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Centrales eléctricas e hidroeléctricas parte 1 - Monografía



 
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Centrales termoeléctricas. Centrales nucleares. Producción de energía eléctrica. Instalaciones solares y eólicas



I.    INTRODUCCION



Una central eléctrica es, esencialmente, una instalación que emplea en determinada cantidad una fuente de energía primaria para hacer girar (mediante agua, vapor o  gas) las  paletas de una turbina que, a su vez, hace girar una gran bobina en el interior de un campo magnético, generando así electricidad. Este principio es común al funcionamiento de la práctica totalidad de las centrales eléctricas existente en el mundo, salvo el caso de las instalaciones de tipo fotovoltáico.
En 1820  el investigador Oersted, observó que cuando la corriente eléctrica circula por un hilo metálico colocado en la proximidad de una brújula, la aguja de esta última se mueve. Oersted dedujo, en consecuencia, que toda corriente eléctrica produce un campo magnético. Años más tarde, Faraday demostró que también era posible el fenómeno opuesto. Comprobó que, si se mueve un imán cerca de un hilo metálico en espiral o en bobina (que no está conectado a una pila), por el hilo circula electricidad. Lo mismo sucede cuando se mueve la bobina y se mantiene fijo el imán: se consigue una circulación de electricidad, que recibe el nombre de corriente inducida. Es ésta, en última instancia, la base de las actuales centrales eléctricas; se trata de hacer girar campos magnéticos de gran intensidad inducidos en el rotor de los alternadores cerca de grandes bobinas situadas en el estátor de los mismos para generar así una corriente eléctrica.
El papel de las distintas fuentes energéticas utilizadas en las centrales eléctricas, es procurar la generación de la energía mecánica precisa para la producción de electricidad. En el caso de las centrales hidroeléctricas, es el agua de una corriente natural o artificial la que por efecto de un desnivel, cae con fuerza sobre el grupo turbina-alternador de la central, dando lugar a la producción de energía eléctrica. En el caso de las centrales termoeléctricas clásicas, es la combustión en una caldera de determinados combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas) lo que provoca la generación de una energía calorífica que vaporiza el agua que circula por una serie de conductos. Este vapor de agua es el agente que acciona las palas de la turbina, convirtiendo la energía calorífica en energía mecánica, la cual da lugar posteriormente a la generación de energía eléctrica. En las centrales termoeléctricas nucleares, la fisión de átomos de uranio por impacto de un neutrón provoca la liberación de una gran cantidad de energía, la cual vaporiza el fluido que circula por una serie de tubos, convirtiéndolo en un vapor que, a su vez, acciona un grupo turbina-alternador produciendo electricidad. En las termoeléctricas solares, la energía del Sol calienta un fluido que, a su vez, transforma en vapor un segundo fluido que circula por unos conductos, siguiéndose a partir de aquí el ciclo ya descrito.
En definitiva, se trata en todos los casos de utilizar una fuente de energía que, bien directamente (centrales hidráulicas, maremotrices…), bien mediante la conversión de un líquido en vapor (centrales termoeléctricas), pone en movimiento una turbina y un alternador a ella asociado para producir energía eléctrica.

LAS CENTRALES ELÉCTRICAS EN ESPAÑA



En los primeros años de la historia eléctrica española, la mayor parte de las centrales eléctricas existentes eran accionadas por motores térmicos de gas pobre. En otros casos, se trataba de molinos u otras formas rudimentarias de aprovechamientos hidráulicos. De acuerdo con la primera estadística eléctrica oficial realizada en el país, correspondiente al año 1901, existían entonces 861 centrales con una potencia instalada de 127.940 HP, de la cual el 61% era termoeléctrica y el 39% hidroeléctrica.
Algo más de ocho décadas más tarde, es decir, a finales de 1984, funcionaban 1.311 centrales que sumaban una potencia de 38.919 MW. De ésta, el 36,3% era de carácter hidroeléctrico, el 51,2% correspondía a centrales termoeléctricas convencionales (que consumen fuel-oil, carbón o gas) y el 12,5% restante, a centrales termoeléctricas nucleares. Del conjunto de instalaciones en servicio, 1.131 eran hidroeléctricas, 173 eran termoeléctricas convencionales y las 7 restantes, nucleares. Aparte de las mencionadas, España poseía en esa fecha cuatro centrales solares de carácter experimental en funcionamiento que sumaban 2,3 MW.

En la actualidad, por lo tanto, las centrales eléctricas españolas utilizan, para generar electricidad, saltos de agua naturales o artificiales, lignito, hulla, antracita, fuel-oil, gas natural, gas procedente de altos hornos siderúrgicos, uranio y la energía que viene  del sol. En 1984, por ejemplo, las centrales eléctricas de la España peninsular disponían de una capacidad de embalse de agua en aprovechamientos hidroeléctricos de más de 17.300 millones de kw/h y utilizaron 143,2 millones de toneladas de hulla y antracita, 24 millones de toneladas de lignitos, 1.9 millones de toneladas de fuel-oil y 1.851 millones de metros cúbicos de gas, amén de uranio y energía solar. La producción española total de energía eléctrica fue de 119.786 millones de Kw/h repartidos así: 27,7% de origen hidroeléctrico; 53,0% de origen termoeléctrico nuclear.

Desde las primitivas centrales térmicas de gas pobre, propias de finales del, pasado siglo, hasta la estructura  productiva de 1984, se ha recorrido un largo camino que ha permitido aprovechar cuantos combustibles y fuentes energéticas tiene España a su alcance, a los costes, tecnologías y garantías de suministro que el país puede asumir.
La utilización de esta amplia gama de fuentes energéticas exige la puesta en servicio de centrales eléctricas que incorporan tecnologías acordes con una explotación eficaz y un alto rendimiento de la fuente que cada una de ellas emplea. El funcionamiento de todas las centrales eléctricas tiene unos fundamentos comunes. Sin embargo, cada central (dependiendo de la fuente que utiliza y de las tecnologías que incorpora) presenta características propias.
Todo lo que sigue a continuación, tiene por objeto, la descripción, del funcionamiento básico de los diferentes tipos de centrales eléctricas existentes.

II.    LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS



Las centrales hidroeléctricas tiene por fin aprovechar, mediante un desnivel, la energía potencial contenida en la masa de agua que transportan los ríos para convertirla en energía eléctrica, utilizando turbinas acopladas a alternadores.
En algunos casos muy localizados, en los que el caudal del río asegura una aportación regular de agua, la energía potencial de ésta puede ser aprovechada directamente sin necesidad de embalsar previamente el agua o bien utilizando un embalse muy reducido. Este tipo de centrales recibe el nombre de centrales fluyentes. En los casos más habituales, por el contrario, una cantidad apreciable de agua es retenida mediante una presa, formando así un embalse o lago artificial del que se puede generar un salto de agua, para liberar eficazmente la energía eléctrica. Son las centrales con regulación.
Ateniéndose a la estructura de la central propiamente dicha, existen muy diferentes esquemas de emplazamientos hidroeléctricos, dado que las características orográficas del lugar donde se asienta la central condicionan en gran medida dicho esquema. No obstante, todos ellos pueden ser reducidos a dos modelos, de modo que cada emplazamiento particular suele ser una variante de uno de ellos o una combinación de ambos.

El primer esquema, llamado aprovechamiento por derivación de las aguas, consiste básicamente en desviar las aguas del río, mediante una pequeña presa, hacia un canal que las conduce, con una pérdida de nivel tan pequeña como sea posible, hasta un pequeño depósito llamado cámara de carga. De esta cámara arranca una tubería forzada que conduce el agua hasta la sala da máquinas de la central. Posteriormente, el agua es restituida al río aguas abajo utilizando un canal de descarga.
El segundo, denominado aprovechamiento por acumulación de las aguas, consiste en construir, en un tramo del río que ofrece un apreciable desnivel, una presa de determinada altura. El nivel del agua se situará entonces en un punto sensiblemente cercano al extremo superior de la presa. A media altura de la presa, para aprovechar el volumen de embalse a cota superior, se encuentra la toma de aguas, y en la base inferior (aguas abajo de la presa), la sala de máquinas, provistas del grupo (o grupos) turbina - alternador. La central asociada a este tipo de aprovechamientos suele recibir el nombre de Central de pie de presa.
Conviene señalar que esta doble división (centrales fluyentes y de regulación, de un lado; aprovechamientos por derivación y por acumulación, de otro) no es excluyente en términos absolutos. En otras palabras, hay unos aprovechamientos hidroeléctricos en servicio.

COMPONENTES DE UN APROVECHAMIENTO HIDROELÉCTRICO



Presa



En la generalidad de los aprovechamientos hidráulicos, la presa es un elemento esencial y, como se ha señalado anteriormente, su configuración depende en gran medida de las características orográficas tanto de terreno como del curso del agua sobre el cual se instala el aprovechamiento. Esto da lugar a soluciones distintas que, a su vez, se materializan en presas distintas.
No obstante, puede indicarse, para simplificar (y tomando como criterio las características de los muros de la presa), que existen dos grandes tipos de presas, de las cuales se derivan todas las demás: las presas de gravedad y las de bóveda. En las primeras, la contención se realiza por el propio peso del muro de la presa. La mole de esta pared es, a veces, tan importante que, sin afectar a la seguridad de la instalación permite economizar materiales de construcción. Se dice entonces que es una presa de gravedad aligerada.
El segundo tipo de presa (las de bóveda) consigue la contención de las aguas y la estabilidad del muro mediante el empuje que los extremos del arco formado por la presa ejercen sobre las paredes laterales de la roca.

Aliviaderos y tomas de agua


Aparte de los muros, hay otros elementos esenciales en una presa. Los aliviaderos, por ejemplo, tienen por misión liberar parte del agua retenida sin que ésta pase previamente por la sala de máquinas. Se encuentra generalmente en la pared principal de la presa y pueden ser de fondo o de superficie.
Las operaciones del alivio suelen llevarse a cabo cuando se producen grandes avenidas en el río o para atender necesidades de riego. Para evitar que el agua, al quedar liberada, pueda causar daños en su caída a los terrenos situados aguas abajo de la presa, se construyen aliviaderos tales que logran la disipación de la energía de caída del agua. Para ello, habitualmente se instalan cuencos de amortiguación acompañados en ocasiones de “dientes” en lugares adecuados, que ayudan a romper o a guiar la corriente, de manera que se consigue la máxima eficacia en la amortiguación de la energía de caída. Para regular la salida del agua por los aliviaderos, se utiliza compuertas metálicas de gran tamaño. El diseño de los aliviaderos, por último, exige cálculos muy detallados y estudios previos sobre los posibles efectos destructivos del agua, los cuales suelen realizarse en modelos reducidos, aplicando posteriormente el factor de escala correspondiente.
En la pared anterior de la presa (es decir, la que da al embalse), se instalan tomas de agua, de las que parten varias conducciones hacia las turbinas. En las tomas, aparte de una serie de compuertas que permiten regular la cantidad de agua que ha de llegar a la sala de máquinas, se colocan rejillas metálicas que impiden que elementos extraños (ramas, troncos, etc.) puedan alcanzar la sala de máquinas y dañar las turbinas.


La Central Hidroeléctrica propiamente dicha


Hasta ahora, la mayor parte de los componentes descritos pueden ser considerados comunes a cualquier aprovechamiento hidráulico, independientemente de su posible finalidad. Ahora bien, si el embalse constituye un salto, es decir si se trata de una instalación que utiliza agua para generar energía eléctrica, el aprovechamiento posee además una sala de máquinas que alberga a los equipos eléctricos de la central: los grupos turbina-alternador.
Según sean las características del salto de agua, altura y caudal, las turbinas instaladas serán unas u otras. Las más utilizadas son: las Pelton, de uno o varios inyectores, las Francis y las Kaplan. Las primeras suelen ser utilizadas en centrales con gran salto y caudal regular; las Francis, en centrales de saltos intermedios con caudales variables, y las Kaplan, en instalaciones de poca altura y grandes variaciones de caudal.
En todos los casos, la turbina es solidaria al eje del rotor del alternador, por lo que, al presionar el agua sobre los álabes de la turbina, se produce un giro en el rotor y, consecuentemente, se inducirá en el estator una corriente eléctrica de alta intensidad y media tensión. Esta, mediante un transformador, pasará a ser de baja intensidad y alta tensión, apta por lo tanto para su transporte y distribución para su consumo.
Aunque existe una potencia máxima suministrable por el alternador, la potencia de una central hidroeléctrica depende fundamentalmente del caudal y la presión del agua para los que está diseñada la turbina, de acuerdo con las características del salto.


FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA



Por la acción de una presa, ubicada en el lecho de un río, se acumula una cierta cantidad de agua formando un embalse. Con el fin de generar un salto, cuya energía potencial puede transformarse en eléctrica, se sitúan, en aguas arriba de la presa, las tomas, formadas por una bocina de admisión, protegida por una rejilla metálica, y por una cámara de compuertas que controla la admisión de agua a una tubería forzada. Normalmente, ésta atraviesa el cuerpo de la presa y tiene por fin llevar el agua desde las tomas a las máquinas de la central.
El agua, en la tubería forzada, transforma su energía potencial en cinética, es decir, adquiere velocidad. Al llegar a las máquinas, actúa sobre los álabes del rodete de la turbina, haciéndolo girar y perdiendo energía. El rodete de la turbina está unido por un eje al rotor del alternador, que, al girar con los polos excitados por una corriente continua, induce una corriente alterna en las bobinas del estator del alternador. El agua una vez que ha cedido su energía, es restituida al río, aguas abajo de la central. Solidario con el eje de la turbina y el alternador, gira un generador de corriente continua, llamado excitatriz, que se utiliza para excitar los polos del rotor del alternador.

En los terminales del estátor aparece, así, una corriente eléctrica alterna, de media tensión y alta intensidad. Mediante un transformador, la corriente pasa a ser de baja intensidad y alta tensión, de forma que puede ser transportada a los centros de distribución y consumo.
Normalmente, una central dispone de más de un grupo turbina-alternador. Todo el conjunto de turbinas suele estar alojado en una sala de máquinas o en un edificio de la central propiamente dicho.

EL PARQUE HIDROELÉCTRICO ESPAÑOL



El conjunto de las centrales hidroeléctricas que había en España a finales de 1984 sumaba una potencia conjunta de 14119 MW, lo que representaba el 36.3% de la potencia eléctrica en funcionamiento. El parque español ocupa el octavo lugar entre los 24 países que componen la OCDE y supera a las naciones del COMECON exceptuando a la U.R.S.S.
No obstante, al revés de lo que ocurre generalmente con las centrales termoeléctricas clásicas y nucleares, en las centrales hidroeléctricas no existe una relación directa entre su potencia instalada y su producción eléctrica, ya que ésta no sólo depende de la primera, sino también (y muy fundamentalmente) del régimen de lluvias y del caudal de los ríos. En España, en particular, la pluviosidad tiene un carácter irregular, variando acusadamente de unos años a otros y de unas zonas a otras. Asimismos, los ríos no son, en general, ni muy largos ni muy caudalosos. De ahí que haya años en los que la producción de origen hidroeléctrico se mantenga superior a la estimada para el año hidráulico medio (1979 es un claro ejemplo, con una producción hidroeléctrica de 47.473 millones de kw/h, que suponía el 45% de la producción eléctrica total de dicho año) y años en los que la producción sea netamente inferior (por ejemplo, 1981, en el que la producción hidroeléctrica se situó en 23.178 millones de kw/h, el 21% de la energía eléctrica total producida; sin embargo, la potencia hidroeléctrica instalada en este último año (13.579 MW) era superior a los 13.515 MW instalados en el año 1979)

De las centrales hidroeléctricas instaladas a finales de 1984 en España, 17 tenían una potencia superior a 200 MW, las cuales suponían alrededor del 45% de la potencia hidroeléctrica existente. Entre ellas, las de mayor potencia instalada son las de José Mª  de Oriol con 915,2 MW, la de Villarino con 810 MW y la de Aldeadávila con 718,2 MW, situadas respectivamente sobre los ríos Tajo, Tormes y Duero.
En el futuro, el desarrollo hidroeléctrico español estará dedicado fundamentalmente a potenciar el papel cada vez más especializado que se encomienda de forma creciente a los aprovechamientos hidroeléctricos: hacer frente a las variaciones instantáneas de la demanda eléctrica y suministrar energía en las “horas puntas”. Esto se logrará mediante ampliación, modernización y automatización  de las centrales existentes y construyendo nuevos aprovechamientos de estas características, dotados eventualmente de grupos de bombeo. Ello debe hacerse al ritmo que exija el aumento de las necesidades de este tipo de energía especializada.

El desarrollo hidroeléctrico será, pues, más significativo en calidad que en cantidad, ya que el potencial hidroeléctrico utilizable, sobre todo con grandes aprovechamientos, está llegando a su límite superior y la construcción de nuevas plantas de este tipo podría entrar en muchos casos en conflicto con otras formas de utilización del suelo y de los recursos hidráulicos, o se realizaría a costes muy elevados, que encarecerían notablemente la energía eléctrica que se pudiera producir.
Por otro lado, existe un programa de construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas (especialmente en desniveles ya existentes) y de modernización, rehabilitación y automatización de antiguas instalaciones.

LAS MINICENTRALES HIDROELÉCTRICAS



Suele designarse con el nombre de minicentrales hidroeléctricas a aquéllas cuya potencia está comprendida entre los 250 kW y los 5000 kW. Históricamente, estas centrales fueron la base de la producción de energía eléctrica en los pequeños núcleos rurales.
Estas instalaciones han recibido en los últimos años una especial atención por parte del sector eléctrico y de la Administración. En 1981 se puso en marcha un Plan Acelerado de Construcción de Minicentrales Hidroeléctricas, plan que prevé, en su 1ª fase, la actuación sobre 113 centrales de potencia comprendida entre los escalones anteriormente citados. En 39 de ellas, la acción consiste en su recuperación, dado que actualmente se encuentran fuera de servicio; en otras 19, consiste en la realización de nuevas instalaciones o en la ampliación de plantas ya existentes. Por último, en las 55 centrales restantes el objeto del Plan es su automatización y modernización. En conjunto esta 1ª fase del programa supondrá un incremento en la potencia instalada del parque hidroeléctrico español de 101,4 MW, que proporcionará una producción anual estimada (supuesto un año hidráulico medio) de 355,2 millones de kw/h, mediante una inversión de 6.555 millones de Pts.


LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE BOMBEO



Las centrales de bombeo son un tipo especial de centrales hidroeléctricas que contribuye a obtener un empleo más eficaz de los recursos energéticos nacionales.
Las centrales hidroeléctricas de bombeo disponen de dos embalses situados a diferente altura. En las horas del día en las que se produce una mayor demanda de energía eléctrica (horas punta de la demanda), la central de bombeo opera como una central hidroeléctrica convencional: el agua almacenada en el embalse superior, en su caída hace girar el rodete de una turbina asociada a un alternador. Después de realizar esta operación, el agua queda almacenada por acción de la presa situada en el embalse inferior. Durante las horas del día en las que la demanda de electricidad se encuentra en los niveles más bajos (horas valle), el agua almacenada en el embalse inferior es bombeada al embalse superior para que se pueda volver a realizar el ciclo productivo. Para ello, la central dispone de grupos moto-bombas o, alternativamente, sus turbinas son reversibles, de modo que pueden actuar como bombas, funcionando los alternadores como motores.

Para comprender el papel que realizan las centrales de bombeo, conviene recordar que la demanda diaria de energía eléctrica no es constante, sino que sufre importantes variaciones según las horas del día. Las centrales termoeléctricas no pueden adaptarse a estos bruscos cambios de la demanda, ya que, por sus características técnicas, son especialmente indicadas para producir de forma prácticamente estable la mayor cantidad de energía eléctrica. Esto quiere decir que, cuando la demanda diaria se sitúa en sus niveles más bajos, las centrales termoeléctricas, pese a estar funcionando en ese momento a su mínimo técnico, generan un volumen de energía eléctrica que se encuentra por encima de la demanda existente en esas horas del día.
Pues bien, esta energía eléctrica, que no puede ser almacenada ni absorbida por el mercado, es utilizada en las centrales de bombeo para elevar el agua del embalse inferior al embalse superior. De esta forma, una vez recuperada el agua, las centrales de bombeo podrán ser utilizadas como centrales hidroeléctricas convencionales en el próximo período diario de mayor demanda. En definitiva, las centrales de bombeo permiten aprovechar una producción de energía eléctrica que, de otro modo, tendría que ser despilfarrada, colaborando además a un mejor empleo de los recursos hidráulicos nacionales.

Existen dos tipos de centrales de bombeo: cuando la central necesita que se bombee previamente el agua desde el embalse inferior hasta el superior como condición indispensable para producir energía eléctrica, se dice que es una central de bombeo puro. En el caso de que la central pueda producir energía indistintamente con o sin bombeo previo, se trata de una central mixta con bombeo.
España cuenta actualmente con veinte centrales hidroeléctricas de este tipo. Trece son centrales mixtas con bombeo y suman un total de 1.919,3 MW de potencia instalada; las otras siete son de bombeo puro y suman 1.759,3 MW de potencia. Las mayores son Villarino (810 MW) y Conso (228 MW), entre las centrales mixtas con bombeo, y Tajo de la Encantada (360 MW) y Aguayo (339,2 MW) entre las de bombeo puro. En total, la potencia instalada en España en grupos de bombeo de uno u otro tipo alcanza los 3.678,6 MW a finales de 1985.


FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BOMBEO



Durante las horas en las que la demanda diaria de energía eléctrica alcanza sus máximos valores, la central de bombeo funciona como cualquier otra central hidroeléctrica, es decir, el agua que ha sido acumulada en el embalse superior llega, a través de una conducción (un túnel o mediante tubería), a la sala de máquinas de la central eléctrica propiamente dicha. Allí, el agua mueve en su caída los rodetes de las turbinas, generando una corriente eléctrica que es transportada mediante líneas de alta tensión hacia los centros de distribución y consumo. El agua es posteriormente dirigida, mediante desagües, al pantano inferior. En ocasiones, puede ser vertida directamente a una corriente natural de agua.

Cuando la demanda diaria de energía eléctrica se sitúa en sus niveles más bajos, se aprovecha el volumen de energía que las centrales termoeléctricas (funcionando a su mínimo técnico) producen por encima de las necesidades del mercado, para accionar un motor situado en la sala de máquinas que, poniendo en funcionamiento una bomba, eleva el agua que se encuentra en el embalse inferior hasta el embalse superior a través del túnel. Lo normal es que sea el propio alternador de la central, funcionando como motor, el que accione el rodete de la turbina, la cual actúa como bomba (máquinas reversibles).
Una vez efectuada la operación de bombeo, el agua almacenada en el embalse superior está en condiciones de repetir el ciclo productivo citado.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA



El funcionamiento de una central hidroeléctrica a pie de presa, como la representada en la figura, (anexo I), es básicamente el siguiente: por la acción de una presa (2), ubicada en el lecho del río, se acumula una cierta cantidad de agua formando un embalse (1). Con el fin de generar un salto, se sitúan aguas arriba de la presa, generalmente a cierta profundidad, para aprovechar volumen de embalse, tomas de agua formadas por una bocina de admisión, protegida por una rejilla metálica (3) y por compuertas. que controlan la admisión del agua a una tubería forzada (4). Esta atraviesa normalmente el cuerpo de la presa y tiene por fin llevar el agua desde las tomas hasta las máquinas de la central.

Al llegar a las máquinas, el agua hace girar el rodete de la turbina (6) de cada grupo, que va acoplada a un generador de corriente alterna (alternador) mediante un eje (7), y posteriormente es restituida al río.
Solidario al eje (7), y para que pueda girar con él, el grupo de turbina-alternador dispone de un generador de corriente continua (8), que tiene por fin producir una corriente eléctrica continua suficiente como para excitar los electroimanes del rotor del alternador, quienes, a su vez, inducen en su giro una corriente eléctrica en el estátor. En los terminales de éste aparecerá entonces una corriente alterna de media tensión y alta intensidad. Mediante transformadores (10), la corriente pasa a ser de baja intensidad y alta tensión, de forma que puede ser transportada (9), con pocas pérdidas, a los centros de distribución y consumo.
Normalmente, una central hidroeléctrica dispone de varios grupos turbina-alternador (5). El conjunto de los grupos suele alojarse en una sala de máquinas o edificio de la central propiamente dicho.

CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE BOMBEO



(Funcionamiento figura-anexo II)



Durante las horas en las que la demanda diaria de energía eléctrica alcanza sus máximos valores, la central de bombeo funciona como cualquier otra central hidroeléctrica. Es decir, el agua que ha quedado acumulada en el embalse superior (1) por efecto de la presa (2) llega, a través de una galería de conducción (3) (generalmente, un túnel de hormigón, forrado interiormente de acero), a una tubería forzada (5), por la que es conducida hasta la sala de máquinas de la central eléctrica propiamente dicha (6). Allí, el agua, en su caída, hace girar los rodetes de las turbinas (7) instaladas en la sala de máquinas, generando una corriente eléctrica que es transportada (9), mediante líneas de alta tensión hacia los centros de distribución y consumo. El agua, una vez que ha provocado la generación de electricidad, sale al exterior por varios desagües (8) y queda almacenada en el embalse inferior (10).
Cuando la demanda diaria de energía eléctrica se sitúa en sus niveles más bajos, se aprovecha la energía sobrante que las centrales termoeléctricas (funcionando a su mínimo técnico) producen por encima de las necesidades del mercado para accionar un motor situado en la sala de máquinas (6) que, poniendo en funcionamiento una bomba, eleva el agua que se encuentra en el embalse inferior hasta el embalse superior (1) a través de la tubería (5).
El agua puede ser elevada por un grupo de motor-bomba, instalado exprofeso para ello, o por las propias turbinas de la central (si estas turbinas son reversibles), accionadas por los alternadores, que funcionan como motores.
Una vez efectuada la operación de bombeo, el agua almacenada en el embalse (1) está en condiciones de repetir el ciclo productivo.

III.    LAS CENTRALES TERMOELECTRICAS CLASICAS



Se denominan centrales termoeléctricas clásicas o convencionales aquellas centrales que producen energía eléctrica a partir de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en una caldera diseñada al efecto. El apelativo de “clásicas” o “convencionales” sirve para diferenciarlas de otros tipos de centrales termoeléctricas (nucleares y solares, por ejemplo), las cuales generan electricidad asimismo a partir de un ciclo termodinámico, pero mediante fuentes energéticas distintas de los combustibles fósiles empleados en la producción de energía eléctrica desde hace décadas y, sobre todo, con tecnologías diferentes y mucho más recientes que las de las centrales termoeléctricas clásicas.
Independientemente de cual sea el combustible fósil que utilicen (fuel-oil, carbón o gas), el esquema de funcionamiento de todas las centrales termoeléctricas clásicas es prácticamente el mismo. Las únicas diferencias consisten en el distinto tratamiento previo que sufre el combustible antes de ser inyectado en la caldera y en el diseño de los quemadores de la misma, que varían según sea el tipo de combustible empleado.

Una central termoeléctrica clásica posee, dentro del propio recinto de la planta, sistemas de almacenamiento del combustible que utiliza (parque de carbón, depósitos de fuel-oil) para asegurar que se dispone permanentemente de una adecuada cantidad de éste. Si se trata de una central termoeléctrica de carbón, el mineral (hulla, antracita, lignito…) es previamente triturado en molinos pulverizadores hasta quedar convertido en un polvo muy fino para facilitar su combustión. De los molinos es enviado a la caldera de la central mediante chorros de aire precalentado. Si es una central termoeléctrica de fuel-oil, éste es precalentado para que fluidifique, siendo inyectado posteriormente en quemadores adecuados a este tipo de combustibles. Si es una central termoeléctrica de gas, los quemadores están asimismo concebidos especialmente para quemar dicho combustible. Hay, por último, centrales termoeléctricas clásicas cuyo diseño les permite quemar indistintamente combustibles fósiles diferentes (carbón o gas, carbón o fuel-oil, etc.). Reciben el nombre de centrales termoeléctricas mixtas.

Una vez en la caldera, los quemadores provocan la combustión del carbón, fuel-oil o gas, generando energía calorífica. Esta convierte, a su vez, en vapor a alta temperatura el agua que circula por una extensa red formada por miles de tubos que tapizan las paredes de la caldera. Este vapor entra a gran presión en la turbina de la central, la cual consta de tres cuerpos (de alta, media y baja presión, respectivamente) unidos por un mismo eje.

En el primer cuerpo (alta presión) hay centenares de álabes o paletas de pequeñas tamaño. El cuerpo de media presión posee asimismo centenares de álabes, pero de mayor tamaño que los anteriores. El de baja presión, por último, tiene álabes aún más grandes que los precedentes. El objetivo de esta triple disposición es aprovechada al máximo la fuerza del vapor, ya que éste va perdiendo presión progresivamente, por lo cual los álabes de la turbina se hacen de mayor tamaño cuando se pasa de un cuerpo a otro de la misma. Hay que advertir, por otro lado, que este vapor, antes de entrar en la turbina, ha de ser cuidadosamente deshumidificado. En canso contrario, las pequeñísimas gotas de agua en suspensión que transportaría serían lanzadas a gran velocidad contra los álabes, actuando como si fueran proyectiles y erosionando las paletas hasta dejarlas inservibles.

El vapor de agua a presión, por lo tanto, hace girar los álabes de la turbina generando energía mecánica. A su vez, el eje que une a los tres cuerpos de la turbina (de alta, media y baja presión) hace girar al mismo tiempo un alternador unido a ella, produciendo así energía eléctrica. Esta es vertida a la red de transporte a alta tensión mediante la acción de un transformador.
Por su parte, el vapor (debilitada ya su presión) es enviado a unos condensadores. Allí es enfriado y convertido de nuevo en agua. Esta es conducida otra vez a los tubos que tapizan las paredes de la caldera, con lo cual el ciclo productivo puede volver a iniciarse.

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS Y MEDIO AMBIENTE



Para evitar que el funcionamiento de las centrales termoeléctricas clásicas pueda dañar el entorno natural, estas plantas llevan incorporados una serie de sistemas y elementos que afectan a la estructura de las instalaciones, como es el caso, por ejemplo, de las torres de refrigeración.
La incidencia de este tipo de centrales sobre el medio ambiente se produce por la emisión de residuos a la atmósfera y por vía térmica. Por lo que se refiere al primero de los aspectos citados, esa clase de contaminación ambiental es prácticamente despreciable en el caso de las centrales termoeléctricas de gas y escasa en el caso de las de fuel-oil, pero exige, sin embargo, la adopción de importantes medidas en las de carbón. La combustión del carbón, en efecto, provoca la emisión al medio ambiente de partículas y ácidos de azufre. Para impedir que estas emisiones puedan perjudicar el entorno de la planta, dichas centrales poseen chimeneas de gran altura (se están construyendo chimeneas de más de 300 metros) que dispersan dichas partículas en la atmósfera, minimizando su influencia. Además, poseen filtros electrostáticos o precipitadores que retienen buena parte de las partículas volátiles en el interior de la central. Por lo que se refiere a las centrales de fuel-oil, su emisión de partículas sólidas es muy inferior, y puede ser considerada como insignificante. Sólo cabe tener en cuenta la emisión de hollines ácidos (neutralizados mediante la adición de neutralizantes de la acidez) y (la de óxidos de azufre) minimizada por medio de diversos sistemas de purificación.

En cuanto a la contaminación térmica, ésta es combatida especialmente a través de la instalación de torres de refrigeración. Como se señalaba anteriormente, el agua que utiliza la central, tras ser convertida en vapor y empleada para hacer girar la turbina, es enfriada en unos condensadores para volver posteriormente a los conductos de la caldera. Para efectuar la operación de refrigeración, se emplean las aguas de algún río próximo o del mar, a las cuales se transmite el calor incorporado por el agua de la central que pasa por los condensadores. Si el caudal del río es pequeño, y a fin de evitar la contaminación térmica, las centrales termoeléctricas utilizan sistemas de refrigeración en circuito cerrado mediante torres de refrigeración.

En este sistema, el agua caliente que proviene de los condensadores entra en la torre de refrigeración de una altura determinada. Se produce en la torre un tiro natural ascendente de aire frío de manera continua. El agua, al entrar en la torre, cae por su propio peso y se encuentra en su caída con una serie de rejillas dispuestas de modo que la pulverizan y la convierten en una lluvia muy fina. Las gotas de agua, al encontrar en su caída la corriente de aire frío que asciende por la torre, pierden su calor. Por último, el agua así enfriada vuelve a los condensadores por medio de un circuito cerrado y se continúa el proceso productivo sin daño alguno para el medio ambiente.
Cabe mencionar, por último, que diversos países (entre ellos, España) están desarrollando proyectos de investigación que permiten aprovechar las partículas retenidas en los precipitadores y los afluentes térmicos de estas centrales de manera positiva. Así, se estudia la posibilidad de emplear cenizas volantes, producidas por la combustión del carbón, como material de construcción o para la recuperación del aluminio en forma de alúmina. Y se utilizan los efluentes térmicos de estas plantas para convertir en zonas cultivables extensiones de terreno que antes no lo eran, o para loa cría de determinadas especies marinas, cuya reproducción se ve favorecida gracias al aumento de la temperatura de las aguas en las que se desarrollan.

NUEVAS TECNOLOGIAS



Asimismo, se están llevando a cabo investigaciones para obtener un mejor aprovechamiento del carbón, como son la gasificación del carbón “in situ” o la aplicación de máquinas hidráulicas de arranque de mineral y de avance continuo, que permiten la explotación de yacimientos de poco espesor o de yacimientos en los que mineral se encuentra demasiado disperso o mezclado. El primero de los sistemas mencionados consiste en inyectar oxígeno en el yacimiento, de modo que se provoca la combustión del carbón y se produce un gas aprovechable para la producción de energía eléctrica mediante centrales instaladas en bocamina. El segundo, en lanzar potentes chorros de agua contra las vetas de mineral, lo que da lugar a barros de carbón, los cuales son evacuados fuera de la mina por medio de tuberías.
Otras nuevas tecnologías que están siendo objeto de investigación pretenden mejorar el rendimiento de las centrales termoeléctricas de carbón, actualmente situado entre el 30% y el 40%. Destaca entre ellas la combustión de carbón en lecho fluidificado, que (según determinadas estimaciones) permitiría obtener rendimientos de hasta el 50%, disminuyendo al mismo tiempo la emisión de anhídrido sulfuroso. Consiste en quemar carbón en un lecho de partículas inertes (de caliza, por ejemplo), a través del cual se hace pasar una corriente de aire. Esta soporta el peso de las partículas y las mantiene en suspensión, de modo que da la impresión de que se trata de un líquido en ebullición.

Otras investigaciones, por último, intentan facilitar la sustitución del fuel-oil en las centrales termoeléctricas para contribuir a reducir la dependencia respecto del petróleo. Cabe citar en este sentido proyectos que pretenden conseguir una adecuada combustión de mezclas de carbón y fuel (coal-oil mixture: COM) o de carbón y agua (CAM) en las centrales termoeléctricas equipadas para consumir fuel-oil.


EL PARQUE TERMOELÉCTRICO CLASICO ESPAÑOL



España contaba, a finales de 1984, con 173 centrales termoeléctricas clásicas con un total de 19.915 MW de potencia, que representaba en ese año el 51,2% de la instalada en el país y estaba distribuida de la siguiente forma: el 43% en centrales termoeléctricas de combustibles líquidos, el 47% en centrales de carbón y el 10% en centrales equiparadas para consumir varios combustibles (carbón y gas, fuel-oil y gas, etc.).
Si se compara el parque termoeléctrico clásico español con el de las naciones más desarrolladas del mundo, puede comprobarse que se encuentra en un nivel acorde con el lugar que ocupa el país en el concierto económico internacional. En 1983, el parque termoeléctrico clásico español era superior por su potencia al de seis de las diez naciones que componen la Comunidad Económica Europea (CEE) y, en el conjunto de las naciones del mundo, ocupaba el decimosexto lugar en 1980 por su potencia.
Entre las centrales termoeléctricas españolas de carbón en servicio a finales de 1984, la de mayor potencia es la de Puentes de García Rodríguez, situada en la provincia de La Coruña. Quema lignitos y cuenta con cuatro grupos que suman 1.400 MW de potencia. A continuación, se encuentran las de Compostilla, con cinco grupos que consumen hulla y antracita y suman 1.312 MW, y la de Teruel, con tres grupos que consumen lignitos y suman una potencia de 1.050 MW. Del resto, hay seis que poseen una potencia superior a los 500 MW (Soto de la Ribera, La Robla, Narcea, Lada, Meirama y Carboneras) y cinco más que superan los 100 MW.

En los últimos años, España ha desarrollado un amplio esfuerzo para potenciar el papel de las centrales termoeléctricas de carbón en el conjunto del parque eléctrico del, país, como parte de la política encaminada a reducir la dependencia respecto del petróleo y a diversificar el abastecimiento energético. Así, en 1979 se puso en marcha el Plan Acelerado de Centrales Térmicas de Carbón. Dicho plan preveía la puesta en marcha de siete nuevos grupos de carbón que se encontraban ya todos ellos en servicio a finales de 1985: cuatro, de unos 350 MW de potencia unitaria (Narcea, Soto de Ribera, La Robla y Guardo), y otros tres, de unos 550 MW (Carboneras, Los Barrios y Aboño). Cinco de ellos consumen carbón nacional y dos carbón nacional e importado. La construcción de centrales destinadas a consumir carbón importado se explica porque las reservas nacionales de mineral son relativamente escasas (al 0,23% de las reservas mundiales, cuando España absorbe el 10,5% de la demanda energética del globo) y hay que evitar un agotamiento de las mismas. De las siete plantas citadas, Carboneras, Soto de Ribera, Guardo, La Robla y Narcea entraron en servicio en 1984, y los Barrios y Aboño, en 1985.

Por lo que se refiere a las centrales termoeléctricas de fuel-oil, la de mayor potencia es la de Castellón, con dos grupos que suman 1083 MW. Le siguen la de San Adrián en Barcelona, con tres grupos y 1050 MW de potencia. Hay otras cuatro con potencia superior a 500 MW (Santurce, 919 MW; Escombreras, 858 MW; Algeciras, 753 MW, y Aceca, 627 MW) y otras once de potencia superior a 100 MW. Como consecuencia de la política de sustitución del petróleo por otras fuentes energéticas en la producción de energía eléctrica puesta en marcha, en los últimos años no se ha acometido la construcción de nuevos grupos termoeléctricos de fuel-oil, salvo en la España extrapeninsular, en la que dichas unidades resultan imprescindibles por no disponer en condiciones adecuadas de otras fuentes energéticas alternativas.
Por último, de entre las centrales termoeléctricas mixtas destaca la de Foix, en la provincia de Barcelona, con 520 MW, que consume fuel-oil y gas natural. Le siguen la de Besós, con 450 MW, instalada en la misma provincia, que consume igualmente  fuel-oil y gas natural, y el primer grupo de la de Aboño, en Asturias, con 360 MW, equipada para consumir fuel-oil, hulla y gas. Otras tres (Alcudia II, con 250 MW;  Puertollano, con 220 MW, y Pasajes de San Juan, con 214 MW) tienen asimismo una potencia superior a 200 MW.

CENTRAL TERMOELECTRICA CLASICA



(Funcionamiento figura-anexo III)


El funcionamiento de una central termoeléctrica de carbón, como la representada en la figura, es la siguiente: el combustible está almacenado en los parques adyacentes de la central, desde donde, mediante cintas transportadoras (1), es conducido al molino (3) para ser triturado. Una vez pulverizado, se inyecta, mezclado con aire caliente a presión, en la caldera (4) para su combustión.
Dentro de la caldera se produce el vapor que acciona los álabes de los cuerpos de las turbinas de alta presión (12), media presión (13) y baja presión (14), haciendo girar el rotor de la turbina que se mueve solidariamente con el rotor del generador (19), donde se produce energía eléctrica, la cual es transportada mediante  líneas de transporte a alta tensión (20) a los centros de consumo.
Después de accionar las turbinas, el vapor pasa a la fase líquida en el condensador (15). El agua obtenida por la condensación del vapor se somete a diversas etapas de calentamiento (18) y se inyecta de nuevo en la caldera en las condiciones de presión y temperatura más adecuadas para obtener el máximo rendimiento del ciclo.

El sistema de agua de circulación que refrigera el condensador puede operarse en circuito cerrado, trasladando el calor extraído del condensador a la atmósfera mediante torres de refrigeración (17), o descargando dicho calor directamente al mar o al río.
Para minimizar los efectos de la combustión de carbón sobre el medio ambiente, la central posee una chimenea (11) de gran altura (las hay de más de 300 metros), que dispersa los contaminantes en las capas altas de la atmósfera, y precipitadores (10) que retienen buena parte de los mismos en el interior de la propia central.


IV.    LAS CENTRALES NUCLEARES



Una central nuclear es una central termoeléctrica. Es decir, una instalación que aprovecha una fuente de calor para convertir en vapor a alta temperatura un líquido que circula por un conjunto de conductos; dicho vapor acciona un grupo turbina-alternador, produciendo así energía eléctrica. La diferencia esencial entre las centrales termoeléctricas clásicas reside en la fuente de calor. En las segundas, ésta se consigue mediante la combustión de fuel-oil, carbón o gas en una caldera. En la primeras, mediante la fisión de núcleos de uranio.
La fisión nuclear es una reacción por la cual ciertos núcleos de elementos químicos pesados se escinden (fisionan) en dos fragmentos por el impacto de un neutrón, emitiendo a su vez varios neutrones y liberando en el proceso una gran cantidad de energía que se manifiesta en forma de calor. La reacción nuclear de fisión fue descubierta por O.Hahn y F. Strassman en 1938, cuando detectaron la presencia de elementos de pequeña masa en una muestra de uranio puro irradiada por neutrones.
Los neutrones que resultan emitidos en la reacción de fisión pueden provocar, a su vez, y en determinadas circunstancias, nuevas fisiones de otros núcleos. Se dice entonces que se está produciendo una reacción nuclear en cadena. Precisamente, los reactores nucleares son máquinas que permiten iniciar, mantener y controlar una reacción en cadena de fisión nuclear. Por analogía con las centrales termoeléctricas clásicas, al uranio que se consume en las centrales nucleares se le llama “combustible nuclear”, si bien en éstas no se produce reacción de combustión química alguna. De la misma forma, y por las mismas razones de analogía, se dice a veces que el reactor es la “caldera” de la central nuclear.





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