Central Hidroelectrica

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

3. SALTO NETO 3.1. DEFINICIONES En las figuras se reproducen dos esquemas típicos E y F que incluyen todos los conceptos, por lo que cualquiera de los restantes puede deducirse de ellos por transformación o supresión de elementos. H = Salto bruto o nominal (m) Es la diferencia de cotas entre el nivel máximo del embalse y el nivel normal del río en la descarga de la central. Hu = Salto útil para un cierto nivel del embalse (m) Es la diferencia de cotas entre el nivel actual del embalse y la de salida del agua de la central (prescindiendo del canal de desagüe). En esquemas con canal es la diferencia entre la cota del agua en la cámara de carga (punto de partida de la tubería forzada) y la del agua a la salida de la central (sin canal de desagüe). Hn = Salto neto para un cierto nivel del embalse y caudal dado Q (m). Es el realmente productivo, e igual al útil Hu menos las pérdidas de carga en las conducciones forzadas para el caudal Q.

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3.2. PERDIDAS DE CARGA Se recomienda la fórmula de Manning por su simplicidad y por lo habitual de su uso. En realidad, es correcto dentro de ciertos límites, pero para nuestro objeto es suficientemente aproximada, aunque se use fuera de ellos 1. La pérdida de carga por metro lineal es: I =

v 2

2

n R

I = KQ

4 / 3

2

;

=

Q 2

n R

K =

2

4 / 3

S

2

(m/ml)

1 2

n R

4 / 3

S

2

(3.1.)

(3.1'.)

S = área mojada R = radio hidráulico = Sección / perímetro mojado En tuberías: R = diámetro/4 v = velocidad del agua para el caudal Q = Q/S n = coeficiente de rugosidad El coeficiente de rugosidad depende del material. Puede tomarse: n = 0,014 para hormigón n = 0,013 para tuberías soldadas Ambos coeficientes son conservadores e incluyen una cierta previsión por envejecimiento; y pueden considerares también incluidas las pérdidas de carga localizadas (codos) que no sean muy bruscas (al menos en el ámbito de este trabajo). 3.3. OBTENCIÓN DEL SALTO NETO Definido el salto útil, basta restarle la suma de las pérdidas para obtener el neto. Estas se calcularan Para cada tramo de características uniformes (Q, S, R, n) y se sumarán: Hn = Hu - ∆H = Hu - Σ Ki Li Qi2 (3.2.) En esquemas con canal (D, E, J, K, L, M, N) la pérdida de carga debida a éste ya viene incluida en el salto útil. Sólo habría que calcular la debida al canal de descarga si existiera. En principio, en ese tipo de esquemas - al menos en estudios o anteproyectos - se considera fijo el salto útil Hu, pues o lo es, o varía muy poco con el caudal. Por lo tanto, para todos los esquemas puede considerares que las pérdidas fijas están incluidas en el salto útil y las restantes son las debidas a las conducciones en presión, que son proporcionales a Q2.

1

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

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La optimización de las dimensiones de la conducción y de la pendiente es tarea más propia de la fase de proyecto. En estudios previos (nivel del que tratamos en este trabajo) pueden adoptarse, a efectos del salto neto, los siguientes valores medios para la pendiente de solera en las de lámina libre y de la línea piezométrica en las de presión: - 3,0 diezmilésimas (0,3 m/km) para canales en tierra - 5,0 diezmilésimas (0,5 m/km) para canales en roca - 7,0 diezmilésimas (0,7 m/km) para túneles en lámina libre - 1,8 milésimas (1,8 m/km) para galerías en presión - 6,0 milésimas (6,0 m/km) para tuberías forzadas La experiencia de numerosos casos reales confirma que estos valores empíricos difieren poco de los óptimos para una amplia gama de caudales nominales. Corresponden a las secciones consideradas en la Parte II. 4. UNIDADES POTENCIA

USO

1W

= 1 J/s (julio / segundo)

1 kW(*) 2

= 1.000 W

Alternadores y motores

1 MW

= 1.000 kW = 106 W

Central de media o gran potencia

1 GW

= l.000 MW = 106 kW = 109 W

Potencia de una región o país

1 Tw

= 1.000 GW = 109 kW = 1012 W

Potencia de un continente o mundo (poco usual)

1 CV

= 75 kgm/s - 0,735 W

1 kVA

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

2 3

Aparatos domésticos

Sólo en turbinas y bombas (tiende a sustituirse por Kw ó MW) Sólo en máquinas e instalaciones eléctricas

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

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ENERGÍA

USO

(1 Wh)

= Energía producida por 1 W en una hora

1 kWh

= Energía producida por 1 Kw en una hora = Aparatos varios y pequeñas 3.600 Wh = 3,6 KJ centrales = l.000 kWh No SE USA 6 = 10 kWh Central media o grande 3 9 = 10 GWh 10 kWh País o continente

(1 MWh) 1 GWh 1 TWh

No SE USA

En evaluaciones globales (país, continente, mundo) que mezclan energías procedentes de varias fuentes, se usan las unidades derivadas del julio (kJ, GJ, TJ, etc.) 1 kJ = 0,000277... kWh 1 kWh = 3.600 kJ También se usa la tonelada equivalente de carbón (Tec) y la tonelada equivalente de petróleo (Tep): 1 Tec = 2.500 kWh 1 Tep = 4.000 kWh que se obtienen partiendo de un consumo de 400 gr de carbón / kWh 250 gr de petróleo / kWh La unidad térmica científica es la caloría; se usa también la kilocaloría: 1 cal 1J 1 kcal

= 4,18 J = 0,239 = 103 cal

= 0,24 cal = 4,18 kJ = 1,161 Wh

5. POTENCIA La potencia de una central en un instante dado es: P = 9,8 Hn Q ρT ρA (kW)

(5.1.)

Q = caudal en ese instante (m 3 /s) Hn = salto neto para el caudal Q con un salto útil Hu ρT = rendimiento de las turbinas para Hn Q ρA = rendimiento de los alternadores para esa potencia La potencia nominal de la central es la máxima que puede dar el conjunto de los alternadores y es P = 9,8 Hno Qo ρTo ρAo Rev. 8

(5.2.) 25


Qo = caudal máximo (nominal) turbinado Hno = salto neto para Qo con el nivel máximo del embalse ρTo ρAo = rendimientos para esas condiciones máximas

El rendimiento del alternador es poco variable, y se puede tomar ρA = 0,97. El de la turbina depende del tipo y las características. De no conocerse, puede tomarse ρT = 0,89 P = 8,373 Hno Qo

(5.3.)

Las pérdidas de carga se calculan según se dijo en 3. De no conocerse suficientemente las conducciones (en estudios previos) puede suponerse P = 8 H Qo

(5.4.)

Según el grado de disponibilidad de datos (correlativo al nivel del proyecto o estudio) se utilizarán en orden decreciente de precisión las fórmulas (5.2.) a (5.4.). Nota La potencia nominal de la central puede ser inferior (aunque con poca diferencia) a la suma de las potencias nominales de los grupos, porque cada uno de éstos, actuando solo puede dar menor pérdida de carga que el conjunto si hay algún tramo de conducción común. 6. ENERGÍA PRODUCIBLE Una central funciona con caudales y saltos netos variables. La potencia en cada instante viene dada por la fórmula (5.1.). En un período ∆t segundos con Q, Hn constantes, la energía producida será: E ( ∆t) =

9,8 Hn Q ρT ρA ∆t = 3600

= 0,0027 Hn Q ρT ρA ∆t (kWh) La energía producible en un período T (día, semana, mes, año) será: E = 0,0027 Σ ρT ρA Q Hn ∆t (kWh)

(6.1.)

En la práctica se pueden tomar unos rendimientos medios constantes. De no conocerse las curvas de rendimientos se pueden tomar, como en (5.3.): ρA = 0,97 ρT = 0,89

E = 0,0023 Σ Q Hn ∆t (6.2.)

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La aplicación de esta fórmula exige calcular la Σ para distintos subperiodos a ∆t en los que sean constantes Q y Hu. Esto exige un conocimiento de la ley de desembalse, lo que, en un estudio previo o anteproyecto puede no ser viable. Con suficiente aproximación puede adoptarse una separación de variables (Q Hu) en la siguiente forma: - Se toma una Hu media, que puede ser la correspondiente al centro de gravedad (c.d.g.) del embalse útil. Si se prevé que el embalse tenderá a mantenerse más alto o más bajo de este nivel medio, se corregirá a estima. - Se calcula la pérdida de carga para cada subperiodo ∆t con Q constante. Esto último lleva a conocer, o al menos establecer una ley de distribución de caudales, que será de la forma de la figura. Esta se puede sustituir por otra escalonada

(como la de puntos) para facilitar el cálculo con caudales constantes. (No es necesario apurar el escalonado por un prurito de exactitud que tendría poca influencia). Con esta separación de las variables Q y Hu se obtiene (ver 3.1.) Σ Q Hn ∆t≈Σ (Hu - K L Q

2

) Q ∆t (6.3.)

Si no se conoce la distribución de a en el tiempo, puede suponerse que (6.3.) es equivalente a una pérdida de carga media igual al 70% de la producida por el caudal máximo Qo; dando un salto neto medio Hnm: Hnm = Hc.d.g - 0,7 K L Qo 2 E = 0,0023 AT Hnm

(6.4'.)

(6.4.)

En los aprovechamientos en conducciones los principios son idénticos, sólo que más sencillos de aplicación, puesto que la variación de salto útil suele ser pequeña y en algunos casos hasta se puede prescindir de ella. (Por ejemplo, en el esquema J, cuando el caudal varía, cambia el Rev. 8

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nivel en los canales, tanta agua arriba como agua abajo, manteniendo el desnivel útil si ambos son de igual sección). 7. GARANTÍA DE SERVICIO La demanda eléctrica se caracteriza por una rigidez casi absoluta, no admitiendo ni dilación ni disminución de la potencia exigida. Sólo en circunstancias extraordinarias y justificadas aunque no siempre justificables- cabe adoptar limitaciones o restricciones. Pero dentro de éstas, la demanda ha de ser inmediatamente atendida. 7.1. COMPLEMENTARIEDAD DE CENTRALES Por ello, si una determinada central no puede cumplir totalmente su servicio en determinados períodos, ha de haber otras que la complementen, cubriendo ese déficit.

En la figura adjunta se representa la curva de potencias clasificadas (obtenida de la de caudales clasificados). La parte de trazos corresponde a caudales superiores al tope turbinable, por lo que, en ese tramo, la curva se convierte en una horizontal con la potencia Po instalada. Esa curva puede ser la de un año determinado, un año tipo con una cierta probabilidad, la de un período de varios años o la de valores esperados (medios del período). Para que la demanda no quede desatendida, hay que disponer en otra central de una potencia complementaria PTC para que sumada a la mínima asegurada en la central hidráulica P HP dé la potencia Po sin defecto en cualquier momento del período. Normalmente, esa potencia complementaria P TC se obtiene en una central térmica, ya que ésta puede funcionar con independencia de los caudales fluviales.

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En la Figura 7.2. se ve como, a lo largo de un cierto período se complementan las centrales térmicas e hidráulicas para dar, entre todas, la potencia total P T con independencia del régimen hidrológico. El conjunto de centrales hidroeléctricas da la zona rayada, y las térmicas la blanca. El conjunto de hidroeléctricas da un bloque (o d b e) asegurado en todo momento. También se da por las térmicas otro bloque (P o PT g c) continuo. Pero el bloque restante, (P o c b d) se da, en la medida que puede, por las hidroeléctricas según el trapecio mistilíneo (P o a b d), y de forma complementaria por las térmicas, según (a c b). Las térmicas funcionan con potencias conjuntas entre P T - Po y PT - PHP; para conseguir esa variación, hay grupos o centrales totalmente apagadas en el período a Po y otros que reducen su carga parcialmente en ese período. El resultado es la garantía prácticamente total – salvo accidentes muy raros - del servicio. Pero, para ello, ha sido preciso duplicar la potencia complementaria P TC (= c b), que ha de estar instalada tanto en forma hidráulica (para poder dar P o cuando haya agua) como térmica (para poder dar, quemando combustible, la potencia que le falta a las centrales hidráulicas en el período a c). Esto representa un mayor coste que si sólo se hubiera instalado la potencia térmica PTC, por lo que cabría pensar si esa será mejor solución, puesto que de todas formas ha de instalarse P TC, ya que la potencia hidroeléctrica P o - PHP = PTC’ no está garantizada. Sin embargo, aunque esa solución sería factible, y ahorraría el coste del sobreequipamiento P o - PHP en la central hidroeléctrica (conducciones menores, grupos más económicos, etc.) las centrales térmicas tendrían que consumir el combustible correspondiente al trapecio (P o a b d). La cuestión es, pues, determinar la potencia óptima P o que hace que el coste del sobreequipamiento Po - PHP compense el ahorro de combustibles obtenido en el período representado por (Po a b d). Este problema queda planteado aquí conceptual y funcionalmente,

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pero su resolución completa cae fuera del ámbito de este trabajo. No obstante, en las Partes III y IV se aborda de una forma sencilla, aunque suficiente 4. En realidad, las centrales térmicas han de tener, en conjunto, una potencia superior a la P T PHP, pues han de cubrir, además, la seguridad de servicio ante la avería de un grupo, revisión periódica de las centrales, etc. Esa potencia de reserva ha de ser un 10% de la total del mercado y no inferior a la del grupo más potente. 7.2. POTENCIA Y ENERGÍA PERMANENTES Si las figuras adjuntas se refieren a un período de varios años (real o simulado), la potencia PHP asegurada como mínima en el período sería, hablando estrictamente la potencia permanente, y la energía E HP (equivalente al rectángulo O d b e) la energía permanente. Sin embargo, dado el carácter aleatorio de los caudales (y potencias) se define como potencia permanente la que tiene un alto grado de garantía, por ejemplo el 90 a 95%. Ello supone que un período de años puede haber un 10 ó 5% de días en los que no se pueda dar la potencia Po. Pero a los fines prácticos, esta garantía es suficiente, pues aunque la garantía de P HP no es absoluta (no puede serlo estadísticamente) ello no supone la necesidad de disponer de una potencia térmica adicional Para cubrir esos pequeños déficits (contrariamente a lo que ocurre con los normales del período a b c) ya que la potencia de reserva - que de todas formas hay que tener disponible- sobra para ello. De manera correlativa, la energía obtenida con esa Potencia de alta garantía se llama energía permanente. La potencia y energía permanentes tienen un, alto valor funcional y económico, pues significan la parte de potencia y energía de la central hidráulica totalmente autónomas y que sustituyen por completo a una central térmica de igual potencia, que además funcionase continuamente, lo que se traduce en un ahorro de la inversión consiguiente y una notable reducción del consumo de combustible. En cambio, la energía complementaria (P o a b d) exige duplicar la potencia hidroeléctrica P o d con otra igual térmica (superponiendo inversiones), pero ahorrando el combustible correspondiente a esa energía P o a b d. Este ahorro es el que debe justificar la inversión de la potencia hidráulica complementaria P o d. 7.3. PRODUCCIÓN ESPERADA En el período de años considerado podemos obtener, bien por los años reales o por un ajuste a una distribución estadística (Goodrich, Pearson, etc.) una serie de curvas como las anteriores que dan la ley de caudales clasificados en años de distinta garantía. Para cada una de esas curvas, si se deriva un caudal máximo Qo puede obtenerse la energía producible con esa garantía. La energía producible esperada Ee será: Ee =Σ Ep ∆p 4

Para metodología más completa ver: E. Vallarino: Obras Hidráulicas (I) y Aprovechamientos Hidroeléctricos (Cap. 4). Publicaciones de la Escuela T. S. de Ingenieros de Caminos, Canales y Puertos de Madrid. Rev. 8

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Siendo Ep la energía producible con la probabilidad p (en tanto por uno) y ∆p el intervalo de probabilidad (puede tomarse de la diferencia de las dos probabilidades adyacentes: 0,25 para 0,5; 0,20 para 0,75;0,125 para 0,90; etc.). Cuando los datos no permitan esta metodología se tomará como producción esperada la media del período, prescindiendo del año más húmedo si la aportación de este fuera superior a 1.7 de la media y del más seco, si fuera inferior al 35% de la media. La energía Ee se compone de dos de distinta calidad: Ee = Ece + EHP EHP es la energía permanente y E ce la complementaria esperada.

7.4. OBSERVACIONES COMPLEMENTARIAS SOBRE LA POTENCIA PERMANENTE Según lo dicho en 7.2., sólo la parte de potencia que tiene una alta garantía equivale a la sustitución completa de una potencia térmica igual, tanto del combustible como de la propia instalación. En una central sometida al régimen de riegos es frecuente que en algunos períodos éstos no necesiten caudal, por lo que, de no haber servidumbres o excedentes disponibles, no se turbinará en ese período, y su potencia permanente será nula. Pero como una central de ese tipo tiene su máxima potencia y producción en verano, que es cuando el resto de las centrales hidráulicas disponen de menores caudales, puede darse una Rev. 8

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compensación entre unas y otras, de forma que, a pesar de que su potencia permanente individual sea nula, en el conjunto quede garantizada una potencia mayor. Pero para que esta compensación se traduzca en una potencia con el carácter de permanente necesita una alta garantía, y ésta no siempre se da, porque aunque genéricamente el régimen de riegos proporciona los máximos caudales en verano, puede haber diferencia de un año a otro no sólo en el volumen, sino en su reparto a lo largo del estiaje (sobre todo en su extremo final hasta Octubre o Noviembre) por lo que el aumento de potencia conjunta garantizada puede ser pequeño o nulo. Por ésto, tanto en este Estudio Funcional como en el Estudio Económico (III) mantiene para cada central individual la definición de potencia permanente dada en 7.2., pues la eventual compensación si se da, será un caso particular que habrá que estudiar en otra fase más avanzada (distinta de la de inventario y fijación de características). En el presente Estudio, que se ciñe a este último ámbito - aunque también puede ser útil en fases posteriores - basta dejar mencionada esa posibilidad para una central situada en un conjunto hidráulico - centrales de una cuenca- o eléctrico - centrales interconectadas precisando un análisis específico para comprobar si ocurre la citada compensación. En caso positivo, habría que estudiar - a los efectos económicos - cómo se atribuye y reparte la plusvalía obtenida entre las distintas centrales, puesto que todas ellas contribuyen a crearla. Señalemos, por último, que esa compensación puede darse también con las centrales situadas en cuencas con régimen nidal, que suelen tener sus máximos caudales en primavera y verano. 7.5. GARANTÍA DE POTENCIA EN PUNTAS Todo lo analizado en el presente capítulo se refiere a caudales y potencias medias diarias. En una central con embalse, éste permite concentrar la aportación diaria en ciertas horas, elevando consiguientemente la potencia. Sin embargo, no siempre es posible hacerlo por exigencias de otros usos, como se trata en el siguiente capítulo. En cuanto a la interpretación de lo descrito en éste, todo lo dicho sobre garantía de potencia, descomposición de ésta en permanente y complementaria, etc., puede extenderse a la potencia real conseguida gracias a la concentración de caudales en unas horas.

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8. CONCENTRACIÓN DE POTENCIA El análisis del capítulo anterior tiene por base los caudales medios diarios, supuestos actuando continua y uniformemente durante el día. Pero en una central de pié de presa, el embalse permite dar una modulación horaria y semanal que module esa masa turbinable diaria según una ley de caudales variables a lo largo de él para acomodarse mejor a la demanda. 8.1. DEFINICIONES Recordemos que la curva de carga de un día normal tiene una forma como la de la figura, en la que podemos distinguir las siguientes zonas horizontales (con definición genérica, no rigurosa).

- Energía de BASE, casi rectangular, de potencia prácticamente constante las 24 horas, e igual o ligeramente superior a la mínima. - Energía de LLANO, de forma trapecial, ocupando unas 16 horas de media, con bases de 18 a 14, aproximadamente. Corresponde al período de actividad diaria. - Energía de PUNTA, cuya ley suele equivaler a dos triángulos o trapecios (mixtilíneos), con una zona plana intermedia. Corresponde a las horas de actividad más intensa: talleres, oficinas, hogares, etc., por la mañana, e iluminación, espectáculos, etc., por la tarde - noche. La zona intermedia está producida por la pausa de la comida y cambio de actividades. A esta diferenciación horizontal corresponde otra vertical (horaria):

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- Horas de VALLE. Las de menor actividad nocturna: unas 6 horas, más o menos prolongadas (según los casos); normalmente, de 1 a 7. Son las que definen la potencia de BASE. - Horas LLANAS. Las que corresponden a la energía de ese nombre, y son las del resto del día fuera del VALLE. - Dentro de éstas, las horas de PUNTA marcan la actividad concentrada. Suelen equivaler a dos trapecios de alturas similares, de una duración media de 3 a 4 horas cada uno, con bases inferiores de 4 a 6 horas y superiores de 1 a 2 (En realidad, hay dos puntos más altos - superpuntas - pero la simplificación es admisible). El esquema adjunto geometriza la forma de la curva para utilizarla en los cálculos que siguen. En el conjunto de España, actualmente (1983) la relación de la potencia máxima (en punta) a la mínima (valle) es del orden de 2. El exceso de punta sobre el llano suele ser del orden de 10 al 20% de la potencia máxima total.

8.2. VARIACIONES DE LA CURVA DE CARGA Los fines de semana se reducen notablemente las potencias: la base se conserva con alguna reducción, pero la punta de la mañana casi desaparece, y se mengua la de la tarde; la potencia de llano baja también. Estos efectos son más acusados el domingo que el sábado.

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Puede haber variaciones accidentales de la curva de carga debido a cambios climatológicos de un día a otro (diferencias de temperaturas o iluminación) o por circunstancias especiales (transmisión televisiva de un espectáculo, discurso, etc. de gran audiencia). Y las hay estacionales: en el verano, la menor actividad, y la mayor luminosidad y temperatura hacen bajar la energía y potencia (aunque el uso creciente de la refrigeración tiende a compensarlo). Otro efecto es el producido por el adelanto de otra hora respecto a la de invierno, que hace desaparecer casi totalmente la punta de la tarde - noche. El ahorro energético conseguido es pequeño - pero no despreciable en las actuales circunstancias de penuria- del orden del 2% de la energía total, pero el efecto es mucho mayor por la casi supresión de la punta que, como es fácil predecir, representa cualitativamente una dificultad mayor de suministro que el resto del diagrama. 8.3. CENTRALES HIDRÁULICAS DE PUNTA - LLANO La base del diagrama se da por las centrales nucleares y térmicas, que conviene funcionen lo más uniformemente posible en torno a la potencia de óptimo rendimiento, y por las hidráulicas fluyentes, que son las que derivan, sin regulación propia ni modulación, el caudal del río. Cuando los caudales de los ríos bajan, el defecto de potencia de las centrales fluyentes ha de ser compensado con potencia térmica (ver 7.1.). Eso no se opone a lo dicho sobre la conveniencia de que las centrales térmicas funcionen con potencia lo más constante posible: lo que ocurre es que, conforme se van necesitando, van entrando en servicio, escalonadamente, los grupos térmicos, pero cada uno de ellos a lo largo de un día trabajan con potencia - sensiblemente uniforme. Al volver a subir los caudales (al fin del estiaje), se van poniendo fuera de servicio grupos térmicos. Y es obvio que en la transición puede haber algunos grupos que, accidentalmente, trabajen con potencia parcial no óptima. Toda central hidráulica que pueda hacerlo debe tender a trabajar en la zona de puntas - llano. Y las que tienen embalse - como las que aquí nos ocupan- son aptas para ello, en principio, pues pueden turbinar el caudal diario disponible con una modulación que se aproxime a los dos trapecios de puntas o, al menos, al llano. Un funcionamiento deseable es alguno de los dibujados como tipo, en orden decreciente de eficacia; y, por supuesto, hay toda serie de esquemas intermedios.

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Fig. 8.3. Toda central con embalse puede dar, en principio, uno de esos diagramas, potencialmente. Pero el que esa potencialidad se convierta en efectiva depende de las siguientes limitaciones.

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8.4. LIMITACIONES A LA MODULACIÓN DE POTENCIA EN CENTRALES DE PIE DE PRESA Las centrales de pié de presa turbinan tres tipos de caudales: - De Servicio - De Servidumbres - Excedentes (del Servicio, Servidumbres u otros) Veamos qué limitaciones dan cada uno de estos caudales. Caudales de Servicio

Las centrales superiores de los esquemas C y H turbinan exclusivamente caudales de Servicio. Las inferiores de los esquemas C, D, F, H e I turbinan sólo servidumbres y excedentes. Y las restantes, el conjunto de caudales. Los caudales de Servicio y Servidumbres dan al funcionamiento de la central un régimen obligado, particularmente acusado y rígido cuando se trata de riegos, pues éstos pueden pasar de un máximo en verano a cero en invierno, con la correspondiente variación en la potencia del grupo que los turbina. A menos que agua abajo de la central se construya un contraembalse que permita independizar su funcionamiento del caudal requerido por el Servicio (Fig. 8.4.)

Fig. 8.4 Nótese que el volumen del contraembalse puede llegar a ser importante en el caso de riegos, pues precisaría una capacidad de retención igual a la diferencia de aportaciones entre las turbinadas y las requeridas por el Servicio durante todo el tiempo de máximo desequilibrio entre ambos,(en uno u otro sentido), que puede ser largo. Por ello, este contraembalse sólo puede ser construido en algunos casos concretos y en éstos, generalmente limitado a absorber variaciones diarias; en los restantes, la central ha de estar sometida al régimen de caudales requeridos por el Servicio o Servidumbres, que se supone son prioritarios.

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Otra cosa distinta son los Excedentes. Estos están libres de toda obligación o prioridad, por lo que pueden ser tratados en la forma que convenga. Pero presentan el inconveniente de que, en general, se presentan aleatoriamente o en períodos distanciados o concentrados de tal forma que resulta imposible su utilización. Los excedentes debidos a las crecidas son prácticamente inutilizables, por la brevedad de su duración, la magnitud de los caudales y la rareza y aleatoriedad de su presentación. Los excedentes eventuales de la explotación no pueden ser tenidos en cuenta al dimensionar el equipo aunque, cuando se den, se intente turbinarlos (lo que siempre se traduce en ahorro de combustible). Los únicos excedentes que pueden influir en la potencia de las máquinas son los de carácter periódico o relativamente permanentes. Por ejemplo: si hay excedentes nocturnos de riego pueden turbinarse en valle (energía de poco valor) o, gracias al embalse (esquemas A, B, C inferior, E, H inferior, I inferior) darlos en las horas punta o llano. En centrales que desaguan a un canal de servicio (C, D y H superiores) o que derivan agua de él (D, E) o se turbinan los excedentes en valle o habría que construir un depósito más o menos próximo de suficiente capacidad para retenerlos de noche y turbinarlos en llano o punta, sin alterar el funcionamiento del canal. Los excedentes de fin de semana tendrían el mismo trato, con mayor exigencia de capacidad de retención. Los excedentes más o menos permanentes son los de más interés, pues permiten concentrarlos en puntas o llano en las centrales que derivan directamente del embalse y desaguan al río, o gracias a un depósito horario (si fuera factible) en los que toman o desaguan a un canal de servicio (según hemos explicado para los nocturnos). Un caso particular son los excedentes en precario debidos al desarrollo paulatino de un regadío. Aunque no permanentes, sino esencialmente transitorios y decrecientes en el tiempo, pueden tener importancia y durar un lapso suficientemente dilatado para justificar y amortizar las instalaciones y obras, sobre todo si al final de la transición queda una parte de excedente permanente o una servidumbre o servicio que permita la continuidad de la explotación. En estos casos (por ejemplo, en los esquemas D y E) cabe instalar una potencia que dé exclusivamente puntas para los excedentes y servidumbres de la situación final, mientras que en el período transitorio dará, además, llano o incluso valle, para emplear las mayores aportaciones disponibles. De esta forma, la potencia se conserva en todo el período y sólo la producción va mermando. En los casos de desagüe al río hay que tener en cuenta las servidumbres existentes agua abajo y no sólo en el sentido de dar los caudales que precisan, sino analizando si vienen o no perjudicadas por la concentración de caudales. Caso de perjuicio, hay que construir un contraembalse para volver a uniformar los caudales (como en la Figura 8.4) o renunciar a su concentración en puntas o llano.

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9. METODOLOGÍA PARA EL INVENTARIO DE RECURSOS Con lo dicho en capítulos anteriores puede procederse a establecer las características de los posibles aprovechamientos. Sin embargo, parece oportuno hacer una síntesis para dar coherencia sistemática al conjunto, matizar algunos puntos y facilitar el proceso. El objetivo final propuesto tiene dos fases diferenciadas, aunque unidas en ese objetivo: - Inventario de posibles centrales Este sólo precisa el conocimiento de las características esenciales de cada una. - Calificación y clasificación económica A cada central ha de atribuirse un índice económico expresivo de su utilidad y viabilidad y que sirva para establecer una clasificación y un orden de prioridad. La segunda fase presupone la primera, a la que perfecciona y completa. Esta, en cambio, podría ser un objetivo por sí misma, a completar más adelante con criterios económicos. El inventario requiere unos datos y una metodología más simples que la segunda. Por ello, en esta Parte I - que se limita a lo funcional y termina en el Inventario de Recursos - nos ceñiremos a éste. En la Parte III nos ocuparemos de los aspectos económicos; entre ambas, en la II se dan criterios y fórmulas para obtener con facilidad el presupuesto aproximado de un aprovechamiento conocido unos datos estrictos, dentro de la aproximación requerida por la calificación descrita en la Parte III. 9.1. DATOS BÁSICOS A continuación se describen los datos estrictamente necesarios para cumplir el objetivo del Inventario, que es definir las características fundamentales de cada aprovechamiento. Esquema tipo

Hay que analizar a qué tipo responde el posible aprovechamiento entre los definidos en los capítulos 2 y 3. Puede ocurrir que haya duda entre dos o más de ellos (por ser todos ellos posibles, en principio), en cuyo caso se señalará así. Aunque raro, si el esquema no se acomodase a ninguno de los descritos, se especificará si es una mezcla de varios y, en cualquier caso, se dibujará. En el esquema debe especificarse dónde se desaguan los caudales de servicio, servidumbres y excedentes; y en caso de duda, las alternativas posibles. En algunos casos, el esquema tipo quedará bien definido. En otros, planteará unas opciones. Lo interesante es que el primero o estas últimas queden bien definidas.

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Altimetría

Es preciso definir, como mínimo: - Cota máxima normal del embalse. - Cota mínima del embalse para cada uso (si variase con éstos). - Cotas de arranque de conducciones del río en los puntos de presuntos desagües, etc.; esto es, las fundamentales harán definir el salto bruto de las distintas alternativas de las centrales del esquema. - Cota del centro de gravedad (c.d.g.) del embalse útil (normalmente se dispondrá de este dato, pero no es imprescindible). Planimetría

Para el inventario no es estrictamente necesaria una planimetría, si el esquema está bien definido (con sus alternativas) y se suministran las cotas fundamentales. Pero todo complemento informativo será útil. De no disponer de un plano con líneas de nivel, convendría, al menos, una planta esquemática clara, con algunas distancias horizontales aproximadas y afectando a un cierto entorno de las obras, para complementar el perfil y ampliar la visión del problema. Caudales y aportaciones

Es muy conveniente conocer la ley de caudales de distintos tipos (servicio, servidumbres, excedentes), pero como mínimo: Para los caudales de Servicio y Servidumbre: - Caudal máximo, período en que se produce y duración aproximada. - Caudal mínimo con garantía 90%, con las mismas indicaciones. - Aportación con garantía 90%. - Caudal esperado en un período largo. - Aportación esperada en ese período. Para los Excedentes: - Los datos anteriormente citados, en la medida en que sean posibles. - Indicación del tipo de excedentes (diarios, anuales, etc.) Rev. 8

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- La información posible sobre su frecuencia o continuidad. Embalse

Estrictamente, con las cotas y caudales citados pueden evaluarse las características fundamentales. Pero toda información suplementaria sobre capacidad útil y régimen de oscilación del embalse puede tener interés. Geotecnia y Geología

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

A los citados pueden añadirse otros que se estimen convenientes. En cualquier caso, una reseña breve, explicativa de las particularidades del caso, será útil para completar la información gráfica y los datos.

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9.2. COMPARACIÓN DE SOLUCIONES En gran parte de los casos la solución será única (en cuanto al esquema básico). En otros, habrá alternativas central de Servidumbres y Servicio separadas, incorporación o no de un tramo agua abajo, etc. Es preciso considerar todas las posibles, eliminando sólo las abiertamente poco funcionales o claramente injustificadas económicamente (a simple vista o con un ligero tanteo). Previa esta eliminación elemental (razonada y razonable), se obtendrán las características de todas las variantes y se elegirá la que parezca más adecuada, que ser la que figurará en el inventario. Si hubiera otras soluciones, se consignarán las dos de potencias límites (máxima y mínima), para marcar el campo de variación. Es obvio que para cada solución puede haber una gama de potencias, que dan lugar a subalternativas, que se analizarán también, eligiendo la más adecuada. Hacemos especial hincapié en el análisis de la posible incorporación de un tramo agua abajo, sea en salto único o separado (ver esquemas y consideraciones sobre ello en el capítulo 2). 9.3. CARACTERÍSTICAS DE UN APROVECHAMIENTO Son las que figuran en el cuadro adjunto 5 que constituye una propuesta de ficha descriptiva. Es de desear que se disponga de todos los datos allí consignados, pero en la falta de alguno, es preferible su omisión parcial - o su inclusión expresando su carácter aproximado orientativo que la anulación total de la ficha. En estos casos, ésta quedará abierta a ulteriores precisiones, pero sirve como memorándum de un posible aprovechamiento. 9.4. INVENTARIO Este resulta de la colección de fichas y datos de los aprovechamientos. Pero de esa colección, se deben obtener unos resultados conjuntos que se describen a continuación. 9.5. POTENCIAL TÉCNICO Del Inventario se obtendrán unos datos extractados que se ven en el cuadro adjunto y que son, para cada central: - Salto bruto - Salto útil mínimo - Caudal nominal de turbinas - Potencia máxima 5

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- Potencia permanente con garantía 90% (ver capítulo 7) - Producción con garantía 90% - Producción esperada - Tipo de caudales turbinados (Servicio, Servidumbres, Excedentes). De la suma de potencias y producciones obtendremos la potencia total máxima y garantizada, y la producción total esperada y garantizada. Es de esperar que falten datos para algunas centrales, en particular en las más pequeñas o con embalses menores. Para no detener por ello la estimación del potencial, se procederá así: - Se sumarán los datos de potencias y producciones que estén completos. Esas sumas se calificarán como potencial contrastado. - En las restantes centrales se hará una estimación aproximada de las características que falten. Si ésto no es factible, se hará una estimación máxima y mínima, dando como probable la media aritmética o una ponderada (a estima, según se aprecie). Este potencial se calificará como estimado. - En los casos en que la escasez de datos lleve a dudar incluso de la posibilidad de establecer tales máximas y mínimas, se consignará el número de centrales en que eso ocurra, y la central figurará como sin datos. De esta forma obtendremos un potencial con un contraste suficiente, otro con cierta aproximación, y un tercero no conocido, pero que será un porcentaje pequeño de la potencia o producción totales (aunque quizá el del número de estas centrales sea elevado) y que, además de corresponder a centrales de pequeña potencia, serán también las más dudosas de ejecución y economía, por lo que la imprecisión no tendrá mayor importancia. A los afectos de prever la posible variación de resultados, se harán otras dos estimas, máxima y mínima, limitadas a potencias y producciones esperadas tomando en cada centra las dos soluciones extremas.

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CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS BÁSICAS DEL APROVECHAMIENTO Nombre del Aprovechamiento: Río: Cuenca: Presa o conducción de la que se deriva: Propietario: Municipio: Provincia: Salto bruto:

m

Salto Útil

Máximo: Mínimo:

Caudal máximo:

m3/s

m m

Salto neto máximo para caudal máximo: Potencia nominal:

kW

Producción esperada:

GWh

Producción con garantía 90%:

GWh

Potencia con garantía 90%:

kW

Horas de utilización (media):

h

Tipo de explotación diaria: Tipo de explotación anual: OTROS DATOS:

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Central Hidroelectrica

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