Melgoza Cárdenas Juan Javier Pasante de Ingeniería Mecánica

GERENCIA REGIONAL DE PRODUCCIÓN SURESTE
SUBGERENCIA REGIONAL DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA GOLFO
ESTUDIO DE LA TUBERÍA DE PRESION EN LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
TEXOLO DE LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD
Por:
Melgoza Cárdenas Juan Javier
Pasante de Ingeniería Mecánica
Especialidad: Energéticos
Generación: 2000-2004
Prácticas Profesionales
Empresa: Comisión Federal de Electricidad
Área Asignada: Superintendencia Mecánica Regional
PROLOGO
La transformación de la energía para encontrar satisfactores de las necesidades
humanas es la actividad por excelencia, dentro de la coparticipación creadora del
ingeniero.
Hoy en día que el mundo vive una gran crisis energética, debida al aumento del precio
del petróleo y de los combustibles nucleares, aunado a los problemas de contaminación a
que su uso conduce, el mundo da todavía mayor importancia a los recursos
hidroenergéticos, que aunque escasos en muchos países son recursos renovables en
nuestro planeta, factor que no se aplica ni al petróleo, carbón o combustibles nucleares.
El agua, además de sus otras características que lo hacen un fluido vital, tiene la de
poder accionar máquinas giratorias llamadas turbinas, que a su vez mueven generadores
que transforman la energía mecánica en energía eléctrica, la más usada de las formas de
energía.
La mayoría de los países requieren el doble de energía en períodos cortos de 6 a 10
años, y requerirán cada vez mayores cantidades.
Es por eso la importancia que tienen actualmente las centrales hidroeléctricas y el por
que de mi interés en este tipo de transformación de la energía.
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CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
En sistemas interconectados, donde es factible tener libranzas a centrales de pequeña
o mediana potencia, es muy posible hacer revisiones rápidas, que con las herramientas
adecuadas, permitan reparar lo que se encuentre defectuoso, también en un tiempo
breve. Desafortunadamente esto no es posible en unidades de gran potencia, donde las
dificultades para obtener una licencia son muy grandes y las pérdidas por sacarlas de
servicio son fuertes. Debe pensarse también en lo voluminoso de las piezas, lo que hace
más difícil, delicado y tardado su manejo, mayor cuidado en sus ajustes y con
mecanismos más complicados. Por tal motivo, en este tipo de centrales, es necesario
llevar una serie de controles y pruebas de comportamiento así como inspecciones, que
nos den una idea del estado general de la unidad, equipo o instalación y ya con bases
suficientes elaborar el diagnóstico que nos lleve a corregir las causas y los defectos,
justificando así la libranza para el mantenimiento predictivo, el cual deberá efectuarse en
el tiempo óptimo y con el mínimo de recursos.
En la central hidroeléctrica Texolo, uno de sus sistemas auxiliares mas importantes,
como es el caso de la tubería de fuerza, se encuentra en algunos puntos atacada por la
corrosión, es así que surge la necesidad de un estudio de toda la tubería de fuerza de la
central, esto con el objetivo de emitir un juicio del estado en el que se encuentra la tubería
y de esta manera saber que tramos de tubería requieren de mantenimiento predictivo; Y
tomando en cuenta que, este análisis de ingeniería podrá ser aplicado a cualquier central
hidroeléctrica de pequeña, mediana y gran potencia que cuente con tubería forzada, se
hace aún más necesario el presente estudio.
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Mantenimiento
Es el conjunto de actividades tendientes a conservar y/o restituir en el equipo o
instalación, sus condiciones originales de operación.
Mantenimiento correctivo
Nace con la industria con la finalidad de corregir fallas y regresar a operar a la línea de
producción. La filosofía de esta técnica es la de corrección de la falla en el momento que
esta ocurra. Con esta filosofía el departamento de Mantenimiento genera egresos
considerables para la empresa que deben cargarse al costo final del producto.
Desventajas:
ƒBajo esta condición pueden presentarse fallas destructivas.
ƒAlta indisponibilidad de los equipos.
ƒAlta disponibilidad del personal del mantenimiento.
ƒAumento del stress emocional.
ƒObliga a tener un número alto de refacciones en el almacén.
Mantenimiento Preventivo
Nace como técnica el mantenimiento preventivo. Cuya filosofía es la de mantener los
equipos en operación aplicando mantenimiento y cambio de partes antes de que la vida útil
de estos llegue a su fin.
Se estima la vida útil de una parte o máquina mediante el esquema de evaluar el
tiempo de operación promedio bajo ciertas condiciones operativas como lo son cargas
estáticas, velocidades, temperaturas, presiones, flujos y vibraciones por mencionar
algunas y de manera análoga evaluar así mismo las condiciones ambientales, en las que
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se encuentran operando las máquinas, equipo o instalación, algunos ejemplos de los
parámetros ambientales a considerar son: la temperatura, humedad, y salinidad.
En la función de la estimación de la vida útil se programa el cambio de partes. Por lo
tanto el mantenimiento preventivo se aplica de acuerdo al número de horas en operación e
indicaciones de manuales de mantenimiento, como resultado se mejora la disponibilidad
aun alto costo por exceso de mantenimiento, sin embargo los resultados económicos no se
pueden comparar con la aplicación única del mantenimiento correctivo.
Desventaja:
ƒEn la mayoría de los casos el resultado es el cambio indiscriminado de partes y
exceso de mantenimiento
Fallas en el mantenimiento:
ƒTécnicas de Montaje Erróneas
ƒAjustes inadecuados
ƒDaños a partes en buen estado
La aplicación de trabajos de mantenimiento conlleva a
la industria a asumir los
riesgos implícitos en estos. Es por eso que la industria considera al departamento de
mantenimiento como un mal necesario y es que el costo de producción de un producto
puede llegar a ser hasta un 30 % cargado a mantenimiento.
Para afectar lo menos posible a la línea de producción es importante mejorar la
planeación de este trabajo. Así como también aplicar el mantenimiento a las partes que
realmente
lo
requieran
para
disminuir
los
riesgos
implícitos
ya mencionados
anteriormente.
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Se sabe entonces que, aplicando las técnicas de mantenimiento correctivo y
preventivo la confiabilidad de las máquinas es muy baja haciéndose necesario mejorar
este parámetro para garantizar el funcionamiento de la línea de producción. Y tomando
en cuenta los problemas de mantenimiento ya expuestos. Se genera entonces la idea
de predecir fallas súbitas de las máquinas en producción. Es decir el mantenimiento por
diagnóstico o predictivo
Mantenimiento Predictivo
El cual implica el implantar técnicas de medición y evaluar las respuestas mediante la
desviación de los parámetros de diseño y de esta manera poder predecir el momento
justo de la aplicación del mantenimiento.
Existen herramientas de medición las cuales nos auxilian en esta tarea.
Tecnologías de diagnóstico aplicables a Mantenimiento Predictivo
ƒVibración
ƒAceites (Tribología)
ƒPruebas no destructivas
ƒTermografía
ƒUltrasonido
Medición
de
espesores
espesor
es
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Localización:
A 25 Km. al suroeste de la ciudad de Xalapa se encuentra el poblado de Teocelo y a 3
Km. al éste se localiza la central. Sus coordenadas geográficas son 18° 50' 44" Latitud
Norte y A 97° 38" Longitud Oeste. Cuenta con dos unidades tipo Francis eje horizontal de
0.8 MW cada una.
C.H. TEXOLO
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Datos Técnicos :
DATOS TÉCNICOS CENTRAL HIDROELÉCTRICA TEXOLO
OBRA DE TOMA
NUMERO DE TOMAS
1
GASTO MÁXIMO POR TOMA
(m3/s)
1.86
CONDUCCIÓN FORZADA
1
CONDUCTOS
DIÁMETRO NOMINAL (m)
1.21
LONGITUD TOTAL (m)
400
TURBINAS
2, FRANCIS HORIZONTAL
No. y TIPO
MARCA
ESCHER WYSS
POTENCIA MÁXIMA (Mw)
0.9
GASTO DE DISEÑO (m3/s)
0.687
CARGA NETA DE DISEÑO (m)
133.6
VELOCIDAD DE ROTACIÓN (r.p.m.)
900
GENERADORES
MARCA
U-1 GENERAL ELECTRIC
U-2 WESTING HOUSE
CAPACIDAD NOMINAL (MVA)
1
TENSIÓN NOMINAL (KV)
2.4
FACTOR DE POTENCIA
0.9
FRECUENCIA (HZ)
60
TRANSFORMADORES
NUMERO
3
MARCA
IEM
TIPO (No DE FASES)
TRIFÁSICO
CAPACIDAD NOMINAL (MVA)
CLASE DE ENFRIAMIENTO
TENSIÓN DE TRANSFORMACIÓN (KV)
1.5
1-OA, 2-SL
2.4/13.8
SUBESTACIÓN ELÉCTRICA
LINEAS, TENSIÓN / DESTINO (kV)
13.8 - S.E. XALAPA II
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CAPITULO II
DESCRIPCIÓN DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
CONCEPTOS GENERALES SOBRE CENTRALES ELÉCTRICAS
Definición
Iniciamos el estudio de las centrales eléctricas. Pero antes, y para evitar confusiones,
definiremos el concepto de central eléctrica.
Llamaremos central eléctrica al conjunto de máquinas motrices, generadores, aparatos
de maniobra y protección etc.. que sirven para la producción de energía eléctrica. En
realidad el nombre de central eléctrica, es la abreviación de central generadora de energía
eléctrica, lo que hay que tener en cuenta para evitar confusiones con otros conceptos
relacionados.
La central eléctrica se denomina central térmica cuando la energía eléctrica se
produce por medio de máquinas motrices térmicas (turbinas de vapor, motores Diesel,
etc...), central hidráulica cuando las máquinas motrices son turbinas hidráulicas y central
nuclear cuando se aprovecha la energía existente en los núcleos atómicos de ciertos
cuerpos; en realidad las centrales nucleares son centrales térmicas en las que la energía
térmica producida por la combustión de un combustible, ha sido sustituida por la energía,
también térmica, producida al fisionarse (es decir, partirse) los núcleos atómicos de
materiales adecuados.
Se llama subcentral eléctrica y también, subestación eléctrica, al conjunto de aparatos y
dispositivos de transformación, conversión y distribución de energía eléctrica, instalados en
un edificio o al aire libre, y cuya misión es alimentar una red eléctrica.
Entre las subestaciones eléctricas, distinguiremos:
1. Subestación transformadora. Destinada a transformar la corriente alterna de una
tensión determinada, en corriente alterna de otra tensión diferente.
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2. Subestación convertidora. Destinada a convertir la corriente alterna en corriente
continua, o viceversa.
3. Subestación distribuidora. Como su nombre indica, destinada a distribuir la energía
eléctrica sin modificar sus características.
Tipos de centrales eléctricas
Según el servicio que hayan de prestar las centrales eléctricas se pueden clasificar en:
1. Centrales de base, destinadas a suministrar la mayor parte de la energía eléctrica, de
forma continua. Estas centrales llamadas también centrales principales, son de gran
potencia y utilizan generalmente como máquinas motrices las turbinas de vapor, turbinas
de gas y turbinas hidráulicas.
2. Centrales de puntas, exclusivamente proyectadas para cubrir las demandas de energía
eléctrica en las horas-punta; en dichas horas-punta, se ponen en marcha y trabajan en
paralelo con la central principal.
3. Centrales de reserva, que tienen por objeto sustituir total o parcialmente a las centrales
hidráulicas de base en casos de escasez de agua o avería en algún elemento del sistema
eléctrico. No deben confundirse con las centrales de puntas anteriormente citadas, ya que
el funcionamiento de las centrales de puntas es periódico (es decir, todos los días a ciertas
horas) mientras que el de las centrales de reserva es intermitente. Como centrales de
reserva se utilizan, normalmente, centrales térmicas cuyas máquinas motrices son turbinas
de vapor y, en instalaciones de pequeña potencia, motores Diesel.
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4. Centrales de socorro, tienen igual cometido que las centrales de reserva citadas
anteriormente; pero la instalación del conjunto de aparatos y máquinas que constituyen la
central de reserva, es fija, mientras que las centrales de socorro son móviles y pueden
desplazarse al lugar donde sean necesarios sus servicios. Estas centrales son de pequeña
Potencia y generalmente accionadas por motores Diesel; se instalan en vagones de
ferrocarril, o en barcos especialmente diseñados y acondicionados para esta misión.
5. Centrales de acumulación o de bombeo, que son siempre hidroeléctricas. Se
aprovecha el sobrante de potencia de una central hidroeléctrica en las horas de pequeña
demanda, para elevar agua de un río o de un lago hasta un depósito, mediante bombas
centrifugas accionadas por los alternadores de la central, que se utilizan como motores. En
los períodos de gran demanda de energía, los alternadores trabajan como generadores
accionados por las turbinas y utilizan el agua previamente elevada anteriormente.
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CONSTITUCIÓN GENERAL DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Generalidades
El agua que corre sobre la superficie de la tierra en los ríos, tiene una energía cinética
que gasta venciendo los obstáculos que se oponen a su libre curso; y, de esta forma,
desarrolla calor, transporta materiales, erosiona las márgenes y el fondo, etc... Esta
energía cinética depende de la velocidad del agua la que, a su vez, es función de la
pendiente y de la rugosidad del cauce. Es imposible anular totalmente esta rugosidad pero
puede disminuirse y, como consecuencia, el mismo caudal de agua podría circular con
menor pendiente. De forma que podría derivarse la corriente de agua por un canal lateral
con menor rugosidad y menor pendiente que el cauce primitivo. Con esto, la diferencia de
nivel entre las aguas del canal y el cauce del río iría aumentando a medida que fuese
mayor la longitud del canal. En un punto apropiado podríamos pasar este canal de agua
por máquinas motrices hidráulicas que transformaran la energía potencial del agua en
energía mecánica, devolviendo después el agua al río. De esta manera habríamos
conseguido un salto de agua (es decir, un desnivel), con canal de derivación.
También se puede obtener este desnivel, elevando el nivel del agua por atajamiento de
la corriente mediante una presa o azud.
Entre las dos soluciones citadas (canal de derivación y presa) caben soluciones mixtas
que son las mas utilizadas se ataja el río con una presa que embalse las aguas, las cuales
se derivan, junto a la presa, con un canal que se prolonga hasta el punto conveniente en
que se sitúa la central, es decir las turbinas hidráulicas y los generadores por ellas
accionados. De esta forma, el salto de agua se obtiene en parte por la elevación del nivel
del agua en la presa y en parte por la menor pendiente del canal respecto al cauce.
Indudablemente, el aprovechamiento de la energía hidráulica, no hubiera sido posible
sin la turbina; pero este aprovechamiento hubiera sido muy limitado sin la conversión de la
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energía mecánica de la turbina, en energía eléctrica que, como sabemos, puede
transportarse a lagas distancias: Esta característica de la energía eléctrica, ha permitido
aumentar el radio de acción de los aprovechamientos hidroeléctricos. Antes siendo muy
limitada la capacidad de consumo dentro de la limitada distancia de transporte, las
instalaciones hidroeléctricas eran de escasa potencia. Actualmente, sin la limitación
indicada, la tendencia es a realizar grandes aprovechamientos con embalses de cabecera,
que determina la regulación anual del río y depósitos reguladores, situados en lugares
apropiados, con los que se consigue la regulación diaria o semanal. En conjunto, se
pretende el aprovechamiento integral de un río o de una cuenca completa (es decir, de un
río y todos sus afluentes), mediante sucesivos saltos de agua, construidos en los lugares
más apropiados (por ejemplo, en los sitios de mayor desnivel, o cuando el cauce es
angosto y elevado porque entonces la presa resulta más económica de construir, etc.)
Clasificación de las centrales hidroeléctricas.
Los tipos de centrales hidroeléctricas son variadísimos ya que, en todos los casos, la
construcción de una central hidroeléctrica, debe subordinarse a la especial situación del
río, embalse, etc... cuya energía se pretende aprovechar. De todas maneras, las centrales
hidroeléctricas pueden clasificarse en:
1. Centrales de alta presión: Alturas de salto hidráulico superiores a los 200 m. Como
máquinas motrices se utilizan generalmente turbinas Pelton o, para los saltos de menor
altura, turbinas Francis lentas.
2. Centrales de media presión: Alturas de salto hidráulico comprendidas entre 20 y 200 m.
Las máquinas motrices empleadas son las turbinas Francis medias y rápidas,
correspondiendo estas últimas a los saltos de menor altura, dentro de los límites indicados.
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3. Centrales de baja presión. Alturas de salto hidráulico, inferiores a 20 m. Es la zona de
utilización de las turbinas Francis extrarrápidas, de las turbinas de hélice y, sobre todo, de
las turbinas Kaplan.
Las centrales hidroeléctricas también se clasifican como sigue:
a) Centrales de agua corriente
b) Centrales de agua embalsada
Las centrales de agua corriente (figura 1) se construyen en los sitios en que la energía
hidráulica disponible puede utilizarse directamente para accionar las turbinas de tal forma
que, de no existir la central, esta energía hidráulica se despreciaría. Como sabemos, el
caudal del río es variable en las diferentes estaciones del año; además, en muchos casos,
hay que contar con años de sequía y años de abundancia de agua. La central de agua
corriente puede construirse para el mínimo disponible de caudal pero entonces, en las
épocas de abundante caudal, el exceso es desaprovechado; también puede construirse
para el caudal máximo y, en este caso, en las épocas de escasez de agua la central
trabaja con poca carga y, por lo tanto, con bajo rendimiento. La solución más económica, y
la que se emplea normalmente, es una solución media entre los dos extremos citados.
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Fig. 1.-Representación esquemática de una central de agua corriente: a-Central eléctrica b-Parque
de distribución a alta tensión c-Presa.
En las centrales embalsadas (figura 2) se consigue un embalse artificial o pantano, en
el cual se acumula el agua, que podemos aprovechar en la central, según necesidades. El
embalse se consigue, generalmente, por medio de una presa situada en lugares
apropiados del río (por ejemplo, en sitios angostos y de márgenes rocosas).
Fig. 2.-Representación esquemática de una central embalsada: a-Aportes de agua. b-Embalse o
pantano. c-Presa. d-Túnel excavado en la roca. e-Central eléctrica. f-Parque de distribución a alta
tensión.
Disposición general de una central hidroeléctrica
Ya hemos dicho que para la formación de un salto de agua es preciso elevar el nivel
superficial de ésta sobre el nivel normal de la corriente, atajando el agua con una presa
para producir el salto total utilizable, en la misma presa, o contribuir a este salto, derivando
a la vez las aguas por un canal de derivación de menor pendiente que el cauce del río. Las
aguas del canal de derivación hay que conducirlas a las turbinas y, para ello, en los saltos
menores de unos 12 m, el agua desemboca directamente en la cámara de turbinas y, en
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los saltos superiores a 12 m, termina en un ensanchamiento llamado cámara de presión
desde donde parte la tubería a presión que en conducción forzada, lleva el agua a las
turbinas. A la salida de las turbinas, el agua pasa a un canal de desagüe por el que
desemboca nuevamente en el río. Esto en términos generales; pero existen numerosas
variantes de esta disposición, de las que vamos a estudiar a continuación las más
utilizadas en la práctica.
1.a Disposición. La disposición más completa está indicada en la figura 3 y consta de
todos los elementos citados en el párrafo anterior, es decir:
1. Presa
2. Canal de derivación
3. Cámara de presión
4. Tubería de presión
5. Central
6. Tubería de desagüe
7. Parque de distribución a alta tensión
Fig. 3.-Central hidroeléctrica con canal de derivación, cámara de presión, tubería de presión y
tubería de desagüe: 1-Presa. 2-Canal de derivación. 3-Cámara de presión. 4-Tubería de presión.
5-Central. 6-Tubería de desagüe. 7-Parque de distribución a alta tensión.
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Este tipo de central hidroeléctrica puede ser de agua corriente o de agua embalsada.
En este último caso, la presa debe estar proyectada para resistir mayores presiones, ya
que el empuje del agua es mucho mayor.
2.a Disposición. Pero, dentro de las ideas actuales de máximo aprovechamiento del
agua que en toda época del año lleva la corriente, la mejor disposición parece ser la
indicada en la figura 4 y que está constituida por los siguientes elementos:
1. Presa para embalsar las aguas en épocas de abundancia y regularizar la corriente.
2. Galería de presión derivada directamente de la presa a nivel inferior.
3. Chimenea de equilibrio.
4. Tubería de presión.
5. Central.
6. Canal de desagüe.
7. Parque de distribución a alta tensión.
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Fig. 4.-Central hidroeléctrica con galería de presión, chimenea de equilibrio, tubería de presión y
canal de desagüe: 1-Presa. 2-Galería de presión. 3-Chimenea de equilibrio. 4-Tubería de presión.
5-Central. 6-Canal de desagüe. 7-Parque de distribución a alta tensión.
En esta disposición, se sustituye la cámara de presión anteriormente citada, por la
chimenea de equilibrio que, como veremos en el próximo capítulo, sirve para amortiguar
los golpes de ariete que se originan por la aceleración o deceleración del agua en la
tubería como consecuencia de las variaciones de carga en las turbinas y, además, por
proporcionar a dichas turbinas en los primeros segundos de demanda rápida de caudal, el
necesario hasta lograrse el régimen normal.
Hay casos en que las circunstancias locales de relieve del terreno de la corriente de
agua utilizada, o de la explotación que se va hacer de la energía que se capte permite
suprimir algunas de las construcciones citadas para los dos casos anteriores; entonces,
entre otras, pueden presentarse las siguientes disposiciones.
3.a Disposición. Salto sin canal de derivación y constituido, por lo tanto, tal como se
indica en la figura 5, es decir, por los siguientes elementos:
1. Presa
2. Tubería de Presión, que parte directamente de la presa.
3. Central.
4. Canal de desagüe.
5. parque de distribución a alta tensión.
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Fig. 5.-Central hidroeléctrica con tubería de presión y canal de desagüe: 1-Presa. 2-Tubería de
Presión que parte directamente de la presa. 3-Central. 4-Canal de desagüe. 5.-Parque de
distribución a alta tensión.
Como ejemplo, véase en la figura 6 el perfil longitudinal del aprovechamiento
hidroeléctrico de Pontemouros, sobre el río Ulla, en España.
Fig. 6.-Perfil longitudinal del aprovechamiento hidroeléctrico de Pontemouros, sobre el río Ulla
(hidroeléctrica Moncabril S.A. de España ) : 1-Toma de aguas en la presa. 2-Tubería forzada. 3Central subterránea. 4-Canal de desagüe.
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Consta de una presa (no representada en la figura por estar situada delante del corte
dibujado), una toma de agua 1 en el fondo de la presa, una tubería forzada subterránea de
103 m de longitud y 5.7 m de diámetro, una central, también subterránea, con 2 turbinas
Francis de 53000 CV, y una galería de desagüe de 160 m de longitud. El parque de
distribución de alta tensión está situado al exterior, sobre la central, con la que se
comunica por medio de un pozo de cables de 5 m de diámetro y 77.3 m de altura. El salto
neto máximo es de 81.25 m y la potencia de la central, de 95000 KVA.
4a Disposición. Salto sin canal de desagüe (Figura 7), y constituido por los siguientes
elementos:
1. Presa.
2. Canal de derivación.
3. Cámara de presión.
4. Tubería de presión.
5. Central.
6. Parque de distribución a alta tensión.
Fig. 7.-Central hidroeléctrica con canal de derivación, cámara de presión y tubería de presión: 1Presa. 2-Canal de derivación. 3-Cámara de presión. 4-Tubería de presión. 5-Central. 6-Parque de
distribución a alta tensión.
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5a Disposición. Salto sin canal de derivación ni canal de desagüe. En estas centrales,
las tuberías forzadas parten directamente del pie de la presa y, por lo tanto, tal como se
representa en la figura 8, consta de los siguientes elementos:
1. Presa
2. Tubería de presión.
3. Central.
4. Parque de distribución a alta tensión.
Fig. 8.-Central hidroeléctrica con tubería de presión: 1-Presa. 2-Tubería de Presión. 3-Central. 4parque de distribución a alta tensión.
6a Disposición. En esta disposición se suprimen los canales de derivación y las tuberías
de presión; este caso es muy frecuente en saltos de pequeña altura, determinados sólo
por la presa. De acuerdo con la figura 9, una instalación de este tipo consta de los
siguientes elementos:
1. Presa.
2. Central.
3. Canal de desagüe.
4. Parque de distribución a alta tensión.
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Fig.9.-Central hidroeléctrica con canal de desagüe: 1-Presa. 2-Central. 3-Canal de desagüe. 4Parque de distribución a alta tensión
7ª. Disposición. Se denominan centrales de pie de presa. Tal como puede apreciarse
en la figura 10, no hay canal de derivación, ni tubería de presión ni canal de desagüe, lo
que simplifica extraordinariamente la construcción de la central que está construida
directamente formando conjunto con la presa. Por lo general, se trata de centrales de agua
corriente, para pequeños saltos. De acuerdo con la figura 19, los elementos constitutivos
de una central de este tipo, son los siguientes:
1. Presa.
2. Central.
3. Parque de distribución a alta tensión.
Fig. 10.-Central hidroeléctrica de pie de presa: 1-Presa. 2-Central. 3-Parque de distribución a alta
tensión.
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Aprovechamiento hidráulico de un río en uno o en varios escalones
En un largo tramo del río que se trata de aprovechar, debe estudiarse si es preferible
aprovechar su desnivel en una sola central hidroeléctrica, o en varias centrales, dividiendo
el tramo en otros de menor altura útil. Desde el punto de vista de la construcción e
instalación de la maquinaria, la solución más económica es, casi siempre, la de una sola
central. Pero, para que resulte también la economía en los gastos de explotación y
financiación, es necesario que el mercado de consumo esté en disposición para utilizar en
breve tiempo, toda o la mayor parte de la energía que es capaz de producir el
aprovechamiento hidroeléctrico.
Si esta utilización tardase en conseguirse bastantes años, los gastos de construcción,
conservación, explotación y amortización gravarían la energía utilizada haciéndola
antieconómica; y, en estos casos, es preferible construir sucesivos escalones a medida
que las necesidades del consumo así lo exigieran.
Por estas razones de tipo económico y por otras, de índole técnica, casi siempre la
utilización hidroeléctrica global de un río se realiza en varios escalones.
Aprovechamiento simultáneo de un río y sus afluentes
Cuando el tramo del río que se trata de aprovechar, confluyen uno o más afluentes,
muchas veces se incluyen estos afluentes en el aprovechamiento global, con lo que se
obtiene un mejor rendimiento conjunto. Existen varias soluciones, de las que se citaran las
más interesantes:
1.a Solución. Río con un afluente y saltos diferentes con una sola central es decir, tal
como se representa en la figura 11. Cada uno de los ríos tiene sus propias instalaciones
de canales, cámaras de presión y tuberías forzadas.
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Fig. 11.- Esquema del aprovechamiento hidroeléctrico de un río con un afluente y saltos diferentes
con una sola central: 1-Presa de embalse sobre el río principal. 2-Canal de derivación del río
principal. 3-Cámara de presión del río principal. 4-Tubería forzada del río principal. 5-Presa de
derivación sobre el afluente. 6-Canal de derivación del afluente. 7-Cámara de presión del afluente.
8-Tubería forzada del afluente. 9-Central. 10-Canal de desagüe. 11-Parque de distribución a alta
de tensión.
2.a Solución. Río con un afluente y salto único (figura 12). Las presas se sitúan en sitios
adecuados para que los canales de derivación terminen en una cámara de presión común
a ambos aprovechamientos. La tubería de presión es también común y, por lo tanto
solamente se necesita una central.
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Fig. 12.- Esquema del aprovechamiento hidroeléctrico de un río con un afluente y salto único: 1Presa de embalse sobre el río principal. 2-Canal de derivación del río principal 3-Presa de
derivación sobre el afluente. 4-Canal de derivación del afluente. 5-Cámara de presión común. 6Tubería de presión común. 7-Central. 8-Canal de desagüe. 9-Parque de distribución a alta tensión.
3.a Solución. Río con dos o más afluentes y varias centrales (figura 13); este es el caso
que más se presenta en la práctica. A su vez, las distintas centrales pueden estar
instaladas según la primera o la segunda de las soluciones indicadas.
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Fig. 13.- Esquema del aprovechamiento hidroeléctrico de un río con varios afluentes y varias
centrales: 1-Presa del embalse de cabecera del río principal. 2-Presas de derivación sobre el río
principal y los afluentes. 3-Canales de derivación. 4-Cámaras de presión. 5-Tuberías de presión. 6Centrales eléctricas. 7-Canales de desagüe. 8-Parques de distribución a alta tensión.
4.a Solución. Río con dos o más afluentes y una sola central, es decir, tal como se
expresa en la figura 14. El canal de derivación va por una ladera, recogiendo las aguas de
los afluentes que confluyen en el río por dicha ladera. Los afluentes de la ladera opuesta
pueden llevar sus aguas a dicho canal por medio de sifones o de acueductos que salven la
depresión del río.
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Fig. 14.- Esquema del aprovechamiento hidroeléctrico de un río con varios afluentes y una sola
central: 1-Presas de derivación sobre el río principal y los afluentes. 2-Canales de derivación. 3Cámaras de presión. 4-Sifón para el trasvase de agua a la ladera opuesta del río. 5-Tubería
forzada común. 6-Central. 7-Canal de desagüe. 8-Parque de distribución a alta tensión.
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CARACTERÍSTICAS GENERALES DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Altura de salto aprovechable
En las centrales hidroeléctricas no se aprovecha toda la altura del salto; existen
pérdidas de altura por diversas causas que estudiaremos seguidamente, de lo que resulta
que, en todos los casos, la altura disponible no corresponde a la altura total. Llamaremos
salto total a la diferencia de las cotas máxima y mínima del salto correspondiente,
respectivamente, al sitio donde se inicia el salto y al sitio donde se realiza el desagüe; salto
bruto o disponible a la diferencia de niveles de agua entre la cámara de presión y el final
del tubo de aspiración; salto neto al efectivamente utilizado por las turbinas.
De acuerdo con esto y, como se dijo anteriormente, se estudiaran las pérdidas de altura
que se producen en un salto de agua, con ayuda de la figura 15, donde se han
representado gráficamente los saltos total, bruto y neto.
Ante todo, la superficie de las aguas remansadas por la presa no es horizontal, sino
que forma una curva cuya pendiente va disminuyendo a medida que nos acercamos a la
presa. De manera que, desde la superficie del agua en contacto con la presa, a la
superficie de aguas en el enlace de la curva de remanso con la corriente primitiva, hay un
desnivel, que se pierde en el total del salto; a este desnivel se le llama pérdida debida al
remanso que se indica por h1.
Desde la presa, el agua entra en el canal de derivación; y al pasar por todos los
elementos constructivos de éste, sufre pérdidas de nivel, variables según las
circunstancias de pendiente, sección en contacto con el agua, rugosidad de las paredes,
etc..., se tiene por lo tanto, una pérdida en el canal, que se denomina h2.
En la cámara de presión (o, en su caso, en la chimenea de equilibrio), se dispone una
rejilla para detener los cuerpos flotantes e impedir su entrada en la tubería de presión; al
atravesar esta rejilla, el agua sufre un rozamiento que equivale a una pérdida de altura y
que se llama pérdida en la cámara de presión, representada por h3.
27
Desde la cámara de presión, el agua entra en la tubería forzada y en está se producen
nuevas pérdidas por rozamiento, cambios de sección, cambios de dirección, etc...
englobadas bajo la denominación general de pérdida en la tubería y representada por h4.
Al final de la tubería de presión, el agua entra en las turbinas que, como toda máquina
motriz, tiene un rendimiento inferior a la unidad, es decir, que en ellas se producen
pérdidas de potencia debidas a los rozamientos, mal aprovechamiento de la energía
cinética del agua, etc... Se engloba todo ello con el nombre de pérdida en la turbina
representada por h5.
También en el tubo de aspiración de la turbina existen pérdidas por rozamientos y otras
causas, a las que denominaremos, en general, pérdida en el tubo de aspiración y
representada por h6.
Finalmente, en el canal de desagüe y por causas parecidas, hay una pérdida en el
canal de desagüe representada por h7.
Fig. 15.-Representación esquemática de la altura de salto aprovechable: h1-pérdida debida al
remanso. h2-pérdida en el canal. h3-pérdida en la cámara de presión. h4-pérdida en la tubería. h5pérdida en la turbina. h6-pérdida en el tubo de aspiración. h7-pérdida en el canal de desagüe. Haltura de salto total. H´-altura de salto bruto. H¨-altura de salto neto.
28
En resumen se tiene que:
h1 = pérdida debida al remanso
h2 = pérdida en el canal de derivación
h3 = pérdida en la cámara de presión
h4 = pérdida en la tubería de presión
h5 = pérdida en la turbina
h6 = pérdida en el tubo de aspiración
h7 = pérdida en el canal de desagüe
Ahora, llamaremos :
H = altura de salto total
H´ = altura de salto bruto
H¨ = altura de salto neto
De acuerdo con lo dicho, tendremos:
Altura de salto bruto.
H´= H – (h1 + h2 + h3 + h7)
es decir que consideramos el salto bruto, como el que disponemos desde la cámara de
presión hasta el final del tubo de aspiración.
Altura de salto neto
29
H´ = H– (h1 + h2 + h3 + h4 + h5 + h6 + h7)
O bien, en función del salto bruto
H¨ = H´- (h4 + h5 + h6)
Potencia de un salto de agua
La potencia de un salto de agua podemos considerarla bajo dos aspectos:
Por una parte, es el trabajo realizado durante un segundo por una masa de agua o
caudal que pasa de una posición superior a otra posición inferior.
Por otra parte, es la energía correspondiente a la misma unidad de tiempo, de la
velocidad que el agua puede adquirir en las turbinas como consecuencia de la presión a
que está sometida en ellas.
Si llamamos Q al caudal en metros cúbicos por segundo de un salto de agua y H´ al
salto bruto o salto disponible, la potencia teórica del salto de agua, vendrá expresada por:
Pt = γ Q H´
Kgf x m / s
Donde:
γ = Peso específico del agua: 1000 kgf / m3
y si expresamos la potencia en CV
30
Recordando que:
1 C.V. = 75 kgf x m / s
Pt =
1000 * Q * H´
75
CV
Anteriormente, hemos definido el salto neto, que se obtiene restando del salto bruto
ciertas pérdidas de carga. Las turbinas no aprovechan totalmente el salto bruto y el
rendimiento de la turbina (incluidas las pérdidas en la tubería forzada y en el tubo de
aspiración), vendrá expresado por
H¨
=
T H´
Por lo tanto, la potencia en el eje del generador eléctrico es
P =
G
* Q * H´
T
75
CV
La potencia eléctrica suministrada por el generador dependerá, asimismo, del
rendimiento de este generador, que llamaremos . Esta potencia será, por lo tanto
G
P=
* Q * H´
* *
T G
75
Si admitimos como primera aproximación
= 0.82
T
31
= 0.92
G
tendremos que el rendimiento global del grupo turbina-generador vale
= * = 0.82 * 0.92 = 0.75
T G
y, por lo tanto, la potencia eléctrica disponible en los bornes del generador es
P≈
1000 * Q * H
* 0.75 ≈ 10 * Q * H´
75
CV
recordando que
1 KW = 1.34 CV
la expresión, en Kilovatios de la potencia será:
P≈
10
* Q * H´≈ 7.4 * Q * H´
1.34
KW
Para reducir la potencia eléctrica que se puede suministrar a los consumidores, hay que
tener en cuenta, además, las pérdidas eléctricas en los transformadores elevadores de la
central, en las líneas de transmisión de la energía eléctrica y en los transformadores
reductores de las subestaciones transformadoras. Como primera aproximación, se pueden
admitir los siguientes valores:
Rendimiento de las turbinas = 0.82.
T
Rendimiento de los generadores = 0.92.
G
32
Rendimiento de los transformadores-elevadores = 0.96.
I
Rendimiento de las líneas de transmisión =0.90.
II
Rendimiento de los transformadores-reductores = 0.96.
III
El rendimiento global del conjunto es:
=
T
*
G
* * *
I II III
= 0.82*0.92*0.96*0.90*0.96 = 0.62
Y la potencia disponible en la red consumidora
PR ≈
1000 * Q * H´*0.62
≈ 6.15 * Q * H´
1.34 * 75
Características de carga de una central hidroeléctrica
Para la determinación de la capacidad de una central hidroeléctrica, se han de tener en
cuenta muchos factores. El problema es, en sí, indeterminado; y para encontrar la mejor
solución se han de comparar y analizar muchos datos, algunos de los cuales tampoco se
pueden determinar, y sobre ellos hay que estudiar hipótesis verosímiles. Hay que tener en
cuenta, entre otras cosas:
a) exigencias presentes y futuras del mercado
b) salto utilizable
c) caudal del río en los diferentes años y en las diversas épocas del año
d) posibilidad de regulación anual, semanal y diaria
33
e) coste de las obras con y sin regulación
f) coste de la energía producida y comparación con el valor que puede obtenerse de su
venta
g) conveniencia de interconexión con otras centrales
h) necesidad o conveniencia de centrales auxiliares
i) importancia de los picos en las curvas de consumo
Como puede apreciarse, el problema resulta bastante complejo. Recordemos algunos
conceptos relacionados con las características generales de carga de las centrales
eléctricas:
Potencia media en KVA
Potencia máxima en KVA
Factor de carga
m=
Factor de demanda
a=
Demanda máxima en KVA
Potencia instalada en KVA
Factor de instalación
b=
Potencia total de la central en KVA
Potencia instalada en KVA
Recordemos también que se llama potencia instalada o carga instalada a la suma de
las potencias nominales de todos los receptores de energía conectados con la red que
alimenta la central.
34
Además, y en lo que hace referencia a las centrales hidroeléctricas, definiremos el
factor de utilización hidráulica anual, como la relación entre el volumen de agua empleado
útilmente en las turbinas, y el total que durante el año puede suministrar el río. Es decir, la
relación
f=
Volumén de agua anual en las turbinas en m 3
Volumén de agua anual total en m 3
Naturalmente, lo ideal sería que la relación anterior fuese la unidad, es decir que toda el
agua produjese energía útil. Pero esto no es posible casi nunca pues las épocas de mayor
caudal no siempre coinciden con las épocas de mayor demanda de energía y, además, en
las riadas el agua no tiene utilización práctica. Parece lógico deducir que, para aumentar
este factor, se puede embalsar el agua sobrante en las épocas de menor consumo y
tenerla disponible para cuando la demanda sea mayor. Es decir, debe realizarse una
regulación del aprovechamiento hidráulico; esta regulación puede hacerse de diferentes
formas:
Regulación anual. Se embalsa el caudal sobrante en riadas y épocas de abundancia
para cederlo en las épocas de escasez. Generalmente, la regulación anual se realiza por
medio de grandes embalses, situados en el curso superior de los ríos, que almacenan el
agua durante la primavera, en la época de deshielo, para cederla durante los estiajes;
muchas veces estos embalses de cabecera regulan el suministro anual de varias centrales
que aprovechan las aguas del río. Casi siempre, estos embalses son artificiales; pero en
algunas ocasiones, se aprovechan los lagos de montaña como depósitos de regulación
anual, conectando estos lagos entre sí y trasvasando después el agua a un canal de
derivación.
35
Regulación semanal. Se almacena el agua sobrante durante la semana, especialmente
en los domingos y días festivos, para cederla los demás días; muchas centrales hidráulicas
disponen de embalses de regulación semanal.
Regulación diaria. Tiene por objeto coordinar durante el día, el caudal disponible para
las necesidades de consumo en este tiempo.
Como se ha indicado, no se pueden prever las necesidades de consumo con absoluta
certeza. Por lo tanto, los aprovechamientos hidráulicos tienen que proyectarse de forma
que sean posibles futuras ampliaciones y obras de regulación para poder lograr, cuando
sea preciso, un adecuado acoplamiento entre las disponibilidades hidráulicas y las
necesidades del consumo.
Sería un grave error disponer las obras en una primera etapa de construcción para
servir necesidades que tardará en presentarse varios años. Conviene prever de antemano
estas futuras necesidades, escalonando las obras de forma que el capital invertido resulte
rentable a medida que vaya empleándose.
36
ELEMENTOS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA (I)
Generalidades
A continuación, estudiaremos con algún detalle, los elementos constructivos que
constituyen una central hidroeléctrica; estos elementos son :
1. Presa.
2. Canal de derivación.
3. Cámara de presión o chimenea de equilibrio.
4. Tubería de presión.
5. Cámara de turbinas.
6. Canal de desagüe.
7. Casa de máquinas.
Presa
Se llama presa, en general, a una construcción que se levanta en el lecho del río para
atajar el agua, produciendo una elevación de su nivel que permite la derivación de ella, o
bien para almacenar el agua regulando el caudal del río.
Por el objeto para que están construidas, las presas se dividen en dos grandes grupos:
a) presas de derivación
b) presas de embalse
Las presas de derivación, llamadas también azudes y presas de vertedero están
dispuestas, preferentemente, para elevar el nivel del agua, contribuyendo a crear el salto y
siendo efecto secundario el almacenamiento del agua cuando lo requieran las necesidades
37
de consumo. Normalmente, están dispuestas para que el agua vierta por encima de ellas
mediante vertederos denominados también aliviaderos de coronación.
Por el contrario, el objeto preferente de las presas de embalse es el almacenamiento de
agua para regularizar el caudal del río, siendo de efecto secundario la elevación del nivel
del agua para producir altura de salto. Por lo general, no están dispuestas para que las
aguas viertan por encima, si no que tienen construcciones laterales, denominadas
aliviadores de superficie que sirve para devolver el agua excedente al cauce aguas abajo
de la presa, cuando se ha llenado el embalse.
En realidad, las presas tienen casi siempre una función mixta; pero se denominarán
presas de derivación, o, en su caso, presas de embalse si el efecto predominante es la
elevación del nivel de agua para su derivación, o, por el contrario, el embalse del agua
para tener siempre un caudal disponible. De acuerdo con este criterio de construcción
mixta, muchas presas realizadas para embalsar el agua están provistas de vertederos de
coronación.
Clasificación de las presas
Los mismos criterios de clasificación son válidos para las presas de derivación y para
las presas de embalse. Solamente hay que tener en cuenta que estas últimas son de
construcción mas robusta debido a que tienen que soportar mayores presiones de agua.
Por lo general, las presas de embalse son también de mayor altura.
Aquí, para clasificar las presas, utilizare el criterio que considero mas interesante, por el
material de que están construidas. De acuerdo con este criterio, las presas pueden
clasificarse como sigue:
38
ƒPresas constituidas por materiales incoherentes que se mantienen unidos por su peso,
consiguiéndose
la
impermeabilidad
por
apelmazamiento
del
material
mediante
apisonamiento, sedimentación, etc... En este grupo están comprendidas.
a) Presas de tierra
b) Presas de escollera
c) Presas mixtas de tierra y escollera
ƒPresas constituidas por materiales coherentes que, a la vez, proporcionan
impermeabilidad y resistencia al conjunto. En este grupo, se comprenden :
a) Presas de sillería
b) Presas de mampostería
c) Presas de hormigón armado
De éstas las más utilizadas son las de hormigón armado.
Presas de tierra y escollera
Generalmente, para aprovechamientos hidroeléctricos no se utilizan las presas de tierra
ni las presas de escollera propiamente dichas, si no más bien las presas mixtas
constituidas por tierra, escollera y una capa impermeabilizada situada en el paramento de
aguas arriba.
39
Fig. 16-Presa de tierra y escollera : 1-Ataguía 2-Paramento de aguas arriba, de escollera vertida. 3Relleno impermeable de pizarra apisonada. 4-Pantalla de hormigón en masa 7-Relleno
impermeable de pizarra apisonada. 8- Talud de aguas abajo, de escollera vertida
Presas de hormigón armado
Son las más frecuentemente empleadas en los aprovechamientos hidroeléctricos, ya
sea como presas de derivación ya sea como presas de embalse. Para alturas inferiores a
unos 40 m suelen resultar más económicas las presas de tierra pero, para mayores
alturas, las presas de hormigón pueden resultar más económicas.
Los tipos más interesantes de presas de hormigón armado, son los siguientes:
1. Presas de gravedad.
2. Presas de arco sencillo.
3. Presas de arcos múltiples.
4. Presas de contrafuertes.
En las presas de gravedad los esfuerzos a los que se encuentran sometidas debido,
sobre todo, a la presión del agua sobre el paramento de aguas arriba se resisten por el
propio peso de la presa.
40
Fig. 17-Perfil de una presa de gravedad: 1- Dorso, o paramento de aguas arriba. 2- Talud, o
paramento de aguas abajo. 3-Coronación. 4-Base.
Véase en la figura 17 el perfil de una presa de gravedad. Como puede apreciarse, este
perfil es casi triangular. La presa consta de un paramento de aguas arriba o dorso, que
unas veces es vertical y otras ligeramente inclinado y de un paramento de aguas abajo o
talud, con una inclinación de 2 a 5 m de base por cada metro de altura. El perfil de la presa
debe ir ensanchándose hacia la parte inferior, debido a que la presión del agua va
aumentando con la profundidad. La presa se completa con una parte superior o coronación
y cuya anchura es de 0.6 a 0.8 veces la anchura total de la presa, y de una base con
cimientos en forma de cuñas para agarrarse bien al terreno.
41
Fig. 18-Planta de una presa de arco sencillo.
En las presas de arco sencillo, dadas las especiales características de estas presas, los
estribos habrán de ser especialmente robustos, cimentados además sobre roca dura. Por
lo general, se instalan en gargantas estrechas y de gran altura. Véase en la figura 18 la
planta de una presa de arco sencillo. Se notará que en este tipo de presas, se necesita
una cantidad de hormigón mucho menor que en las presas de gravedad, anteriormente
descritas; pero por otro lado, su estudio y cálculo ha de ser mucho más exacto que en las
anteriores, para conseguir que los esfuerzos se transmitan debidamente a los estribos.
En muchas ocasiones se construyen presas de arco-gravedad, llamadas así porque
parte de los esfuerzos debidos a la presión del agua, se resisten por el propio peso de la
presa, como sucede con las presas de gravedad, y otra parte de estos esfuerzos se
transmiten a los estribos como en las presas de arco.
En las presas de arcos múltiples, el perfil transversal queda dividido en varios vanos
que se cierran por medio de bóvedas. Véase la figura 19 que es el alzado, mirando a la
presa desde la parte de aguas abajo. Los esfuerzos debidos a la presión del agua son
transmitidos por los arcos a los contrafuertes y a los estribos de la presa; nótese que el
42
material empleado para la construcción de una de estas presas; es mucho menor que para
cualquiera de los tipos estudiados hasta ahora; este ahorro de material obliga, aún más
que en las presas de arco sencillo, a un profundo estudio de las condiciones de estabilidad
y de reparto de esfuerzos, y estas presas deben cimentarse sobre roca sólida.
Fig. 20.-Alzado, lado aguas abajo, de una presa de arcos múltiples.
Las presas de contrafuertes han sido consecuencia de estudios realizados para reducir
el volumen de material empleado en las presas de gravedad; una presa de este tipo está
formada por una pantalla sustentada por contrafuertes; en el lado de aguas arriba, la
pantalla puede ser vertical o inclinada. Ver fig. 21
Fig. 21.- Corte horizontal, parcial, de una presa de contrafuertes.
43
Desagüe de los embalses
Los desagües de los embalses pueden tener los siguientes objetos:
1. Verter las aguas sobrantes cuando está lleno el embalse y que pueden determinar
una excesiva elevación del nivel máximo de dichas aguas, poniendo en peligro la
estabilidad de la presa; a estos desagües se les llama, en general, aliviaderos.
2. Captar las aguas necesarias para el funcionamiento de la central; estos desagües se
denominan tomas de agua.
3. Vaciar el embalse cuando sea necesario; por ejemplo, para eliminar los sedimentos
que hayan podido producirse o para examinar el origen de las filtraciones a través del
fondo o de las laderas del embalse. Son los denominados desagües de fondo.
Las tomas de agua y los desagües de fondo pueden contribuir a la acción de los
aliviaderos; pero, por lo general no bastan por sí solos para este objeto, debido a su
escasa capacidad. Lo normal es proyectar los aliviaderos con desagüe suficiente para
absorber el caudal de la máxima riada previsible, sin tener en cuenta la posible
contribución de las tomas de agua y de los desagües de fondo.
44
ELEMENTOS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA (II)
Canal de derivación
El canal de derivación se utiliza para conducir el agua desde la presa de derivación
hasta las turbinas de la central. Cuando el salto es superior a unos 15 m conviene dar
entrada a las aguas en la sala de turbinas por medio de tuberías forzadas y, para ello,
debe preverse una cámara de presión donde termina el canal y comienza la tubería. En
muchos casos, se suprime el canal de derivación y las tuberías forzadas se aplican
directamente a las tomas de agua de la presa.
Por lo general, y para evitar filtraciones en el terreno, los canales de derivación están
revestidos interiormente de mampostería hormigón en masa u hormigón armado.
Fig. 22.- Sección de un canal de derivación en terraplén.
Fig. 23.- Sección de un canal en túnel.
45
Golpe de ariete
Antes de comenzar el estudio de las tuberías de presión, conviene definir lo que es el
golpe de ariete, y los procedimientos para reducir sus efectos.
Se denomina golpe de ariete a la variación de presión en una tubería, por encima o por
debajo de la presión normal, ocasionada por bruscas fluctuaciones del caudal. Cuando la
carga de trabajo que sirve la turbina, disminuye bruscamente, el regulador automático de
la turbina cierra la admisión de agua, y los efectos de inercia de ésta provocan un golpe de
ariete positivo, es decir, una sobrepresión brusca, especialmente en la parte de la tubería
situada junto a la cámara de presión de la turbina. Cuando aumenta la carga de la turbina,
ésta demanda más agua y el regulador abre la admisión, provocando un golpe de inercia
negativo o sea, una depresión brusca en la tubería, sobre todo, cerca de la cámara de
presión de la turbina.
En las tuberías a presión de gran longitud, los efectos del golpe de ariete pueden ser
importantes y, además, en estas tuberías, el agua tarda más tiempo que en las de corta
longitud en acelerarse y decelerarse lo necesario para acoplar la velocidad del agua al
nuevo régimen de carga que precisan las turbinas.
Para evitar estos inconvenientes se disponen en estas tuberías depósitos de
compensación, llamados generalmente chimeneas de equilibrio, de las que, en la figura 24
se representan algunas variantes.
Fig. 24.- Distintas disposiciones de las chimeneas de equilibrio.
46
Una chimenea de equilibrio es, en esencia, un pozo vertical o inclinado, abierto por la
parte superior situado en el trayecto de la tubería lo más cerca posible de las turbinas.
Cuando se produce un golpe de ariete positivo en la tubería junto a la turbina, encuentra
menos resistencia a vencer en la chimenea y actúa sobre el agua de ésta, elevando su
nivel, produciéndose una deceleración del agua en la tubería. Por el contrario, cuando se
produce un golpe de ariete negativo, baja el nivel del agua en la chimenea, originándose
una aceleración del agua en la tubería. Es decir, que la chimenea de equilibrio actúa como
un muelle mecánico, evitando las variaciones bruscas de presión, o como un condensador
en un circuito eléctrico, que impide las variaciones bruscas de tensión en dicho circuito.
Tuberías de presión
En las instalaciones hidroeléctricas, las tuberías de presión o tuberías forzadas, tienen
por objeto conducir el agua desde la cámara de presión a las turbinas cuando, por causa
de la altura del salto, se precisa tal disposición para transformar la energía potencial de
posición que tiene el agua en la cámara de presión, en energía potencial de presión, que
tiene junto a la turbina y al final de la conducción forzada. Ya se indico en un párrafo
anterior que para alturas de salto inferiores a unos 15 m, bastaba con un canal sin carga
de presión; cuando la altura de salto es superior al límite citado, deben emplearse
conducciones forzadas.
Unas veces, tal como se representa en la figura 25, la tubería de presión 2 es
completamente cerrada y se dirige directamente de la cámara de presión a la turbina. En
otras ocasiones (figura 26), se dispone un primer tramo de tubería de presión 2, con
escasa pendiente, hasta la chimenea de equilibrio 3. A partir de ésta sigue un segundo
tramo 4, de pendiente mucho más pronunciada, que une la chimenea de equilibrio con la
turbina.
47
Fig. 25.- Representación esquemática de un salto de agua con tubería de presión directa desde la
cámara de presión a la turbina: 1-Cámara de presión. 2-Tubería de presión. 3-Turbina.
Fig. 26.- Representación esquemática de un salto de agua con chimenea de equilibrio: 1-Cámara
de presión. 2-Tramo de tubería de presión de escasa pendiente. 3-Chimenea de equilibrio. 4Tramo de tubería de presión con gran pendiente. 5-Turbina.
La primera disposición se adopta cuando la unión de la cámara de presión o del
embalse origen de la tubería forzada puede hacerse mediante una línea de gran pendiente
y longitud relativamente pequeña. La segunda disposición se utiliza cuando la cámara de
presión o el embalse regulador, quedan muy alejadas de las turbinas. En este caso, la
48
unión directa de ambos elementos, por medio de una tubería forzada haría que ésta
quedara expuesta a las sobrepresiones provocadas por los golpes de ariete, lo que
obligaría a darle una resistencia que resultaría antieconómica. Además, al ser la tubería de
gran longitud, tardaría cierto tiempo en acelerarse o decelerarse el agua como
consecuencia de las variaciones de carga en las turbinas. La instalación de una chimenea
de equilibrio entre los dos tramos de la tubería forzada, tal como se indica en la figura. 26,
hace que los golpes de ariete queden casi anulados en dicha chimenea, en cuyo caso,
para resistir estos golpes de ariete basta con que el segundo tramo sea suficientemente
resistente; este segundo tramo es, por lo tanto, la tubería de presión propiamente dicha.
En lo que se refiere a los materiales empleados para la construcción de la tubería, los mas
empleados son:
1. Palastro.
2. Uralita.
3. Hormigón armado.
4. Hormigón precomprimido.
5. Galerías de presión.
Las tuberías de presión de palastro, son muy empleadas pues pueden adaptarse
fácilmente a las más altas presiones. Son más utilizadas las tuberías de palastro de acero
que las de hierro, ya que las primeras tienen mayor resistencia y resultan más económicas
que las de hierro. Tanto las uniones longitudinales como las transversales pueden hacerse
por roblonado o por soldadura; en las uniones transversales solamente se utilizan bridas
cuando se trata de interponer en la tubería piezas especiales, tales como válvulas, juntas,
etc... Generalmente, se montan al aire y apoyadas sobre macizos, casi siempre de
49
hormigón en masa (véase figura 27). En los puntos de cambio de rasante y de cambio de
alineación se establecen apoyos fijos denominados anclajes y constituidos por un macizo
de hormigón reforzado interiormente por una estructura metálica.
Fig. 27.-Disposición del apoyo de una tubería forzada de palastro.
Algunas veces, se refuerzan las tuberías metálicas, por diversos procedimientos; estos
refuerzos aumentan la resistencia de la tubería cuando se llega a un diámetro determinado
que no conviene reducir para no aumentar excesivamente la velocidad del agua y los
golpes de ariete.
Las tuberías de uralita (amianto-cemento) se emplean para saltos de poca potencia y
alturas hasta 150 m; han dado excelentes resultados y, por ser baratos, son muy
recomendables, dentro claro está, de los límites anteriormente citados. Los tubos se
fabrican en longitudes de 4 m y se unen entre sí por medio de juntas adecuadas, que
mantienen la estanqueidad por medio de aros de goma vulcanizada. Generalmente se
montan enterradas en zanjas.
Las tuberías de hormigón armado, se utilizan en casos de gran caudal y alturas de salto
hasta unos 40 m.
50
En la figura 28 se ha representado la sección de una tubería de hormigón armado, para
un salto de 8 m y un caudal de 80 a 90 m3/segundo. Las tuberías de hormigón armado
están constituidas por espiras de hierro, que hacen de directrices y por varillas de reparto
que son las generatrices, fundidas ambas armaduras en hormigón hidráulico.
Fig. 28.-Sección de una tubería forzada de hormigón armado : 1-Tubería forzada de hormigón
armado. 2-Recubrimiento de tierra apisonada. 3-Soportes de hormigón en masa. 4-Tuberías de
drenaje. 5-Terreno de grava.
Estas tuberías van apoyadas en el terreno mediante una solera apropiada,
generalmente enterradas o semienterradas, casi nunca al aire. La mitad inferior de la
tubería, se soporta con una estructura de hormigón graso; la parte superior se recubre de
tierra o, mejor aún, de hormigón en masa ordinario.
Las tuberías de hormigón precomprimido están constituidas por tubos de hormigón
armado con una ligera armadura longitudinal de hierro, cuyo objeto es obtener una
estructura resistente a los esfuerzos longitudinales que se presentan durante las
maniobras de preparación. La presión hidráulica se resiste por medio de un hilo de acero
arrollado en el tubo, lo que permite reducir notablemente el espesor del tubo sin que éste
pierda resistencia. En tuberías de gran diámetro, que soportan elevadas presiones
51
hidráulicas, generalmente, la hélice de acero se arrolla sobre una plancha de hierro que
tiene por objeto la impermeabilización del tubo.
Estas tuberías se montan en el terreno como las de hormigón armado corrientes, es
decir, enterradas.
Las galerías de presión están directamente excavadas en la roca y se utilizan para unir el
embalse con la chimenea de equilibrio. Se construyen con escasa pendiente (de 1 a 1000)
y, como la chimenea de equilibrio absorbe casi totalmente los golpes de ariete, la galería
de presión solamente queda sometida a algo más de la presión debida a la altura del nivel
del embalse.
Cuando la roca es impermeable y dura, la galería se construye sin revestimiento alguno
(figura 29). Cuando la roca está agrietada o no ofrezca evidente garantías de solidez e
impermeabilidad, debe revestirse la galería, y este revestimiento ha de aportar al terreno la
resistencia que falta; en este caso, conviene dar a la galería la forma circular. El
revestimiento puede ser de hormigón armado o de palastro.
Fig. 29.-Galería de presión excavada en la roca.
52
La solución ideal para unir las tuberías de presión a las turbinas es que cada turbina
quede alimentada por su propia tubería. Cuando esto no es posible (sobre todo, desde el
punto de vista económico), es necesario servir dos o más turbinas con una sola tubería,
disponiendo las derivaciones necesarias de las tuberías a las turbinas, en cuyo caso habrá
de disponerse un sistema de seccionamiento, de forma que puedan alimentarse los
distintos grupos con sus correspondientes tuberías y separar del servicio, cuando sea
conveniente, cualquier grupo o tubería sin interrumpir el funcionamiento de los demás.
Esto se consigue por medio de válvulas apropiadas.
En la figura 30 se representan cuatro disposiciones distintas de distribución del agua,
procedente de una o dos tuberías de presión a varias turbinas. En las disposiciones a y b
las derivaciones se hacen en ángulo recto, lo que significa una construcción más sencilla
de las piezas de derivación; pero son preferibles las disposiciones c y d, con derivaciones
oblicuas, por que en este caso, las pérdidas de presión son menores.
Fig. 30.- Distintas disposiciones de distribución de agua de las tuberías forzadas a las turbinas
53
En el origen de la tubería de presión, hay que instalar un órgano hermético de
obturación que, generalmente, es una válvula de compuerta. Algunas veces, la maniobra
de cierre y apertura se realiza desde la central. El motor debe ser reversible, con contactos
de fin de carrera para poner fuera de funcionamiento el motor cuando llegue a los puntos
extremos del recorrido de cierre y de apertura, respectivamente.
Para facilitar la apertura de las válvulas, cuando éstas se hallan sometidas a gran
presión hidráulica, se dispone una comunicación lateral entre aguas arriba y aguas del
cierre, denominada by-pass. Esta comunicación es de menor diámetro que la tubería
principal y está provista también de una válvula que, por la razón antedicha, se puede abrir
con facilidad. Supongamos que está cerrada la válvula principal y que la tubería aguas
arriba está llena y la tubería aguas abajo está vacía; si se quiere abrir la válvula principal,
se abre primero el by-pass hasta llenar la tubería aguas abajo; entonces, se ha establecido
el equilibrio de presiones entre las dos partes de la válvula principal y ésta puede abrirse
ya sin dificultad.
Compuertas
Las compuertas se utilizan para cerrar las conducciones de agua (canales y tuberías),
así como para regular el caudal de agua en dichas conducciones. En los
aprovechamientos hidroeléctricos, las compuertas se sitúan, como se ha dicho, en las
tomas de agua, en los desagües de fondo, en los canales de derivación, etc... Las
compuertas utilizadas en todos los sitios indicados, son de las mismas características
constructivas; únicamente hay que tener en cuenta que las compuertas sometidas a
grandes presiones (por ejemplo, en las tomas e agua) habrán de ser de construcción más
robusta que las compuertas que han de resistir pequeñas presiones (por ejemplo, en los
canales de derivación abiertos).
54
En la imposibilidad de dar, noticia de todos los tipos de compuertas existentes, lo que
por otro lado, nos alejaría del objeto de estudio (las centrales hidráulicas), me limitare a
exponer, muy resumidamente, los tipos de compuertas más utilizados en dichas centrales
hidráulicas.
Para grandes caudales de agua se utilizan sobre todo, compuertas giratorias
alrededor de un eje vertical. Entre éstas, son de especial interés las compuertas Taintor y
las compuertas de sector.
La compuerta Taintor ( Figura 31) está constituida por una estructura metálica que, en
conjunto, tiene la forma de un sector de cilindro con generatrices horizontales, apoyando
una generatriz extrema en el umbral y la otra formando la coronación de la compuerta. La
superficie cilíndrica forma el paramento en contacto con el agua, resistiendo la presión de
ésta, y está constituida por un revestimiento o mamparo de plancha metálica o tablazón de
madera. Se diferencian de las compuertas de sector propiamente dichas en que el eje de
giro del sector queda siempre por encima del nivel de aguas abajo; es decir, que el
desagüe se realiza por debajo de este eje de giro que, por lo tanto, nunca queda inundado.
Fig. 31.- Sección de una compuerta Taintor: 1-Compuerta. 2-Presa. 3-Mecanismo de elevación de
la compuerta.
55
Por lo general, las compuertas Taintor se levantan para desaguar, o sea, que el agua
pasa por el vano que queda entre el umbral fijo y el borde inferior. Para equilibrar mejor el
peso de la compuerta, lleva contrapesos guiados por rodillos o, mejor todavía, la estructura
metálica se prolonga más allá del eje, como se representa en la figura 32. Las compuertas
Taintor tienen el inconveniente de presentar defectos de impermeabilización, y de ocupar
mucho espacio; su principal ventaja está en que la presión hidráulica es normal al
paramento circular y, por lo tanto, pasa por el eje, lo que permite que la compuerta baje
por su propio peso y que sea relativamente pequeño el esfuerzo necesario para elevarlas.
Por otro lado, el eje de giro queda siempre accesible lo que constituye una ventaja para su
conservación. Muchas veces, a las compuertas Taintor se les llama también compuertas
de segmento.
Fig. 32.- Presa Taintor con contrapeso.
La compuerta de sector, tal como está representada en la figura 33 es muy parecida a
la anterior; como en la compuerta Taintor, la sección transversal es un sector circular, pero
se diferencia de ella en que el agua se evacúa sobre el sector y su eje que, por lo tanto,
puede quedar inundado.
56
Muchas veces, se utilizan compuertas automáticas que pueden ser de cualquiera de los
tipos que se han reseñado hasta ahora. El funcionamiento automático evita cualquier
descuido de maniobra; pero hay que tener en cuenta que se precisa vigilar el dispositivo
automático. Normalmente, a la disposición automática se añade un dispositivo de
funcionamiento manual, para evitar cualquier deficiencia en el funcionamiento automático.
Fig. 33.- Sección de una compuerta de sector.
Órganos de obturación
Los órganos de obturación denominados, en general, válvulas, se utilizan para abrir y
cerrar el paso del agua por los conductos forzados. Según el empleo a que están
destinados, los órganos de obturación pueden ser:
1. Órganos de seccionamiento, cuya misión es cerrar el paso del agua hacia las turbinas,
cuando sea necesario.
2. Órganos de seguridad, que deben obturar el conducto, no solamente en el caso en que
el caudal sobrepase el absorbido normalmente por la turbina, sino también, en caso de
embalamiento de esta última. Estas válvulas están provistas, casi siempre, de dispositivos
57
automáticos de cierre, que entran en acción cuando la velocidad del agua sobrepasa un
valor máximo, fijado.
Los órganos de obturación están frecuentemente provistos de un dispositivo para el
mando a distancia del cierre. El accionamiento de la válvula puede provocarse desde un
lugar cualquiera, aunque el caso más frecuente es que se realice desde el cuadro de
distribución de la central, actuando la corriente eléctrica sobre un electroimán o sobre
pequeños motores que, a su vez, actúan sobre el mando principal de la válvula, por medio
de contadores. Además, debe preverse el mando manual en la inmediata vecindad de la
válvula. Por el contrario, la apertura a distancia de la válvula no es necesaria casi nunca,
de forma que los órganos para la maniobra a distancia casi siempre se equipan solamente
para el cierre.
En las instalaciones hidroeléctricas se encuentran muchos tipos de órganos de
obturación, que cumplen además funciones muy diferentes. Los más frecuentes que son:
1. Válvulas de compuerta.
2. Válvulas de mariposa.
3. Válvulas esféricas.
La elección del tipo más apropiado depende de las dimensiones, de la forma de la
sección que se ha de obturar, de la presión, de la necesidad de una regulación de apertura
parcial, etc...
Las válvulas de compuerta, como su nombre indica se accionan de la misma forma que
una compuerta, es decir, por desplazamiento vertical de una tablero deslizante por unas
guías. El cierre de estas válvulas es estanco y llevan un dispositivo de by-pass que permite
el paso del agua de una a otra cara del tablero de la válvula; de esta forma, pueden
equilibrarse las presiones en ambas caras de la válvula, y la compuerta puede levantarse
58
con menor esfuerzo. Para la maniobra se emplea un mecanismo puramente mecánico o,
en caso de válvulas de grandes dimensiones, un servomotor hidráulico que funciona con
presión de aceite o bien con presión agua procedente de la tubería forzada. Las válvulas
de compuerta se utilizan en canales abiertos, para el vaciado de fondo en los embalses,
etc...
Las válvulas de mariposa se emplean especialmente como órganos de emergencia y
de seguridad en el arranque de tuberías forzadas de centrales hidroeléctricas. En saltos de
altura a media se adoptan también como órganos de cierre delante de las turbinas. En las
válvulas de mariposa de pequeñas dimensiones, el accionamiento es manual: sea por
volante o sea por contrapeso. En válvulas de grandes dimensiones (hasta 3 m y más de
diámetro) el accionamiento es totalmente hidráulico.
Las válvulas esféricas como su nombre lo indica tienen forma esférica y giran alrededor
de un eje horizontal; el cierre es estanco y la pérdida de carga muy grande pues, en
posición abierta, su sección se ajusta casi exactamente a la sección de la tubería forzada.
Están provistas de válvulas de equilibrio o by-pass para equilibrar la presión en ambos
lados de la válvula.
El principal inconveniente de las válvulas esféricas es que su cierre no es rápido, lo que
puede ser fundamental en casos de emergencia. Se utilizan como órganos de
seccionamiento y de seguridad y su accionamiento, como en los casos anteriores, puede
ser manual o por servomotor.
Como ejemplo de aplicación de las válvulas esféricas vemos en la figura 34 un equipo
para el servicio automático, con dispositivo de seguridad de una turbina Pelton, en el que
se utiliza una válvula esférica ESCHER WYSS, cuyo mecanismo de mando está ligado con
el sistema de regulación de la turbina. La válvula esférica cierra bajo presión de agua y
abre bajo presión de aceite, manteniéndose abiertas, bajo servicio normal, tanto la válvula
esférica como la válvula de equilibrio (by-pass). Si falla la presión de aceite, cierra la
59
válvula de retención 3 y el by-pass 2 permanece abierto hasta que el émbolo del
servomotor 4 llega al final de la carrera de cierre y abre la válvula de retención 3. En caso
de perturbación en el sistema de aceite a presión o en el regulador de velocidad de la
turbina, disminuirá la presión de aceite, poniendo en funcionamiento el cierre instantáneo
5, a mano, a distancia, o por el interruptor de contacto 6, que interviene si la velocidad de
la turbina sobrepasa el límite prefijado o si se calienta excesivamente un o de sus
cojinetes. Además de la bomba principal de aceite 7, de mando eléctrico, una bomba
auxiliar de socorro 8, basta para mantener abierta la válvula esférica y para cubrir las
necesidades de aceite a presión del conjunto de regulación de la turbina funcionando en
servicio permanente. La válvula esférica se abre por medio de la bomba manual 9 cuando
la turbina está parada, en el caso de que no se disponga de una fuente auxiliar de energía
eléctrica.
Fig. 34.- Válvula esférica Escher Wyss en un equipo para el servicio automático con dispositivo de
seguridad de una turbina Pelton: 1-Cuerpo de la válvula esférica. 2-Válvula de equilibrado. 3Válvula de retención. 4-Pistón del servomotor. 5-Dispositivo de cierre instantáneo 6-Interruptor de
contacto. 7-Bomba principal de aceite. 8-Bomba auxiliar de aceite. 9-Bomba manual de aceite.
60
ELEMENTOS DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA (III)
Cámara de turbinas
Se denomina cámara de turbinas al espacio destinado en una central hidroeléctrica
para el alojamiento de las turbinas hidráulicas. Aquí se explicaran algunos conceptos
interesantes, relacionados con las situación de las turbinas dentro del conjunto de una
central hidroeléctrica.
La cámara de turbinas puede ser abierta, si está en comunicación con el exterior, o
cerrada, en el caso contrario.
La cámara abierta solamente se utiliza en saltos de pequeña altura (hasta unos 15 m),
cuando es posible hacer llegar directamente al distribuidor de la turbina, el agua
procedente del canal de derivación; en estos casos, la cámara de turbinas hace las veces
también de cámara de presión. En las cámaras abiertas, se utilizan turbinas de eje vertical
(figura 35) y turbinas de eje horizontal (figura 36).
Fig. 35.- Central hidráulica con turbina Francis de eje vertical, en cámara abierta.
61
Fig. 36.- Central hidráulica con turbina Francis de eje horizontal, en cámara abierta.
En cámara abierta, se utiliza la turbina de eje vertical cuando el salto es pequeño,
inferior a unos 6 m, y, por lo tanto, no hay suficiente altura para instalar turbinas de eje
horizontal, pues el piso quedaría muy cerca del nivel de aguas abajo y expuesto a quedar
inundado; o bien, en ribera escapada, ya que las turbinas de eje horizontal necesitan más
espacio en planta y, por lo tanto, en el caso citado resultarán más costosas de instalación.
En los demás casos, resulta preferible el empleo de turbinas de eje horizontal.
Actualmente, en casi todos los saltos de agua, se utilizan turbinas en cámara cerrada, a
la que fluye el agua procedente de las tuberías forzadas. Esta disposición, tiene la gran
ventaja de que las turbinas pueden situarse en el lugar más conveniente, a los efectos de
cimentación, canal de desagüe, etc... ya que a la tubería de presión, que une la cámara de
presión con las turbinas puede dársele el trazado y longitud más adecuados.
Dentro de las cámaras cerradas, la cámara en espiral es la más utilizada; en la cámara
en espiral, se va estrechando la sección de paso del agua a medida que va entrando parte
62
de está en el distribuidor de la turbina y así se puede conseguir igual velocidad en toda la
longitud de la cámara, evitándose las vibraciones producidas por los cambios de velocidad.
Las cámaras en espiral se construyen de chapa de acero soldada o roblonada, o de
hormigón armado.
Se instalan turbinas de eje vertical en cámara cerrada, cuando el piso de la sala de
máquinas no queda libre del peligro de una inundación durante las máximas riadas.
También puede influir en esta elección, el coste de las obras, ya que la disposición vertical
de las turbinas resulta más económica que la disposición horizontal por el hecho de que en
la instalación de la turbina con eje horizontal, el generador eléctrico y sus apoyos se
suceden horizontal mientras que en la turbina con eje vertical, esta situación relativa se
desarrolla en vertical y necesita, por lo tanto, menos espacio en planta, por consiguiente
menos obras de explanación. Generalmente en casi todas las instalaciones modernas con
turbinas Francis o Kaplan; se adoptan las turbinas de eje vertical con generador eléctrico
directamente acoplado. En estos casos, la turbina queda alojada en un entrepiso inferior al
piso de la sala de máquinas, junto con el servomotor y la transmisión del movimiento al
distribuidor, quedando en el piso superior, el generador con su excitatriz y el tacómetro del
regulador. En algunas centrales de gran potencia, se disponen tres pisos, que
corresponden, respectivamente, a las turbinas, a los generadores y a las excitatrices,
considerándose este último como el piso de la sala de máquinas.
63
Como ejemplo en la figura 37 se representa una turbina Francis vertical con cámara
espiral de chapa de acero, construida por la firma VOITH para la central Ixtapantongo
(México). Delante de la turbina puede apreciarse una válvula esférica de 1.500 mm de
diámetro de paso, con accionamiento oleohidráulico, que se utiliza como órgano de cierre.
En este caso, el regulador automático de la turbina está situado en el piso del generador;
la instalación de aceite a presión, la cámara de aire y los servomotores del distribuidor,
están alojados en una cámara, encima de la turbina. A la derecha de la cámara espiral, y
dibujado a trazos, se representa el regulador de presión.
Fig. 37.- Turbina Francis vertical con cámara espiral de chapa de acero, construida por Voith para
la central de Ixtapantongo (México).
64
Las cámaras cerradas con turbinas de eje horizontal se emplean, sobre todo, en saltos
de gran altura. Tienen la ventaja de una mayor accesibilidad a los órganos de la turbina y
además queda toda la maquinaria sobre el piso de la central, a la vista del personal de
vigilancia; finalmente, la turbina resulta más económica que la de eje vertical puesto que
en esta última, el peso del rodete y del rotor del generador han de resistirlo los soportes
cojinetes de la turbina; como consecuencia, tanto los soportes como el eje determinan un
mayor precio de la unidad turbina-generador, puesto que, en caso de turbina de eje
horizontal, el peso total se repartiría entre tres o más cojinetes, de menor coste y de
mayores garantías de funcionamiento. Sin embargo, y como se ha dicho anteriormente, las
turbinas de eje horizontal requieren más espacio en planta y, por lo tanto, mayor coste de
instalación.
A continuación se muestran algunos ejemplos de instalación de turbinas de eje
horizontal en cámara cerrada. Por lo general, y puesto que esta disposición se emplea
para grandes saltos, los tipos de turbina empleados son Francis y Pelton y, además,
cámaras espirales de chapa de acero. En la figura 38 puede apreciarse la disposición de
una turbina Francis de eje horizontal de 66200 CV, construida por Escher Wyss para la
central de Rodund (Austria) ; a la izquierda de la turbina está instalada la válvula esférica
de cierre. En la figura 39 se representa un corte transversal de la central subterránea de
Montpezat (Francia), con turbinas Pelton dobles de eje horizontal y 81.250 CV, construidas
por ESCHER WYSS. Cada rueda motriz es atacada por 2 inyectores, de los que el
superior prolonga directamente la tubería forzada ; los órganos de obturación han sido
reunidos en una galería especial (a la izquierda de la figura), separada de la sala de
máquinas y provista de un canal de evacuación de gran sección.
65
Fig. 38.- Turbina Francis de eje horizontal, de cámara cerrada de 66200 CV, construida por Escher
Wyss para la central de Rodund (Austria); a la izquierda de la turbina está instalada la válvula
esférica de cierre.
Fig. 39.- Corte transversal de la central subterránea de Montpezat (Francia), con turbinas Pelton
dobles de eje horizontal, 81250 CV y cámara cerrada, construidas por Escher Wyss. Los órganos
de obturación han sido reunidos en una galería especial (a la izquierda de la figura).
66
A continuación se presentan las ventajas e inconvenientes de las turbinas de eje
vertical y de eje horizontal, tanto para cámaras abiertas como cerradas:
Turbinas de eje vertical.
Ventajas:
a) Posibilidad de montar los generadores por encima del nivel de agua, hasta la altura
más conveniente, por pequeño que sea el salto.
b) Economía de instalación.
Inconvenientes:
a) Si la turbina ha de accionar un generador de eje horizontal, son necesarios engranajes
de transmisión.
b) Las cargas verticales correspondientes a las máquinas han de ser sostenidas por un
soporte cojinete de empuje.
Turbinas de eje horizontal:
Ventajas:
a) Soportes cojinetes normales.
b) Transmisión directa a ejes horizontales.
c) Más fácil vigilancia porque todos los elementos están a la misma altura.
Inconvenientes:
a) Instalación de mayor extensión superficial, por lo tanto más caras.
b) El agua ha de reingresar al canal de desagüe a través de uno o más codos a 90o; por lo
tanto, mayores pérdidas de carga.
67
Tubo de aspiración
El tubo de aspiración sirve de enlace entre la turbina y el desagüe y para aprovechar,
además, el salto entre ambos elementos. Se construye de hormigón o de chapa de acero y
ha de tener una sección variable para conseguir la máxima recuperación de la energía
cinética del agua a la salida del rodete de la turbina.
En las turbinas Pelton no tiene importancia la recuperación de la energía existente a la
descarga de la rueda y, además, entre el centro de la rueda y el nivel de agua del desagüe
hay una distancia que representa una proporción muy pequeña de la altura total del salto.
Pero en los restantes tipos de turbina (Francis, Hélice y Kaplan), la velocidad de salida del
rodete es elevada y el rendimiento con descarga libre sería muy bajo, por lo que se precisa
realizar la recuperación correspondiente a la velocidad de descarga.
El cálculo de los tubos de aspiración para turbinas queda fuera del propósito, por lo que
no se tocara este tema. Solamente se indicaran algunas normas generales de diseño.
El tubo debe ser lo más recto posible; pero cuando la instalación no lo permite sin gran
coste de excavación, el tubo se encorva suavemente, desaguando horizontalmente, dando
a la salida mayor dimensión a la luz horizontal que a la vertical y abocinándolo
gradualmente para disminuir la velocidad residual.
En las turbinas rápidas al salir el agua, animada de un movimiento giratorio, en la
dirección del eje del rodete, se producen remolinos en los cambios de dirección que
reducen la sección de desagüe del tubo. Con objeto de evitar este inconveniente, que
reduce el rendimiento global de la instalación, se disponen hidroconos ideados para las
turbinas de eje vertical; el más empleado es el hidrocono Moody (figura 40). La casa
VOITH no emplea el hidrocono sino la disposición representada en la figura 41.
68
Fig. 40.- Sección de un hidrocono Moody.
Fig. 41- Sección de un hidrocono Voith.
Canal de desagüe
El canal de desagüe llamado también socaz, recoge el agua a la salida de la turbina
para devolverla nuevamente al río en el punto conveniente. A la salida de las turbinas, el
agua tiene todavía una velocidad importante y, por lo tanto, bastante poder erosivo y para
evitar socavaciones del piso o paredes hay que revestir cuidadosamente el desemboque
del agua de las turbinas.
69
CAPITULO III
ESTUDIO DE LA TUBERÍA DE PRESIÓN
Estudio de la tubería de presión
Como ya se menciono anteriormente la tubería de presión en una central hidroeléctrica
es de vital importancia debido a que tiene por objeto conducir desde la cámara de presión
a las turbinas, el agua que origina el movimiento de estas; en el caso de la central
hidroeléctrica Texolo no es la excepción y la tubería de esta se dividió en 20 tramos, para
determinar que tramo o tramos requieren del mantenimiento, cada tramo tiene 4 puntos, es
decir, 80 puntos en toda la tubería forzada, en los cuales en cada uno de ellos se tomaron
cuatro lecturas alrededor de su perímetro, dando un total de 320 lecturas o espesores
medidos en toda la tubería forzada, estos valores se comparan con el espesor mínimo
requerido por código ASME, para ese punto, previamente calculado, haciendo uso de una
sola ecuación, y sustituyendo dos parámetros operativos de la tubería, como lo es la
presión interna y el diámetro interior respectivamente, y dos constantes que dependen del
material y la soldadura, no sin antes haber analizado el golpe de ariete, es decir el cálculo
de la sobrepresión positiva en la que se puede ver inmersa la tubería, y tomar en cuenta
esta sobrepresión en la presión interna que habrá de sustituirse en la ecuación según
código ASME para el cálculo del espesor mínimo requerido, este análisis mediante dos
métodos de estudio como lo es el expuesto en el libro: Mecánica de Fluidos y Máquinas
Hidráulicas de Claudio Mataix en donde se hace uso de una sola ecuación para el cálculo
de la sobrepresión positiva en una tubería forzada en una C.H. En el segundo estudio se
hace el análisis del golpe de ariete mediante el método de Allievi que expone más de una
ecuación para una mayor certeza en el estudio del fenómeno transitorio que se puede dar
en la instalación; este método se encuentra expuesto en el manual del curso de
capacitación que se imparte al personal de operación de las centrales hidroeléctricas en
C.F.E. Y así de esta manera, como se dijo antes, tener una idea mas amplia de los
70
parámetros operativos en los que esta inmerso uno de los sistemas auxiliares mas
importantes de la central, y poder predecir el momento justo de la aplicación del
mantenimiento, de igual manera saber que tramo o tramos lo requieren, aumentando así la
disponibilidad y reduciendo el costo del mantenimiento a la tubería de la C.H. Texolo al
cambiar del tradicional correctivo y preventivo al predictivo.
71
TRAMOS
PUNTO
TRAMO 1
A-01
A-02
A-03
A-04
TRAMO 2
A-05
A-06
A-07
A-08
TRAMO 3
A-09
A-10
A-11
A-12
ESPESOR
DISTANCIA (m) ELEVACIÓN (m)
MEDIDO (plg)
0.361
0.361
0.362
0.363
0.370
0.374
0.369
0.375
0.371
0.372
0.372
0.370
0.378
0.378
0.378
0.380
0.379
0.379
0.377
0.381
0.383
0.381
0.380
0.376
0.441
0.443
0.440
0.441
0.431
0.431
0.433
0.431
0.432
0.431
0.430
0.432
0.422
0.426
0.432
0.427
0.436
0.435
0.438
0.438
0.444
0.443
0.442
0.439
PERÍMETRO
(m)
1.34
248.64
3.855
12.47
247.42
3.855
12.86
247.38
3.855
24.76
246.08
3.855
25.2
246.02
3.855
37.07
244.68
3.855
37.51
244.64
3.855
49.18
243.39
3.855
49.64
243.34
3.855
61.28
242.03
3.855
61.77
241.99
3.855
73.49
240.68
3.855
Tabla 1 Datos básicos obtenidos en campo.
72
TRAMOS
PUNTO
TRAMO 4
A-13
A-14
A-15
A-16
TRAMO 5
A-17
A-18
A-19
A-20
TRAMO 6
A-21
A-22
A-23
A-24
ESPESOR
DISTANCIA (m) ELEVACIÓN (m)
MEDIDO (plg)
0.380
0.377
0.377
0.378
0.379
0.378
0.378
0.378
0.426
0.424
0.427
0.426
0.380
0.381
0.381
0.378
0.371
0.372
0.358
0.372
0.390
0.391
0.377
0.387
0.391
0.392
0.390
0.395
0.385
0.381
0.365
0.383
0.384
0.383
0.381
0.383
0.392
0.390
0.368
0.384
0.388
0.386
0.386
0.388
0.382
0.385
0.398
0.396
PERÍMETRO
(m)
73.96
240.63
3.855
85.82
239.37
3.855
86.28
239.32
3.855
106.11
236.8
3.84
106.51
236.75
3.88
114.54
235.68
3.88
120.18
234.95
3.88
126.03
234.22
3.88
131.81
233.47
3.88
138.27
232.66
3.88
143.21
232.04
3.88
148.99
231.33
3.88
Tabla 1 Continuación.
73
TRAMOS
PUNTO
TRAMO 7
A-25
A-26
A-27
A-28
TRAMO 8
A-29
A-30
A-31
A-32
TRAMO 9
A-33
A-34
A-35
A-36
ESPESOR
DISTANCIA (m) ELEVACIÓN (m)
MEDIDO (plg)
0.377
0.379
0.354
0.379
0.390
0.392
0.384
0.387
0.380
0.381
0.365
0.379
0.382
0.380
0.380
0.381
0.383
0.383
0.387
0.386
0.383
0.381
0.379
0.382
0.397
0.404
0.156
0.125
0.134
0.160
0.132
0.117
0.179
0.192
0.185
0.178
0.148
0.211
0.159
0.161
0.268
0.282
0.248
0.281
0.268
0.259
0.237
0.258
PERÍMETRO
(m)
154.84
230.6
3.88
160.6
229.9
3.88
166.96
229.12
3.88
171.86
228.51
3.88
177.51
227.78
3.88
183.33
227.01
3.88
190.96
225
3.7
196.59
225.3
3.66
197.06
225.24
3.66
201.65
224.68
3.66
202.2
224.61
3.66
207.44
223.92
3.52
Tabla 1 Continuación.
74
TRAMOS
PUNTO
TRAMO 10
A-37
A-38
A-39
A-40
TRAMO 11
A-41
A-42
A-43
A-44
TRAMO 12
A-45
A-46
A-47
A-48
ESPESOR
DISTANCIA (m) ELEVACIÓN (m)
MEDIDO (plg)
0.257
0.259
0.284
0.241
0.221
0.228
0.265
0.263
0.234
0.246
0.287
0.230
0.256
0.226
0.281
0.237
0.249
0.283
0.398
0.242
0.261
0.244
0.190
0.268
0.265
0.262
0.177
0.263
0.241
0.229
0.254
0.262
0.242
0.243
0.206
0.283
0.249
0.228
0.261
0.237
0.174
0.255
0.275
0.220
0.282
0.266
0.238
0.230
PERÍMETRO
(m)
208.02
223.85
3.52
213.55
223.18
3.51
214.09
223.12
3.51
219.52
222.54
3.51
220.05
222.39
3.51
225.42
221.73
3.51
226.04
221.66
3.51
231.39
221
3.51
231.98
220.93
3.51
243.24
219.52
3.510.
243.8
219.45
3.51
249.01
217.94
3.59
Tabla 1. Continuación.
75
TRAMOS
PUNTO
TRAMO 13
A-49
A-50
A-51
A-52
TRAMO 14
A-53
A-54
A-55
A-56
TRAMO 15
A-57
A-58
A-59
A-60
ESPESOR
DISTANCIA (m) ELEVACIÓN (m)
MEDIDO (plg)
0.244
0.283
0.282
0.265
0.252
0.274
0.258
0.258
0.266
0.248
0.264
0.194
0.242
0.243
0.244
0.254
0.192
0.258
0.280
0.219
0.266
0.247
0.243
0.225
0.190
0.251
0.291
0.274
0.235
0.284
0.234
0.246
0.219
0.226
0.254
0.220
0.223
0.204
0.295
0.202
0.279
0.285
0.288
0.279
0.232
0.280
0.282
0.238
PERÍMETRO
(m)
249.71
217.63
3.59
254.46
215.44
3.59
255.1
215.13
3.55
259.95
212.86
3.55
259.95
212.86
3.55
265.36
210.23
3.550.
266.06
209.93
3.55
270.76
207.65
3.52
271.36
207.37
3.52
276.23
205.08
3.52
276.96
204.75
3.52
281.61
202.52
3.52
Tabla 1 Continuación.
76
TRAMOS
PUNTO
TRAMO 16
A-61
A-62
A-63
A-64
TRAMO 17
A-65
A-66
A-67
A-68
TRAMO 18
A-69
A-70
A-71
A-72
ESPESOR
DISTANCIA (m) ELEVACIÓN (m)
MEDIDO (plg)
0.275
0.266
0.274
0.215
0.232
0.226
0.229
0.172
0.272
0.264
0.269
0.270
0.256
0.211
0.254
0.237
0.203
0.248
0.268
0.224
0.213
0.230
0.265
0.248
0.255
0.249
0.224
0.260
0.252
0.246
0.266
0.237
0.261
0.289
0.271
0.228
0.250
0.266
0.207
0.211
0.285
0.270
0.228
0.246
0.298
0.281
0.272
0.269
PERÍMETRO
(m)
282.26
202.25
3.52
287.23
199.93
3.52
287.89
199.63
3.52
292.73
197.36
3.52
293.32
197.06
3.52
298.21
194.84
3.52
298.87
194.51
3.52
303.78
192.43
3.36
312.58
184.05
3.36
317.26
178.94
3.36
325.97
169.47
3.36
330.07
165.24
3.36
Tabla 1 Continuación.
77
TRAMOS
PUNTO
TRAMO 19
A-73
A-74
A-75
A-76
TRAMO 20
A-77
A-78
A-79
A-80
ESPESOR
DISTANCIA (m) ELEVACIÓN (m)
MEDIDO (plg)
0.359
0.333
0.334
0.344
0.353
0.372
0.416
0.356
0.426
0.426
0.385
0.325
0.471
0.486
0.489
0.483
0.533
0.506
0.497
0.496
0.499
0.484
0.492
0.489
0.335
0.336
0.317
0.317
0.415
0.389
0.475
0.346
PERÍMETRO
(m)
357.38
139.21
3.36
361.43
135.35
3.36
362.00
134.73
3.44
373.34
122.16
3.44
374.68
120.85
3.44
383.68
120.04
3.44
396.98
120.02
1.56
398.72
119.73
1.56
Tabla 1 Continuación.
78
ANÁLISIS DEL GOLPE DE ARIETE
Sobrepresión positiva en cierre lento de una válvula
ûS =
k * ! *V
L*
tc
Donde:
K = Coeficiente comprendido entre 1 y 2 (normalmente inferior a 1.5 para tener en
cuenta el efecto de la elasticidad de la tubería.
ρ = Densidad del agua 1000 kg/m3.
V = Velocidad del fluido en m/s.
tc = Tiempo de cierre de la válvula en s.
ûS = Sobrepresión en cierre lento de una válvula en Pa.
L = Longitud total de la tubería en m.
79
Memoria de cálculo para dos puntos críticos de la tubería
Nuestro primer cálculo es para el punto de la tubería forzada donde el espesor
medido fue de 0.533 plg. el valor mas grande de todas las lecturas tomadas a la tubería;
Que es la lectura número 1 del punto A-77. Ver Tabla 1.
Datos:
Espesor medido = 0.533 plg.
Perímetro = 3.440 m.
Perímetro = 3.440 m.
Convirtiendo a plg.
Sabiendo que 1 plg = 0.0254 m
 3.440 m   1 plg 

Perimetro = 
 * 
1

  0.0254 m 
Perímetro = 135.433 plg.
Calculando el diámetro exterior:
Perimetro = Œ * Diámetro exterior
Por lo que:
Diámetro exterior =
Perímetro
Œ
Sustituyendo valores:
Diámetro exterior =
135.433
Œ
Diámetro exterior = 43.110 plg.
80
Calculando el diámetro interior:
Diámetro interior = Diámetro exterior − 2(espesor medido)
Sustituyendo valores:
Diámetro interior = 43.110 − 2(0.533)
Diámetro interior = 42.044 plg.
Convirtiendo a m.:
Sabiendo que: 1 plg = 0.0254 m
Diámetro interior = (42.044) (0.0254)
Diámetro interior = 4.068 m.
Calculando el Área:
Área =
2
π dint.
4
Sustituyendo valores:
Área =
(π) (1.068)2
4
Área = 0.895 m2
81
UNIDAD 1
% APERTURA
POTENCIA
DISTRIBUIDOR
(KW)
100
740
75
527
50
286
25
90
GASTO
(m3/s)
0.690
0.546
0.355
0.189
UNIDAD 2
% APERTURA
POTENCIA
DISTRIBUIDOR
(KW)
100
740
93
527
68
286
52
90
31
200
GASTO
(m3/s)
0.785
0.725
0.558
0.431
0.271
Tabla 2 Resultado de las mediciones del flujo en la tubería a presión de la C.H. Texolo
Teniendo como dato el gasto se procede a calcular la velocidad del fluido:
Gasto utilizado
Velocidad del fluido =
Área
El gasto a utilizar será de 1.475 m3/s que es la suma de cada uno de los gastos
reales utilizados por las máquinas operando individualmente y con un 100 % de
apertura del distribuidor (Ver tabla 2) es decir:
Gasto utilizado = Gasto unidad 1 + Gasto unidad 2
Gasto utilizado = 0.690 + 0.785
Gasto utilizado = 1.475 m3/ s.
Por lo que:
1.475
Velocidad del fluido =
0.895
V = 1.648 m/s
82
La longitud total de la tubería = 400 m.
Coeficiente k = 1.5
ρ = 1000 Kg/m3
Tiempo de cierre de la válvula = 10 seg. (Crítico-Ficticio).
Se tienen todos los datos a utilizar en nuestra ecuación general por lo que:
(1.5)(1000)(400)(1.648)
ûS 10
ûS 3D
Convirtiendo a psi:
98880 N *
m2
1 kgf
* (0.0254 m)2 *
9.8 N
plg2
1lb
0.454 kg
= 14.33 lb
plg2
98880 Pa = 14.33 psi
ûS SVL
83
Calculando para un tiempo de cierre de la válvula = tc = 25 seg. (Real)
Se tienen todos los datos a utilizar en nuestra ecuación general por lo que:
(1.5)(1000)(400)(1.648)
¨S 25
¨S 3D
Convirtiendo a psi.
39552 N
m2
*
1 kgf
* (0.0254 m)2 *
9.8 N
plg2
1lb
0.454 kg
= 5.73 lb
plg2
39552 Pa = 5.73 psi
ûS SVL
84
Nuestro segundo cálculo es para el punto de la tubería forzada donde el espesor
medido fue de 0.117 plg. el valor mas pequeño de todas las lecturas tomadas a la
tubería; Que es la lectura número 4 del punto A-32. Ver Tabla 1.
Datos:
Espesor medido = 0.117 plg.
Perímetro = 3.660 m.
Perímetro = 3.660 m.
Convirtiendo a plg.
Sabiendo que 1 plg = 0.0254 m
 3.660 m   1 plg 

Perimetro = 
 * 
1

  0.0254 m 
Perímetro = 144.094 plg.
Calculando el diámetro exterior:
Perimetro = Œ * Diámetro exterior
Por lo que:
Diámetro exterior =
Perímetro
Œ
Sustituyendo valores:
Diámetro exterior =
144.094
Œ
Diámetro exterior = 45.867 plg.
85
Calculando el diámetro interior:
Diámetro interior = Diámetro exterior − 2(espesor medido)
Sustituyendo valores:
Diámetro interior = 45.867 − 2(0.117)
Diámetro interior = 45.633 plg.
Convirtiendo a m:
Diámetro interior = (45.633) (0.0254)
Diámetro interior = 1.16 m.
Calculando el área:
Área =
2
π dint.
4
Sustituyendo valores:
Área =
(π) (1.16)2
4
Área = 1.056 m2.
86
Teniendo como dato el gasto se procede a calcular la velocidad del fluido:
Gasto Utilizado
Velocidad del fluido =
Área
El gasto a utilizar será de 1.475 m3/s que es la suma de cada uno de los gastos
reales utilizados por las maquinas operando individualmente y con un 100 % de
apertura del distribuidor (Ver tabla 2) es decir:
Gasto utilizado = Gasto unidad 1 + Gasto unidad 2
Gasto utilizado = 0.690 + 0.785
Gasto utilizado = 1.475 m3/s.
Por lo que:
1.475
Velocidad del fluido =
1.056
V = 1.4 m/s
87
La longitud de la tubería = 400 m.
Coeficiente k = 1.5
ρ = 1000 Kg/m3
Tiempo de cierre de la válvula = 10 seg. (Crítico-Ficticio).
Se tienen todos los datos a utilizar en nuestra ecuación general por lo que:
(1.5)(1000)(400)(1.4)
ûS 10
ûS 3D
Convirtiendo a psi.
84000 N
m2
*
1 kgf
* (0.0254 m)2 *
1lb
9.8 N
plg2
0.454 kg
= 12.18
lb
plg2
84000 Pa = 12.18 psi.
ûS SVL
88
Calculando para un tiempo de cierre de la válvula = tc = 25 seg. (Real).
Se tienen todos los datos a utilizar en nuestra ecuación general por lo que:
(1.5)(1000)(400)(1.4)
ûS 25
ûS 3D
Convirtiendo a psi.
33600 N
m2
*
1 kgf
* (0.0254 m)2 *
1lb
9.8 N
plg2
0.454 kg
= 4.872
lb
plg2
33600 Pa = 4.872 psi
ûS SVL
Se observa en base al análisis y estudio anterior que la sobrepresión positiva
máxima se presenta en el primer caso es decir para un caudal de 1.475 m3/s, espesor
medido de 0.533 plg y un tiempo de cierre crítico ficticio de 10 seg.ûS SVL
Por otro lado se tiene que la altura estática del sistema se obtiene:
Elevación cresta vertedora = 250.00 m.
89
Elevación de casa de máquinas = 119.80 m.
Diferencia de elevaciones = 250.00 – 119.80
Altura estática = 130.2 m.c.a.
Sabiendo que:
1 kg/cm2 = 10 m.c.a.
Altura estática = 13.02 kg/cm2
Convirtiendo a psi.
 13.02 kg   (2.54 cm) 2   1 lb 

*
 = 185.144 psi.
* 

 
2

2
0.454
Kg


 cm
  1 plg

Se procede a calcular el porcentaje de sobrepresión positiva que puede ocurrir en
la tubería forzada de C.H. Texolo.
 14.33psi 

 = 7.7 %
 185.144psi 
Sobrepresión positiva en cierre lento de una válvula 7.7 %
90
Sobrepresión positiva método de Allievi
Cuando se produce un rechazo
total de la carga eléctrica en el sistema, se
presenta un efecto de sobrepresión en la tubería de presión y otro de sobrevelocidad en
el grupo turbina-generador, los cuales son función directa del tiempo efectivo de cierre
(tc) en el distribuidor.
Clasificación :
La sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos clasifica los problemas de golpe de
ariete en conexión con las centrales hidroeléctricas como:
a) Conductos de diámetro y espesor uniforme (Conductos simples)
b) Conductos de diámetro y espesor variable (Conductos complejos)
c) Conductos con ramales (Conductos compuestos)
Nuestro análisis será la de un conducto complejo:
Para conductos complejos hay una reflexión de la onda de presión donde hay
cambios en espesor y diámetro de la tubería. Para aplicar las curvas de Allievi a
conductos complejos, estos deben ser reducidos a un conducto simple equivalente de
diámetro y espesor uniforme. En este caso la celeridad de la onda debe determinarse
para cada sección de diámetro y espesor constante con la siguiente ecuación.
91
Eo
!
a=
........(1)
Eo
*
Dint.
1+
E*/
donde :
a = Celeridad onda elástica del fluido en la tubería, m/s
Eo = Módulo de elasticida d de volumén del fluido, N/m2
! = Densidad del fluido, kg/m3
D = Diámetro de la tubería, m
E = Módulo de Elasticidad del material de la tubería, N/m2
/ = Espesor de la tubería, m
El númerador de la ecuación, es la celeridad de la onda elástica en el fluido.
En el agua.
Co =
Eo =
1.425 m/s....... (2)
!
(Celeridad onda elástica en agua)
Tomando como valor medio del modulo de Young para el acero usado en la
construcción de tuberías forzadas (o tuberías a presión de las centrales hidroeléctricas
donde puede producirse el golpe de ariete) un valor de 2.5 x 1011 N / m2 y llevando este
valor, así como el de la ecuación (2) a la ecuación (1) tendremos la formula aproximada:
a=
10,000
50 + 0.5 *
D
(m/s)…... . (3)
(Agua, tubería corriente de acero)
/
92
Una vez calculada la celeridad de la onda para cada sección de diámetro y espesor
constantes se procede a calcular el valor efectivo de la celeridad con la siguiente
ecuación:
L
a
l
l
l
l
= 1+ 2 + 3 + n
a a
1 2
a
3
a
…… (4)
n
Donde:
L = Longitud total del conducto.
l ,l ,l = Longitudes o tramos de tubería teniendo valores constantes de a ,a ,a
1 2 3
12 3
respectivamente, ya calculados con la ecuación (3).
La
velocidad que corresponde al régimen permanente V debe ser calculada como
sigue:
l * V +l * V +l * V +l * V
V = 1 1 2 2 3 3 n n ....... (5)
L
l ,l ,l = Longitudes o tramos de tubería teniendo valores constantes de V , V , V
12 3
1 2 3
respectivamente, ya calculados con la ecuación de continuidad:
Q = Velocidad * Area
del tramo
93
Cartas de Allievi para la solución de presión máxima por golpe de ariete se
reproducen en la figura 6.13. Estas cartas están basadas en dos aproximaciones:
a) Se basa sobre la suposición de un espesor y diámetro uniforme de tubería para
eliminar la consideración de reflexión de ondas desde los puntos de cambio en
espesor y diámetro y esto se aplica a conductos simples o a un conducto simple
equivalente, teniendo un valor constante de celeridad y una velocidad uniforme
como se explica en el inciso anterior (b) de conductos complejos.
b) Se basa también en la característica de cierre del distribuidor que es uniforme.
Las coordenadas de estas dos cartas son parámetros adimensionales y son
designados como ρ y θ. El parámetro ρ es llamado la característica del conducto y esta
expresado por la ecuación:
!=
Donde:
a* V
2 * g * Ho
.......(6)
Ho = Caída neta máxima en m.
a = Celeridad de la onda en m/s.
V = Velocidad que corresponde al régimen permanente en m/s.
g = Aceleración de la gravedad en m/s2
94
El parámetro θ es llamado el parámetro del tiempo, y es la relación del tiempo total
de operación del distribuidor al tiempo de un intervalo:
=
Donde:
a*T
2*L
.......(7)
T = Tiempo de cierre o apertura del distribuidor.
2
Con este par de valores y de la carta de Allievi fig. 6.13 se encuentra el valor de Z
que es una medida del golpe de Ariete.
Z2 esta definida como la relación de la caída máxima total a la caída inicial y es
localizada en la carta y cuya ecuación es la siguiente:
Z2 =
Ho + h
Ho
;
Z2 * Ho = Ho + h
h = (Z2 * Ho) − Ho
h = Ho (Z 2 − 1) ....... (8)
Donde:
h es la carga por golpe de ariete en m.
95
Cuando se usan las cartas de Allievi se recomienda que el golpe de Ariete positivo o
negativo calculado bajo tales condiciones sea multiplicado por el siguiente factor X.
a) Tubería de diámetro y espesor uniforme
X = 1.05
b) Tubería de diámetro y espesor variable
X = 1.10
96
Memoria de cálculo para un tramo de tubería
A-01
A-02
A-03
l1
A-04
l2
l3
LTRAMO 1
Ltramo 1= Distancia A-04 – Distancia A-01
Sustituyendo valores: (Ver tabla 1)
Ltramo1 = 24.76 – 1.34
Ltramo1 = 23.42 m
espesor1 =
espesor2 =
espesor3 =
espesor4 =
espesor tramo1 =
0.361 + 0.361 + 0.362 + 0.363
4
0.370 + 0.374 + 0.369 + 0.375
4
0.371 + 0.372 + 0.372 + 0.370
4
0.378 + 0.378 + 0.378 + 0.380
4
= 0.36175 plg.
= 0.3720 plg.
= 0.37125 plg.
= 0.3785 plg.
0.36175 + 0.372 + 0.37125 + 0.3785
4
= 0.370875 plg.
Dint. tramo1 = Dext. tramo1 - 2 (espesor tramo1)
Calculando el diámetro exterior del tramo1
97
Para el tramo 1 se observa en la tabla 1 que:
Perímetro tramo1 = 3.855 m
Convirtiendo a plg.
Sabiendo que 1 plg = 0.0254 m
 3.855 m   1plg 
Perímetro = 
*
1

  0.0254 m 
Perímetro = 151.771 plg.
Perimetro = Œ * Diámetro exterior
Por lo que:
Diámetro exterior =
Perímetro
Œ
Diámetro exterior =
151.771
Œ
Sustituyendo valores:
Diámetro exterior = 48.310 plg.
Por lo que:
Dint. parcial1 = 48.310 – (2) (0.370875)
Dint. parcial1= 47.56825 plg.
98
Calculando la celeridad tramo1
Celeridad tramo
Tramo1 =
10000
.......(3)
Dint. tramo 1tramo
50 + 0.5
espesor tramo 1
Sustituyendo valores :
Celeridad tramo1 =
10000
47.568 
50 + 0.5

 0.370875 
Celeridad tramo1 = 936.053 m/s
Calculando velocidad tramo1:
Velocidad tramo 1 = Gasto utilizado
Área tramo 1
Pero:
Gasto utilizado = Gasto unidad1 + Gasto unidad2
Gasto utilizado = 0.690 + 0.785
Gasto utilizado = 1.475 m3/s
por lo que:
Area tramo1 =
Π* Din 2
t4
99
Área tramo 1 =
Π* (47.56825) 2
4
Área tramo1 = 1777.15474 6 plg 2
Convirtiendo a m2:
Área tramo1 = (1777.154746 plg2) * (0.0254 m)2
Área tramo1= 1.1465 m2
Calculando:
Velocidad tramo 1 = 1.475
1.146
Velocidad tramo1 = 1.287 m/s
100
Este cálculo se repite para cada uno de los 20 tramos en que se ha dividido la
tubería de presión del sistema, y de esa manera obtener los tres valores: Longitud,
Celeridad y Velocidad, de cada uno de los 20 tramos, estos se utilizaran en las
ecuaciones siguientes para el cálculo del valor efectivo existente en la tubería de
Celeridad y Velocidad del fluido en toda la tubería. Estos tres valores ya calculados para
cada uno de los 20 tramos se observan en la tabla siguiente.
TRAMO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
LONGITUD
PARCIAL
VELOCIDAD CELERIDAD
PARCIAL
PARCIAL
l (m)
V (m/s)
a (m/s)
23.42
23.98
23.85
32.15
19.52
17.18
17.02
19.08
10.40
11.50
11.34
17.03
10.24
10.14
10.25
10.47
10.46
17.49
15.96
26.68
1.287
1.290
1.293
1.292
1.271
1.271
1.271
1.330
1.439
1.538
1.541
1.540
1.488
1.511
1.531
1.530
1.565
1.683
1.664
3.138
936.053
961.345
977.611
950.030
941.683
944.900
940.808
877.611
809.982
855.230
860.000
846.640
854.150
847.482
853.660
848.114
849.000
875.032
986.947
1082.987
Tabla 3
101
Calculando el valor efectivo de la Celeridad:
a=
L
l
l
l
1 + 2 + 3 + ln
a
a
a
an
1
2
3
....... (4)
Simplificando la ecuación para facilitar el cálculo:
l
l
l
l
U= 1 + 2 + 3 + n
a
a
a
an
1
2
3
Por lo que:
a=
L
U
U = u + u + u + u 4 + u5
1 2
3
l
l
l
l
l
u = 1 + 2 + 3 + 4 + 5
1 a
a
a
a 4 a5
1
2
3
Sustituyendo valores:
23.42
23.98
23.85
32.15
19.52
u =
+
+
+
+
1 936.053 961.345 977.611 950.03 941.683
u = 0.12893025 seg.
1
l
l
l
l
l
u = 6 + 7 + 8 + 9 + 10
2 a
a7 a
a
a
6
8
9
10
Sustituyendo valores:
17.18
17.02
19.08
10.4
11.5
u =
+
+
+
+
2 944.9 940.809 877.611 809.982 855.230
102
u = 0.08429993 seg.
2
l
l
l
l
l
u = 11 + 12 + 13 + 14 + 15
3 a
a
a
a
a
11
12
13
14
15
Sustituyendo valores:
11.34 17.03
10.24
10.14
10.25
u =
+
+
+
+
3
860 846.64 854.15 847.482 853.660
u = 0.06926135
3
l
l
l
l
l
u 4 = 16 + 17 + 18 + 19 + 20
a
a
a
a
a
16
17
18
19
20
Sustituyendo valores:
10.47
10.46
17.49
15.96
26.68
u =
+
+
+
+
4 848.114 849.00 875.032 986.947 1082.987
u 4 = 0.08545990 seg.
Por lo que:
U = u +u +u +u
4
1 2
3
Sustituyendo valores:
U = 0.12893025 + 0.08429993 + 0.06926135 + 0.08545990
U = 0.03679514 seg.
Por lo que ahora se puede calcular a:
103
a=
400
0.3679514
a = 1087.09986 m/s
La velocidad que corresponde al régimen permanente V debe ser calculada como
sigue:
l * V + l * V2 + l3 * V3 + ln * Vn
...... (5)
V= 1 1 2
.
L
Simplificando la ecuación para facilitar el cálculo:
w = l * V + l * V + l * V + ln * Vn
1 1 2 2 3 3
Por lo que:
V=
w
L
w =w +w +w +w +w
4
5
1
2
3
w = l * V + l * V + l * V + l4 * V4 + l5 * V5
1 1 1 2 2 3 3
Sustituyendo valores:
w = (23.42)(1.287) + (23.98)(1.290) + (23.85)(1.293) + (32.15)(1.291) + (19.52)(1.271)
1
w = 158.22936
1
w = l * V + l7 * V7 + l * V + l * V + l * V
2 6 6
8 8 9 9 10 10
Sustituyendo valores:
w = (17.18)(1.271) + (17.02)(1.271) + (19.08)(1.330) + (10.4)(1.439) + (11.5)(1.538)
2
104
w = 101.4972
2
w =l * V +l * V +l * V +l * V +l * V
3 11 11 12 12 13 13 14 14 15 15
Sustituyendo valores:
w = (11.34)(1.541) + (17.03)(1.54) + (10.24)(1.488) + (10.14)(1.511) + (10.25)(1.531)
3
w = 89.95255
3
w4 = l * V + l * V + l * V + l * V + l * V
16 16 17 17 18 18 19 19 20 20
Sustituyendo valores:
w 4 = (10.47)(1.530) + (10.46)(1.565) + (17.49)(1.683) + (15.96)(1.664) + (26.68)(3.138)
w 4 = 172.10395
w =w +w +w +w
4
1
2
3
Sustituyendo valores:
w = 158.22936 + 101.4972 + 89.95255 + 172.10395
w = 521.78306
Si se tiene que:
V=
w
L
Por lo que ahora se puede calcular:
V=
521.78306
400
V = 1.30445765 m/s
105
Sustituyendo a y V en nuestra ecuación:
a V
*
! = 2 * g * Ho ....... (6)
!=
(1087.099)(1.304)
(2)(9.80)(130)
! = 0.56
por otro lado se tiene que:
a T
= 2 ** L ....... (7)
donde T = Tiempo de cierre del distribuidor = 10 seg.
Sustituyendo valores:
=
(1087.099)(10)
(2)(400)
= 13.588
106
Estos son los dos parámetros que se necesitan para entrar a la carta de Allievi. Fig.
6.13.En la intersección de estos dos valores se encuentra Z2 = 1.06 (ver Fig. 6.13)
107
Por otro lado se tiene que:
Z2 =
de donde:
Ho + h
Ho
Z 2 * Ho = Ho + h
2
h = Ho (Z − 1) ......(8)
.
Donde h es la carga por golpe de ariete.
Sustituyendo valores:
h = (130) (1.06 − 1)
h = 7.8 m.c.a.
Nota: Cuando se usan las cartas de Allievi se recomienda que el golpe de ariete
positivo o negativo, calculado bajo tales condiciones, sea multiplicado por el siguiente
factor:
X = 1.10
Por lo que:
(7.8 m.c.a.) (1.10) = 8.58 m.c.a
Convirtiendo a psi.
Encontrando el factor de conversión:
 1 kg   (2.54 cm) 2   1 lb 

*
 = 14.22 psi.
* 

 
2

2
0.454
Kg

 cm   1 plg
 
Por lo que:
 0.858 kg 
 * (14.22 psi.)
h = 

2
 cm

h = 12.20 psi.
Se procede a calcular el porcentaje de sobrepresión positiva que puede ocurrir en la
tubería forzada de C.H. Texolo.
 12.20psi 

 = 6.6 %
 185.144psi 
Sobrepresión positiva en una tubería forzada de la C.H. Texolo método de Allievi 6.6 %
108
Ecuación empleada para el cálculo del espesor mínimo requerido de tubería por código
ASME Sección VIII
t=
Pd * Rint.
(Sy * E) − (0.6 * Pd)
Donde:
Pd = Presión de diseño en Psi.
Pd = Po + 30 Psi...................... Cuando Po <= 300 Psi.
Pd = 1.1*Po Psi......................
Cuando Po > 300 Psi.
Código ASME
Po = Presión de operación de operación en Psi.
Rint. = Radio interior en plg.
Sy = Esfuerzo a la tensión del material en Psi.
E = Eficiencia de la soldadura.
0.6 = Constante.
Datos Tubería forzada C.H. Texolo :
Material Acero al Carbón SA515 Grado 70
Sy = 15000 psi.
E=1
Margen por corrosión* = 0.125 plg.
Que se define como el espesor del elemento de contención (tanques, recipientes y
tuberías), suplementario al mínimo requerido para la resistencia mecánica (estructural y
de presión), que pueda consumirse durante la vida útil del equipo.
109
*Los recipientes o partes de los mismos que estén sujetos a corrosión, erosión o
abrasión mecánica deben tener un margen de espesor para lograr la vida deseada,
aumentando convenientemente el espesor del material respecto al determinado por las
fórmulas de diseño, o utilizando algún método adecuado de protección (Norma UG-25
b).
Las normas no prescriben la magnitud del margen por corrosión excepto para
recipientes con espesor mínimo requerido menor de 0.25 plg. Que han de utilizarse para
servicio de vapor de agua, agua o aire comprimido, para los cuales indica un margen
por corrosión no menor de la sexta parte del espesor de placa calculado. No es
necesario que la suma del espesor calculado más el margen por corrosión exceda de
1/4 de plg.(Norma UCS-25)
Para otros recipientes en los que sea predecible el desgaste por corrosión, la vida
esperada del recipiente será la que determine el margen y si el efecto de la corrosión es
indeterminado, el margen lo definirá el diseñador. Un desgaste por corrosión de 5
milésimas de pulgada por año (1/16 de plg. en 12 años) generalmente es satisfactorio
para recipientes y tuberías.
La vida deseada de un recipiente es una cuestión económica. Los recipientes
principales o mayores se diseñan generalmente para una vida larga de servicio (15 a 20
años, mientras que los secundarios o menores para períodos más cortos (8 a 10 años).
No necesita aplicarse el mismo margen por corrosión a todas las partes del
recipiente si se esperan diferentes grados de ataque para las distintas partes (norma
UG-25 c).
Existen varios métodos diferentes para medir la corrosión. El mas simple consiste en
taladrar agujeros de prueba (Norma UG-25 e) o indicadores de la corrosión.
Los recipientes sujetos a corrosión deberán tener una abertura de purga (Norma UG25 f).
Todos los recipientes de presión sujetos a corrosión, erosión o abrasión mecánica
interiores deberán ser provistos con abertura de inspección (Norma UG-46).
Para eliminar la corrosión se utilizan materiales resistentes, ya sea como
recubrimientos únicamente, o para fabricar todo el recipiente.
Las reglas de los recubrimientos se indican en la norma en la parte UCL, apéndice F
y párrafo UG-26.
Un recipiente puede protegerse contra abrasión mecánica por medio de parches de
placa, los cuales se sueldan o se unen por otros medios al área expuesta del recipiente.
En los recipientes sujetos a corrosión, se evitarán todos los entrehierros y bolsas
angostas uniendo las partes a la pared del recipiente con soldadura continua.
Por todo lo anterior y teniendo en cuenta que las tuberías forzadas en centrales
hidroeléctricas están diseñadas para una vida útil de mas de 20 años se justifica el valor
de 1/8 pulg. de sobreespesor.
110
Cálculo del espesor mínimo requerido para dos puntos críticos de la tubería
Nuestro primer cálculo es para el punto de la tubería forzada donde el espesor
medido fue de 0.117 plg. el valor mas pequeño de todas las lecturas tomadas a la
tubería; Que es la lectura número 4 del punto A-32. Ver Tabla 1.
Por lo que:
Datos:
Perímetro = 3.660 m.
Convirtiendo a plg.
Sabiendo que 1 plg = 0.0254 m
 3.660 m   1 plg 

Perimetro = 
 * 
1

  0.0254 m 
Perímetro = 144.094 plg.
Calculando el diámetro exterior:
Perimetro = Œ * Diámetro exterior
Por lo que:
Diámetro exterior =
Sustituyendo valores:
Perímetro
Œ
Diámetro exterior =
144.094
Œ
Diámetro exterior = 45.867 plg.
Calculando el diámetro interior:
Diámetro interior = Diámetro exterior − 2(espesor medido)
Sustituyendo valores:
Diámetro interior = 45.867 − 2(0.117)
Diámetro interior = 45.633 plg.
111
Rint. =
Diámetro interior
2
Rint. =
45.633
2
Radio interior = 22.8165 plg.
Para obtener la presión de operación interna del punto de tubería que se esta
analizando se procede de la siguiente forma; Sabemos que la elevación de la cresta
vertedora es igual a 250 mts. y la elevación del punto A-32 es igual a 225.30 mts., la
diferencia de elevaciones nos dará como resultado la columna de agua del punto de
tubería que se esta analizando.
Elevación de la cresta vertedora
= 250 mts.
Elevación del punto de tubería
= 225.305 mts
Diferencia de Elevaciones (m.c.a.) = 24.695 m.c.a
Sabiendo que:
2
1 Kg/cm = 10 m.c.a
Diferencia de elevaciones = Presión de operación del punto en cuestión = 2.4695
2
Kg/cm
Convirtiendo a psi.
 2.4695 Kg 

 * (14.22 psi.) = 35.116 psi.


 cm 2

Presión de operación en el punto A-32 = Po = 35.116 psi.
Por lo que:
Presión de diseño en el punto A- 32 = Po + 30 psi
Ya que:
Pd = Po + 30 Psi....................
Cuando Po <= 300 Psi.
112
Comprobando la hipótesis:
Sabiendo que la presión de operación del sistema = Po = 185.144 psi
Y tomando en cuenta el análisis por golpe de Ariete se tiene finalmente que:
+
Presión de operación del sistema tomando en cuenta el efecto por golpe de Ariete Po
Po+ = 185.144 + 14.33 psi.
Po+ = 199.474 = 200 psi.
Se tiene que:
Po+ <= 300 psi.
Por lo que:
Para el punto A-32 que es el que se esta analizando se calcula la presión de diseño :
Pd = Po en el punto A-32 + 30 psi.
Pd = 35.1116 + 30 psi.
Pd = 65.116 psi. En el punto A-32
Sustituyendo los valores en la ecuación general para el cálculo del espesor mínimo
requerido de pared para la tubería forzada de la C.H.Texolo.
t=
t=
Pd * Rint.
(Sy * E) − (0.6 * Pd)
(65.116) (22.8165)
(15000)(1) − (0.6)(65.116)
t = 0.099 plg.
Tomando en cuenta el margen por corrosión : 0.125 plg.
Espesor mínimo requerido mas corrosión t+ = 0.099 + 0.125
Espesor mínimo requerido mas corrosión t+ = 0.224 plg.
113
Espesor medido = 0.117 plg.
Se comparan los valores obtenidos y se encuentra que el espesor medido cumple
con el valor primeramente calculado que es el espesor mínimo requerido no tomando en
cuenta el margen por corrosión, es decir el
mínimo requerido para la resistencia
mecánica (estructural y de presión), de la tubería. Análogamente se encuentra que el
espesor medido no cumple con el espesor mínimo requerido mas el sobreespesor de
corrosión que se le esta dando a toda la tubería que es de 0.125 plg.
Nuestro segundo cálculo es para el punto de la tubería forzada donde el espesor
medido fue de 0.533 plg. el valor mas grande de todas las lecturas tomadas a la tubería;
Que es la lectura número 1 del punto A-77. Ver Tabla 1.
Por lo que:
Datos:
Perímetro = 3.440 m.
Convirtiendo a plg.
Sabiendo que 1 plg = 0.0254 m
 3.440 m   1 plg 

Perimetro = 
 * 
1

  0.0254 m 
Perímetro = 135.433 plg.
Calculando el diámetro exterior:
Perimetro = Œ * Diámetro exterior
Por lo que:
Diámetro exterior =
Sustituyendo valores:
Perímetro
Œ
114
Diámetro exterior =
135.433
Œ
Diámetro exterior = 43.110 plg.
Calculando el diámetro interior:
Diámetro interior = Diámetro exterior − 2(espesor medido)
Sustituyendo valores:
Diámetro interior = 43.110 − 2(0.533)
Diámetro interior = 42.044 plg.
Rint. =
Diámetro interior
2
Rint. =
42.044
2
Radio interior = 21.021 plg.
Para obtener la presión de operación interna del punto de tubería que se esta
analizando se procede de la siguiente forma; Sabemos que la elevación de la cresta
vertedora es igual a 250 mts. y la elevación del punto A-77 es igual a 120.85 mts., la
diferencia de elevaciones nos dará como resultado la columna de agua del punto de
tubería que se esta analizando.
Elevación de la cresta vertedora
= 250 mts.
Elevación del punto de tubería
= 120.85 mts
Diferencia de Elevaciones (m.c.a.) = 129.15 m.c.a
Sabiendo que:
2
1 Kg/cm = 10 m.c.a
Diferencia de elevaciones = Presión de operación del punto en cuestión = 12.915
2
Kg/cm
115
Convirtiendo a psi.
 12.915 Kg 

 * (14.22 psi.) = 183.651 psi.


2
 cm

Presión de operación en el punto A-77 = Po = 183.651 psi.
Por lo que:
Presión de diseño en el punto A-77 = Po + 30 psi
Ya que:
Pd = Po + 30 Psi....................
Cuando Po <= 300 Psi.
En base a la hipótesis ya comprobada:
Sustituyendo valores :
Pd = Po en el punto A-77 + 30 psi.
Pd = 183.651 + 30 psi.
Pd = 213.651 psi. En el punto A-77
Sustituyendo los valores en la ecuación general para el cálculo del espesor mínimo
requerido de pared para la tubería forzada de la C.H.Texolo.
t=
t=
Pd * Rint.
(Sy * E) − (0.6 * Pd)
(213.651) (21.021)
(15000)(1) − (0.6)(213.651)
t = 0.302 plg.
Tomando en cuenta el margen por corrosión : 0.125 plg.
Espesor mínimo requerido mas corrosión t+ = 0.302 + 0.125
Espesor mínimo requerido mas corrosión t+ = 0.427 plg.
116
Espesor medido = 0.533 plg.
Se comparan los valores obtenidos y se encuentra que el espesor medido cumple
con los dos valores calculados que son el espesor mínimo requerido no tomando en
cuenta el margen por corrosión, es decir el
mínimo requerido para la resistencia
mecánica (estructural y de presión), de la tubería y el espesor mínimo requerido mas el
sobreespesor de corrosión que se le esta dando a toda la tubería que es de 0.125 plg.
117
CAPITULO IV
RESULTADOS Y CONCLUSIONES
Resultados
En la siguiente tabla se muestra el valor mínimo requerido de espesor para cada uno
de los 320 puntos medidos en la tubería, así mismo se observa el valor mínimo
requerido de espesor mas corrosión el cual se compara con el espesor medido y se
emite un juicio del estado de la tubería normal o con alarma. La parte sombreada y no
sombreada nos representa un tramo de tubería.
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A01
A02
A03
A04
A05
A06
A07
0.051
0.051
0.051
0.051
0.053
0.053
0.053
0.053
0.054
0.054
0.054
0.054
0.056
0.056
0.056
0.056
0.057
0.057
0.057
0.057
0.060
0.060
0.060
0.060
0.060
0.060
0.060
0.060
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.176
0.176
0.176
0.176
0.178
0.178
0.178
0.178
0.179
0.179
0.179
0.179
0.181
0.181
0.181
0.181
0.182
0.182
0.182
0.182
0.185
0.185
0.185
0.185
0.185
0.185
0.185
0.185
0.361
0.361
0.362
0.363
0.370
0.374
0.369
0.375
0.371
0.372
0.372
0.370
0.378
0.378
0.378
0.380
0.379
0.379
0.377
0.381
0.383
0.381
0.380
0.376
0.441
0.443
0.440
0.441
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
118
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A08
A09
A10
A11
A12
A13
A14
A15
A16
0.062
0.062
0.062
0.062
0.063
0.063
0.063
0.063
0.065
0.065
0.065
0.065
0.066
0.066
0.066
0.066
0.068
0.068
0.068
0.068
0.069
0.069
0.069
0.069
0.072
0.072
0.072
0.072
0.072
0.072
0.072
0.072
0.077
0.077
0.077
0.077
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.187
0.187
0.187
0.187
0.188
0.188
0.188
0.188
0.190
0.190
0.190
0.190
0.191
0.191
0.191
0.191
0.193
0.193
0.193
0.193
0.194
0.194
0.194
0.194
0.197
0.197
0.197
0.197
0.197
0.197
0.197
0.197
0.202
0.202
0.202
0.202
0.431
0.431
0.433
0.431
0.432
0.431
0.430
0.432
0.422
0.426
0.432
0.427
0.436
0.435
0.438
0.438
0.444
0.443
0.442
0.439
0.380
0.377
0.377
0.378
0.379
0.378
0.378
0.378
0.426
0.424
0.427
0.426
0.380
0.381
0.381
0.378
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
119
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A17
A18
A19
A20
A21
A22
A23
A24
A25
0.078
0.078
0.078
0.078
0.078
0.078
0.078
0.078
0.082
0.082
0.082
0.082
0.084
0.084
0.084
0.084
0.086
0.086
0.086
0.086
0.087
0.087
0.087
0.087
0.089
0.089
0.089
0.089
0.09
0.09
0.09
0.09
0.092
0.092
0.092
0.092
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.203
0.203
0.203
0.203
0.203
0.203
0.203
0.203
0.207
0.207
0.207
0.207
0.209
0.209
0.209
0.209
0.211
0.211
0.211
0.211
0.212
0.212
0.212
0.212
0.214
0.214
0.214
0.214
0.215
0.215
0.215
0.215
0.217
0.217
0.217
0.217
0.371
0.372
0.358
0.372
0.390
0.391
0.377
0.387
0.391
0.392
0.390
0.395
0.385
0.381
0.365
0.383
0.384
0.383
0.381
0.383
0.392
0.390
0.368
0.384
0.388
0.386
0.386
0.388
0.382
0.385
0.398
0.396
0.377
0.379
0.354
0.379
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
120
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A26
A27
A28
A29
A30
A31
A32
A33
A34
0.094
0.094
0.094
0.094
0.095
0.095
0.096
0.095
0.097
0.097
0.097
0.097
0.098
0.098
0.098
0.098
0.100
0.100
0.100
0.100
0.098
0.098
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.101
0.100
0.100
0.100
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.219
0.219
0.219
0.219
0.220
0.220
0.221
0.220
0.222
0.222
0.222
0.222
0.223
0.223
0.223
0.223
0.225
0.225
0.225
0.225
0.223
0.223
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.226
0.225
0.225
0.225
0.390
0.392
0.384
0.387
0.380
0.381
0.365
0.379
0.382
0.38
0.38
0.381
0.383
0.383
0.387
0.386
0.383
0.381
0.379
0.382
0.397
0.404
0.156
0.125
0.134
0.16
0.132
0.117
0.179
0.192
0.185
0.178
0.148
0.211
0.159
0.161
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
121
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A35
A36
A37
A38
A39
A40
A41
A42
A43
0.100
0.100
0.100
0.100
0.098
0.098
0.098
0.098
0.098
0.098
0.098
0.098
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.099
0.101
0.101
0.100
0.101
0.101
0.101
0.100
0.101
0.103
0.103
0.103
0.103
0.102
0.102
0.103
0.102
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.225
0.225
0.225
0.225
0.223
0.223
0.223
0.223
0.223
0.223
0.223
0.223
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.224
0.226
0.226
0.225
0.226
0.226
0.226
0.225
0.226
0.228
0.228
0.228
0.228
0.227
0.227
0.228
0.227
0.268
0.282
0.248
0.281
0.268
0.259
0.237
0.258
0.257
0.259
0.284
0.241
0.221
0.228
0.265
0.263
0.234
0.246
0.287
0.23
0.256
0.226
0.281
0.237
0.249
0.283
0.398
0.242
0.261
0.244
0.19
0.268
0.265
0.262
0.177
0.263
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
122
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A44
A45
A46
A47
A48
A49
A50
A51
A52
0.104
0.104
0.104
0.103
0.104
0.104
0.104
0.104
0.107
0.107
0.107
0.107
0.107
0.107
0.107
0.107
0.110
0.110
0.112
0.113
0.113
0.113
0.113
0.113
0.118
0.118
0.118
0.118
0.117
0.117
0.117
0.117
0.122
0.122
0.122
0.122
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.229
0.229
0.229
0.228
0.229
0.229
0.229
0.229
0.232
0.232
0.232
0.232
0.232
0.232
0.232
0.232
0.235
0.235
0.237
0.238
0.238
0.238
0.238
0.238
0.243
0.243
0.243
0.243
0.242
0.242
0.242
0.242
0.247
0.247
0.247
0.247
0.241
0.229
0.254
0.262
0.242
0.243
0.206
0.283
0.249
0.228
0.261
0.237
0.174
0.255
0.275
0.220
0.282
0.266
0.238
0.230
0.244
0.283
0.282
0.265
0.252
0.274
0.258
0.258
0.266
0.248
0.264
0.194
0.242
0.243
0.244
0.254
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
123
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A53
A54
A55
A56
A57
A58
A59
A60
A61
0.123
0.122
0.122
0.123
0.127
0.127
0.127
0.127
0.128
0.128
0.128
0.128
0.132
0.131
0.132
0.132
0.132
0.132
0.132
0.132
0.137
0.137
0.137
0.137
0.137
0.137
0.137
0.137
0.142
0.142
0.142
0.142
0.143
0.143
0.143
0.143
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.248
0.247
0.247
0.248
0.252
0.252
0.252
0.252
0.253
0.253
0.253
0.253
0.257
0.256
0.257
0.257
0.257
0.257
0.257
0.257
0.262
0.262
0.262
0.262
0.262
0.262
0.262
0.262
0.267
0.267
0.267
0.267
0.268
0.268
0.268
0.268
0.192
0.258
0.280
0.219
0.266
0.247
0.243
0.225
0.190
0.251
0.291
0.274
0.235
0.284
0.234
0.246
0.219
0.226
0.254
0.220
0.223
0.204
0.295
0.202
0.279
0.285
0.288
0.279
0.232
0.280
0.282
0.238
0.275
0.266
0.274
0.215
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
124
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A62
A63
A64
A65
A66
A67
A68
A69
A70
0.148
0.148
0.148
0.148
0.148
0.148
0.148
0.148
0.153
0.153
0.153
0.153
0.154
0.154
0.154
0.154
0.159
0.158
0.158
0.158
0.159
0.159
0.159
0.159
0.156
0.156
0.156
0.156
0.172
0.172
0.172
0.173
0.183
0.183
0.183
0.183
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.273
0.273
0.273
0.273
0.273
0.273
0.273
0.273
0.278
0.278
0.278
0.278
0.279
0.279
0.279
0.279
0.284
0.283
0.283
0.283
0.284
0.284
0.284
0.284
0.281
0.281
0.281
0.281
0.297
0.297
0.297
0.298
0.308
0.308
0.308
0.308
0.232
0.226
0.229
0.172
0.272
0.264
0.269
0.270
0.256
0.211
0.254
0.237
0.203
0.248
0.268
0.224
0.213
0.230
0.265
0.248
0.255
0.249
0.224
0.260
0.252
0.246
0.266
0.237
0.261
0.289
0.271
0.228
0.250
0.266
0.207
0.211
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
125
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A71
A72
A73
A74
A75
A76
A77
A78
A79
0.201
0.201
0.202
0.202
0.210
0.210
0.210
0.210
0.244
0.244
0.244
0.244
0.268
0.268
0.268
0.268
0.275
0.275
0.276
0.277
0.300
0.300
0.300
0.300
0.302
0.302
0.303
0.303
0.304
0.304
0.304
0.304
0.136
0.136
0.137
0.137
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.326
0.326
0.327
0.327
0.335
0.335
0.335
0.335
0.369
0.369
0.369
0.369
0.393
0.393
0.393
0.393
0.400
0.400
0.401
0.402
0.425
0.425
0.425
0.425
0.427
0.427
0.428
0.428
0.429
0.429
0.429
0.429
0.261
0.261
0.262
0.262
0.285
0.270
0.228
0.246
0.298
0.281
0.272
0.269
0.359
0.333
0.334
0.344
0.353
0.372
0.416
0.356
0.426
0.426
0.385
0.325
0.471
0.486
0.489
0.483
0.533
0.506
0.497
0.496
0.499
0.484
0.492
0.489
0.335
0.336
0.317
0.317
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
126
PUNTO
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
(plg.)
SEGÚN CODIGO
ASME SECC. VIII
A80
0.135
0.136
0.135
0.136
ESPESOR
MÍNIMO
REQUERIDO
MAS
CORROSIÓN
(plg.)
03/02/2004
CONDICION
ESPESOR MEDIDO
(plg)
NORMAL ALARMA
SEGUN CODIGO
ASME SECC. VIII
0.260
0.261
0.260
0.261
0.415
0.389
0.475
0.346
X
X
X
X
En base a los resultados obtenidos se observa que, la tubería de presión en su
mayor parte se encuentra en mal estado, es decir, de los 320 puntos medidos la gran
parte de estos no cumplen con el espesor mínimo requerido mas corrosión según el
código ASME sección VIII. Hay que hacer notar que toda la tubería pasa en la
comparación que se hace con el espesor mínimo requerido no incluyendo el margen por
corrosión, es decir, la tubería de presión no se encuentra en un estado crítico sino de
alarma por lo que a la brevedad posible deberán ser remplazados los siguientes tramos
de tubería: del punto A-31 al punto A-34, los tramos No. 14, 15, 16, 17 y 18, del punto A51 al punto A-52, del punto A-73 al punto A-74. Finalmente los puntos A-38, A-42, A-43,
A-45, A-46, A-47 y A-48 en donde la tubería no pasa en un punto de los 4 medidos en
su circunferencia, la aplicación de soldadura y un esmerilado casi perfecto es justificable
y redituable.
127
Conclusiones
Hoy en día en México y el mundo las centrales hidroeléctricas son de vital
importancia, debido principalmente, al aumento de precio de los combustibles tanto
nucleares como los derivados del petróleo y sumando a esto los problemas de
contaminación a que su uso conduce se vuelven aun mas imprescindibles este tipo de
centrales; es por eso que dentro de CFE y LFC, las dos únicas empresas paraestatales
encargadas de generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica en nuestro país, tienen
la encomienda de dar una alta prioridad a estas centrales, es por eso que los ingenieros
encargados del mantenimiento y operación de las centrales hidroeléctricas saben que
tienen esa gran responsabilidad en sus manos y buscan día con día la mas alta
eficiencia en el mantenimiento y operación, para tratar de mantenerlas en optimas
condiciones de funcionamiento. En el presente trabajo se cumplió con el objetivo
general, que se consideró al inicio de este estudio, que fué el de reducir o eliminar el
mantenimiento correctivo de la tubería de presión en la central, aumentando con esto la
disponibilidad de la misma, así pues considero que este tipo de mantenimiento
predictivo aplicable a la tubería de fuerza en una central hidroeléctrica cumple con las
expectativas planteadas de CFE y LFC; además, es de suma importancia el tomar en
cuenta el extremar precauciones a la hora de obtener los datos de campo, como lo es
el perímetro, la columna de agua y la lectura del espesor del punto de tubería que se
este analizando y que el personal encargado de la toma de estos valores posea amplia
experiencia en el manejo del equipo.
128
Bibliografía
Guía de Mantenimiento Mecánico en Centrales Hidroeléctricas.
Comisión Federal de Electricidad.
Apuntes de la Superintendencia Mecánica Regional.
Subgerencia Regional de Generación Hidro Golfo.
Energía Hidroeléctrica. Turbinas y Plantas Generadoras.
Ing. Manuel Viejo Zubicaray.
Ing. Pedro Alonso Palacios.
Editorial: Limusa
Año: 1977
Elementos de Centrales Eléctricas I (Hidroeléctricas, Termoeléctricas, Nucleares)
Ing. Gilberto Enríquez Harper
Editorial: Limusa
Año: 1982
Manual de recomendaciones para el cálculo hidromecánico de plantas
Hidroeléctricas.
Comisión Federal de Electricidad.
Apuntes durante el Servicio Social y Prácticas Profesionales
Luz y Fuerza del Centro y Comisión Federal de Electricidad respectivamente.
Año: 2004
Curso de capacitación al personal de operación de centrales Hidroeléctricas.
Comisión Federal de Electricidad.
Ing. Manuel Rosas Gobea
Año: 2000
129
Anexos
-Sistema Eléctrico Nacional (Hoja de Excel)
-Historial de tubería de presión (Hoja de Excel)
-Perfil topográfico C.H. Texolo (Autocad)
-Mediciones de flujo en la tubería de presión
-Fotos
130