 1- Mayor consumo de gas natural para calefacción residencial, lo cual reduce los volúmenes disponibles para generación térmica. 2- Escasez de lluvias en la región que impacta sobre las cuencas hidrológicas de los ríos de llanura, reduciendo la generación hidroeléctrica en las centrales de pasada.

F igu ra. C. 2. 69.

Ge ne ra ci ón mens ua l po r t i po

En la Figura.C.2.70 se presenta la evolución de la generación anual por tipo de generación. Se destaca que a partir del año 2000 en adelante comienza a cobrar mayor protagonismo la generación térmica, relegando a la hidroeléctrica a segundo lugar. También resulta ser el año a partir del cual se inician las importaciones de energía para cubrir la demanda local.

Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

65 de 66

F igu ra. C. 2. 70.

Ge ne ra ci ón an ua l por t i po

Por último en las Figura.C.2.71 y Figura.C.2.72 se muestra la variación de la matriz energética de nuestro país en los últimos 20 años. Se deduce que la generación nuclear no se ha modificado en este per íodo, al igual que la hidráulica que

presenta

un

crecimiento

casi

despreciable.

La

generación

térmica,

principalmente los ciclos combinados, ha marcado un crecimiento importante, constituyendo el único tipo de generación que se instaló de modo significante en los últimos 20 años.

Ing. Ulises Manassero

UNIDAD C.2: Producción de Energía Eléctrica

F igu ra. C. 2. 71.

66 de 66

E vo lu c ión de la pote nc ia i nsta la da po r ti po de ge ne ra ció n

F igu ra. C. 2. 72.

Ge ne ra ción por ti po de l a ño 2 010

Ing. Ulises Manassero