Centrales eléctricas

Objetivo

El objetivo principal del siguiente informe, es describir los distintos tipos de centrales de generación de energía eléctrica. También se darán a conocer la relación que existe entre la potencia a generar y la demanda que se debe cubrir.

Introducción

Una central eléctrica es una instalación capaz de convertir la energía mecánica, obtenida mediante otras fuentes de energía primaria, en energía eléctrica.

En general, la energía mecánica procede de la transformación de la energía potencial del agua almacenada en un embalse; de la energía térmica suministrada al agua mediante la combustión del carbón, gas natural, o fuel, o a través de la energía de fisión del uranio. Este tipo de centrales eléctricas son las llamadas convencionales. Las centrales no convencionales son aquellas que transforman en energía eléctrica otras energías primarias; como la energía del viento; o la diferencias de mareas; o la energía del sol a través de paneles; etc.

Para realizar la conversión de energía mecánica en eléctrica, se emplean unas máquinas denominadas generadores, que constan de dos piezas fundamentales: el estator y el rotor. La primera de ellas es una armadura metálica cubierta en su interior por unos hilos de cobre, que forman diversos circuitos. L asegunda, el rotor, esta en el interior del estator, y está formada en su parte interior por un eje, y en su parte más externa por unos circuitos, que se transforman en electroimanes cuando se les aplica una pequeña cantidad de corriente.

Cuando el rotor gira a gran velocidad, debido a la energía mecánica aplicada, se producen unas corrientes en los hilos de cobre del interior del estator. Estas corrientes proporcionan al generador la denominada fuerza electromotriz, capaz de proporcionar energía eléctrica a cualquier sistema conectado a él.

En este estudio obtendremos las distintas formas que existen, hasta la actualidad, para generar energía eléctrica y los componentes que interactuan en cada una de ellas.

Diagramas característicos Características de carga de una central Tipos de centrales eléctricas Centrales hidráulicas Centrales térmicas Centrales de vapor Centrales nucleares Turbo gas Turbo diesel Centrales eólicas Generador magnetohidrodinámico (MHD)

Generación química Generación solar Centrales mareomotrices

Diagramas característicos

Gráficos de carga

Las centrales eléctricas están destinadas a alimentar diversos receptores eléctricos. Del número y las potencias de esos receptores que en un momento dado, están conectados a la red, dependerá la potencia que deba proporcionar la central para cubrir la demanda de energía. Pero sucede que esta energía eléctrica es variable en cada época del año, en cada día del año y, dentro de cada día es variable también a las distintas horas.

Para tener una idea aproximada de las variaciones de carga durante estos lapsos de tiempo, se suelen determinar los distintos gráficos de carga, en donde pueden figurar la potencia de al carga y las variaciones del factor de potencia. Estos gráficos tienen distintos aspectos, según se trate de una central de funcionamiento continuo, o de funcionamiento intermitente, y según la clase de aparatos receptores que predominen en la demanda de energía a la central.

Características de carga de una pequeña central eléctrica urbana

En el siguiente gráfico se representa la carga para un día laborable de verano y un día laborable de invierno, correspondientes a la central de una pequeña ciudad; en la demanda predomina el alumbrado, pequeños motores, pero ninguna gran industria. En

verano se aprecia algún aumento de carga, o punta de carga entre las 6 y las 10 de la noche. En invierno hay dos puntas de carga: una menor de 8 a 10 de la mañana y, otra bastante mayor, de 6 a 12 de la noche, horas en que predomina el consumo de alumbrado. También en la figura se ha expresado la carga en verano y en invierno, es decir, la potencia que habría de suministrar la central si la carga fuera constante. La carga media puede obtenerse fácilmente dividiendo por 24 el total de Kw/h suministrado en un día.

Características de carga de una central eléctrica urbana

En este caso, las condiciones de suministro son más favorables que en el caso anterior. Esto es debido a la mayor demanda de luz de una gran ciudad entre las últimas horas de la noche y las primeras de la mañana, así como a la presencia de una carga fija, es decir aquella carga que se presenta de una forma constante a todas horas del día.

Características de carga de una mediana central eléctrica urbana y agrícola

Un caso completamente distinto muestran los gráficos de carga, que se refieren a una central de mediana potencia, que suministra energía a una ciudad y a la campiña de sus alrededores, es decir, que parte de la energía eléctrica suministrada lo es para aplicaciones agrícolas.

En los meses de verano, cuando aun no ha comenzado la época de trilla, las puntas en las horas de la tarde y de la noche son relativamente suaves y producidas por el consumo de alumbrado y por la demanda de los motores de las maquinas agrícolas. Por el contrario, durante el invierno, el mayor consumo de alumbrado produce puntas muy acusadas, ya que además, la demanda para fines agrícolas es muy escasa en esta época del año.

Características de carga de una mediana central eléctrica urbana e industrial

También resultan diferentes los gráficos de carga cuando la central suministra energía eléctrica para alumbrado y para fines industriales. Durante las horas de trabajo, la central ha de suministrar prácticamente la misma potencia; y además esta potencia varía poco en las diferentes épocas del año; solamente muestra valores mínimos durante las horas de descanso, es decir, a mediodía y durante la noche. La punta de verano, sin embargo, producida, como hemos visto anteriormente por la demanda de alumbrado, coincide ahora con uno de estos descansos, lo que significa que las condiciones de carga de la central quedan mejoradas. En invierno aparecen puntas de cargas mas acusadas debido al aumento de demanda para alumbrado pero, aun ahora, las condiciones de carga quedan mejoradas respecto a los ejemplos anteriores.

Características de carga de una mediana central eléctrica predominantemente industrial

Naturalmente, las condiciones de carga aun quedan mejoradas si la central esta dedicada casi exclusivamente a suministrar energía para aplicaciones industriales.

Nótese que, durante las horas de trabajo, hay poca diferencia de consumo entre el verano y el invierno, diferencia que es debida a la mayor demanda de alumbrado durante los meses de invierno. Ahora la carga media casi coincide con la carga fija, si prescindimos de los descansos y, durante la noche apenas hay carga en la central. Durante el invierno aparecen puntas muy poco acusadas debido, como hemos dicho, a la demanda de alumbrado.

Del examen de los gráficos de carga, podemos deducir dos aspectos importantes para tener en cuenta:

1.     El generador (o los generadores) de una central eléctrica no puede proyectarse para cubrir la potencia máxima de la central pues, en ese caso, la mayoría del tiempo trabajaría a carga reducida, es decir, con muy bajo rendimiento; como consecuencia, la explotación de la central no resultaría económica. Si la central es de pequeña potencia, lo que debe hacerse es disponer de un generador auxiliar (o grupo de generadores) que solamente se pone en marcha en las horas-punta es decir, en las horas de máxima demanda de carga. Si la central es de gran potencia, o si se trata de varias centrales cuya misión es, exclusivamente, cubrir las demandas de energía en las horas-punta.

2.     Para establecer el proyecto de una central eléctrica, ha de tenerse muy en cuenta el tipo de demanda que habrá de cubrir la futura central; la distribución de los generadores en grupos, o individualmente, y la potencia de estos grupos dependerá de las variaciones de carga previstas, con objeto de que la central trabaje al máximo rendimiento posible, es decir, en régimen económico de explotación.

Sin embargo para muchas aplicaciones y cálculos, resulta ventajoso trabajar con las curvas de carga anuales en lugar de los gráficos de carga diarios. Para ello se lleva como abscisa el tiempo en horas durante el cual cada potencia aparece en el transcurso de un año; como ordenadas se toman las potencias máximas correspondientes.

Se empieza el gráfico por la máxima potencia casi siempre la punta de la carga invernal, se continúa después con las potencias correspondientes a todas las horas del año en orden decreciente. El área encerrada debajo de la curva (S), representa el total de los kw/h suministrado en todo el año. Teniendo en cuenta que el año tiene 8760 hs. La carga media anual será:

Pmed.=S/8760

Características de carga de una centralVamos a definir algunos conceptos relacionados con la carga que

puede suministrar una central eléctrica y con la demanda de energía de los consumidores. Estos conceptos son:

Potencia instalada

Es la suma total de las potencias nominales de todos los receptores de energía conectados a la red que alimenta la central. Se llama también carga instalada.

Factor de carga

Para tener una medida que indique la naturaleza de la carga instalada se introduce el denominado factor de carga, definido como la relación de potencia media a la potencia máxima de punta, es decir:

M= Potencia media [kva] / Potencia máxima [kva]

Para una central eléctrica resulta desfavorable que el factor de carga sea pequeño puesto que ello indica que, a pesar de tener que construirse la central eléctrica para potencia de punta Pmáx., no suministra mas que un pequeño porcentaje de este valor de forma que la central eléctrica desaprovecha durante casi todo el día sus posibilidades, ya que la potencia de punta solamente se precisa durante breves periodos de tiempo, como muestran los gráficos de carga. En la practica pueden tomarse los siguientes valores:

Para pequeñas instalaciones y pueblos m=0,15 a 0,2Para pequeñas ciudades m=0,2 a 0,3Para centrales agrícolas m=0,3 a 0,35Para grandes ciudades m=0,3 a 0,4Para una provincia m=0,4 a 0,45Para una región (varias provincias) m=0,45 a 0,5

Factor de demanda

Es la relación entre la demanda máxima de un sistema y la respectiva potencia instalada, es decir

A= Demanda máxima en [kva] / Potencia instalada en [kva]

Generalmente esta relación oscila entre 0,2 para instalaciones de pequeñas potencias y de 0,5 para instalaciones de grandes potencias.

Factor de instalación

Esta relacionado con el anterior ya que una central eléctrica determinada se proyecta para suministrar una demanda determinada. El factor de instalación es la relación entre la potencia total de la central y la potencia conectada a al red alimentada por dicha central, es decir

B= Potencia total de la central [kva] / Potencia instalada[kva]

En la práctica el factor de instalación adopta los siguientes valores:

Pequeñas instalaciones hasta 5000 hab. B = 0,2 a 0,3Poblaciones hasta 20000 hab. B = 0,3 a 0,35Centrales agrícolas B = 0,25 a 0,28

Grandes centrales B = 0,4 a 0,5

A este factor también se lo conoce con el nombre de factor de simultaneidad.

Utilización anual

Es él número de horas anuales que debería trabajar la instalación a su plena carga, para que la energía producida fuese igual a la que la central eléctrica produce en un año, trabajando a carga variable. Esta cifra de una idea de la cantidad de horas que hubiera debido trabajar la central para suministrar esa energía. La utilización anual, se denomina también duración de aprovechamiento y en la practica alcanza estos valores:

Para suministrar a pequeñas ciudades 1200 a 2000 hsPara suministrar a grandes ciudades de 2000 a 3500 hsPara suministrar (regionales) de 3500 a 5000 hs

Factores de utilización

Es la relación entre el número de horas de utilización anual y él número total de horas del año.

C = Número de horas de utilización anual / Número de horas del año

En la práctica para la determinación de la energía suministrada por una centra; eléctrica durante un año, podemos adoptar estos valores para el factor de utilización:

Suministros a pequeñas ciudades c = 0,15 a 0,25Suministros a grandes ciudades c = 0,25 a 0,4Suministros a grandes (regiones) c = 0,4 a 0,5

Factor de reserva

No basta construir una central eléctrica para la máxima punta de potencia que aparezca durante el año. Un grupo de generadores puede quedar parado, por avería o por inspección. Por lo tanto hay que disponer de maquinas que sustituyan a las que han quedado fuera de servicio, lo que quiere decir que la potencia total de la central, ha de ser mayor que la población máxima para la que ha sido proyectada. Este hecho se expresa por medio del factor de reserva, que es la relación entre la potencia total de la central y la potencia máxima que ha de suministra:

D = Potencia total de la central [kva] / Potencia máxima de la central [kva]

El factor de reserva es mayor que 1 y en la practica alcanza estos valores:

Para pequeñas instalaciones (pueblos) d = 1,3 a 4,6Para poblaciones medias d = 1,6 a 1,75Para centrales agrícolas d = 1,6 a 1,7Para grandes ciudades d = 1,8 a 2

Tipos de centrales eléctricasSegún el servicio que haya de prestar las centrales eléctricas se

pueden clasificar en:

Centrales de base

Están 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 maquinas motrices las turbinas de vapor, turbinas de gas y turbinas hidráulicas.

Centrales de punta

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. Si la central de base es de pequeña potencia, se utilizan grupos electrógenos de los que maquina motriz es un motor de explosión; si la central de base es mayor, se utilizan generalmente pequeñas centrales con motor Diesel.

Centrales de reserva

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.

Centrales de socorro

Tienen igual cometido que las centrales de reserva citadas anteriormente; pero la instalación del conjunto de aparatos y maquinas 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.

Centrales de acumulación o de bombeo

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 deposito, mediante bombas centrifugas accionadas por los alternadores de la central, que se utilizan como motores. En periodos de gran demanda de energía, los alternadores trabajan como generadores accionados por las turbinas que utilizan el agua previamente elevada anteriormente.

Centrales hidráulicas

Son instalaciones de generación, cuyo Kw/h es el más barato, son las de más alto rendimiento (90%), al ser sumamente cara la instalación son las de mayor vida útil (aprox. 50 años). Son regulables y de rápida puesta en marcha, y su tiempo de funcionamiento máximo es de 12 horas; esto obedece a que una vez que ha bajado el nivel del embalse deberá detenerse el mismo tiempo para restituirlo, cuando solo se usa el agua del embalse.

Las potencias normales van desde Mw a miles de Mw. La inversión aproximada inicial por Kw instalado oscila en los 1000 U$S/Kw.

Función que cumple cada parte de una central hidráulica:

Presas

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

Embalse

Sirve para mantener un caudal constante, asegurar la generación de energía y obtener un caudal adicional, cuando funciona permanentemente.

Vertedero

Son las válvulas o el coronamiento de la presa cuya apertura evacua el caudal en exceso no turbinado en caudales muy grandes. Son compuertas radiales de accionamiento automático.

Caudal de derivación

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

Tubería forzada

Es el último tramo de gran inclinación donde se reparte el agua a las turbinas.

Chimenea de equilibrio

Típicas de las centrales de montañas, es utilizada para equilibrar las presiones y evitar el golpe de “arriete” que produce el cerrado de las válvulas.

Casa de máquinas

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

Transformador y playa de maniobras

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

Canal de restitución

Devuelve las aguas al río y suele tener elementos disipadores de energía para evitar retrasos debidos a la formación de remolinos.

En sistemas encadenados o centrales de bombeo, ésta cañería es cerrada, en el primer caso para obtener menores desniveles y en el segundo porque el agua tiene que circular en ambos sentidos.

Referencias:

1.     Presa2.     Válvulas de alivio (cerrada). Vertedero (abierta)3.     Caudal 4.     Filtro 5.     Cámara de carga 6.     Cañerías 7.     Chimenea de equilibrio 8.     Casa de maquinas 9.     Transformadores 10.   Estación transformadora 11.   Caudal de restitución

Ventajas:

No contamina el ambiente Emplea un recurso renovable Genera potencia a baja temperatura Las instalaciones auxiliares son reducidas Arranque instantáneo con carga en pocos minutos

Desventajas:

Cada proyecto involucra un proyecto particular, según la ubicación Los sitios de recursos aprovechables están lejos de los lugares de gran consumo,

obligando la construcción de largas líneas que encarecen la obra La creación de grandes lagos perjudica la flora y la fauna autóctona,

modificando también el clima del lugar

Descripción de distintas turbinas

TURBINA POT. UNIT. Q (m/seg.) N (R.P.M.) H(ALTURA)

Pelton 1 – 10 1 – 10 1500 – 600 >400

Francis * 1 – 1000 10 – 100 300 – 75 50 – 400

Kaplan 1 – 800 < 50 300 – 75 25 – 100

Hélice 1 – 100 10 – 50 300 – 150 25 – 100

Diagonal 1 – 100 10 – 50 300 – 150 <20

Straflo 5 – 20 1 – 20 75 – 45 <20

Bulbo 5 – 20 1 – 20 75 – 45 <20

Mini # 0,01 – 0,1 - - -

* Extra rápida – rápida – normal – lenta # Pelton – Francis – Kaplan

Turbina tipo BULBO

En la figura se ve el corte de una central con turbinas de tipo bulbo. En este tipo de central, el alternador está en un bulbo rodeado por el agua. La extracción de dicho bulbo se hace desagotando totalmente los conductos, por medio de las compuertas.

Turbina tipo KAPLAN

Salvo en las turbinas de tipo bulbo, en las restantes, se emplean grupos generadores de eje vertical. En la figura vemos que el estator del alternador se apoya en los elementos estructurales del edificio. Pero todo el conjunto rotante queda suspendido, transmitiendo los esfuerzos por medio del eje, al cojinete superior, llamado cojinete de empuje, de construcción muy particular.

El sistema está munido de tres cojinetes de guía para el eje y en el extremo inferior aparece la turbina.

El cojinete de empuje se apoya en el soporte superior, que es una pieza estructural que descarga en la estructura de material.

El tipo de turbina que una determinada central hidroeléctrica requiere, se elige con ayuda de la siguiente fórmula:

en la que:

P = potencia requerida a plena carga expresada en CVH = salto útil aprovechable en mN = velocidad nominal de rotación necesaria en RPMNe = velocidad específica en RPM

La llamada velocidad específica es un número teórico y es la velocidad a la que trabajaría una turbina homóloga (de la misma forma, pero reducida), desarrollando una potencia en el eje de 1 CV con un salto de 1 metro.

La velocidad nominal de rotación está estrechamente vinculada a la frecuencia de la corriente alterna que debe producir y es;

N = 60. f / p

en donde:

f = frecuencia de la corriente a producir en Hzp = número de pares de polos del rotorN = velocidad de rotación en RPM

La elección de la turbina tambien se puede hacer siguiendo el siguiente criterio:

Ne entre 0 y 25, ruedas Pelton con un solo inyector Ne entre 25 y 50, ruedas Pelton con varios inyectores Ne entre 50 y 100, turbinas Francis lentas con un rodete Ne entre 100 y 250, turbinas Francis normales con un rodente Ne entre 250 y 500, turbinas Francis rápidas con varios rodetes Ne entre 500 y 1000, turbinas Helice o Kaplan

Algunos datos característicos que podríamos dar serían, según el “Plan Nacional de Equipamiento” extraído del libro “Ingeniería de la Energía Eléctrica” cuyo autor es Sobrevila, los costos por cada kilowatt y la potencia a instalar de futuras centrales.

APROVECHAMIENTO MW U$S / KW

Corpus (Argentina-Paraguay) 4020 574

Yacyretá (Argentina-Paraguay) 2700 1058

Paraná medio Patí 3300 1015

Paraná medio Chapetón 2304 1347

Roncador (Argentina-Brasil) 2500 425

Garabí (Argentina-Brasil) 2196 564

San Pedro (Argentina-Brasil) 745 1029

Zanja del Tigre 463 1895

Potrero del Clavillo 120 1332

Alicurá 750 714

Collón Curá 700 745

Piedra del Aguila 2100 386

Pichi Picun Leufú 400 622

Michinuao 600 723

Completamos con los principales datos de la central “Yacyretá” binacional

Area de la cuenca 97500 km.Caudal medio 11720 m3/sSuperficie embalse 1720 km2Cota normal de embalse 82 m.s.n.m.Salto bruto máximo 24.4 mSalto bruto mínimo 17 mPotencia instalada 2700 MwTurbinas 20 KaplanVelocidad 71.4 r.p.m.Potencia nominal generador 150 MVA

Centrales térmicasUna central térmica produce energía eléctrica a partir de energía térmica de combustión.

Las centrales térmicas se clasifican en centrales de base y centrales de regulación. Las primeras tienen interés en utilizar combustibles baratos, por lo que se instalan a bocamina, etc.

Las segundas utilizan combustibles más nobles, tales como carbones industriales y aceites pesados. Están instalados cerca de centros importantes de consumo, que no pueden disponer en abundancia de energía hidráulica.

Las grandes centrales térmicas utilizan, casi exclusivamente, turbinas de vapor. También poseen varios turbo alternadores, de igual potencia, cada uno de los cuales constituye una unidad capaz de funcionar con autonomía completa. Solo se recurre a las turbinas de gas como aparatos motores en las centrales móviles suplementarias o auxiliares. Estas ocupan un espacio relativamente pequeño y su peso, por unidad de potencia, es muy reducido.

Centrales térmicasUna central térmica produce energía eléctrica a partir de energía

térmica de combustión.

Las centrales térmicas se clasifican en centrales de base y centrales de regulación. Las primeras tienen interés en utilizar combustibles baratos, por lo que se instalan a bocamina, etc.

Las segundas utilizan combustibles más nobles, tales como carbones industriales y aceites pesados. Están instalados cerca de centros importantes de consumo, que no pueden disponer en abundancia de energía hidráulica.

Las grandes centrales térmicas utilizan, casi exclusivamente, turbinas de vapor. También poseen varios turbo alternadores, de igual potencia, cada uno de los cuales constituye una unidad capaz de funcionar con autonomía completa. Solo se recurre a las turbinas de gas como aparatos motores en las centrales móviles suplementarias o auxiliares. Estas ocupan un espacio relativamente pequeño y su peso, por unidad de potencia, es muy reducido.

Centrales de vaporEn la figura podemos apreciar un esquema que muestra los

componentes característicos de una central con turbina a vapor. El combustible y el aire ingresan (2 y 3) al generador de vapor o como le dicen vulgarmente, caldera (1), produciendo el vapor a temperatura y presión adecuadas. El vapor se lleva a la turbina (6) en donde se expande y al hacerlo, entrega su energía en forma de movimiento rotativo en su eje, el que a su vez, impulsa al alternador (16) o generador asincrónico, que produce la red trifásica que el transformador (17) adapta para la red o la línea de transmisión. El vapor, una vez que entrego su energía en la parte rotante sale a baja presión y temperatura e ingresa en el condensador (12), en donde se transforma en agua mediante el enfriamiento que le produce el agua de refrigeración proveniente de una fuente adecuada. Una vez salida el agua del condensador, una bomba de extracción (13) y otra de alimentación (13) la ingresan a la caldera, para reiniciar el ciclo. Como este ciclo termodinámico no puede ser perfecto y hay pérdidas (de vapor y de agua) que es necesario reponer, la instalación está provista del sistema de agua de reposición, con un tanque de agua cruda (7), su depurador (8) y su desgasificador (9).

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

agua al ingresar a la caldera para vaporizarse. Este ciclo termodinámico es muy sencillo y los que se emplean tienen más elementos, pero conservan los mismos lineamientos.

Como se tratan de instalaciones que tardan alrededor de 12 hs. para su puesta en marcha, funcionan como centrales de base (más de 6000 hs. al año), en las instalaciones modernas se puede llegar un rendimiento del 45% que va disminuyendo a un 28% cerca del final de su vida útil (aprox. 30 años).

Su regulación es muy difícil y lenta a partir del 40% de su potencia nominal.

En todos los casos el generador es de 2 polos y en el eje tiene un grupo excitador que está compuesto por dos ó más alternadores con un puente de diodos giratorios.

La inversión inicial para combustible líquido – gaseoso es de aproximadamente 1000 U$S/Kw, y para carbón aproximadamente 1300 U$S/Kw.

El costo de la energía es de aproximadamente 0,005 U$S/Kwh, llegando a alcanzar un rendimiento del 40% para presiones de 160 Kg./cm2 y temperaturas de 540ºC.

Como desventaja pueden citarse elevados tiempos de arranque que van de las 20 a las 30 horas.

El período de amortización llega a los 30 años, tiempo tras el cual los gastos de mantenimiento la hacen antieconómica. El tiempo de construcción llega a un total de 6 años.

Fórmula de funcionamiento:

η=860 / C

C: consumo del ciclo térmico (Kcal/Kwh)

A titulo de ejemplo, suministraremos a continuación algunos datos característicos de la unidad N° 7 de la central “Costanera” de la ya extinguida empresa SEGBA, que es una de las máquinas de mayor potencia a vapor, de Argentina.

Caldera:

capacidad nominal 1000 ton/h presión de diseño 280 Kg/cm2 presión de salida del sobrecalentador 258 Kg/cm2 quemadores 24

Turbina:

potencia 310 Mw velocidad 3000 r.p.m. temperatura del vapor vivo 540 °C Presión del vapor recalentado 40 Kg. /cm2

Generador:

tensión nominal entre fases 20 Kv. K 5% velocidad 3000 r.p.m. potencia aparente nominal 364700 kva a 50 Hz intensidad nominal 10527 A K 5 %

Regulación de tensión:

electrónico automático

Centrales nuclearesLa energía liberada en las reacciones de fisión nuclear se aprovecha

en la generación eléctrica.

La fisión completa de 1 gramo de uranio 235 entrega una cantidad de energía tal que, si pudiese ser convertida totalmente en electricidad, mantendría encendidas durante 1 hora a 300000 lámparas de 75 watt cada una. Esta energía proviene de la desaparición de 0,9 miligramos de materia.

La producción de energía eléctrica en una central nuclear se realiza en forma similar a la de las centrales térmicas convencionales, calentando agua y transformándola en vapor.

Se diferencian en que la fuente de calor es un reactor nuclear en lugar del quemador de una caldera.

El reactor es una instalación en donde se producen reacciones en forma de calor se emplea para producir vapor, que mueve a la turbina acoplada al generador de electricidad de la misma forma que la rueda de la bicicleta mueve la dínamo que alimenta eléctricamente el farol.

Su puesta en marcha es de 5 a 7 días y su regulación es muy lenta a partir del

50% de su potencia nominal. Estas centrales se ocupan del consumo de base.

Existe gran variedad de sistemas de control modeladores y refrigeradores, pero en cuanto al combustible se divide en dos, uno es el uranio enriquecido, en el que puede utilizarse agua común para su refrigeración, por lo tanto se puede producir vapor en forma directa para el accionar de las turbinas.

El segundo combustible es el uranio natural en el que debe utilizarse agua pesada para su refrigeración y moderación de la emisión de los neutrones. Se establece un circuito intermedio que calienta agua común para el vapor que acciona las turbinas.

Existe una gran variedad de reactores nucleares. Algunos emplean como combustible nuclear uranio natural y otros uranio enriquecido.

Como existe riesgo de emisiones radioactivas; el conjunto, reactor, bombas de refrigeración, generadores de vapor, equipos de control y seguridad, deben estar contenidos en un edificio esférico o cilíndrico de hormigón armado y acero a prueba de presiones.

La composición del uranio es la siguiente,

uranio 234....... 0,005% uranio 235....... 0,720% uranio 238...... 99,275%

El uranio 235 se fisiona fácilmente con neutrones térmicos, cuyas velocidades son del orden de los 2000 millones de metros por segundo.

El uranio 238 prácticamente no se fisiona con neutrones térmicos y sí lo hace con los neutrones rápidos, aunque con un rendimiento muy bajo.

En la mayor parte de los reactores nucleares, las reacciones de fisión son producidas por neutrones térmicos. Los neutrones producidos en la fisión son rápidos y para transformarlos en térmicos se los hace chocar contra núcleos de átomos de hidrógeno 1, hidrógeno 2 o carbono, presente en el agua ordinaria, agua pesada o grafito.

A las sustancias que se emplean para transformar a los neutrones rápidos en térmicos se los denomina moderadores.

El agua común es un excelente moderador, ya que los núcleos de los átomos del hidrógeno 1 que contiene, son los que poseen mayor eficiencia para reducir la velocidad de los neutrones térmicos. El inconveniente del agua como moderador se origina en la facilidad con que el núcleo del átomo de hidrógeno 1 captura a un neutrón térmico y se transforma en hidrógeno 2, con emisión de radiación gamma.

Un espesor de 1 metro de agua absorbe prácticamente el 50% de los neutrones térmicos incidentes.

Si se emplea como combustible nuclear uranio natural, que posee un bajo contenido de uranio 235, y como moderador agua común, la cantidad de neutrones disponibles para producir fisiones se ve reducida porque son absorbidos por los núcleos de los átomos de hidrógeno 1 y por los de uranio 238. El uranio 238 se transforma en neptunio 239, el cuál por emisión de una radiación beta negativa se convierte en plutonio 239.

Por esta razón el agua común no es adecuada como moderador en los reactores nucleares que utilizan uranio natural como combustible. En este tipo de reactores se emplea como moderador agua pesada. La molécula de agua pesada contiene un átomo de oxígeno y dos átomos de hidrógeno 2. El hidrógeno 2 contenido en el agua pesada prácticamente no absorbe neutrones térmicos.

Existen reactores, denominados reproductores, que están destinados a producir plutonio a partir del uranio 238, que luego es empleado como combustible en reactores de centrales nucleares.

Sometiendo al uranio natural a una serie de tratamientos, al conjunto de los cuales se denomina enriquecimiento, se logra aumentar el porcentaje de uranio 235. El uranio así obtenido se denomina enriquecido.

El uranio enriquecido que se emplea en los reactores nucleares de potencia (las que poseen las centrales nucleoeléctricas) contiene entre un 2 y un 4% de uranio 235.

El ciclo del combustible nuclear

En la generación nucleoeléctrica, el ciclo del combustible es un conjunto de etapas que comienza con la exploración y extracción de los minerales de uranio.

Los fragmentos de rocas que contienen los minerales de uranio, se lo somete a molienda. Luego son tratados con ciertos reactivos químicos con el fin de disolver la mayor parte de ese elemento. A este proceso se lo denomina lixiviación.

Como resultado del mismo se obtiene una solución y un residuo sólido. La solución contiene disuelta en su mayor parte uranio, junto con otras impurezas, muchas de las cuales son producto de su decaimiento. Con el fin de separar al uranio de sus impurezas, se somete la solución a una serie de tratamientos que incluye la extracción con disolventes específicos del uranio y con resinas de intercambio iónico.

El producto final es una solución que contiene uranio con un bajo contenido de impurezas. A ésta solución se la trata en caliente con amoníaco y el uranio se separa en forma de diuranato de amonio, que es un sólido amarillo, poco soluble en agua.

Para fabricar el combustible nuclear que contiene uranio natural se somete al diuranato de amonio a una serie de tratamientos que dan como producto dióxido de uranio libre de elementos que poseen gran capacidad de absorción de neutrones. Se dice que este producto es de calidad nuclear. Estos elementos, aún en pequeñas proporciones, disminuye el número de neutrones disponibles en un reactor para producir fisiones nucleares.

El dióxido de uranio natural ingresa luego a la fábrica de elementos combustibles en forma de polvo. Por compactación en una prensa se obtiene en forma de pastillas, que luego son sometidas a un tratamiento térmico en un horno a unos 1750 grados Celcius en una atmósfera de hidrógeno.

Después del tratamiento las pastillas son pulidas y finalmente introducidas en vainas construidas en una solución (elemento químico que absorbe muy poco a los neutrones). La vaina recibe el nombre de elemento combustible, los cuales se agrupan en manojos y se los remiten a las centrales nucleares. Cada manojo de elemento combustible permanece un cierto tiempo en el reactor, después es reemplazado por otro nuevo.

Gestión de residuos radiactivos

Los productos de fisión provenientes del reprocesamiento de los elementos combustibles se gestionan como residuos radiactivos de alta actividad. Uno de los procedimientos que se emplea para tal fin es la vitrificación. En la misma se incorporan a los productos de fisión, en forma de óxidos, a una matriz formada por un vidrio del tipo borosilicato. El vidrio borosilicato, que lleva incluido los productos de fisión, posee una elevada resistencia al ataque del agua o lixiviación. Esta característica garantiza el aislamiento de los radionucleidos por tiempos muy prolongados.

Los residuos radiactivos se clasifican teniendo en cuenta a sus actividades y a los períodos de semidesintegración de los nucleidos que contienen.

De acuerdo con esto se dividen en residuos de baja, media y alta actividad y también de períodos de semidesintegración corto y largo.

El acondicionamiento de los residuos radiactivos es el conjunto de tratamientos a que se los somete antes de ser dispuestos en un repositorio. Incluye compactación o

incineración si se trata de un residuo sólido, concentración por evaporación o precipitación de los residuos líquidos, etc. y finalmente inmovilización en una matriz sólida formada por asfalto, cemento o de vidrio.

En el año 1964 la comisión nacional de energía atómica inició el estudio de factibilidad para la que sería la primera central nuclear argentina y de Latinoamérica para generar energía eléctrica: Atucha 1

Atucha 1

Esta central utiliza uranio natural como combustible y agua pesada como moderador y refrigerante.

Tiene una potencia eléctrica de 346 MW, y desde junio de 1974 entrega al sistema interconectado nacional la energía eléctrica que produce, habiendo superado ya las 140000 horas de operación.

La participación nacional en su construcción alcanzó al 40% del total del proyecto y al 80% en las obras civiles.

Embalse

La central nuclear Embalse – la segunda en operación -, esta ubicada en la localidad del mismo nombre en la provincia de Córdoba. Tiene una potencia eléctrica neta de 600 MW, fue puesta en operación en 1983 y entrega al Sistema Interconectado Nacional la energía eléctrica que produce.

La participación de la industria nacional alcanzó en esta central al 50% del total del proyecto y al 100% de las obras civiles.

Turbo gasSon grupos compactos, sencillos y fáciles de transportar de pequeña

y media potencia entre 5 y 100 Mw.

En un compresor se inyecta gas o combustible líquido finamente pulverizado y 16 partes de oxígeno. La mezcla es comprimida y al salir estalla en la cámara de combustión, donde impulsa la turbina que produce la energía útil; los gases de escape se pueden utilizar para calentar el agua de retorno de un turbo vapor en las centrales de ciclo combinado o para potabilizar agua en centrales de lugares desérticos o para sistemas de calefacción.

Los de mejor rendimiento alcanzan velocidades superiores a las 6000 r.p.m. por lo que deben usar un reductor de velocidades a 3000 r.p.m., velocidad máxima de un alternador de 50 Hz. Su rápida puesta en marcha (menos de 5 minutos) y su gran regulación (a partir del 10% de su potencia nominal) lo hace ideal como central de emergencia; pero su bajo rendimiento (menos del 20%) limita su funcionamiento a menos de 4 hs. por día en el sistema interconectado.

Al instalarse en contenedores o vagones con ruedas lo hace fácilmente transportable y rápidamente instalable ya que sólo hay que conectar la cañería de combustible y la línea de media tensión, al no precisar agua es el único apto para lugares desérticos o muy alejados.

Unos datos característicos de este modelo de centrales serían los siguientes:

velocidad de rotación 4700 r.p.m.relación de compresión 6potencia mecánica en el eje 20000 CVrendimiento global del turbomotor 24.8 %consumo específico de combustible en el turbomotor 2250 Kcal/CVh rendimiento del reductor de velocidad 98 %

Turbo dieselSon centrales que se utilizan en un rango de potencia reducida.

El enfriamiento del aceite se hace por medio de agua a través de un intercambiador de calor y sus bombas de circulación.

El circuito del escape se utiliza para generar vapor de baja presión en una caldera de recuperación, para usos secundarios.

En la figura vemos el esquema de principio de una central con motor diesel y se enseña la disposición de los componentes fundamentales.

La refrigeración principal se efectúa por medio de una torre de enfriamiento y el combustible tiene un tanque semanal (o mensual) y uno diario.

El aire de admisión pasa por un filtro, y el arranque es posible por medio de un sistema de aire comprimido.

Puede notarse que la instalación requiere una serie de implemento que constituyen lo que se denomina servicios auxiliares.

La disposición física de los diversos componentes se puede ver en la siguiente figura, en un corte de la central. Allí se puede ver también la fundación del motor y alternador. El motor es sobrealimentado por medio de un turbosoplante, que se encarga de mejorar el rendimiento.

Algunos datos característicos de este tipo de centrales serían:

Potencia en el eje del motor 2400 CVVelocidad 500 r.p.m.Generador eléctrico 2065 KVA ; 1650 KW 13200 VNúmero de cilíndros 12Velocidad media cilindros 7.5 m/sPeso total 31,3 tnConsumo específico de diesel-oil 216 gr./kw/hConsumo específico de aceite 1.26 gr./CVh

Centrales eólicasEl aprovechamiento de la energía del viento es antiguo pero en los

últimos años se ha desarrollado mucho, aprovechando los progresos en aerodinámica y electrónica de los reguladores. En general, las provincias Argentinas de la región patagónica cuentan con vientos importantes y constantes, por lo que son muy promisorios para la implantación de granjas eólicas, que son grupos grandes de generadores reunidos en un área favorable.

Las estimaciones de los investigadores dicen que debajo del paralelo 42 se podría disponer de una potencia del orden de 1 Mw por Km.2, cifra muy significativa, si se tiene lo dilatado de la región.

Las turbinas eólicas se basan en la acción del viento sobre palas. El viento produce dos efectos: arrastre y sustentación. Hay turbinas que actúan por uno u otro efecto o por una combinación de ambos.

Varios son los tipos de turbinas eólicas:

Uno de los problemas que presentan estos generadores es su inconstancia de la velocidad, lo que repercute en la frecuencia de tensión generada. Sin embargo, se han desarrollado equipos de naturaleza electrónica, que permiten varias formas de control de este parámetro.

Problemas locales al conectar grandes parques eólicos a la red

Cuándo turbinas eólicas o parques eólicos son conectados a la red eléctrica local, hay ciertas consideraciones a tener en cuenta en relación con el control local de voltaje y al funcionamiento del sistema durante desórdenes en el mismo.

Normalmente, los parques eólicos están conectados a la red MV (voltaje medio). La figura muestra una conexión típica de un parque eólico de 5,2 MW compuesto por trece turbinas eólicas de 400 kW cada una.

Todas las turbinas están equipadas con generadores asincrónicos (inducción), que son muy robustos. El uso de estos generadores significa que no hay problemas de estabilidad sincrónica (estabilidad transitoria) ya que este problema se limita a los generadores sincrónicos.

Los generadores asincrónicos -como los motores- normalmente deben ser conectados a una red común que pueda suministrarle la corriente de magnetización al generador (potencia reactiva).

Cambios en los niveles de tensión estacionario

La siguiente figura nos muestra la necesidad de potencia reactiva dependiendo de la potencia activa producida. Los cambios en la absorción de potencia reactiva en los generadores con el viento, van a producir cambios en los voltajes locales y por lo tanto cambiará la potencia activa generada. Además, se debe distinguir entre parques eólicos con alimentador MV propio y parques eólicos conectados a alimentadores MV públicos.

Parques eólicos con alimentador MV propio

Que un parque eólico tenga su propio alimentador MV significa que la tensión será mayor en el sitio del parque eólico que en la subestación HV/MV, si el flujo de energía es en dirección hacia la subestación y no en dirección apartándose de la subestación.

Esta figura representa un ejemplo del voltaje en la turbina eólica y en el punto común de conexión (barra colectora de 10 kV).

P y Q tienen direcciones opuestas, lo que significa que la pérdida de voltaje es en parte compensada, dependiendo de la relación X/R (impedancia) del alimentador. Una relación X/R alta para líneas aéreas reduce la pérdida de voltaje más que para cables, es lo contrario para cargas. La pérdida de voltaje sin carga es debida a la absorción de potencia reactiva en los generadores sin carga.

El alimentador conectado al parque eólico debe tener una capacidad tal, de que pueda transportar la energía producida por el parque eólico. El nivel de voltaje puede ser ajustado eligiendo una relación de transformación apropiada para los transformadores entre el alimentador MV y las turbinas eólicas. No es un problema mantener las variaciones de voltaje entre límites admisibles.

Parques eólicos conectados a alimentadores públicos MV

Si un parque eólico o un grupo de turbinas eólicas son conectadas a un alimentador MV público, entonces las turbinas eólicas harán elevar el nivel de voltaje en el alimentador MV y consecuentemente en las redes LV abastecidas por el alimentador. Es inocuo cuando el alimentador está con alta carga. No obstante a baja carga el voltaje puede ser mayor en este caso sin las turbinas eólicas y existiría un riesgo de sobrevoltaje, esto puede verse en la figura sig.

A fin de mantener el voltaje suministrado a los consumidores dentro de los rangos contractuales, hay un límite aceptable de aumento de voltaje. Este límite dependerá mucho de la red actual y de la filosofía de service. Las empresas en Dinamarca, en sus planificaciones, han tenido hasta ahora un límite de aumento de voltaje del 1 % en los alimentadores MV.

Ello significa que el volumen de energía eólica producido por turbinas eólicas conectadas a un típico alimentador MV danés deberá ser limitado.

Si más turbinas eólicas deben ser conectadas, podrá ser necesario reforzar el alimentador MV. Ello puede más que duplicar la producción eólica admisible.

Refuerzos como estos limitarán le elevación del voltaje a baja carga causado por las turbinas eólicas. A alta carga, el refuerzo reducirá la pérdida de voltaje en el alimentador MV causada de voltaje para prevenir disponibilidad futura, una solución más simple podrá ser conectar las turbinas eólicas próximo a una subestación HV/MV por medio de una larga línea de enlace en vez de retirar refuerzos.

Control de derivación en transformadores de subestaciones HM / MV

Los transformadores HV / MV están equipados con un regulador de voltaje. El regulador ajusta automáticamente la posición del cambiador de derivación cuando el voltaje medido se desvía mucho del voltaje establecido. También es el caso cuando las desviaciones son causadas por turbinas eólicas.

Si el viento es más o menos turbulento, la potencia activa producida y la potencia reactiva consumida por la turbina eólica será fluctuante. Con un mayor nivel relativo de energía eólica en ciertas áreas, uno debe temer que el número de cambios de derivación pueda elevarse a un nivel inaceptable.

Datos de viento son usados en un modelo computado por medio del cual las fluctuaciones de potencia en un parque eólico especifico pueden ser simulados con valores minuto a minuto. Los cálculos indican que loa cambios derivación se elevarán

solo ligeramente, aún cuando la altura del nivel de la energía eólica es el máximo posible, es decir, igual que la capacidad de el/los transformadores HM / MV.

Ello ha sido corroborado por mediciones donde la potencia en activa y reactiva medida es alimentada al computador que simula el control de derivación. También debe mencionarse que incrementos no significativos en el número de cambios de derivación han sido observados en una subestación HV /MV con 5 MW de energía eólica y una demanda máxima de 3,5 Mw conectada del lado del MV.

En áreas rurales con baja densidad de carga, los reguladores de voltaje pueden usarse de compensadores de corriente. La corriente por la subestación HV/MV es medida y utilizada para calcular una pérdida simulada de voltaje que es sustraída del voltaje medido. Por este camino, regulador de voltaje forzará al voltaje de la barra colectora MV a elevarse cuando la carga se incremente y de ese modo desbalancea una parte de la pérdida de voltaje en los alimentadores MV.

Si el nivel relativo de la energía eólica en una red MV es alto, las turbinas eólicas pueden influenciar al regulador de voltaje por un camino no deseado, específicamente si están conectados en uno o en pocos alimentadores de salida. La razón es que las turbinas eólicas pueden sustituir parte de le energía tomada normalmente de la red HV, por lo tanto la corriente que pasa por la subestación HV / MV disminuirá. El regulador de voltaje por ello bajará el voltaje, porque es tonto pensar que la carga de la red se ha reducido, que no es el caso.

Si un parque eólico tiene su propio alimentador MV, es posible evitar estos problemas substrayendo la corriente medida en el alimentador de la corriente utilizada por el regulador de voltaje.

Fluctuaciones de tensiónLa potencia producida por una turbina eólica no es constante, especialmente no lo es si el viento está por debajo de la potencia nominal. Uno podría temer que las correspondientes fluctuaciones de voltaje podrían conducir a oscilaciones molestas. Ello no ha sido el caso en Dinamarca por dos razones:

Primero el incremento estacionario de voltaje es del 1%, que quiere decir que la amplitud de las fluctuaciones de voltaje se hacen pequeñas.

Segundo, cuando más turbinas eólicas trabajan al mismo tiempo, las fluctuaciones de potencia entre las turbinas de viento individuales se nivelarán ya que solo hay una escasa relación entre las turbulencias en las velocidades del viento. Ello se ilustra en la figura, que muestra la correlación entre velocidades de viento medidas al mismo tiempo en antenas meteorológicas ubicadas entre 0,1 y 1,4 Km especialmente considerando los cambios fijos (t < 1 min.), que pueden verse oscilando, la correlación es muy pequeña.

La experiencia danesa demuestra que las fluctuaciones de tensión debidas a la turbulencia del viento en la práctica no son un problema.

Corrientes activantes

Oscilaciones molestas por supuesto pueden resultar por caídas de voltaje causadas por corrientes activantes cuando se conecta la turbina eólica a la red.

Las primeras turbinas eólicas puestas en servicio en Dinamarca estaban directamente conectadas a la red cuando el generador inductivo alcanzaba la velocidad sincrónica. La corriente activante para formar el campo en el generador era de 5 – 8 veces la corriente nominal del generador. En estas conexiones automáticas puede a veces y con bastante frecuencia tener lugar, por ejemplo varias decenas de veces por hora, que ocurran fluctuaciones de voltaje inaceptables.

Para superar este problema, las turbinas eólicas están equipadas con un “encendido suave” electrónico. Este equipamiento eleva gradualmente el voltaje en los terminales del generador, y por ese camino limita la amplitud de la corriente activante a valores aceptables. En cada equipo, el voltaje se incrementaba durante un período de tiempo fijo. No obstante, si el período de tiempo era fijado muy corto, entonces habría sobrevelocidad en la turbina eólica antes del corte del interruptor.

En los equipamientos nuevos, una función limitadora de corriente es incorporada. El generador puede entonces ser conectado a la red antes de que la velocidad sincrónica sea alcanzada. Además, el equipo limita la corriente si el generador es usado como motor para el arranque de una turbina eólica que no está girando.

Es de esta manera posible reducir la corriente activante al mismo nivel que la corriente nominal del generador.

Esto significa que la corriente activante generalmente no es un problema. Cuando una cantidad importante de turbinas eólicas son instaladas, el arranque suave no es necesario

para limitar las caídas de voltaje, cuando la potencia de cortocircuito en el punto de conexión es bastante alta para limitar el incremento de voltaje estacionario.

Funcionamiento durante cortocircuitos

En caso de falla de las tres fases en la red, los generadores asincrónicos solo alimentarán con corriente a la red en 2 – 3 períodos.

Normalmente esto no es un problema, pero podría ser suficiente para activar el contacto de arranque en el relé de sobrecorriente que protege al alimentador. Si el contacto de arranque, al mismo tiempo que los contactos en los relé de sobrecorriente en el otro alimentador MV de la salida de la subestación HV/MV, es usado como protección de barra colectora, las turbinas eólicas pueden normalmente significar una demora insignificante en la disipación de la falla en la barra colectora.

Si el parque eólico es conectado a un alimentador público MV con corte automático, ello no requerirá flujo de corriente suficiente extenso para hacer fallar el corte automático. La corriente activante después del corte o luego de la disipación de una falla en otro alimentador, no obstante, tiene una duración suficientemente larga para hacer caer la protección del alimentador, si se utilizan relé momentáneos. Ello presupone que la corriente nominal del parque eólico es más del 15% de la fija del relé. Una típica fijación de relé es a 480 A, lo que significa que una caída no necesaria puede ocurrir, si el parque tiene una potencia nominal de proximidades 1 – 1,5 MVA a 10 KV.

Para evitar esta situación, las turbinas eólicas deberán separarse de la red, cuando el voltaje cae significativamente debido a cortocircuitos cercanos, antes de que la red sea reenergizada.

En caso de falla de 2 fases en la red MV, una corriente de aproximadamente el triple de la corriente nominal de parque eólico será alimentada en la fase que no ha fallado del parque eólico. Como esta corriente va a fluir mientras persista la falla, ello podría conducir a una caída no necesaria del alimentador del parque eólico en caso de falla de algún otro alimentador de salida de la subestación HV/MV. Ello depende naturalmente del tamaño del parque eólico y de la selectividad entre los relé de sobrecorriente. El problema puede superarse utilizando un relé direccional de sobre intensidad de corriente el alimentador hacia el parque eólico, o utilizando relé de bajo en las turbinas eólicas.

Sistema de protección

Turbinas eólicas que utilizan generadores de inducción necesitan potencia reactiva. Es preferible que la potencia reactiva es producida en las turbinas eólicas individuales. De común acuerdo, los distribuidores en Dinamarca exigen que las turbinas eólicas estén equipadas con un capacitor, que se conecta o se desconecta simultáneamente con el generador.

Ha habido ciertas dudas en cuanto a que si turbinas eólicas equipadas con capacitores podrían energizar una sección de alimentador aislada o no. Ello no ha sido observado en la practica y es improbable que ocurra. Si el voltaje y la frecuencia se supone que están entre limites normales, debe existir un balance entre la producción y el consumo de

potencia activa como así también de la potencia reactiva, pero ello es solo posible por escasos segundos a causa del inconstante viento.

Un problema más serio es el riesgo de sobrevoltajes generados por turbinas eólicas aisladas, antes de que se desconecten. Sobrevoltajes pueden ocurrir si al carga es menor que la potencia producida por las turbinas eólicas. En esa situación las turbinas eólicas se acelerarán y la frecuencia se elevará. El efecto de ello será que los generadores necesitarán menos potencia reactiva para recibir la excitación y los capacitores incrementarán la producción de potencia reactiva. Si la frecuencia continua elevándose, el generador se sobreexcitará y tendrán lugar los sobrevoltajes.

Sobrevoltajes dañinos pueden evitarse eligiendo un moderado grado de compensación y una desconexión fija de la red cuando el voltaje o la frecuencia están fuera de limites normales. En orden de encontrar valores de guía con períodos de demora aceptables, se han realizado test en campaña con una turbina eólica de 90 Kw, la cual estaba aislada con capacitor variable y una resistencia de carga variable. La misma turbina eólica ha sido modelada por un programa computado. Las figuras muestran algunos resultados

Voltaje del generador cuando una turbina eólica es aislada y sin al carga de la fuente. Un capacitor igual al consumo de potencia reactiva sin carga del generador es conectado a la turbina eólica.

Existió una razonablemente buena concordancia entre las simulaciones y las mediciones.

Esto significa que fallas en la red o trabajos de mantenimiento pueden motivar que las turbinas eólicas alimenten mejor en líneas largas y poco fuertes. Ello puede conducir a sobrevoltajes en las redes LV, si las turbinas eólicas no son desconectadas por relé de protección.

El voltaje del generador cuando una turbina eólica es aislada y sin carga de la fuente. Un capacitor igual al 150% del consumo de potencia reactiva sin carga del generador es conectado a la turbina eólica

Por ello, en caso de voltajes y frecuencias anormales, deberán desconectarse las turbinas eólicas de la red. La tabla muestra un ejemplo de las exigencias del sistema de protección para la desconexión de turbinas eólicas en la red danesa.

U<Un + 10% T>10 s

U >Un + 10%U >Un + 6%

t>500mst>60 s

F<47 HzF>53 Hz

t> 0,3 st>0,3 s

Ejemplo de exigencia de sistemas de protección para desconexión de turbinas eólicas

Otra conclusión es que las turbinas eólicas individuales no deberán ser compensadas en potencia reactiva en más que la absorción de potencia reactiva en operación ociosa (sin carga) para reducir sobrevoltajes en caso de desconexión de la turbina eólica de la red.

La figura siguiente muestra un esquema de un parque eólico equipado con condensadores para compensación de potencia reactiva en las turbinas eólicas individuales, con arranque suave y con sistema de protección.

Ejemplo de conexión de un parque eólico de 4,8 MW (12 x 400 KW) a la red MV. La planta esta equipada con condensadores para compensar la absorción de potencia reactiva de los generadores en operación ociosa. El equipamiento de arranque suave y el sistema de protección son también mostrados.

Ubicación óptima de turbinas eólicas dentro de un parque

Central Eólica CERRO ARENALES

Titular de la Central: PECORSA, formada entre:

Cooperativa Eléctrica de Comodoro Rivadavia MICON Argentina IFU (Fondo de Industrialización para los países en vías de Desarrollo) de

Dinamarca

Lugar: Cerro Arenales, Comodoro Rivadavia, Provincia del Chubut Latitud: 45 47 Longitud: 67 28 Altura sobre el nivel del mar: 400 metros Velocidad media a la altura del rotor: 11 m/s Densidad media del aire: 1.178 kg./m3 Potencia instalada: 500 kW Aerogeneradores tipo: MICON M530 - 250 kW Número de aerogeneradores: 2 Diámetro de pala: 26 metros Altura del rotor: 30 metros Fecha de instalación: 19 de Enero de 1994

Producción mensual

Meses Produc. kWh Fact. Capac. % Prod Acumul.

Enero 98886 63,39 98886

Febrero 159462 47,46 258348

Marzo 95874 25,77 354222

Abril 175374 48,72 529596

Mayo 176004 47,31 705600

Junio 135900 37,35 841500

Julio 140370 37,73 981870

Agosto 173034 46,51 1154904

Septiembre 217320 60,37 137224

Octubre 124806 33,55 1497030

Noviembre 146568 40,71 1643598

Diciembre 188760 50,74 1832358

Central Eólica CERRO CALIFORNIA

Titular de la Central: COPELCO Lugar: Cerro California, Cutral Có, Provincia de Neuquén Latitud: 38 56 Longitud: 69 15 Altura sobre el nivel del mar: 620 metros Velocidad media a la altura del rotor: 7,2 m/s Densidad media del aire: 1.146 kg/m3 Potencia instalada: 400 kW Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400/100 kW Número de aerogeneradores: 1 Diámetro de pala: 31 metros Altura del rotor: 36 metros Fecha de instalación: 20 de Octubre de 1994

Producción mensual

Meses Produc. kWh Fact. Capac. % Prod Acumul.

Octubre 37018 35,05 37018

Noviembre 85087 29,54 122105

Diciembre 100339 23,72 222444

Enero 80121 26,92 302565

Febrero 26272 9,77 328837

Marzo 73441 24,68 402278

Abril 48317 16,78 450595

Mayo 39258 13,19 489853

Junio 78519 27,26 568372

Julio 94078 31,61 662450

El aerogenerador tuvo una escasa producción debido a la caída de un rayo, que al penetrar por la línea, destruyó el transformador.

La ramificación producida por el fenómeno, dejó fuera de servicio a la planta eólica, desde el molino hasta la estación transformadora.

Las consecuencias producidas en la turbina eólica, fueron la destrucción de un flap de aspa, el controlador de la curva de potencia, la inutilización de la llave principal, en cuyos bornes de entrada se produjo un cortocircuito trifásico, la cual actuó protegiendo el sistema de operación y control.

Central Eólica de PUNTA ALTA Titular de la Central: CEPA Lugar: Balneario de Pehuen-Có, Punta Alta, Buenos Aires Latitud: 39 08 Longitud: 61 33 Altura sobre el nivel del mar: 10 metros Velocidad media a la altura del rotor: 7,3 m/s Densidad media del aire: 1.195 kg/m3 Potencia instalada: 400 kW Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400/100 kW Número de aerogeneradores: 1 Diámetro de pala: 30 metros Altura del rotor: 36 metros Fecha de instalación: 17 de Febrero de 1995

Producción mensual.

Meses Produc. kWh Fact. Capac. % Prod Acumul.

Febrero 44870 42,49 44870

Marzo 42446 14,26 87316

Abril 38123 13,24 125449

Mayo 47043 15,81 172492

Junio 94705 32,88 267197

Julio 82262 27,64 349459

Central Eólica de TANDIL Titular de la Central: CRETAL Lugar: Ciudad de Tandil, Provincia de Buenos Aires Latitud: 37 13 Longitud: 63 17 Altura sobre el nivel del mar: 250 metros Velocidad media a la altura del rotor: 6,9 m/s Densidad media del aire: 1.169 kg/m3 Potencia instalada: 800 kW Aerogeneradores tipo: MICON M750 - 400 / 100 kW Número de aerogeneradores: 2 Diámetro de pala: 30 metros Altura del rotor: 36 metros Fecha de instalación: 26 de mayo de 1994

Producción mensual

Meses Produc. kWh Fact. Capac. % Prod Acumul.

Mayo 16907 29,35 16907

Junio 187185 32,5 204092

Julio 164108 27,57 368200

Generador magnetohidrodinámico (MHD)

Sobre un canal de conducción que debe ser aislante térmico y eléctrico, se colocan dos placas de gran espesor, refrigeradas internamente por agua, y perpendicularmente los polos de un electroimán superconductor de inducción mayor a 5 T. Al inyectar gases a alta temperatura mezclados con metal gaseoso se conforma un plasma que al circular a gran velocidad entre los polos genera C.C. de tensión menor a 100 v, pero de corrientes superiores a los 30 KA. Como no tiene piezas móviles es de esperar un alto rendimiento ya que intercalado en el esquema de una central de ciclo combinado elevaría el rendimiento de la central al obtenerse mayores potencias con el mismo combustible. Actualmente el desarrollo trata de mantener el plasma aislado del canal de conducción por medio de otro campo magnético para evitar daños en aquel, ya que esta maquina debería funcionar como central de base, aumentando la potencia instalada en centrales térmicas ya existentes.

Las leyes del movimiento del electrón en el campo magnético, permiten basar la teoría de esta forma de generación. Es el conocido efecto Hall aplicado a un fluído que se lo llama plasma, y está regida por la expresión:

f = e. ( v L B )

donde:

f = fuerza que solicita a un electrón en un campo magnéticoe = carga de un electrónv = velocidad del electrón en el plasmaL = expresión matemática del producto vectorialB = inducción del campo magnético

En la figura se ve la instalación, en donde las referencias permiten conocer los principales componentes de la instalación y la función que cumplen en el ciclo térmico.

Generación química

La llamada pila de combustible, es una disposición que permite convertir directamente en energía eléctrica, la energía química. En la figura podemos interpretar el principio de funcionamiento de la pila.

Un electrodo poroso está en contacto con hidrógeno H2 y otro con oxígeno O2. En el medio hay un electrolitocompuesto por hidróxido potásico KOH, en parte disociado en iones potasio K+ y en iones oxidrilos OH--. Esto permite una corriente de electrones a través del electrolito desde el electrodo de hidrógeno, lo que significa que gran parte del camino - DU de la energía interna se transforme en trabajo eléctrico, en vez de producir calor. La corriente marcada en la carga es la de los electrones, contraria al sentido convencional.

La tensión de una pila de combustible es del orden de 1 Volt, por lo que las mayores dificultades de este tipo de generación se presentan en los casos de potencias y tensiones importantes.

Generación solarLa energía radiante del Sol puede transformarse en forma directa en

energía eléctrica de corriente continua, mediante el uso de captores. A nivel del suelo, la radiación solar puede estimarse en 1000 W/m2. Una parte de esa energía puede captarse por medio de las células fotovoltaicas, que se encargan de convertir los fotones incidentes en electrones libres. Estas células consisten en un monocristal del tipo semiconductor de silicio con impurezas.

La figura nos muestra la conformación de una célula y su circuito eléctrico externo.

Esta célula suele ser un círculo de unos 100 mm de diámetro y en las condiciones de 1000W/m2 de energía total recibida, con un rendimiento de este tipo de dispositivo del orden del 12 al 14 %, pudiendo suministrar una potencia del orden de 1 Watt. Este disco se comporta como un generador elemental de tensión 0,58 Volt a circuito abierto y puede suministrar en condiciones de corto circuito unos 2,3 Ampere.

Estas células se agrupan en serie de 35, formando lo que se denomina paneles solares.

Se pueden encontrar modelos de los siguientes valores:

Potencia (típica + 10%) 42,0 W Corriente típica en carga 2,9 A Tensión típica en carga 14,5 V Corriente de cortocircuito 3,26 A Tensión de circuito abierto 18,0 V

La instalación típica de los paneles solares se debe a un esquema como el siguiente:

El panel solar se acopla a un cargador de baterías, que permite la acumulación de energía. Por eso, se emplea una batería de acumuladores que carga durante las horas de mayor radiación y devuelve durante las horas nocturnas. A la salida se le debe agregar, un convertidor contínua-alterna de tipo electrónico.

Centrales mareomotricesEn los lugares en que los mares manifiestan grandes variaciones de

nivel a lo largo del día, es posible construir aprovechamientos hidroeléctricos.

Si se practica un canal o conducto entre ambas costas, es posible hacer circular el agua en la dirección del desnivel. Interponiendo una presa y una central con turbina tipo

bulbo reversible para aprovechar los dos sentidos de circulación, se obtienen un aprovechamiento.

Los estudios hechos hace tiempo permitieron conocer que es posible la implantación de 50 grupos de una potencia de 12 Mw cada uno.

En este tipo de central, la potencia no puede estar disponible a voluntad, sino en los períodos de desnivel. Por ésta causa, es posible el empleo de éstas centrales acopladas a sistemas interconectados.

Comparación de diferentes tipos de centrales

Central Rango de potencia Inversión U$S/KW

Hidráulica Desde unidades de MW hasta miles de Mw

1000 a 4500

Térmicas a vapor Desde unidades de MW hasta algunos GW

1000 a 1300

Atómicas 500 MW (aprox.) 3000

Turbogas 20 a 100 MW 300

Diesel Desde unidades de KW hasta 4 ó 5 MW

1000

Mareomotrices 200 (aprox.)  

Geotérmicas 400 MW (aprox.)  

Solares Desde unidades de KW hasta 1 MW 50000 a 100000

Eólicas Desde unidades de Kw hasta 1 MW 1000 a 3000

Construcción experimental de tres calentadores de agua solares

Esta es la experiencia de un grupo de alumnos de una escuela en la construcción de tres colectores solares para calentar agua.

Introducción

La transformación directa de la energía solar es bastante antigua. Así como mediante una lupa es posible calentar un papel con la radiación solar hasta hacerlo arder, se pueden usar espejos adecuados para focalizar la radiación solar en recipientes con agua y calentarla. También es posible calentar agua mediante sistemas llamados colectores, es decir, grandes depósitos de agua que se calientan por radiación solar. El agua caliente se puede utilizar para uso doméstico directo, para calefacción o para generación de energía eléctrica.

La radiación solar está constituida por una superposición de ondas electromagnéticas cuya longitud de onda están comprendidas entre 0,25 micras y 4 micras. Cuanto menor es la longitud de onda mayor es la energía asociada a la onda.

Longitud de ondas(micras) % de la energía total recibida

Naturaleza de la radiación

0.25 a 0.4 1 a 3 % Ultravioleta

0.4 a 0.75 40 a 42 % Visible

0.75 a 2.5 55 a 59 % Infrarrojo

Tabla extraída del libro “El calentador solar de agua” de Cabirol, Pelissou y Roux

Los rayos infrarrojos calientan la materia en cuanto entran en contacto con ella, lo mismo que los ultravioletas, pero estos últimos son mucho menos en cantidad.

La cantidad de energía solar que llega a la superficie terrestre en menos de dos semanas, es equivalente a la de todas las reservas conocidas de combustibles fósiles. Se estima que un total de 1,5 x 1015 megawatt por año, aproximadamente 2500 veces la energía generada por el hombre por medio de todas las formas convencionales, evitando los problemas de radiación que ellas provocan.

La energía solar tiene dos desventajas:

1. Es una energía muy difusa, es decir que la cantidad que llega a la Tierra por unidad de tiempo y por unidad de área es muy pequeña, lo que obliga a recogerla y concentrarla.

2. Es intermitente, ya que el Sol está disponible solamente durante el día y frecuentemente es oscurecido por las nubes, lo cual obliga a almacenar su energía para poder disponer de ella en forma continuada.

El calentador solar de agua

Aunque los sistemas investigados tienen grandes diferencias entre sí, todos poseen tres partes fundamentales:

Colector

Capta la energía solar y la transfiere al agua (es la parte más importante).

Acumulador

Allí es donde se deposita el agua caliente, para conservarla con la menor pérdida posible.

Sistema de caños

Poseen la función de transportar el agua fría y el agua caliente a través de los elementos que forman el sistema.

Diferentes tipos de colectores

Los colectores solares se clasifican según el grado de concentración de la energía solar captada.

Índice de concentración = Área de captación del colector / Área de recepción del colector

Se pueden clasificar en colectores planos (índice de concentración igual a 1) y colectores de concentración (índice de concentración mayor que 1)

Colector plano

Consiste en un panel metálico plano que presenta una superficie absorbente de radiaciones solares. Se coloca sobre una estructura protectora (caja de madera o chapa galvanizada). En la parte superior se coloca una lámina de vidrio y por la parte inferior y los laterales se coloca material aislante.

Colector solar plano

Básicamente los colectores planos están formados por:

Cubierta transparente Placa o aletas de metal Tubos Caja Aislante térmico

La cubierta transparente (generalmente vidrio) es la encargada de producir un efecto invernadero dentro del colector, porque permite la entrada de la radiación solar incidente (de onda corta) impidiendo la salida de la energía de la placa al calentarse (de onda larga).

Las placas o aletas de metal generalmente son de una aleación de cobre ya que este material ofrece buena transmisión de calor, durabilidad y de fácil trabajo. Su función es aumentar la superficie de absorción de calor.

Los pequeños tubos es por donde circula el agua mientras se calienta. Suelen estar soldados sobre una placa metálica negra o en su defecto tienen aletas soldadas sobre sus bordes.

La caja es el soporte de todos los demás componentes. Suele ser de chapa galvanizada, ya que este material es económico y resistente a los fenómenos climáticos.

Colectores de concentración

En estos tipos de colectores se utilizan espejos que concentran la radiación solar sobre un foco determinado a través de una línea denominada eje focal, donde se ubica el receptor.

El índice de concentración varía según las características constructivas, puede ir desde 2 hasta 1000 o más.

Estos colectores deben instalarse con sistemas automáticos de seguimiento solar de precisión.

Concentración lineal alcanzan temperaturas de 200ºc a 300ºc

Concentración puntual alcanzan temperaturas de más de 300ºc

En los tres colectores se eligió utilizar el colector solar plano por las siguientes razones:

Su eficiencia es la necesaria para las necesidades Su costo es mucho menor No necesita mantenimiento No utilizan energía extra (como lo hacen los de concentración para seguir el

movimiento del sol). Su construcción es más simple.

Además los colectores planos, aparte de utilizar las radiaciones directas, aprovechan las radiaciones difusas, aumentando su eficiencia en un 10% al 20%. Los colectores de concentración no pueden utilizar las radiaciones difusas porque salen del foco calculado.

Sistema directo e indirecto

Sistema directo

El agua se calienta en el colector y se envía al depósito de almacenamiento. Ésta se ve reemplazada en el colector por agua fría que luego se calienta y así sucesivamente.

Sistema indirecto

El agua caliente procedente del colector puede también circular por un intercambiador de calor en el interior del depósito: al entrar en contacto con el agua fría del depósito cede sus calorías a través de la pared del intercambiador y vuelve a calentarse en el colector.

El sistema empleado en los tres colectores es un sistema directo, puesto que su construcción resulta más sencilla y su costo es menor. Pero se reconoce que un sistema indirecto es más eficiente porque la sustancia que circula por el interior puede ser otra

diferente del agua, con mejores propiedades, como ser mejor captación del calor o incorporar anticongelante para que no se congele el agua que se encuentra dentro de los tubos finos de cobre.

Sistemas de termosifón o por bomba

Sistema de termosifón o pasivo

El principio de este sistema se basa en que al calentarse el agua que se encuentra en el colector, esta adquiere una menor densidad, siendo menos pesada que el agua fría a igual volumen. Así el agua caliente recibe una presión del agua fría, capaz de vencer la resistencia del circuito, y empuja a la primera a volver al colector.

Su única desventaja es que el colector debe encontrarse próximo y por debajo del tanque de almacenamiento (mínimo 40cm).

Sistema por bomba o Activo

Para este sistema se acude a una bomba que hace que el agua circule a través del colector y nuevamente hacia el acumulador.

El sistema elegido fue el termosifón puesto que es menos complicado, es menos costoso, no necesita mantenimiento y no utiliza energía extra para su funcionamiento. Por otra parte tiene la desventaja de que el acumulador está condicionado a colocarse sobre el colector.

Construcción de los colectores

Construcción del primer colector

Para el armado del absorbedor (radiador) se utilizó cobre y una de sus aleaciones: bronce fosforado (81% cobre, 18,5% estaño y 0,5% fósforo), porque posee una gran capacidad de transmisión del calor, además de ser muy fáciles de trabajar.

1) Se procedió al corte y aplanamiento de 6 tubos finos de cobre de un diámetro interior de 5 mm. Quedaron así los tubos finos de cobre de un largo de 50 cm con una abertura de 2,5 mm (lo recomendable es entre 2mm y 4mm). Esta abertura no debe ser ni demasiado estrecha para provocar una resistencia al paso del agua ni demasiado ancha para permitir el aumento del caudal del agua, la cual no podría ser calentada adecuadamente.

2) Luego a los tubos finos de cobre se les soldó a lo largo una placa de bronce fosforado (una de cada lado) para aumentar la superficie de absorción del calor.

Cabe mencionar que la soldadura, en este caso de estaño, debe estar bien hecha para permitir un mejor flujo de calor de las placas hacia el tubo fino de cobre.

3) Los extremos de los tubos finos de cobre se unieron a los dos tubos de cobre colectores. Para lograr esto, primero se debe agujerear, con una mecha, el tubo colector, tantas veces como pequeños tubos existan. Luego se introducen los extremos de los pequeños tubos y se suelda todo alrededor. El tubo inferior es el enlace entre la cañería de agua fría y los pequeños tubos de cobre, mientras que el colector superior es el enlace entre los pequeños tubos de cobre y la cañería de agua caliente.

4) El absorbedor (radiador) quedó de la siguiente manera:

Luego se lo pintó de un tono mate para evitar la reflexión y de negro ya que todos los cuerpos oscuros absorben más calor.

5) Este absorbedor se montó en una caja de madera de 84 cm de ancho, por 84 cm de largo, por 7 cm de altura, la cual en la parte inferior y laterales se encontraba revestida de aislante, en este caso telgopor de 2 cm de espesor.

La caja debe tener los dos orificios necesarios para realizar las conexiones adecuadas a los tubos de polipropileno, como se indica en el esquema:

6) En el siguiente esquema se muestra cómo se debe conectar el conjunto de caños de polipropileno con el colector y el acumulador. Se utilizaron caños de polipropileno porque su uso es muy común en todo tipo de instalaciones de agua. Además están revestidos con un aislante térmico para evitar las pérdidas de calor del agua durante su recorrido.

7) El acumulador del colector experimental tiene una capacidad de 5 litros y está parcialmente aislado con telgopor de 2cm de espesor. La mayoría de las pérdidas de calor se producen aquí, 1ºC cada 8 minutos aproximadamente.

8) Después se coloca una lámina de vidrio sobre la caja de madera para aprovechar el efecto invernadero. Este efecto se produce de la siguiente forma:

El vidrio, como todo cuerpo transparente, tiene la propiedad de dejar pasar las radiaciones de la luz solar y parte de ellas (las radiaciones infrarrojas) quedan atrapadas entre el vidrio y el absorbedor

De esta manera los rayos solares pasan casi en su totalidad a través del vidrio e inciden sobre el absorbedor. Éste aumenta su temperatura y comienza a emitir radiaciones, parte es retenida por el aislante, y otra parte incide sobre el vidrio. Estas son “absorbidas” por este, que llega a temperaturas entre los 30ºC y 50ºC. Al calentarse el vidrio éste también comienza a emitir radiaciones por ambas caras, las radiaciones emitidas por la cara exterior significan pérdidas de calor, pero las radiaciones emitidas por la cara interior vuelven a incidir sobre el absorbente. En el siguiente esquema se muestran las pérdidas del efecto invernadero

Gráfico extraído del libro “El calentador solar de agua” de Cabirol, Pelissou y Roux

9) Por último se coloca un termómetro con tres sensores (LM 35) para medir las temperaturas del agua de entrada, del interior del colector y del agua de salida.

Correcciones

En un principio las 2 uniones entre los caños colectores y los de polipropileno se había realizado introduciendo el de polipropileno dentro del de cobre y sellado con pegamento. Pero luego de un tiempo y a causa de los diferentes coeficientes de dilatación, las uniones se desprendieron. Para solucionarlo se debieron roscar ambos caños.

Varios sensores de temperatura (LM35) se quemaron porque sus patas entraron en cortocircuito debido al incorrecto aislamiento de los mismos.

Construcción del segundo y tercer colector solar

Construcción del segundo colector

El segundo colector construido tiene un tamaño de 1,70 m de ancho 0,80 m de largo y 0,10 m de alto. Tiene una capacidad de 15 litros. El objetivo de su construcción es demostrar que es posible construir colectores para satisfacer mayores demandas de agua. Además este colector no tiene un costo elevado dado que está construido con viejos materiales de un refrigerador.

El radiador de este colector está formado por dos viejos radiadores de heladera. A estos se les cortó en cada una de sus curvas como se muestra en el siguiente gráfico:

Luego se introdujeron los pequeños caños de los radiadores en unos agujeros previamente perforados en los caños colectores, y se los soldó todo a su alrededor

El radiador es colocado en una vieja puerta de heladera, para no solo aprovechar su estructura sino también su aislamiento

Se conectan los caños del radiador con los del acumulador quedando conformado el colector de la siguiente manera:

Construcción del tercer colector

El tercer colector es de una construcción muy sencilla. Tiene una capacidad de un litro. Sus medidas son 50 cm por 50 cm. El objetivo de la construcción de este colector es lograr un pequeño suministro de agua caliente, pero de una forma más rápida. Además, gracias a su fácil manejo, se pudo probar en él gran cantidad de variables de construcción y extraer conclusiones propias sobre que método es mejor.

En un principio este colector se construyó utilizando una caja de madera la cual luego fue reemplazada por una caja hecha íntegramente en chapa. Este cambio no afectó el

rendimiento del colector solamente se mejoró su estructura ya que la chapa no se deteriora tanto con las condiciones climáticas exteriores.

Antes la superficie de absorción de la energía solar estaba dada únicamente por los pequeños caños por donde circula el agua, es decir que no tenían soldadas aletas, ni estaban soldadas a una placa. Su rendimiento no era satisfactorio. Luego se les soldó una plancha de zinc para aumentar la superficie de absorción, quedando los tubos debajo de la placa. Al realizar las pruebas se pudo comprobar que el rendimiento había aumentado notablemente. Mas adelante se dio vuelta el radiador es decir que ahora los tubos estaban sobre la plancha de zinc. Este cambio aumentó el rendimiento en un porcentaje poco significativo. Este aumento se debe a que las radiaciones solares incidían directamente sobre los tubos y no debían atravesar la placa de zinc y las soldaduras.

En este colector a diferencia de los anteriores los caños de circulación del agua se encuentran en su interior. Si bien es una ventaja estructural, puede hacer fallar el sistema de termosifón ya que el efecto invernadero que se produce en el interior del colector puede afectar la diferencia de temperatura necesaria entre el caño que transporta el agua fría de entrada y el radiador.

En este colector también se intentó reemplazar la lámina de vidrio por un plástico flexible similar al utilizado para envolver alimentos. Los resultados no fueron exitosos dado el plástico no pudo hacer correctamente el efecto invernadero. Además su colocación es más difícil dado que debe quedar sin arrugas. Por otro lado el viento y la lluvia son condiciones a las que este material no está preparado para vencer.

La experimentación más asombrosa fue realizarle un vacío al colector. De esta forma el radiador que se encuentra dentro del colector está completamente aislado y su eficiencia aumenta asombrosamente. Para dar un ejemplo el colector sin vacío lograba, en primavera, calentar el agua a 72 ºC en una hora en cambio realizado el vacío podía lograr que el agua llegara a los 70 ºC en solo 20 minutos. El principal inconveniente de realizar un vacio es que se aumenta la presión ejercida sobre el radiador y las soldaduras tienden a fallar si no se encuentran reforzadas.

Otras de las mejoras que se puede realizar es un arenado de la superficie del radiador. De esta manera se evita que la superficie del colector sea lisa y provoque la reflexión de los rayos solares. Esta experiencia no se pudo realizar debido a la falta de elementos necesarios para realizarla.

Al igual que en los casos anteriores el colector fue pintado de un color negro mate y debidamente aislado en su interior. En este caso se utilizó “mexpol”, un aislante fino de plástico con una cubierta delgada de aluminio. El “mexpol” es utilizado para el aislamiento de techos, en nuestro caso cumple una función de aislante y además la capa de aluminio que tiene en su superficie cumple la función de reflejar las radiaciones que atravesaron el absorbedor nuevamente hacia él.

El aislamiento del acumulador se realizó sobre los laterales y parte superior del mismo con telgopor.

Insumos necesariosPara la construcción y prueba de los colectores se necesitaron

diferentes elementos:

Herramientas para la construcción Materiales para la construcción Elementos para la medición

Herramientas Terraja: para roscar los caños de PVC Plegadora: doblar la chapa galvanizada a 90º para hacer la caja Soldadores Guillotina: para cortar la chapa galvanizada Sensitiva: sacar rebarbas y cortar los caños Sierra circular: para cortar las maderas utilizadas en la caja del primer colector Lijadora de banda: para lijar las maderas antes mencionadas Soldadores

Materiales Vidrio Lamina de zinc: utilizada en el tercer colector como placa absorvedora de calor Bronce fosforado: utilizado para las aletas del radiador en el primer colector Telgopor: es el aislante del primer colector Lana de vidrio: es el aislante del segundo colector Mexpol (aislante para techos): aislante del tercer colector Caños de cobre Estaño: para realizar las soldaduras del primer colector

·  Bronce: para realizar las soldaduras del sgundo colector

·  Materiales reciclados de una viejo refrigerador comercial: para extraer del mismo el radiador y la puerta.

Elementos de medición:

Los elementos de medición de temperatura utilizados fueron unicamente dos:

Termómetro digital (sensores LM35) Termómetro de mercurio

Pruebas de los tres colectores soalresEn esta parte del informe se procederá a exponer los resultados

obtenidos de las pruebas realizadas con los tres colectores.

Las mediciones se realizaron en diferentes épocas del año, generalmente abarcando horarios del mediodía donde las radiaciones solares alcanzan su nivel máximo.

En todos los casos se consideraron las siguientes variables para el análisis de los datos:

Temperatura ambiente: este dato permite ubicar al lector en la época del año en que se realizó dicha prueba. Incide principalmente sobre la temperatura del agua del acumulador que en los tres casos no se encuentran debidamente aislados.

Temperatura del agua de entrada: es la temperatura que tiene el agua de red que se coloca en el acumulador para calentarla. Varía según la época del año oscilando su valor entre 10 ºC y 25 ºC

Nubosidad: Es el factor que más afecta en el desempeño del colector, porque absorbe parte de la radiación solar

Hora: es la hora en la cual se realizó una medición Temperatura del agua: es la temperatura que tiene el agua del acumulador a una

hora determinada. La medición se realizó siempre sobre la parte superior del acumulador, porque si se midiera en la parte inferior esta no aumentaría su temperatura hasta que se haya completado un ciclo completo de la circulación del agua.

Ejemplo de una tabla de medición:

Temperatura ambiente (ºC):Temperatura del agua de entrada (ºC):Nubosidad:

Hora Temperatura del agua(ºC)

   

   

   

   

En el informe no se copiará cada una de las tablas realizadas, sino que directamente se analizarán los datos en una serie de gráficos producto de un promedio de las mediciones. Las tablas originales de medición se hallan en la carpeta de campo.

El análisis de los datos ilustrados en las siguientes curvas se estructuran de la siguiente forma: para cada colector se levantarán dos curvas promedio sobre su desempeño, una en época de verano y otra en época de invierno. Debido a que los colectores fueron construidos en diferentes fechas, se aclara en las tabla si los promedios, de verano o invierno, corresponden a 1999, 2000 o un promedio de ambos. Las mediciones se realizaron aproximadamente cada 3 días durante los períodos mencionados anteriormente. Cabe señalar que la hora de inicio de las pruebas se fijó a las 13 horas.

Se debe aclarar que como estos datos son promedios de todos los días abarcados por las pruebas, allí también se encuentran evaluados los días de lluvia o neblina muy densa. Los datos obtenidos en esos días hacen que los promedios (principalmente los de invierno) bajen notablemente. En un día despejado de invierno los colectores alcanzan una temperatura entre 45 ºC / 55 ºC y en un día despejado de verano los colectores alcanzan entre 65 ºC y 75 ºC.

Promedio de las pruebas realizadas en el colector 1

Hora Temperatura del agua de salidaen Verano (2000)

Temperatura del agua de salida en Invierno (1999/2000)

13:10 20 ºC 17 ºC13:20 27 ºC 21 ºC13:30 33 ºC 25 ºC13:40 39 ºC 30 ºC13:50 44 ºC 32 ºC14:00 49 ºC 35 ºC14:30 56 ºC 36 ºC15:00 63 ºC 37 ºC15:30 67 ºC 38 ºC16:00 68 ºC 37 ºC17:00 66 ºC 31 ºC18:00 63 ºC 25 ºC19:00 54 ºC 20 ºC20:00 38 ºC 15 ºC

Promedio de las pruebas realizadas en el colector 2

Hora Temperatura del agua de salida en Verano (2000)

Temperatura del agua de salida en Invierno (2000)

13:10 23 ºC 18 ºC13:20 32 ºC 22 ºC13:30 38 ºC 26 ºC13:40 43 ºC 31 ºC13:50 48 ºC 33 ºC14:00 52 ºC 36 ºC14:30 58 ºC 37 ºC15:00 62 ºC 38 ºC15:30 68 ºC 39 ºC16:00 70 ºC 38 ºC17:00 68 ºC 31 ºC18:00 64 ºC 25 ºC19:00 52 ºC 20 ºC20:00 35 ºC 15 ºC

Promedio de las pruebas realizadas en el colector 3

Hora Temperatura del agua de salida en Verano (2000)

Temperatura del agua de salida en Invierno (2000)

13:10 25 ºC 18 ºC13:20 33 ºC 24 ºC13:30 39 ºC 28 ºC13:40 45 ºC 30 ºC13:50 54 ºC 31 ºC14:00 59 ºC 35 ºC14:30 65 ºC 36 ºC15:00 66 ºC 38 ºC15:30 69 ºC 38 ºC16:00 68 ºC 38 ºC17:00 60 ºC 29 ºC18:00 51 ºC 22 ºC19:00 40 ºC 20 ºC20:00 25 ºC 15 ºC

Montaje de los colectores solaresExisten muchas formas de montaje de los colectores sobre techo

plano, techo inclinado, balcón, jardín, etc. Pero se debe tener en cuenta el incremento de carga originado por el emplazamiento de los paneles y el acumulador (teniendo en cuenta el agua en su interior). Además de las condiciones de sobrecarga como ser el viento, nieve, sismos, etc.

La separación entre los colectores debe ser como se indica en el siguiente esquema:

El ángulo alfa debe ser menor de 20º, para que otro objeto no produzca una sombra sobre él.

Los colectores deben colocarse sobre el techo de manera que no retengan el agua de lluvia.

Posibles formas de montaje de colectores solares

 

Orientación e inclinación de los colectores

Los colectores solares deben tener una orientación e inclinación adecuada para poder recibir los rayos solares en forma perpendicular.

La orientación en el hemisferio sur debe ser siempre hacia el Norte tratando de no desviarse más de 20º.

Las inclinaciones varían según la latitud del lugar y la época del año. Los cálculos para obtener el ángulo de inclinación son los siguientes:

En invierno se le debe sumar a la latitud del lugar 10º

En verano se le debe restar a la latitud del lugar 20º

Si se quisiera dejar fijo durante todo el año se debe multiplicar la latitud del lugar por 0.9

Teniendo en cuenta esto, sí la latitud del lugar es de 38,5º los resultados son los siguientes:

En verano 18,5º En invierno 48,5º Todo el año 34,65º

Conexión de los paneles

Los paneles se pueden conectar entre sí de tres formas: en serie, en paralelo o mixto.

En la conexión en serie el agua atraviesa todos los colectores para realizar un ciclo, adquiriendo mayor temperatura. Los inconvenientes que se presentan son que el agua debe vencer una resistencia mayor para atravesar los circuitos. Además en cada colector la temperatura del agua iría en aumento hasta llegar al último colector donde se producirían muchas pérdidas de calor.

La conexión en paralelo es mucho más efectiva puesto que la resistencia al paso del agua es mucho menor. Incluso si un colector dejara de funcionar los demás no se verían afectados.

ConclusiónLuego de realizar las pruebas y analizarlas se ha llegado a la

conclusión de que la hipótesis ha sido corroborada, porque:

con el primer colector se logró un suministro de agua caliente de 5 litros y en el segundo de 15 litros. En ambos casos la cantidad era suficiente para satisfacer las necesidades planteadas. En el caso del tercer colector la cantidad de agua caliente brindada no era suficiente porque solo es un litro. Pero de todas formas la construcción de este colector solo perseguía fines de experimentación de diferentes materiales.

Además en todos los casos la temperatura del agua superaba los 50 ºC. En verano la superaba ampliamente y en invierno la superaba por 5 ºC o 10 ºC. Se debe aclarar que en los días de lluvia o extremadamente nublados no se lograba la misma temperatura porque las nubes absorben la mayor parte de las radiaciones solares.

Por otra parte los tres colectores no presentan un costo elevado dado que están construidos con materiales en desuso. De esta forma se está realizando un reciclaje de estos elementos.

Una vez elegidas las características del colector que más se adaptan a las necesidades, la construcción del mismo no resulta complicada.

Para construir el colector se necesitaron una serie de herramientas, mencionadas en el desarrollo, que son comunes en la mayoría de los talleres. Además se debieron adquirir los conocimientos mínimos sobre el uso de las mismas, fundamentalmente en las operaciones de soldadura.

Estos sistemas no revisten peligro ya que no utilizan ningún tipo de combustible inflamable, como lo hacen los sistemas convencionales. Tampoco producen algún tipo de contaminación ya que utilizan una energía limpia e inagotable.

Mediante este proyecto se pudo comprobar que los colectores solares tienen una serie de ventajas y desventajas:

Las ventajas de los tres colectores son las siguientes

Buena temperatura del agua de salida Tarda poco tiempo en calentar el agua Los costos son bajos No producen contaminación No consumen ningún tipo de energía no renovable Su montaje es sencillo

Necesitan un mantenimiento mínimo Su construcción no es complicada

Los inconvenientes detectados en los tres colectores construidos son:

El primer inconveniente es propio de la energía solar. El problema es que esta energía es intermitente: no está presente de noche y las variaciones atmosféricas (lluvia, nubes, nieve, neblina) afectan su rendimiento

Como la energía solar no es constante es necesario que los acumuladores se encuentren debidamente aislados para poder proporcionar un suministro constante de agua caliente.

Los tres sistemas están condicionados a que el acumulador se instale por arriba del colector ya que esto es una condición indispensable para el funcionamiento del efecto del termosifón.

Los tres colectores fueron construidos con un sistema abierto por lo cual se encuentran expuestos a la corrosión. Como se explicó anteriormente este defecto puede ser solucionado empleando un sistema indirecto.

También se pudo comprobar que resulta más eficiente calentar grandes volúmenes de agua a temperaturas medias que calentar pequeños volúmenes de agua a altas temperaturas. Esto se debe a que las aislaciones no son 100% perfectas ya que a mayor temperatura del agua aumentará la diferencia térmica entre esta y el medio. Es por ello que se debe utilizar conjuntamente con los sistemas convencionales para que estos últimos eleven la temperatura final del agua a la requerida, sin consumir tanta energía.

Otro inconveniente es la inversión inicial que pocas personas se atreven a realizar. Para ello es necesario brindar la suficiente información para demostrar que la inversión inicial se amortiza a mediano plazo, y luego genera una zona de ahorro que se extiende por el resto de la vida útil de estos sistemas, que va de 15 a 20 años.

Aplicaciones de los colectores solares para calentar agua

Los usos que se les pueden dar a los colectores solares son principalmente estos cuatro:

como sistema complementario en el hogar, para calentar aguas de piscinas, para calefacción, para precalentamiento de agua para usos industriales.

Se debe ser muy claro en que estos sistemas no pretenden reemplazan los métodos tradicionales sino integrarse a ellos, para lograr un ahorro de las energías no renovables y generar así un beneficio ecológico y económico para el usuario.

Calentamiento de agua para uso hogareño (complementado con los sistemas convencionales)

Esquema:

El anterior esquema muestra la forma de implementar un calentador solar de agua intercalado entre el tanque de agua domiciliario y los sistemas más convencionales de calentamiento de la misma (termotanque, calefón)

Cálculos de rendimiento

(Fórmulas y datos extraído del libro “Energía solar” de Quadri Néstor)

Para calcular la superficie de paneles solares a colocar en una vivienda se debe utilizar la siguiente fórmula:

 

Dónde:

Cd: caudal diario de agua a calentar (l/día)

ts: temperatura de salida del agua del tanque (ºC)

te: temperatura de entrada del agua de la red al tanque (ºC)

It: surge de la radiación proyectada, por el sol por metro cuadrado, sobre la superficie inclinada del colector, en función de las horas de asoleamiento y la latitud correspondiente.

n: es el rendimiento del colector que es igual a

te : temperatura del agua de entrada (ºC)

ts: temperatura del agua de salida (ºC)

ta: temperatura del aire exterior

i: intensidad de radiación solar promedio sobre el área del colector (watt/metro cuadrado)

Para resolver el cálculo de la superficie de colectores necesarios se debe tener en cuenta que:

una persona normal consume 50 litros de agua caliente diarios, la temperatura a la cual se desea llegar es normalmente 50 ºC (mejor punto de

equilibrio entre temperatura y rendimiento), la temperatura del agua de entrada oscila entre 10 ºC y 15 ºC Para los cálculos prácticos el valor de n suele estimarse entre 0,5 ºC m²/W o 1 ºC

m²/W

Es conveniente agregar siempre un 20% más de superficie de colector para igualar las pérdidas de calor que se producen en el acumulador y el circuito que transporta el agua.

Calentamiento de agua para piscinas

Aunque realizar un cálculo de este tipo es complicado se puede tener como referencia, que si se colocan tantos metros cuadrados de colector como el 50% de la superficie de la piscina, el agua de la misma incrementaría su temperatura en 8 ºC. Además se debe tener en cuenta que el sol incidirá directamente sobre ella y de noche se podría recubrir para reducir las pérdidas.

Precalentamiento de agua para usos industriales

Mediante una gran cantidad de colectores se puede lograr un precalentamiento de agua para usos industriales. Aunque en la industria se necesitan temperaturas más altas de las que puede brindar el colector, este precalentamiento que se le puede brindar, permitiría ahorrar energías convencionales.

Recordemos que: es más eficiente calentar grandes volúmenes de agua a temperaturas medias que calentar pequeños volúmenes de agua a altas temperaturas.

Calefacción de hogares

Mediante la conexión de la salida del acumulador a una serie de radiadores se puede lograr que el agua caliente circule a través de ellos dentro del hogar. La temperatura necesaria que debe tener el agua oscila entre los 40ºC a 60ºC.