Clases de Turbinas Hidráulicas

Vista previa del material en texto

Prof. Jesús DE ANDRADE
Prof. Miguel ASUAJE
Junio 2009
Panorama Energético 
Turbinas Hidráulicas
Introducción 
¿La fuerza vital de 
nuestra sociedad?
CONVERSIÓN DE LAS DIFERENTES 
FORMAS DE ENERGÍA
La Energía en el Mundo
Fuente
No 
Renovable
Combustible Fósil
Minerales Radiactivos
Renovable
Solar
Eólica
Hidráulica
Geotérmica
El hidrógeno. La 
Pila a combustible
Biomasa
El Panorama Energético 
Mundial
PETRÓLEO GAS NATURAL CARBÓN NUCLEAR HIDRO-
ELÉCTRICA
Millones 
de barriles
Millones 
de Mw x 
hr
Miles de 
millones de 
m3
Millones 
de Mw x 
hora
Millones de 
barriles 
equiv.
Millones de 
Mw x hr
Millones de 
Mw x hr
Millones de Mw 
x hora
Producción 
anual 
mundial
25.780 41.068 2.422 24.215 15.667 24.958 7.807 2.691
Reservas 
Probadas
1.046.450 1.667.014 150.190 1.501.589 3.649.612 5.813.898 520.000
Duración 
estimada
41 años 61 años 232 años 67 años
Consumo 
de energía 
actual
40,7 % 24,1 % 24,8 % 7,7 % 2,7 %
Estudio BP-2001
El Panorama Energético 
Mundial
Reservas Probadas?
Nuevas Tecnologías?
Impacto Ambiental?
Guerras?
Aprovechamiento EFICIENTE 
DE LOS RECURSOS 
EXISTENTES
El Panorama Energético 
Mundial
Consumo de Energía y Precios 
de Energía
Renovables
Energía en Venezuela
Distribución de capacidad instalada
Distribución de capacidad instalada
Mapa de Generación
El Panorama Energético 
Nacional (térmico)
Prof. Jesús DE ANDRADE
Prof. Miguel ASUAJE
Aprovechamientos 
Hidráulicos
Turbinas Hidráulicas
La Energía Hidráulica
http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/c/c5/Ciclo-del-agua.jpg
La Energía Hidráulica
s
s1
2
Escurrimiento Superficie
Curso natural: Río
Aprovechamiento Hidráulico
z1
z2
Plano de 
Referencia
L
21r21 hzz
21r2
2
22
1
2
11 hz
g2
v
g
p
z
g2
v
g
p
Métodos para el 
Aprovechamiento de las 
Fuentes Hídricas
1) Intercepción de la corriente
2) Desviación de la corriente
1) Intercepción de la corriente
Factor de 
Aprovechamiento
bbruta
útil
H
H
H
H
L
Hb
H
hr
Intercepción de la corriente
Centrales a Embalse
Central 
Hidroeléctrica Las 
Tres Gargantas, 
22.000 MW
32 turbinas
三峡大坝,
Casi 1.900.000 personas fueron 
realojadas principalmente en 
nuevos barrios construidos en 
la ciudad de Chongqing.
Centrales a Embalse
Central Hidroeléctrica 
ITAIPU, 14.000 MW
20 turbinas
En el 2000 la represa tuvo su récord 
de producción (93,4 mil millones de 
kWh) siendo responsable del 95% de 
la energía eléctrica consumida en el 
Paraguay y el 24% de toda la 
demanda del mercado brasileño.
Represa
Presas de Bóvedas Notables
Macagüa, 3140 MW
Los Aliviaderos
Resalto Hidráulico
Aliviaderos
Compuertas y Aliviadero
Guía de las Compuertas
Aliviaderos
Vertedero lateral
Compuerta y Deflector
Aliviaderos
Aliviaderos
Aliviaderos
Aliviaderos tipo Sifón
2) Desviación de la corriente
wvub hhhHH
 hu – pérdidas en el túnel
 hv – pérdidas tubería forzada
 hw – pérdidas canal desagüe
Hb
Central por derivación.
San Rafael de Kamoirán
La Obra de Conducción
Canales de Hormigón
Canales de Elevados
Canales
La Casa de Máquinas
Cuenca hidrográfica
Histograma de Caudales
Río Caroní
Histograma de Caudales
Curva duración de caudales
Definición de caudales
Caudales interesantes del punto de vista de la 
catalogación de los recursos hídricos:
 Q100 Caudal mínimo observado los 365 días del año 
(8760 horas).
 Q95 Caudal mínimo observado el 95 % de los días 
del año (8322 horas).
 Q50 Caudal mínimo observado el 50 % de los días 
del año (4380 horas).
 Qm Caudal medio
365
Qdt
Qm
Potencial del salto
Los caudales anteriores multiplicados por el peso especifico
del agua y la altura del salto respectiva dan los valores de
potencia posible o potencial del salto:
 P100 Potencia mínima observada los 365 días del año
(8760 horas).
 P95 Potencia mínima observada el 95 % de los días del
año (8322 horas).
 P50 Potencia mínima observada el 50 % de los días del
año (4380 horas).
 Pm Potencia media
Coeficientes del salto
100
máx
mín
máx
Q
Q
Q
Q
95
50
P
P
Coeficiente fluctuación de potencia:
Caracteriza la fluctuación relativa del potencial hidráulico. La
explotación del salto es mas favorable cuanto menor sea .
Coeficiente de Crecida:
Caracteriza la magnitud relativa del caudal de crecida (posibilidad de
inundación).
5,2
10
Estimación del Potencial
50TD P56,0P
9550 P5,2P
Potencial técnicamente disponible PTD:
Caudal instalado Qinst:
Se denomina al caudal total que absorberán todas las turbinas
de una central hidroeléctrica en operación normal (suma del
caudal nominal de todas las turbinas de la central)
Centrales de 
Aprovechamiento 
Hidroeléctrico
Clasificación general
Según su función
 Centrales que suministran directamente trabajo
Mecánico
 Centrales que suministran sólo energía eléctrica
 Centrales que suministran energía eléctrica y
cuyo embalse tiene además otras funciones
(riego, navegación, suministro de agua potable y
control inundaciones)
Según tipo de embalse
 Centrales de agua fluyente, sin embalse 
(Qinst = Q100).
 Centrales con embalse alimentado por 
cursos naturales
 Centrales de acumulación por bombeo.
 Centrales mareo motrices.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0 6 12 18 24
t [hora]
 %
 d
e
 l
a
 C
a
rg
a
 M
á
x
im
a
 
(-)
(+) (+)
(-)
Curva de carga diaria
Centrales de
Acumulación por Bombeo
Espectro de potencias
Centrales de
Acumulación por Bombeo
http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/6/63/Pumpspeicherkraftwerk_engl.png
Centrales de
Acumulación por Bombeo
Centrales Mareomotrices
Vista aérea de la Central 
Mareomotriz
La Rance, Francia
Centrales Mareomotrices 
Mareas:
Movimiento periódico alternativo de ascenso y descenso del 
nivel del mar debido a las acciones gravitatorias de los 
astros 
Factores que influyen en las mareas:
 Reparto geográfico de mares y tierras 
 Orografía del fondo 
 Fenómenos meteorológicos 
Centrales Mareomotrices 
Magnitudes características:
 Período: Tiempo comprendido entre dos pleamares o dos 
bajamares (≈ 12 horas)
 Amplitud: Diferencia de nivel entre una pleamar y una bajamar 
consecutivas
Centrales Mareomotrices 
Amplitud de las mareas:
Valor variable en el planeta:
 Baja en el centro de los océanos ≈ 1 m
 En algunos lugares se alcanzan los 15 m
 Máxima si Sol, Tierra y Luna están en línea
 Mínima si Sol, Tierra y Luna forman 90º
Centrales Mareomotrices 
Aprovechamientos 
Hidroeléctricos
Centrales Hidroeléctricas
Las Centrales Hidroeléctricas
1. Embalse superior
2. Presa
3. Galería de 
conducción
4. Tubería forzada
5. Central
6. Turbinas y 
generadores
7. Desagües
8. Líneas de 
transporte de 
energía eléctrica
9. Embalse inferior o 
río
TURBINAS
Producen Trabajo
Tipos de Turbina Hidráulica
Kaplan
Francis
Pelton
Según el salto
a)De pequeña altura H < 15 m
b)De mediana altura 15 < H < 50 m
c) De gran altura H > 50 m
(a) (b) (c)
Según la potencia generada
 Picocentrales: P < 5 kW
 Microcentrales: P < 100 kW
 Minicentrales : 100 KW < P < 2000 kW
 Pequeñas centrales: 2000 kW < P < 10.000 kW
 De gran potencia: P > 10 MW
Grandes Centrales del mundo
Nombre País
Año de 
Finalización
Potencia
instalada
Producción máx. 
anual de electricidad
Itaipu
Brasil
Paraguay
1984/1991/2003 14,000 MW 93.4 TW-h
Tres 
Gargantas
China 2004
10,500 MW 
(May 2007) 
22,500 MW 
(2009)
84.7 TW-h
Guri Venezuela 1986 10,200 MW 46 TW-h
Grand Coulee EE.UU.. 1942/1980 6,809 MW 22.6 TW-h
Sayano 
Shushenskaya
Rusia 1983 6,721 MW 23.6 TW-h
Churchill Falls Canadá 1971 5,429 MW 35 TW-h
Aprovechamientos 
Hidroeléctricos en Venezuela
Centrales 
Hidroeléctricas
Centrales Hidroeléctricas
Central
Potencia 
Instalada
Tipo de Turbinas
# de 
Turbinas
Guri 10000 MW
Casa máquinas # 1: TF 10
Desarrollo 
Hidroeléctrico 
del Río Caroní
Casa máquinas # 2: TF 10
Macagua I 370 MW TF 6
Macagua II2540 MW
Casa máquinas # 1: TF 12
Casa máquinas # 2: TK 2
Caruachi 2424 MW Turbina Hélice 14
Tocoma 2424 MW Turbina Hélice 14
San Agatón 300 MW TP 2
Complejo 
Uribante 
Caparo
La Colorada 460 MW TF 2
La Vueltosa 825 MW TF 3
Desarrollos Hidroeléctricos
Cuencas de los Ríos Caroní, Paragua y Caura
GURI
RÍO CAURA 
CANAIMA
RÍO PARAGUA
RÍO CAURA
Desarrollos Hidroeléctricos
Río Caroní
Capacidad
Instalada
MW
MACAGUA I 372
MACAGUA
MACAGUA II 2.540
CARUACHI
CARUACHI 2.280 11.331 65
TOCOMA 2.250*
TOCOMA
GURI
GURI 10.000 40.702 233
Energía Firme
Anual
GWh MBEPD
TOTALES 17.670 65.267 374
* INSTALACIÓN FUTURA
13.234 76
Bajo Caroní
Desarrollos Hidroeléctricos
Escalera del bajo Caroní
100
150
50
0
200
250
100
300
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Guri
Simón Bolívar
271
Caruachi
Francisco de Miranda
91.25
Macagua
Antonio José de Sucre
54.5
Río Orinoco
Distancia en kilómetros desde el Orinoco
HG
HT
HC
HM
Tocoma
Manuel Piar
128
Escalera del alto Caroní
550 500 450 350400 50 0300 250 200 100150
Distancia Km.
Progresiva desde San Pedro de las BocasEn proyecto
Complejo Uribante Caparo
El Proyecto Hidroeléctrico Uribante-Caparo es un conjunto de obras 
de ingeniería en las cuencas de los ríos Uribante, Doradas-Cambutito, 
y Caparo, ubicados en los Estados Táchira, Mérida y Barinas de la 
República Bolivariana de Venezuela
http://www.soberania.org/Articulos/Articulos/articulo_443.htm
Complejo Uribante Caparo
Complejo Uribante Caparo
Perfil esquemático del desarrollo
Turbinas Hidráulicas
Turbomáquinas Hidráulicas CT-3411
Prof. Jesús De Andrade
Prof. Miguel Asuaje
Turbina Francis
Descripción,
Clasificación, Dimensionamiento y 
Curvas Características
Turbina Francis
 Turbina de reacción. 
 Flujo radial centrípeto
 Saltos netos entre 20 y 700 m.
 Rango de nS: 50 a 420
 η ≥ 90%
 Pmáx. = 820 MW. D = 9,70 m (Gran Coulee III 1974) EE.UU..
 Construcción: similar a la de una bomba centrífuga.
 Empleo de tubo de aspiración
 Peligro de cavitación (en la entrada y en la salida de los 
álabes)
 Alabes del aparato distribuidor ajustables.
Características Generales
3
Campo de Aplicación
Turbina Francis
4
Evolución de las Turbinas
Turbina Francis
5
Evolución de los Generadores Eléctricos
Turbina Francis
6
Evolución de los Generadores Eléctricos
Turbina Francis
7
Descripción TF
Turbina Francis
Principales 
partes:
1.- Cojinete empuje axial 2.-Servomotor 3.- Rodete 4.- Cojinete radial
5.- alabes 6.- Caja espiral y 7.- Generador
7
9
Turbina Francis
Caja Espiral o Voluta
Predistribuidor
Rodete
Q
Distribuidor
Tubería de Aspiración
Principales partes:
10
Turbina Francis
Principales partes:
11
A water turbine watching at the
Grand Coulee Dam
http://commons.wikimedia.org/wiki/Grand_Coulee_Dam
Caja espiral
Turbina Francis
Ducto alimentador en forma de caracol, que circunda al
rotor. De la carcasa el agua pasa al aparato distribuidor
guiada por una serie de álabes fijos (álabes del
predistribuidor).
12
Distribuidor
Conjunto de paletas directrices dispuestas de forma circular. Se utilizan para
regular el caudal de agua que llega de la cámara espiral y que ha de entrar
en el rodete. Transforma parcialmente la energía de presión en energía
cinética.
Predistribuidor (alabes Fijos) Distribuidor tipo Fink
En el distribuidor tipo Fink el conjunto de directrices del distribuidor se
acciona por medio de un anillo móvil, al que están unidas todas las
paletas directrices.
Turbina Francis
13
Turbina Francis
Elemento en el cual se
realiza la transformación
de energía hidráulica a
mecánica. Conformado
por el cubo, la corona y
los álabes.
Rodete
14
Sellos (Juntas Laberínticas)
Anillos de Desgaste:
La función de los anillos de desgaste es la de tener
elementos poco costosos y fáciles de remover en
aquellas partes en donde la presencia de desgaste es
prácticamente eminente, debido a las pequeñas
holguras entre el rodete y la carcasa. De esta
manera, en lugar de cambiar el impulsor o la carcasa,
basta con cambiar los anillos. Se construyen
generalmente de aceros templados o bronce.
Turbina Francis
15
Turbina Francis
Tubo de aspiración acodado
La forma puede ser cónica (tubo Moody) o acodada (sección
cónico(1)- elíptica(2)- cuadrangular(3)). La forma acodada permite
colocar el rodete más cercano al nivel aguas abajo para máquinas
de nS alto.
16
Funciones del Tubo de Aspiración
Turbina Francis
 Conducir al flujo, después de haber cedido su energía en el
rodete al canal de salida.
 Recuperar la altura estática de aspiración. Para recuperar
esta altura estática bastaría un tubo de aspiración cilíndrico, el
cual crea una succión a la salida del rodete.
 Recuperar la altura dinámica de la corriente a la salida del
rodete. Para ello el tubo de aspiración ha de ser troncocónico.
17
Turbina Francis
)z
g2
V
g
P
()z
g2
V
g
P
(HHH 2
2
2atm
1
2
11
21n
)hz
g2
V
g
P
()z
g2
V
g
P
(HHH
z
g
P
z
g
P
g2
V
h
hz
g2
V
g
p
z
g2
V
g
p
234
2
3atm
1
2
11
21n
4
atm
3
3
2
3
34
233
2
33
2
2
22
(a)
(b)
23S
2
3
2
2)a(
n
)b(
n hH
g2
V
g2
V
HH
42S zzH
18
HS
1
4
2
3
Patm
Patm
P2vacío
Turbina Francis
Tubo de Aspiración Cónico
19
Empuje Axial
Turbina Francis
20
Pérdidas
de 
fricción
Fricción de 
Disco
Turbina Francis
21
Fugas
Holguras
Turbina Francis
22
Pérdidas Hidráulicas
H [m]
P [%]
Caja Espiral
Tubo Aspiración
Potencia en el eje
Turbina Francis
23
Q/Qn=1.3
k
Q/Qn=1.5
kDesprendimiento
Turbina Francis
24
Clasificación TF
Según la disposición del eje
TF de eje vertical:
 Superficie mínima requerida por la central.
 Se evita el peligro de cavitación, causada por una depresión
excesiva a la salida del rodete.
 Se evita la complicación adicional de la estructura en grandes
potencias requerida para el soporte de la pesada caja espiral de
una turbina horizontal.
 Un solo cojinete de empuje puede soportar toda la disposición
horizontal del rotor y del empuje hidráulico.
 En general, el rendimiento de la turbina de eje vertical es más
elevado. Esto es debido a que las T de eje horizontal requieren un
codo adicional a la salida del rotor.
Turbina Francis
26
TF de eje horizontal:
Mayor accesibilidad al rodete.
Según la disposición del eje
Turbina Francis
27
TF de eje horizontal:
Según la disposición del eje
Turbina Francis
28
Según el nS
Turbina Francis
T. Francis
Lentas 60 - 125
Normales 125 - 300
Rápidas 300 - 420
Expresas > 420
45S
m
CVrpm
n
29
Estudio de las Turbinas Francis
Triángulos de velocidad
Velocidad específica de giro
Triángulo de velocidades
Turbina Francis
2U21U1t VUVU
g
1
H
902
V1
U2
U1
W1 V2 W2
Vm1 Vm2
VU1
VU2
α1 β1
α2 β2
1U1t VU
g
1
HCondición de diseño:
31
Turbina Francis
2m
2
2 V
4
D
Q
1
2
2U2U1
5/41/4
S KK 
260
 n
D
D
tg
g
HQgPm
Velocidad específica de giro nS
2
2m
2
U
V
tg
902
32
Turbina Francis
D1
Velocidad específica de giro nS
D2
S
1
2
2U1U n
D
D
K,K
β2 = 14o
g = 9,81 m/s2
ρ = 997 kg/m3
A = 735,3
η = 0,90
1
2
2U1US
D
D
KK386n
14,1
D
D
65,0
1
2
33
U1
M1
1
1M11U1
V
V
tg
ctgVUV
11
1
U1
.ctgtg1
U
V
Turbina Francis
1U1th VU
g
1
HH
)ctgtg1(gHU 11h1
11
1
U1
.ctgtg1
U
V
Coeficiente de velocidad: KU1
34
Turbina Francis
Coeficiente de velocidad: KVU1
1U1h VU
g
1
H
)ctgtg1(
2gH2
U
K 11
h1
1U
gH2
V
K 1U
1VU
1VU1U
h KK
2
35
Turbina Francis
U1
V1
1
Valores del coeficiente KU1
T. Francis normal (125 < nS < 300)
111U1
1
2
1
o
1
cosVUV
H2,94U
9,81m/sg
88%
0ctg
90
W1
KU1 = 0,66
nS = 160
36
Turbina Francis
U1
V1
1
Valores del coeficiente KU1
T. Francis rápida (300 < nS < 420)
W1
KU1 = 0,88H3,9U
35
m/s 9,81g
88%
1ctg
45
1
o
1
2
1
o
1
β1
nS = 300
37
Turbina Francis
U1
V1
1
Valores del coeficiente KU1
T. Francis expresas ( nS > 420)
W1
KU1 = 1,13
β1
H5U
m/s9,81g
88%
25
1
2
o
1mín
nS = 420
38
Turbina Francis
U1
V1
1
Valores del coeficiente KU1
T. Francis lentas ( 60 < nS < 125)
W1
KU1 = 0,47
β1
H2,1U
m/s 9,81g
88%
)135(90:
1
2
oo
1
111R cosV
2
1
U0G nS = 100
)135( o
1máx.
39
Turbina Francis
902
Velocidad específica de giro nS
12o < β2 < 22o
35 < U2 < 43 m/s 22 U,H
U2
V2 = Vm2
W2
β2
40
Turbina Francis
Grado de Reacción GR
t
d
t
dt
t
P
R
H
H
1
H
HH
H
H
G
1U1
2
2m
2
1m
2
1U
1U1
2
2
2
1
R
VU
VVV
2
1
1
VU
VV
2
1
1G
41
Turbina Francis
Grado de Reacción GR
2
M2
22
U1
M1
11M11U1
U
V
tg90
V
V
tg,ctgVUV
)ctgtg1(tg
U
U
ctgtg1
tg1
2
1
1G 112
2
2
1
2
2
11
1
2
R
42
Turbina Francis
Grado de Reacción GR
GR
β10 30 60 90 120 150 180
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
1
0
0.5
G R 1
1800 1
80,0
U
U
12
90
20
1
2
2
2
1
75°
43
Turbinas Francis
CAVITACION
Cavitación
P
T
Ebullición
C
a
v
ita
c
ió
n Vapor
Líquido
Turbina Francis
45
Cavitación
g2
V2
1
g2
V2
S
hP
Hn
1p
VS
HB
Línea de energía
Línea 
piezométrica
Turbina
Tubo de Aspiración
HS
Turbina Francis
46
Turbina Francis
Altura de succión HS
101S zzzH
0
47
Turbina Francis
Cavitación
HSz = 0
2
Pto. crítico
x0xX zzzH
3
x
0
1
z1
101S zzzH
XS HH
48
Turbina Francis
El punto x representa el punto del rodete en el
cual la presión es mínima ya que WX = Wmáx. Para
que no exista cavitación
Px > PV
Aplicando la ecuación de Bernoulli entre los
puntos x y 2 para el movimiento relativo, y entre
los puntos 2, 3 y 0 para el movimiento absoluto se
tiene:
49
Turbina Francis
300
2
00
3
2
33
233
2
33
2
2
22
X22
2
2
2
22
X
2
X
2
XX
hZ
2g
VP
Z
2g
VP
)3(
03
hz
2g
VP
Z
2g
VP
)2(
32
hz
2g
UWP
z
2g
UWP
)1(
relativo)(mov.2x
≈ 0
50
Turbina Francis
23X2
2
2
2
X
2
X
2
2
2
3
2
2
x
atmX hh
2g
UU
2g
WW
2g
VV
Z
PP
:Entonces
P
Z
P
h
2g
V atm
3
3
30
2
3
≈ 0
)h
2g
WW
2g
VV
(H
PP
X3
2
2
2
X
2
3
2
2
S
atmX
XS zH
51
Turbina Francis
0
PP VX 0)h
2g
WW
2g
VV
(
P
H
P
X3
2
2
2
X
2
3
2
2V
S
atm
X3
2
2
2
X
2
3
2
2
R
V
S
atm
D
h
2g
WW
2g
VV
NPSH
P
H
P
NPSH
RD NPSHNPSH
2g
W
2g
V
NPSH
2
2
2
2
2R
1
W
W
)DD(1
2g
V
h
2
2
2
máx.
4
322
2
2
3Xdonde:
52
Turbina Francis
H
NPSH
H
HHB
H
NPSH
R
C
VSD
INST
CINST
900
A
10
P
B atm
donde:
 A - m.s.n.m.
 B – Altura Barométrica en m.c.a.
Número de Thoma
53
Definición de la Altura de Succión
Factor de seguridad:
FS = 1,1....1,3
Turbina Francis
CSINST F
%1C
0
%1
INST
i
cteN
cteQ
11
11
Margen de 
seguridad
54
Turbina Francis
Cavitación 
en la descarga
Cavitación 
en la entrada
56
Turbina Francis
Cavitación
1. Límite de cavitación en el borde de ataque, lado de succión.
2. Límite de cavitación en el borde de ataque, lado de presión.
3. Límite de cavitación remolinos ínter alabe.
4. Limite de cavitación remolino de descarga.
nH
H
nQ
Q
57
Pestática
Turbina Francis
Limites de Cavitación
1. Límite de cavitación en el borde de ataque, lado de succión.
2. Límite de cavitación en el borde de ataque, lado de presión.
3. Límite de cavitación remolinos ínter alabe.
4. Limite de cavitación remolino de descarga.
3
4
1
58
Turbina Francis
Zonas expuestas a la erosión por cavitación
59
Turbina Francis
60
Turbina Francis
45
m
)gH(
P
b
c a
Valores del número de Thoma Crítico
c
61
Turbina Francis
62
Turbina Francis
Regulación del punto de 
funcionamiento
Regulación Cuantitativa
Aparato Distribuidor Regulable
Regulación de Potencia
Turbina Francis
VM`VM``
VM```
U
W`
W``
W```
V`
V``
V```
64
Turbina Francis
Triángulos de Velocidad a diferentes caudales de operación:
Qn = 75% Admisión
Qn = 100% Adm.
¼
¾
½
1
¼
¾
½
1
¼
¾
½
1
¼
¾
½
1
V1
W1
U1 U2
W2
V2
V1
W1
U1 U2
W2
65
V2
Turbina Francis
¼ ¾½ 1
.máx
.máxQQ
¼
½
¾
1
Qn = 75% Admisión
Qn = 100% Adm.
cten
cteH
66
Para diferentes aperturas
Condición de diseño del rodete corresponde a la 75% de 
apertura del distribuidor
H
f
H
Q
A=25%
A=50%
A=75%
A=100%
Potmáx
Turbina Francis
Formación de la Antorcha de Cavitación
Caudal parcial Q < Qn
Vórtice a Carga Parcial
Turbina Francis
68
69
Formación de la Antorcha de Cavitación
Caudal parcial Q < Qn
Turbina Francis
Pulsaciones de Presión
Distribución angular de Presiones
ω
Baja Presión
ω
71
Pulsaciones de Presión
72
Formación de la Antorcha de Cavitación
Caudal Q > Qn
Vórtice a Sobre Carga
Turbina Francis
74
Rango de Operación de una Turbina Francis
OPERACIÓN 
CONTINUA
OPERACIÓN 
CONTINUA
PREFERIBLE
BEP
Operación 
Temporal
CARGA 
PARCIAL
SOBRE
CARGA
Operación 
Temporal
Turbina Francis
75
Turbina Francis
Curvas Características
Diagramas topográficos
N11
P11
N11
Q11
Turbina Francis
502nS
100nS
77
Q11(l/s) vs. N11
N11
Q11
Turbina Francis
η = cte.
602nS
78
Diagrama de Topográfico P11 (CV) vs. N11
N11
P11
Turbina Francis
η = cte.
100nS
σ = cte.
x = cte.
79
Turbinas Francis
Dimensionamiento
Método analítico
Partiendo de los datos: PH y H se calcula Q asumiendo una
eficiencia η ~ 90%. Para la condición de diseño 2 = 90
se tiene:
4
D
Q
V
2
2
N
2
U2
V2 = Vm2
W2
β2
60
Dn
U 2
2
2
2
2
U
V
tg
3
2
2
N
2
tgn
Q240
D
máxN Q75,0Q  2212 2
81
Método analítico
Para β2 = 14 se tiene:
3 N
2
n
Q
6,4D
Se escoge la velocidad de giro n sincrónica mas
cercana, teniendo en cuenta que:
rpmn
s
m
Q
3
]rpm[
N
3.600
n
PP
m10D2
De lo contrario, se aumentan el número de grupos
NG hasta que se satisfaga la condición anterior. La
velocidad específica de giro nS viene determinada
por:
45
Gm
S
H
NPn
n
82
Método Empírico
Un segundo método, consiste en emplear los
coeficiente de velocidad óptimos de una turbina
Francis de acuerdo a su del nS característico.
El nS característico se puede calcular a partir del
valor de la altura neta del salto, a partir de la
expresión siguiente:
636,0S
H
469.3
n
Con este valor de nS se cálcula la velocidad de giro n 
sincrónica mas próxima (aprox. por defecto):
m
45
S
P
Hn
n S
PP
0 n
N
3.600
n
83
Método Empírico
Con el valor de nS calculado así, se determinan los
coeficientes KU1 y KU2, las dimensiones principales
del rodete se calculan de la manera siguiente:
0
1U
1
n
Hg2K60
D
m10D
n
Hg2K60
D 2
0
2U
2
84
Turbina Francis
0
100
200
300
400
500
600
700
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 nS 
H [m]
45636,0S
m
CVrpm
H
3469
n
85
Turbina Francis
nS KU1 KU2 D1/D2 b0/D2
50 0,58 0,38 1,53 0,07
100 0,66 0,51 1,30 0,14
150 0,72 0,63 1,14 0,20
200 0,75 0,76 0,99 0,26
250 0,84 0,88 0,95 0,33
300 0,90 1,00 0,90 0,38
350 0,98 1,11 0,88 0,40
400 1,07 1,22 0,88 0,40
450 1,20 1,33 0,91 0,40
500 1,37 1,43 0,95 0,40
Coeficientes de velocidad óptimos (ηmáx..) en 
función de nS:
86
Turbina Francis
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
0 100 200 300 400 500 600 nS
K
U
1
, 
K
U
2
, 
b
1
/D
2
,D
1
/D
2
Ku1
Ku2
b1/D2
D1/D2
Coeficientes de velocidad óptimos
87
Método Estadístico
Notación:
D1: diámetro medio entrada [m]
D2: diámetro externo entrada [m]
D3: diámetro característico [m]
B: altura barométrica [m]
Hn: altura neta nominal [m]
Hv: altura vaporización [m]
KU1: coef. de velocidad entrada.
n: velocidad de giro sincrónica [rpm]
nS: velocidad de giro específica
Pm: Potencia mecánica [Kw.]
Dimensionamiento de una TP según Siervo
88
Método Estadístico
Cálculo de la velocidad especifica de giro nS:
Año de diseño ns
1960 - 1964 
1965 - 1969
1970 - 1975
Velocidad específica de giro:
0.625
nH2.959
0.625
nH3.250
0.625
nH3.470
45S
m
kWrpm
n
89
Método Estadístico
Se debe verificar que el ns determinado coincida con una
velocidad de sincronismo en el criterio general de diseño. De lo
contrario, se recalcula nS conla velocidad de giro sincrónica
más cercana.
Número de THOMA:
45
m
S
H
Pn
n
n
VS
INST
1.41
S
5
C
H
HHB
n1054,7
90
Método Estadístico
D1
D2 
D3
H2
Dimensiones del rodete
350)n(110
n0,000133,16
1
D
H
110)n(50
n
42
0,05
D
H
n0,00250,094
D
H
n0,000380,96
1
D
D
n
94,5
0,4
D
D
n
H
K84,5D
n102,500,31K
s
s3
2
s
s3
2
s
3
1
s3
2
s3
1n
U33
s
3
U3
91
Método Estadístico
D
A
C
B
S3S3
S3S3
S3
S3
S3
S3
n
81,75
0,79
D
H
n
96,5
0,89
D
G
n
131,4
1
D
F
n
63,60
0,98
D
E
n
48,8
1,50
D
D
n
49,25
1,32
D
C
n
54,8
1,1
D
B
n
19,56
1,2
D
A
H
G
F
E
Dimensiones Caja Espiral:
92
Método Estadístico
L M 
Dimensiones Caja Espiral:
S
3
S
3
S
3
n0,0000150,60
D
M
n0,000490,88
D
L
n0,000650,1
D
I
93
Método Estadístico
Tubo de aspiración
S3
S3
S
3
S3
S3
n
0,0013
6,1
D
R
n
22,6
58,0
D
Q
n00056,01,37
D
P
n
140,7
83,0
D
O
n
203,5
54,1
D
N
94
Método Estadístico
S3
S3
S
3
S
3
S
S
3
n
8,33
63,2
D
Z
n
7,53
0,10
D
V
n0007,00,51
D
U
n00019,050,1
D
T
n0,25+9,28-
n
D
S
Tubo de aspiración
95
Turbinas Francis
FIN
Turbinas Hidráulicas
Turbomáquinas Hidráulicas
CT-3411
Prof. Jesus De Andrade
Prof. Miguel Asuaje
1
Turbina Kaplan
Descripción,
Clasificación, Dimensionamiento y 
Curvas Características
2
Turbina Kaplan
 Turbina de reacción. 
 Flujo axial U = U1 = U2, VR = 0
 Saltos netos entre 4 y 80 m (rango competitivo hasta 20 m).
 Rango de nS: 350 a 600
 η ≥ 90%
 Pmáx. = 180 MW. (Central Caruachi) Venezuela.
 Peligro de cavitación 
 Problemas de transporte por su gran tamaño.
 Máxima capacidad de regulación de carga Doble regulación 
alabes del aparato distribuidor y rodete ajustables.
Características Generales
3
Turbina Kaplan
Turbina Kaplan de diámetro
D = 9,5 m Central Yacyretá,
ArgentinaD
4
EstatorRotor
Campo de Aplicación
Turbina Kaplan
5
Turbina Bulbo
6
TK de pozo
7
TK tipo S
8
Campo de Aplicación
Turbina Bulbo
9
Descripción TK
10
Turbina Kaplan
1. Concrete front spiral 
casing
2. Membrane thrust 
bearing
3. Thrust bearing 
support head cover
4. Embedded head 
cover
5. Rotating vat bearing
6. Bearing guide with 
supporting cross-head 
of the shell type
7. Blade
11
Turbina Kaplan
Estator
Cubierta
Enfriador Aire/Agua
Frenos y Gatos
Eje Superior
Rotor
Ménsula Inferior
Rodete
Caja Semiespiral
Eje Principal
Paletas Directrices
Cojinete Guía
Paletas Fijas
TK Doble Regulación
Regulación simultanea de
la posición de los alabes
del aparato distribuidor y
del rodete
13
Turbina Bulbo
1. Bulb nose
2. Access arm to the upstream 
compartment
3. Removable cover for generator 
dismantling
4. Oil distribution head
5. Generator
6. Upper stay vane for access to 
downstream compartment
7. Upstream thrust and counter 
thrust bearing
8. Lower stay vane
9. Downstream bearing
10. Adjustable distributor
11. Blade
12. Turbine pit
14
Turbina Bulbo
15
Turbina Bulbo
16
Turbina Straflo
Straflo ≡ Straight Flow
(Turbina Axial concéntrica)
17
Rodetes Turbina Kaplan
18
Caja espiral Turbina Kaplan
Diámetro tubería admisión 6,8 m. Diámetro externo 
máximo igual a 20 m
19
Central Hidroeléctrica 
El Oviachic (México)
Turbina Kaplan
Hn = 47,7 35,5 m
Q = 26 30 m3/s
P = 11050 9480 kW
n = 300 rpm
20
Central Hidroeléctrica Ottmarsheim
Turbina Kaplan
21
Central Hidroeléctrica de La Torre (Italia)
Turbina Kaplan
22
Turbina Kaplan
Comparación
Turbina Kaplan
vs. 
Turbina Bulbo
23
Turbina Straflo
24
Perfil Portante 
Perfil Aislado y en Rejilla
25
Perfil Aerodinámico
Perfil: Es un contorno cerrado, largado en la dirección
del flujo, el cual presenta un Borde de Ataque (BA)
redondeado y Borde Fuga (BF) aguzado.
BA BF
Esqueleto
 (cuerda)
26
b 
fmax
Ala
27
Perfil aislado portante
ángulo de pérdidas
Z
X
V∞
FZ
FX
Centro de presiones
P
dA
F
ángulo de ataque
Centroide
28
Perfil aislado portante
Las fuerzas de sustentación y de arrastre se calculan por
integración del esfuerzo ejercido sobre la superficie del
perfil por la distribución de presiones. Para un diferencial
de área las fuerzas en la dirección OZ y OX se expresan
por:
sendAbPdF
cosdAbPdF
X
Z
donde “b” es la envergadura del ala estudiada
29
Distribución de Velocidades
Efecto de la curvatura:
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.5
1
1.5
2
2.5
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.5
1
1.5
2
2.5
= 10°, = 10°, k = 0,9 = 10°, = 20°, k = 0,9
V/V0 V/V0
x/L x/L
30
Efecto de la ángulo de ataque:
= 10°, = 10°, k = 0,9 = 20°, = 10°, k = 0,9
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.5
1
1.5
2
2.5
3
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.5
1
1.5
2
2.5
3
V/V0
x/L
V/V0
x/L
Distribución de Velocidades
31
Efecto del espesor relativo:
= 10°, = 10°, k = 0,90
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.5
1
1.5
2
2.5
3
= 10°, = 10°, k = 0,95
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.5
1
1.5
2
2.5
3 C/C0
x/L
C/C0
x/L
Distribución de Velocidades
32
Efecto del espesor relativo:
= 10°, = 10°, k = 0,90
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.5
1
1.5
2
2.5
3
= 10°, = 10°, k = 0,85
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.5
1
1.5
2
2.5
3V/V0
x/L
V/V0
x/L
Distribución de Velocidades
33
Coeficientes
2V
F
C
2
Z
Z

2V
F
C
2
X
X

Coeficiente de sustentación:
Coeficiente de arrastre:
2V
M
C
2
2
M
Coeficiente de Momento:
(Referido al centroide)
Fineza Aerodinámica:
X
Z
C
C
ctg
34
Perfiles en rejilla
1. Tipos de Rejillas Planas :
Rejilla de Difusión Rejilla de Aceleración
V1
V2
V2
V1
43
Turbina Kaplan
Transferencia de Energía
50
m2m1m
2
c
2
e21
VVV
)DD(
4
AA
0VR
UUU 21
Dc
De
Vm
Dm
1
2
1
2
a b c c b a
Turbina Kaplan
e
c
D
D
2
DD
D ec
m
U
51
Triángulo de velocidades para D = Dm
Turbina Kaplan
2U1Ut VV
g
U
H
902 1Ut VU
g
1
HCondición de diseño:
α2 = 90°
V1
U
W1V2
W2
Vm
VU1
α1
β1β2
V∞
α∞
W∞
β∞
2
V
2
VV
V 1U2U1U
U
mm VV
mU VVV
0
52
Rejilla plana móvil
ci
W∞
i
t

U
mD
FZFX
F
FU
c
z
D
t m
Faxia
l
53
)(senUFzsenUFzUFzP Uot
Potencia:
cos
F
F Z
b
2
W
CF
2
ZZ  cos
)(sen
U
2
W
CbzP
2
Zot 
Turbina Kaplan
Empuje axial:
cos
)cos(
b
2
W
CzF
2
Zaxial 
2
DD
b ce
(envergadura del alabe)
54
mVAQ
Caudal:
Turbina Kaplan
z
D
t m
2
DD
b ce
bD)DD(
4
A m
2
c
2
e
mVbtzQ
55
Altura H transferida a la turbina:
m
2
Z
ot
t
Vbtzg
cos
)(sen
U
2
W
Cbz
Qg
P
H

cos
)(sen
V
UW
t
C
g2
1
H
m
2
Zt

Ec. Fundamental de las TBMH axiales
Turbina Kaplan
56
Eficiencia Hidráulica:
cossen
sencos
1
cossen
)(sen
H
Ht
h
W
V
senUW
t
C
g2
1
H0 m
Z

tg
tg
1h
Turbina Kaplan
57
Eficiencia Hidráulica:
tg
tg
1h
Turbina Kaplan
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
ηh
β∞
ε = 1
ε = 2,5
ε = 4
58
m
22
e V)1(D
4
Q
m
e
2eU
2
mU
5/41/4
S
D
D
tgK)-(1K 
g260
 
A
n
21
A
 HQg
Pm
Velocidad específica de giro nS
e2
m
2
U
V
tg
Turbina Kaplan
59
Velocidad específica de giro nS
S
m
e
2U1U n,
D
D
K,K
β2 = 14o
g = 9,81 m/s2
ρ = 997 kg/m3
A = 735,3
η = 0,90
m
e
eU
2
1US
D
D
K)1(K386n
2
Turbina Kaplan
60
Turbina Kaplan
Cavitación
61
Turbina Kaplan
Zonas de erosión
1. Límite Cavitación en el borde de
ataque, extradós (zona D).
2. Límite Cavitación en el borde de
ataque, intradós (zona E).
3. Límite de cavitación en el cubo.
nH
H
extradós intradós
Borde de ataque
1 2 3
nQ
Q
62
Turbina Kaplan
Cavitación (vórtice en el extremo del alabe)
63
45
m
)gH(
P
b
c a
c
Turbina Kaplan
Valores del número de Thoma Crítico
64
Turbina Kaplan
737,1
S
c
100
n
0304,0
Valores del número de Thoma Crítico
65
Turbina Kaplan
Operación
66
67
Principio de la Doble Regulación TK
Triángulos en el rodete
TurbinaKaplan
Principio de la Doble Regulación TK
V1
U
W1
Vm
VU1
α1
¾
½
¼
1
β1
U
Vm
V2
W2¾
½
¼
1
β2
Turbina Kaplan
.ctei c
68
Doble Regulación TK
Turbina Kaplan
C
η
Q
cteH
cten
69
Turbina Kaplan
Curvas Características
70
nS = 450
Construcción del Diagrama Topográfico
71
Diagrama Topográfico
nS = 500
20,1Q
135N
n
11
n
11
72
nS = 400
Diagrama Topográfico
73
Turbina Kaplan
Dimensionamiento
74
Dimensionamiento Estadístico
46.1
s
5
c
n
VS
ins
n1035,6
H
HHB
Cálculo del número específico de revoluciones según
Siervo:
Año de diseño ns
1960-1964
1965-1969
1970-1975
Calculo del número de Thoma:
0.489
nH2096
0.489
nH2195
0.489
nH2419
45S
m
Kwrpm
n
75
Dimensionamiento del Rodete
s
5
M
1
0.403-
s
M
m
sM
m
n
UM
s
3
U
n1017,50,38
D
H
n94,6
D
H
n
94,5
0,25
D
D
n
H
84,5.KD
n1061,10,79K
DM
Dm
Hm
Ht
H1
76
Dimensionamiento Caja Espiral
s
5
M
2
s
4
M
1
s
5
M
2
s
4
M
1
s
M
n1048,155,0
1
D
C
n1024,31,46
D
C
n1092,876,0
1
D
B
n1079,31,26
D
B
n40,0
D
A
s
5
M
2
sM
1
s
5
M
2
s
4
M
1
s
5
M
2
s
4
M
1
n1018,362,1
D
F
n
17,72
1,21
D
F
n10*11,248,1
1
D
E
n10*71,21,21
D
E
n1005,958,1
1
D
D
n1074,51,59
D
D
77
Dimensionamiento Caja Espiral
sM
2
sM
1
sM
2
sM
1
n
4,69
19,1
D
H
n
31,86
1,13
D
H
n
7,79
1,36
D
G
n
41,63
1,29
D
G
sM
2
s
3
M
1
sM
2
s
4
M
1
sM
2
sM
1
n
136,28
+1,03
D
M
n1020,106,2
1
D
M
n
105,29
+1,44
D
L
n107,874,0
D
L
n
21,4
44,0
D
I
n
31,80
45,0
D
I
78
Dimensionamiento Caja Espiral
Espesor de la caja espiral:
Material Espesor
acero
concreto
M
1
11 D3,76
2
A
CB
M22 D3,04CB
79
Tubo de Aspiración
sM
s
4
M
sM
s
5
M
sM
sM
s
5
M
s
6
M
s
5
M
t
n
102,66
58,2
D
Z
n1012,520,1
D
T
n
201,51
26,4
D
S
n1098,725,1
D
R
n
18,40
66,0
D
Q
n
16,35
26,1
D
P
n1067,140,1
D
O
n10.14,200,2
D
N
n1082,724,0
D
H
80
Turbinas Kaplan
Instalaciones en Venezuela
81
Central Caruachi
Bajo Caroní
Turbinas
Número 12
Hn 35,6 m
Pot. nominal 180 MW
n 94,74 rpm
Pot. central 2160 MW
D = 9,0 m
82
Central Caruachi
Bajo Caroní
83
Central Macagua II.
TURBINAS Casa de Máquinas 3
Número 2
Tipo Kaplan
Elevación anillo distribuidor 24 m.s.n.m.
Caída neta nominal 22.6 m
Caída neta máxima 23 m
Velocidad nominal 94.74 rpm
Velocidad de embalamiento 230 rpm
Velocidad específica 564
Caudal nominal 415 m3/s
Capacidad nominal 86 MW
Capacidad máxima 88,2 MW
Bajo Caroní
84
Flujo en el Rotor
Simulación CFD 
del Rotor
85
Turbinas Kaplan
FIN
86
Turbinas Hidráulicas
Turbomáquinas Hidráulicas CT-3411
Prof. Jesús De Andrade
Prof. Miguel Asuaje
Turbina Pelton
Descripción,
Clasificación, Dimensionamiento y 
Curvas Características
Turbina Pelton
 Turbina de acción.
 Flujo Tangencial (turbina de chorro)
 Saltos netos entre 50 y 2000 m 
 Rango de nS: 8 a 66
 Sobre los 800 m es la única turbina aplicable
 Pmáx. = 423 Mw. (Cleuson Dixence 1995) Suiza.
 Puede utilizar múltiples chorros (6) lo que permite 
aumentar la potencia.
 No existe peligro de cavitación
 Problema de erosión (erosión por las gotas de agua y 
sólidos en suspensión)
Características Generales
Campo de Aplicación
 
Turbina Pelton
Descripción TP
Turbina Pelton
Principales partes:
1. Colector espiral
2. Carcasa y soporte del generador.
3. Inyector (Tobera +Válvula aguja)
4. Cojinete radial y de empuje axial
5. Generador
6. Eje
7. Rodete
8. Deflector
9. Cojinete turbina
Turbina Pelton
Principales partes:
1. Colector espiral
2. Válvula de admisión.
3. Deflector
4. Inyector (Tobera +Válvula aguja)
5. Chorro de freno
6. Rodete
7. Sistema gobernador
8. Servomotor de los deflectores
Inyector
Elemento que transforma la energía de presión en energía cinética.
Regula el caudal de la máquina. Consta de una tobera y una válvula de
aguja cuya carrera determina el grado de apertura del mismo. Para
poder asegurar el cierre, el diámetro máximo de la aguja tiene que ser
superior al de salida del chorro, cuyo diámetro do se mide en la sección
contraída, situada aguas abajo de la salida del inyector y en donde se la
presión exterior es igual a la atmosférica.
.
Cucharas
Llegada de agua
Aguja
Deflector
Chorro
Servomotor
Turbina Pelton
Deflector:
Cuando la carga disminuye bruscamente debe cerrarse el
chorro para que no se embale la TP. Para ello se introduce un
deflector en medio del chorro, dividiéndolo y desviando una
parte del mismo, de forma que en vez de dirigirse contra las
cucharas, sale lateralmente sin producir ningún efecto útil. De
esta manera se evita un golpe de ariete y se cierra lentamente
la válvula aguja.
En carga normal En carga alterada En carga reducida
Turbina Pelton
Rodete:
Sitio donde se realiza la Transferencia de energía.
Turbina Pelton
Turbina Pelton
S: (1.10 - 1.20)do
B: (2.80 - 3.20)do
L: (2.30 - 2.80)do
T: (0.60 - 0.90)do
m: (0.95 - 1.05)do
m1: (0.18 - 0.20)do
: (96° - 105°)
β1: ( 5° - 7°)
β2: ( 1° - 40°)
Cucharas: Relaciones empíricas y valores 
regulares para una TP:
Clasificación TP
Según posición del eje y 
número de chorros
Según posición del eje:
 Vertical: puede alojar mayor número de chorros.
 Horizontal: sólo puede tener dos chorros por la forma de la carcasa.
Según número de chorros y de rodetes:
Denominación # Rodetes # Chorros
Doble 1 2
2 1 c/u
Triple 1 3
Cuádruple
1 4
2 2 c/u
Quíntuple 1 5
Séxtuple
1 6
3 2 c/u
Clasificación
Turbina Pelton
Simple de eje Horizontal
Turbina Pelton
Doble de eje Horizontal
Turbina Pelton
Hn = 795 785 765 m
Q = 9,18 9,0 9,00 m3/s
P = 64.400 62.700 60.800 Kw.
n = 428rpm
Séxtuple de eje Vertical
Turbina Pelton
Restitución
Electroperu, Lima, Perú.
Distribuidor de entrada de
mayor tamaño, diámetro
tubería: 2400 mm.
Φ 2400 mm.
Séxtuple de eje Vertical
Turbina Pelton
Turbina Pelton
Central de Chivor (Colombia)
8 x 151 MW
Campo de Aplicación TP
Triángulos de velocidad
Velocidad específica de giro
Instalación de la cucharas
Turbina Pelton
Orientación de las cucharas
Circulo primitivo de 
orientación de las 
cucharas
do
do
II II
I I
IIIIII
do
I
chorro
do
II III
Turbina Pelton
Triángulo de velocidades
Turbina Pelton
W2
U2
U1 = U2 = U
V2
W1 = W2
β2
W1 U1
V1
β1
165
15
180
21
2
1
Deflexión del flujo
Turbina de acción
GR = 0
2 = 90°
Se asume que el chorro ataca la cuchara a 
un mismo diámetro constante
Turbina Pelton
Rendimiento del Inyector
I V0V00 K2gHKV
H
2g
V2
0
I
V0
H
Turbina Pelton
Rango de aplicación de la Turbinas Pelton
11115/4
m
s QN
A
g
H
Pn
n
4
d
A
2
0
0
4
d
2gHKA VQ
Q MQ
2
0
0V00I
I
d0
V0
Donde:
Q caudal total.
QI caudal de cada inyector
M número de inyectores
KV0 Coeficiente de velocidad (0,96 … 0,98)
Turbina Pelton
HD
Q
Q
211 2V0
11
4
2gK
MQ
Sustituyendo se tiene:
D
d
:Donde 0
1U11 Kg2
60
H
D n
N
Velocidad específica de giro N11:
Turbina Pelton
111 cosV
2
1
U 1
V1
U1 cos
2
K
K
Para máxima utilización de la energía disponible ( máx):
A
 HQg
Pm
01
1
V1 VV
2gH
V
K
ρ kg/m3
[H] m
[Q] m3/s
[Pm] CV
A = 735,294
Potencia mecánica de la turbina:
Turbina Pelton
Velocidad específica de giro nS
2V0
11
4
2gK
MQ
1U11 Kg2
60
H
D n
N MKK 
2
g60
 
A
n V0U11/4
5/4
S
A
 HQg
Pm
Turbina Pelton
0.88 
m/s 9,81g
3,357A
kg/m 979
0.97K
0.45K
3
V1
U1
M240ns
Para las condiciones de trabajo siguientes se tiene que:
M = 1 nS
Límite mínimo mal rend. (86%) 1/100 2,4
Límite mínimo práctico (90%) 1/30 8
Límite máximo práctico (90%) 1/9 27
Límite máximo real (86%) 1/7 35
Rango óptimo de trabajo TP: 66n8 S
Calidad del Chorro
El chorro está constituido por un núcleo central convergente
de agua y una sección anular creciente que contiene una
emulsión de agua y aire. La calidad del chorro disminuye
(mayor dispersión)al aumentar la distancia “x” respecto a la
tobera.
Turbina Pelton
Núcleo convergente
Sección anular divergente
x
0
0 ≥ 1/30
Turbina Pelton
Al aumentar el espesor del chorro es necesario aumentar el ángulo β2
para evitar el choque del agua con la parte posterior de la cuchara
contigua. Por lo tanto existe un valor máximo para el diámetro del chorro,
por encima del cual el rendimiento de la TP disminuye
0 ≤ 1/7Limitación del chorro
Turbina Pelton
d0 [m]
H2
[m]
100 ≤ d0 ≤ 350 mm.
d0 máx. = 200 mm.
d0 ≤ 0,2 m
Turbina Pelton
nS 25,1m
kWrpm
Variación de vs. nS
Turbinas Pelton
Dimensionamiento
Método analítico
2gH
4
d.
KQ
2
0
V0I
máx
máx
M
Q
Q
calc
Imáx
Partiendo de los datos: PH y H se calcula Q asumiendo
una eficiencia η ~ 90%. Con d0 máx. = 200 mm se calcula
el caudal máximo por inyector
Número de inyectores necesarios:
Se aproxima por exceso M = Mcal +1 y se recalcula d0:
KV0 ≈ 0,97
2gHK M
Q4
d
 V0
0
Método analítico
60
nD
U
2gH
U
K
1
1
U1
El diámetro característico “D” se determina a partir de:
Se escoge una velocidad de giro n sincrónica:
n
H2gK60
D 1U 45,0K
1U
PPN
3.600
n
de manera que:
7
1
D
d
30
1 0
Nota: Las velocidades de giro “n” más frecuentes para 60 Hz son
600, 450, 360 y 300 rpm correspondientes a de 6, 8, 10 y 12 pares
de polos (NPP)
Método analítico
El número de cucharas se puede estimar a
partir de la tabla a continuación:
Número específico 
de revoluciones
nS
Número de 
cucharas
z
4 40
6 37
8 34
10 30
12 28
14 26
18 22
22 20
26 17
32 15
4545
m
S
m
CVrpm
H
Pn
n
Método Estadístico
Notación:
D2: diámetro característico [m]
D3: diámetro de punta [m]
dj: diámetro del chorro [m]
B: altura barométrica [m]
Hn: altura neta nominal [m]
KU: coef. de velocidad tangencial.
n: velocidad de giro sincrónica [rpm]
nS: velocidad de giro específica
Pm: Potencia mecánica [Kw.]
j número inyectores
Dimensionamiento de una TP según Siervo
Método Estadístico
Cálculo del número de inyectores:
243.0
nH78,63
0.243
nH85,49
Año de diseño ns,j
1960 - 1964 
1965 - 1977
45
n
m
jS,
H
jPn
nReferida a un sólo inyector:
45
n
m
S
H
Pn
nVelocidad específica de giro:
Método Estadístico
Se debe verificar que el ns determinado coincida con una
velocidad de sincronismo en el criterio general de diseño. De lo
contrario, se recalcula nS con la velocidad de giro sincronica
más cercana.
45jS,
m
kWrpm
n
Método Estadístico
1,02
j2
0,96
j1
jS,
2
3
jS,
jS,
2
j
n
2
U
jS,U
d3,23H
d3,20H
n0,01371,028
D
D
n1,796250,74
n
D
d
2gH60
n.D
K
n0,00390,5445K
D3 
D2
H1
H2
Dimensiones del rodete.
Método Estadístico
L37,028,1I
L513,062,0H
L71,009,1F
D376,0196,0G
D06,278,0L
3
3
F
H
I
G
L
M N
I
Dimensiones del Pozo:
Método Estadístico
Dimensiones Distribuidor Espiral:
L70,043,0E
L70,0219,0D
L68,0362,0C
L694,0595,0B
H358,082,0A n
D
E
B C
Turbina Pelton
Curvas Características
Diagrama de Topográfico Q11 vs. N11
x
N11
Q11
0
Turbina Pelton
η = cte.
x
Diagrama de Topográfico P11 vs. N11 N11
P11
Turbina Pelton
η = cte.
P11 [CV]
N11 [rpm]
Diagrama de Topográfico P11 vs. N11
Turbina Pelton
15nS
P11 [CV]
N11 [rpm]
Diagrama de Topográfico P11 vs. N11
Turbina Pelton
30nS
Regulación de Potencia
 Con el fin de asegurar una buena regulación, conviene diseñar el
inyector de forma que exista una proporcionalidad entre la potencia de
la turbina y la carrera x de la aguja, por cuanto la potencia es
proporcional al caudal y éste, a su vez, a la sección de paso normal al
flujo.
 La variación del caudal del chorro para regular la potencia se
consigue mediante una aguja de forma especial, con cuyo
accionamiento se puede estrangular la sección de salida de la boquilla;
su regulación puede ser manual o automática mediante un
servomotor.
Regulación de Potencia
Turbinas Pelton
Grandes centrales
Represa La Grand Dixence
Con una altura de 285 m, la
presa de Grand Dixence en los
Alpes Suizos es una de la
presas mas altas del mundo.
La central hidroeléctrica
genera la mayoría de la
electricidad doméstica de
Suiza.
Complejo Hidroeléctrico
Cleuson-Dixence
Complejo Cleuson-Dixence
El complejo Hidroeléctrico de Cleuson-Dixence fue construido entre 1993
y 1998 para incrementar la capacidad de generación de la Grande
Dixence.
Comprende:
Una nueva toma en la presa, un túnel de 15.8 Km. de longitud desde la
presa hasta Tracouet, una chimenea de equilibrio en Tracouet, excavada
en el pico Nendaz , una tubería forzada de acero de 4,3 Km. largo desde
Tracouet hasta la central de Bieudron, la casa de maquinas subterránea
de Bieudron.
La central Bieudron posee tres record mundiales: mayor salto (1883 m),
Mayor potencia de punta cada unidad Pelton (423 MW) y la mayor
potencia eléctrica por polo de un generador (35.7 MVA).
De acuerdo a la demanda eléctrica, el agua es despachada a cuatro
centrales hidroeléctricas: Fionnay, Nendaz, Chandoline y Bieudron. Las
cuales descargan al río Rin.
Turbinas Pelton
FIN
Turbinas Hidráulicas
Turbomáquinas Hidráulicas
CT-3411
Prof. Jesús De Andrade
Prof. Miguel Asuaje
Comparación de las Turbinas
T. Pelton – T. Francis 
T. Francis – T. Kaplan 
Comparación TP y TF
Variable TP TF
Hn [m] 400 400
P [MW] 50 50
ns 46.9 75
n [rpm] 375 600
D3 [m] 2.74 1.40
D2 [m] 1.51 1.42
Dj [m] 0.187
A [m] 9.15 1.33
E + D [m] 5.56
N [m] 5.96
S [m] 11.00
L [m] 6.40
F [m] 5.60
H [m] 3.90
Hs [m] -3.30
Comparación TP y TF
 El montaje para una TF es mucho más profundo que para 
una TP, por lo que requiere grandes excavaciones en el tubo 
de aspiración.
 El espacio requerido entre cada unidad de TP es mayor que 
el de las TF por lo que las primeras tienen largas casas de 
máquinas.
 Para una TF el costo del generador es menor por su alta 
velocidad de rotación.
 La TP es más sensible a variaciones de altura.
 La TP acepta variaciones en la potencia generada con 
mayores eficiencias.
 La TP es de diseño más sencillo.
 La TP es de fácil y poco mantenimiento en relación a la TF, 
más aún si se trabaja con agua sin sólidos en suspensión.
Comparación TF y TK
Variable TF TK
Hn [m] 50 50
P [MW] 50 50
ns 310 358
n [rpm] 179 213
D3 [m] 3.55
DM [m] 3.83
Dm [m] 1.54
A [m] 4.03 4.95
E + D [m] 10.11 11.80
Ht [m] 1.03
N [m] 7.88 7.66
S [m] 16.19 18.47
Hs [m] -1.8 -6.3
Comparación TF y TK
Esta comparación es realizada basada sólo en datos
estadísticos. Es notoria la ventaja de la TF sobre TK
desde el punto de vista netamente económico.
La TK se prefiere cuando se requiere gran capacidad de
regulación de la carga. Algunas centrales hidroeléctricas
requieren particularmente vastos rangos de altura, y
necesitan tener altas eficiencias aún en reducidas
capacidades, entonces estos criterios privan sobre los
económicos. Es así que encontramos un número
apreciable de TK instaladas para rangos de altura entre
40 y 60 m.
Comparación Eficiencias
Comparación Eficiencias
Turbinas Hidráulicas
n
P
M
m
P
M
M
P
H
H
D
D
1k1
1
1
Autor k m n
Moody I 1 0,25 0
Moody I 1 0,25 0,01
Medici 1 0,25 0,10
Ackeret 0,50 0,50 0,50
Formulas Transposición de Eficiencias:
Diagrama de Selección
H [m]
nS
Diagrama de Selección
H [m]
nS
Diagramas de Selección
Turbinas Hidráulicas
FIN