5. sistemas auxiliares de energÍa: acumuladores y

FRANCISCO DE BORJA GARCÍA BARRIOS 66

Estrategias de programación diaria y operación horaria en el mercado de la electricidad de un parque eólico dotado de un sistema acumulador de energía

Sistemas auxiliares de energía: Acumuladores y generadores de electricidad


5. SISTEMAS AUXILIARES DE ENERGÍA: ACUMULADORES Y GENERADORES DE

ELECTRICIDAD

En este capítulo se describirán brevemente algunas de las posibilidades técnicas actuales y

fututas, que permitirían acumular energía temporalmente, y volverla a convertir en electricidad

posteriormente.

La implementación de alguno de estos sistemas junto a un parque eólico permitiría llevar a la

práctica la propuesta de funcionamiento conjunto realizada en este trabajo.

Las dos alternativas que se presentan hoy en día con mayor fuerza son las centrales de bombeo,

y la conversión a hidrógeno.

La primera opción presenta muy buenas cualidades (eficiencia energética y tiempos de

respuesta) y es una tecnología muy madura. Sin embargo requiere una inversión considerable, y un

emplazamiento característico que no siempre es compatible con la producción eólica.

El uso de un conjunto electrolizador/pila de hidrógeno se presenta como una sólida alternativa

de futuro. Esta tecnología presenta como ventaja su flexibilidad (no requiere emplazamientos especiales

ni extensos, y puede funcionar en muchos rangos de potencias). Sin embargo la tecnología del hidrógeno

está en proceso de investigación, por lo que no existe una gama de productos comerciales desarrollada.

Existen otros medios de acumulación de energía que aún no pueden ser considerados una

alternativa real para su uso más allá del campo experimental.

5.1. INTRODUCCIÓN

La integración de sistemas de energía que aprovechan recursos intermitentes, con otros que

permitan su almacenamiento, es un concepto que tiene como objetivos mejorar la eficiencia en el

aprovechamiento de dichas fuentes de energía discontinuas y dar continuidad en el suministro. En el

caso de fuentes intermitentes de energía, como la eólica, que es la que se estudia en este proyecto, los

sistemas de almacenamiento de energía son indispensables si se quiere disponer de energía en forma

continua. Es deseable contar con sistemas de almacenamiento de energía que sean eficientes y

duraderos, todo ello al mínimo coste. Estas tres características son fundamentales para seleccionar un

sistema de almacenamiento de energía. También existen otras características como la densidad de

energía, la capacidad de transporte y la duración del almacenamiento.

A lo largo de este proyecto, se utilizará el término sistema de almacenamiento o acumuladores

de energía para definir al conjunto de equipos controlados por el operador del parque eólico,

conectados al nodo central del parque eólico, que pueden acumular y generar electricidad.




Los objetivos del sistema de almacenamiento de energía son dos: evitar los desvíos de

producción de potencia respecto a lo acordado en el mercado diario y modular el perfil horario de

producción de un parque eólico para vender la energía durante los periodos donde el precio es más alto.

Cada una de estos objetivos presentará unas necesidades distintas para el sistema de almacenamiento

de energía.

El operador del parque eléctrico acude a la subasta del mercado diario y se compromete a

suministrar una potencia durante un determinado tiempo. Las previsiones de las que dispone para

realizar la programación son de potencia media durante un intervalo. La penalización por desvío se

calcula mediante la diferencia entre la potencia programada y la producción media real durante el

intervalo programado. Debido a las características de variabilidad del viento, existe un gran margen de

error en las previsiones de potencia eólica, produciendo también un desvío aleatorio respecto a la

potencia programada.

El equipo auxiliar de energía que se utilizara para resolver este problema debe tener una gran

eficiencia total de conversión de energía (de eléctrica al tipo que se puede almacenar, y al contrario) ya

que está actuando constantemente. Debe tener también una dinámica rápida de los ciclos de carga y

descarga, para adaptarse a los cambios del viento. Además no se requieren unos valores altos para la

máxima potencia del generador, del acumulador, y la cantidad de energía máxima acumulable para

cumplir este objetivo. Es obvio que mientras mayores sean estos valores mejor se podrá evitar el desvío,

pero los errores de predicción de potencia se mueven en un margen razonable permitiendo obtener

buenos resultados para equipos con un dimensionamiento razonablemente bajos.

Por otra parte la modificación del perfil de producción eólica para desviar la producción a las

horas picos de precio del mercado diario, presenta otras necesidades al equipo auxiliar de energía.

Realizar este propósito no requiere unos equipos auxiliares de energía con una dinámica rápida de carga

y descarga, porque se conoce la cantidad de electricidad que se pretende almacenar/generar con

antelación. Tampoco requieren una alta eficiencia total, ya que se puede utilizar sólo en situaciones

donde la diferencia de precio entre la hora donde se almacena la energía y la hora en que se vende, es

lo suficientemente grande como para compensar la pérdida. En este caso, también será conveniente

utilizar grandes depósitos de energía para mejorar el rendimiento.

En [20], se propone un enfoque en este asunto similar al utilizado en la informática con los

tipos de memoria. La memoria RAM y la memoria caché, tienen una alta velocidad de acceso pero

tienen un alto precio por byte. Por otro lado, los discos duros, tienen un coste por byte muy bajo pero

una velocidad de acceso mucho mayor. En la informática se utilizan cada una para un cometido distinto

que permite aprovechar las características de cada una.




De la misma manera, los sistemas de almacenamiento de energía que presentan mejores

características (alta velocidad de respuesta y alta eficiencia) son muy caros, y viceversa. Por ello se

podría dividir los sistemas auxiliares de energía en dos grupos. El primero presentaría un precio por Kw

muy alto, con un alto rendimiento energético y velocidad de respuesta, y se encargaría de solucionar los

desvíos a corto plazo. El segundo grupo, presentaría un coste por Kw mucho menor por lo que su

capacidad sería mucho mayor, y sus cualidades (rendimiento, velocidad de respuesta) serían inferiores.

Este último se encargaría de programar las transferencias de potencia de una hora a otra.

FIGURA 19: EJEMPLO DE USO DE VARIOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA DISTINTOS (PILA DE HIDRÓGENO Y FLYWHEEL)

En las siguientes secciones se describirán las características de algunos de los sistemas de

almacenamiento que podrían ser usados para estos propósitos. La enumeración de sistemas se centrará

principalmente en las alternativas más prometedoras hoy día: los sistemas basados en el hidrógeno

(electrolizador y pila de hidrógeno) y el bombeo de agua.

5.2. SISTEMAS BASADOS EN EL HIDRÓGENO

El par químico que suscita actualmente un mayor interés tecnológico en el almacenamiento de

energía eléctrica es el hidrógeno‐oxígeno. La ventaja del par H2‐O2 sobre otros sistemas químicos de




almacenamiento de energía, reside en que sólo es necesario almacenar el hidrógeno, ya que el oxígeno

puede tomarse de la atmósfera de la que forma parte en un 20%.

El átomo de hidrógeno está muy presente en la naturaleza como integrante de moléculas más

pesadas, sin embargo el hidrógeno molecular, que es el combustible en las pilas de hidrógeno, es muy

escaso en la atmósfera. Por lo tanto es imprescindible una inversión en la producción de hidrógeno para

su futuro empleo como fuente de energía; es por ello que se le denomine vector energético en lugar de

fuente energética. Se presenta pues como una nueva alternativa para el almacenamiento y transporte

de energía eléctrica con características superiores en muchos aspectos a las baterías para muchas de las

aplicaciones de las que hasta ahora eran la única solución.

Hay diversos métodos para la obtención del hidrógeno molecular, centrando la atención en el

método de la electrólisis, explicada en detalle más adelante, nos encontramos ante una vía 100% limpia

de transformación de energía eléctrica en química. Teniendo en cuenta que el único residuo de las pilas

de combustible es agua pura y contando con un método de producción como el anterior solo falta

obtener la energía eléctrica de una fuente limpia renovable para encontrarnos ante un ciclo totalmente

ecológico de generación y transporte de energía aplicable en la mayor parte de entornos de consumo.

5.2.1. PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO

Actualmente destacan tres vías para la generación del H2, aunque sólo una de ellas presenta

las características adecuadas para ser usada en una instalación como la que se propone en este trabajo,

donde debería producirse el hidrógeno con el uso de la electricidad generada por los aerogeneradores.

El reformado de combustibles consiste en la extracción, mediante reacciones químicas, del

hidrógeno contenido en las moléculas de combustibles fósiles para obtener hidrógeno molecular

además de, en muchos casos, moléculas de desecho. Entre estos combustibles materia prima se pueden

destacar ejemplos sólidos como el carbón; líquidos como la gasolina, el metanol, las naftas, los gases

licuados del petróleo (GPL) y el diesel; y gases como el gas natural y el etanol. Esta es la técnica más

económica para la producción de hidrógeno y, actualmente, el 95 % se obtiene a partir de combustibles

fósiles, pero obviamente no es utilizable en el sistema propuesto.

La producción de hidrógeno por biofotólisis, también citada como fotodisociación biológica del

agua, se refiere a la conversión de agua y energía solar (utilizada) a hidrógeno y oxígeno usando

microorganismos, comúnmente microalgas y /o cianobacterias. Esta técnica de producción tampoco es

compatible con el sistema.

La electrólisis o electrolisis es un método de separación de los elementos que forman un

compuesto aplicando electricidad: se produce en primer lugar la descomposición en iones, seguido de

diversos efectos o reacciones secundarios según los casos concretos.




El proceso electrolítico consiste en los siguientes pasos. En primer lugar se disuelve una

sustancia en un determinado disolvente, con el fin de que los iones que constituyen dicha sustancia

estén presentes en la disolución. Posteriormente se aplica una corriente eléctrica a un par de electrodos

conductores colocados en la disolución. El electrodo cargado negativamente se conoce como cátodo, y

el cargado positivamente como ánodo. Cada electrodo atrae a los iones de carga opuesta. Así, los iones

positivos, o cationes, son atraídos al cátodo, mientras que los iones negativos, o aniones, se desplazan

hacia el ánodo. La energía necesaria para separar a los iones e incrementar su concentración en los

electrodos, proviene de una fuente de poder eléctrica que mantiene la diferencia de potencial en los

electrodos.

En los electrodos, los electrones son absorbidos o emitidos por los iones, formando

concentraciones de los elementos o compuestos deseados. Por ejemplo, en la electrólisis que nos

ocupa, la del agua, se forma hidrógeno en el cátodo, y oxígeno en el ánodo.

FIGURA 20: PROCESO DE HIDRÓLISIS

La electrólisis es un método limpio de transformación energética que no depende de la

transferencia de calor, aunque éste puede ser producido en un proceso electrolítico, por tanto, la

eficiencia del proceso puede ser cercana al 100%.

Al ser un proceso que no requiere ninguna fuente externa aparte de electricidad y agua, resulta

la única técnica de producción de hidrógeno que podría ser utilizada en el modelo propuesto.

5.2.2. ALMACENAMIENTO DEL HIDRÓGENO

Existen distintos métodos para el trasporte y almacenamiento de hidrógeno, las posibilidades

dependen de la aplicación para la que se destina el hidrógeno y de la complejidad de ejecución.

La baja densidad y la alta difusividad del hidrógeno provocan que uno de los mayores

inconvenientes del uso de hidrógeno como vector energético sea su almacenamiento. Sin embargo,




parte de este problema de vital importancia en aplicaciones de transporte, puede ser de menor

importancia en el caso de un parque eólico equipado con este tipo de sistemas, ya que es común que el

espacio necesario para almacenar una gran cantidad de hidrógeno no sea una limitación debido a la

ubicación de los parque eólicos en grandes espacios abiertos y aislados.

Los sistemas de almacenamiento y transporte de hidrógeno pueden ser clasificados en función

de su estado gaseoso, líquido o sólido.

Dado que los sistemas y métodos de producción generan hidrógeno gaseoso en lugar de líquido

y que el hidrógeno se emplea en su forma gaseosa, parece ventajoso almacenar el hidrógeno en dicho

estado.

La comparación frente a otros combustibles indica que el almacenamiento del hidrógeno

gaseoso en recipientes a presión no es competitivo. Esto es debido a la baja densidad del hidrógeno

gaseoso y al alto coste de los recipientes a presión. El almacenamiento de hidrógeno gaseoso

comprimido es voluminoso y/o pesado y el coste por unidad de energía es alto. El consumo energético

de almacenamiento ronda el 13% del PCI del H2 almacenado.

Para aplicaciones especiales se fabrican tanques con aceros bajos al carbón, normalmente tipo

4130 mediante una técnica que proporciona tubos no soldados muy resistentes.

El hidrógeno líquido o criogenizado se suele usar como una forma común de almacenar el

hidrógeno puesto que ocupa menos espacio que el hidrógeno en estado gaseoso a temperatura normal.

Un gas es considerado criogénico si puede cambiar a estado líquido al reducir su temperatura a un valor

muy bajo. Normalmente los fluidos criogénicos son gases a temperatura y presión ambiente.

La consecución de temperaturas tan bajas se logra mediante recipientes de almacenamiento

aislados por vacío llamados Dewar o bien mediante tanques de doble capa que contienen otro fluido

criogénico intermedio como puede ser el nitrógeno líquido.

La necesidad de utilizar sistemas complejos para mantener a baja temperatura el hidrógeno,

hace que esta opción pierda interés respecto al almacenamiento gaseoso del hidrógeno, especialmente

en este caso donde no se pretende minimizar el volumen del depósito.

Por último existe la posibilidad de almacenar el hidrógeno permitiendo que lo absorba un

material, (hidruros metálicos o materiales porosos) de manera que presente unas características más

adecuadas para su almacenamiento (una sustancia más densa).




5.2.3. PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD MEDIANTE EL HIDRÓGENO

COMBUSTIÓN DE HIDRÓGENO

El hidrógeno puede quemarse directamente (ecuación 5) para la generación de electricidad

mediante turbinas de gas y ciclos combinados o directamente como combustible de motores. Las

principales ventajas de este compuesto se centran en las elevadas eficacias que pueden alcanzarse y en

que el único producto de su combustión es vapor de agua, estando exento de NOx, si se controla la

temperatura para inhibir la reacción entre el nitrógeno y el oxígeno atmosféricos, y de CO2, evitando la

contribución al calentamiento global.

Ecuación 5 2 2

El principal inconveniente de esta reacción es la alta temperatura desarrollada en la zona de la

llama, superior a 3.000ºC, lo que acarrea problemas con los materiales de los equipos y por la

generación de NOx, como se comentó previamente. Para solventarlos puede recurrirse a la inyección de

agua adicional, lo que permite ajustar la temperatura al valor deseado, pudiendo obtenerse vapor

saturado o sobrecalentado.

PILAS DE COMBUSTIBLE

La aplicación energética de mayor interés en la actualidad para el hidrógeno reside en las pilas

de combustible. Se trata de equipos formados por un stack de celdas que actúan como dispositivo

electroquímico que, a través de la reacción de un combustible (en este caso hidrógeno) con un

comburente (en este caso oxígeno), convierte directamente la energía química en energía eléctrica, sin

procesos de combustión intermedios y por lo tanto con un alto rendimiento. La alta eficiencia de la

obtención electroquímica respecto a la combustión, junto con la superior densidad energética del

hidrógeno respecto a los combustibles fósiles, conducen a la tendencia de sustitución de estos por este

nuevo contenedor energético.

Los equipos de pila de combustible están constituidos por dos electrodos, un electrolito que se

encarga de transportar los iones producidos en las reacciones redox, una matriz que contiene al

electrolito cuando este no es sólido y una placa bipolar que actúa como colector de corriente y

distribuidor de los gases de la pila. Funcionan como una pila convencional con la diferencia de que los

reactivos y los productos no están almacenados, sino que se alimentan y se extraen en continuo.

En principio, cualquier compuesto químico susceptible de oxidación y reducción química que

pueda alimentarse de forma continua a la pila puede utilizarse como combustible y oxidante,

respectivamente. Los más utilizados hasta el momento son el hidrógeno (combustible) que se alimenta

al ánodo y el oxígeno (oxidante) al cátodo.




El hidrógeno suministrado a la pila se difunde a través del ánodo poroso y activado por un

catalizador reacciona sobre la superficie del ánodo con los iones OH‐, formando agua y liberando

electrones libres según la ecuación 6.

Ecuación 6 2 2 2

Como se muestra en la Figura 21, los electrones van por un circuito externo, creando un flujo

de electricidad y el agua generada se dirige hacia el electrolito. El oxígeno se combina en la superficie

del cátodo con el agua del electrolito y los electrones del circuito exterior, para formar y agua

según la ecuación 7:

Ecuación 7 2 2 2

Por último el electrolito, que separa ambos electrodos, transporta los iones y completa el

circuito y el agua es eliminada de la célula.

FIGURA 21: ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA PILA DE HIDRÓGENO

Entre las ventajas que presenta este tipo de dispositivos, destacan:

• Bajo impacto medioambiental.

• Eficiencia. Son más eficientes que cualquier sistema convencional ya que no están

sujetas a las restricciones del factor de Carnot. Desde un punto de vista práctico,

teniendo en cuenta todas las pérdidas del sistema real, se pueden llegar a alcanzar

eficiencias del 75%.

• Flexibilidad de operación. Una pila de combustible genera una tensión entre 0,5 y 1

voltio y puede ser conectada en serie con otras unidades para obtener la tensión

deseada. La eficiencia es relativamente constante en un amplio intervalo de carga (30

a 100 %). En contraste los sistemas convencionales son poco flexibles, ya que para




optimizar su eficiencia han de mantener una carga superior al 80%, utilizándose en

producción todo‐nada.

• Bajo mantenimiento, debido a que no tiene partes móviles como las máquinas de

combustión interna.

Entre las desventajas, destacan:

• Elevados costes de operación y de fabricación de las pilas.

• Vida limitada de la pila.

• La puesta en marcha es más lenta que la de un motor de combustión.

• La tecnología no está todavía lo suficientemente desarrollada y no hay muchos

productos comerciales disponibles.

Las pilas de combustible se pueden clasificar en base a diferentes criterios tales como: tipo de

combustible y oxidante, tipo de electrolito, temperatura, sistema de alimentación de reactivos a la pila y

lugar donde se procesa el combustible. La clasificación más utilizada es la referente al tipo de electrolito,

que a su vez condiciona la temperatura de operación de la pila, los materiales que pueden usarse, el

tiempo de vida y las reacciones que tienen lugar en los electrodos. En la Tabla 6 se presentan un

resumen de los grupos de pilas de combustibles más importantes en la actualidad.

TABLA 6: TABLA COMPARATIVA ENTRE DISTINTOS TIPOS DE PILA DE HIDRÓGENO

Las pilas de combustible se empiezan a utilizar progresivamente en el ámbito de aplicaciones

móviles, portátiles y, las más interesantes para el objeto de este proyecto, estacionarias.

Estas últimas, instaladas en plantas de producción de energía eléctrica, se pueden emplear en

una gran variedad de aplicaciones con un gran intervalo de potencia (del orden de vatios a megavatios).

Las pilas que operan a baja temperatura tienen la ventaja de un menor tiempo de puesta en marcha y




las que operan a alta tienen la ventaja de la posibilidad de cogeneración (obtención simultánea de

energía eléctrica y térmica).

Las pilas de menor potencia (inferior a 1 kW) son útiles para suministrar potencia a equipos que

trabajan en estacionario en lugares aislados, núcleos rurales o montañosos en los cuales no es rentable

hacer llegar el tendido eléctrico. Las elevadas densidades de potencia de las pilas de combustible

permiten unos tiempos de operación superiores a las baterías convencionales. Además, dado el carácter

modular de las pilas y a que se pueden alimentar en continuo, se pueden satisfacer variaciones en la

demanda de potencia. En este caso se suelen utilizar pilas del tipo PEM, SOFC y PAFC.

Para potencias medias (1 – 10 kW) se utilizan pilas en edificios y residencias en núcleos urbanos

y rurales. En la mayoría de los casos se utilizan con cogeneración para obtener agua caliente y/o

calefacción. En estas aplicaciones las pilas más utilizadas son las PEMFC utilizando como combustible gas

natural, propano, y en algún caso aislado, hidrógeno.

Finalmente, las plantas de producción de energía eléctrica de mayor potencia (10 kW – 100

MW) utilizan generalmente gas natural como combustible (debido a la falta de una industria madura de

generación y transporte de hidrógeno) y mayoritariamente se utilizan pilas del tipo SOFC y MCFC. Frente

a las centrales convencionales, las basadas en pilas tienen la ventaja de que su eficiencia no depende del

tamaño con lo cual se pueden construir plantas de producción más compactas y con menores costes de

producción que las convencionales. Las plantas de potencias inferiores a 1 MW pueden utilizar

cogeneración, se pueden utilizar con cualquiera de los seis tipos de pilas mencionados anteriormente y

se suelen ubicar en la propia instalación de consumo. Las instalaciones de mayor potencia se utilizan

para generación distribuida y se ubican próximas a los usuarios finales.

5.2.4. SISTEMA DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO CON EÓLICA EN SOTAVENTO

Este proyecto se ubicará en las instalaciones del Parque Eólico Experimental Sotavento, y

constará de una planta de almacenaje de energía eólica, que empleará el hidrógeno a una escala que,

sin ser la que debería resolver la variabilidad de la generación, permitirá tomar experiencias en

operación real que fácilmente podrán ser extrapolables para diseñar soluciones globales.

Se tratará la producción de hidrógeno con un electrolizador de 60 Nm3/h de capacidad,

alimentado con corriente eléctrica proveniente de los aerogeneradores. El electrolizador produce

hidrógeno a baja presión que luego se comprime para reducir el volumen de almacenaje en cilindros de

acero a unos 200 bar. Para la posterior conversión a energía eléctrica, se emplea un equipo

motogenerador de 60 kW eléctricos.

Ambos sistemas (electrolizador y motogenerador) se diseñan para un completo ensamblaje en

un contenedor apto para ser instalado a la intemperie, que no requiera una gran obra civil adicional.




FIGURA 22: ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO PROPUESTO EN SOTAVENTO

Este proyecto se encuentra actualmente en fase de adquisición de los equipos.

5.3. CENTRAL DE BOMBEO

Una central de bombeo o central hidroeléctrica reversible es una central hidroeléctrica que

además de poder transformar la energía potencial del agua en electricidad, tiene la capacidad de

hacerlo a la inversa, es decir, aumentar la energía potencial del agua (por ejemplo subiéndola a un

embalse) consumiendo para ello energía eléctrica. De esta manera puede utilizarse como un método de

almacenamiento de energía (una especie de batería gigante). Están concebidas para satisfacer la

demanda energética en horas pico y almacenar energía en horas valle.

Aunque lo habitual es que estas centrales turbinen o bombeen el agua entre dos embalse a

distinta altura, existe un caso particular llamado centrales de bombeo puro donde el embalse superior

se sustituye por un gran depósito cuya única aportación de agua es la que se bombea del embalse

inferior.

La central hidroeléctrica reversible está conformada por:

‐ Un embalse situado al pie de la central.

‐ Un embalse situado a mayor altura que será al que se bombeará el agua.

‐ Una central hidroeléctrica reversible que será la encargada de turbinar o bombear el agua

entre los dos embalses. La central estará formada por un conjunto de turbinas

(normalmente turbinas Francis) y generadores (normalmente síncronos), para producir la

energía eléctrica.




‐ En el caso de las centrales de bombeo puro, el embalse superior consistirá en un depósito

elevado de la capacidad suficiente para funcionar durante 4 a 6 horas. Si es posible, es

mejor que este depósito sea como una caverna, de esta manera se evita la evaporación de

agua con alta energía potencial.

FIGURA 23: ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL DE BOMBEO

El uso de centrales de bombeo presenta posiblemente la mejor opción a día de hoy para la

implementación de un sistema de almacenamiento de grandes cantidades de energía.

A las evidentes ventajas en cuanto al uso de una fuente limpia y renovable de energía, habría

que añadir la gran madurez y fiabilidad de esta tecnología. España dispone actualmente de veinticuatro

centrales de bombeo, ocho de ellas de bombeo puro, y las dieciséis restantes mixtas con bombeo, con

una potencia conjunta de casi 5.000 MW. Entre estas instalaciones, se encuentran algunas de las

centrales hidroeléctricas españolas de mayor potencia, como la de Villarino, sobre el río Tormes, cuya

potencia instalada asciende a 810 MW; la de La Muela, sobre el río Júcar, con 628,4 MW.

Esta característica supone en la práctica unos costes de mantenimiento y explotación muy

bajos, y una larga vida útil.

La turbina hidráulica es una máquina sencilla, eficiente y segura, que puede ponerse en marcha

y detenerse con rapidez y requiere poca vigilancia siendo sus costes de mantenimiento, por lo general,

reducidos.

El rendimiento total de un sistema de bombeo se encuentra en torno al 75%.

Por otro parte, las centrales de bombeo presentan también algunos inconvenientes como los

costes de capital por kilovatio instalado, con frecuencia muy altos y sobre todo la necesidad de un

emplazamiento determinado para su construcción. El requerimiento de unos accidentes geográficos




determinados para la construcción de embalses limita en gran medida el uso de estos sistemas junto a

parque eólicos, ya que podría ser difícil encontrar localizaciones donde las condiciones naturales

permitan la implementación de ambas tecnologías.

5.3.1. CENTRAL HIDROEÓLICA DE “EL HIERRO”

EL proyecto denominado “Central Hidroeólica de El Hierro” permitirá el autoabastecimiento de

electricidad a la población herreña con energías limpias.

El proyecto, que cuenta con el beneplácito de la Comisión Europea, se enmarca dentro de otro

proyecto europeo más ambicioso, cuyo jefe de filas es el Instituto Tecnológico de Canarias, denominado

“El Hierro 100% energías renovables”. Así, esta Isla se convertirá en el primer territorio europeo donde

la demanda energética de sus habitantes sea atendida sólo con energías limpias.

La dimensión europea de este proyecto radica en la evaluación de la replicabilidad del mismo

en otras islas o archipiélagos de la Unión Europea. Es decir, actualmente está previsto el desarrollo de

modelos similares a los de El Hierro en las islas de Creta y Madeira, y se propondrán también otras islas

con potencial de implantación de sistemas hidroeólicos, en función de determinados criterios.

La isla de El Hierro ocupa una extensión de 278 Km2, tiene una población cercana a los 10.000

habitantes, y en el año 2.000 fue distinguida como “Reserva de la Biosfera” por su cuidado en la

conservación de la riqueza medioambiental y cultural. Estas características han permitido que la Isla del

Meridiano haya sido elegida para el desarrollo de dicho proyecto piloto, que servirá de base para la

instalación de sistemas similares en otros territorios del mundo.

La concepción técnica e innovadora de la central hidroeólica que está previsto instalar en El

Hierro se basa en el uso de la energía eólica para elevar agua entre dos puntos con un desnivel de 750

metros de altura, y desde el depósito superior producir un "salto de agua" controlado que permita una

alimentación continuada de la energía eléctrica.

El resultado más destacado de este sistema de producción de energía eléctrica por energías

renovables es su respeto por el medioambiente. Así, por ejemplo, se conseguirá una reducción de más

de un 80% en la emisión de CO2, causante según apuntan algunas teorías del efecto invernadero, o una

reducción significativa de las emisiones de SO2, que son las culpables de la lluvia ácida.

Dicha central hidroeólica, supondrá una inversión aproximada a los 24 millones de euros y

reducirá notablemente las toneladas de petróleo necesarios actualmente para atender la demanda

energética de la Isla al año.

La construcción de una central hidroeólica en la Isla de El Hierro se contempla en el marco de

dos actuaciones concretas en las que participa la Consejería de Industria, Comercio y Nuevas

Tecnologías del Gobierno de Canarias, a través del Instituto Tecnológico de Canarias (ITC), aprobadas




por la Comisión Europea. Estas actuaciones son, por un lado, el proyecto denominado “Hacia un

suministro de energía 100% renovable en pequeñas islas”, cofinanciado por la Comisión Europea dentro

del programa ALTENER y, por otro lado, el “Estudio de viabilidad técnico‐económica de la central

hidroeólica de El Hierro”, elaborado por el ITC por encargo de UNELCO‐ENDESA. En este segundo

proyecto se realizaron ya los trabajos de campo y de gabinete encaminados a determinar la

configuración óptima del sistema hidro‐eólico (estudio geológico, estudio de vientos, estudio de

impacto ambiental, desarrollo de un programa informático para simular diferentes alternativas técnicas,

etc.).

Aunque la decisión final sobre la configuración técnica de la central hidroeólica todavía no está

tomada, el estudio de viabilidad elaborado por el ITC ha permitido adelantar algunos aspectos sobre su

posible dimensión y costes. En principio, el sistema podría estar formado por los siguientes elementos:

‐ Un parque eólico de 9,35 MW de potencia.

‐ Dos depósitos abiertos de 200.000 m3 de volumen cada uno (el superior situado en una

caldera natural y el inferior, cercano a la central actual, formando una represa).

‐ Una estación de bombeo con una potencia de 6 MW, que impulsaría agua desde el

depósito superior hasta el inferior.

‐ Una central hidroeléctrica de 6,6 MW de potencia, que produciría energía eléctrica en

continuo al caer el agua desde el depósito superior al inferior.

‐ Una planta desaladora pequeña, que cubriría las pérdidas producidas por evaporación en

los dos depósitos.

‐ La central térmica actual servirá de apoyo al sistema futuro en los meses con menos viento

(meses de invierno).

5.4. OTROS SISTEMAS DE ACUMULACIÓN DE ENERGÍA

5.4.1. ALMACENAMIENTO DE AIRE COMPRIMIDO

En este sistema, el sobrante de electricidad se utilizaría para comprimir aire a una presión

elevada (80 atmósferas) en un gran recinto, depósitos bajo tierra, naturales o artificiales, por ejemplo,

minas abandonadas, cavidades rellenas con soluciones minerales o acuíferos. Durante las horas de baja

demanda el aire se comprime adiabáticamente en compresores de dos o más etapas accionados por

motor eléctrico y se almacena en la cavidad. Durante las horas pico el aire almacenado se calienta

previamente en intercambiadores de calor pasando a la cámara de combustión de la turbina donde se

originan los gases que finalmente mueven la turbina de accionamiento del generador. La cantidad de

combustible requerida para accionar el generador es sensiblemente inferior a la que precisa una turbina

de gas convencional, que requiere dos tercios de su potencia para accionar el compresor. Las principales




desventajas de este sistema radican en la dificultad de encontrar un emplazamiento adecuado para el

almacenamiento y su elevado coste de instalación.

5.4.2. BATERÍAS QUÍMICAS

Las baterías o pilas son dispositivos electroquímicos que convierten la energía eléctrica (en

forma de corriente directa o constante) en energía química durante la carga de la batería, y durante la

descarga, convierten la energía química en energía eléctrica. En los sistemas de almacenamiento de

energía sólo se pueden emplear las baterías recargables. De ellas, la más conocida es la batería de

automóvil, que es una batería que funciona con la reacción química que se produce cuando se combina

plomo con un ácido.

Su capacidad de almacenamiento depende de la tensión (2.08 v por celda) y de la cantidad de

plomo. Se estima que para almacenar 1 Kwh se precisan entre 20 y 40 kilos de ácido lo cual es un

inconveniente en el dimensionamiento del sistema de almacenamiento.

Sin embargo, existen otras que son apropiadas para el almacenamiento, como las de cloruro de

zinc y agua (ZnCI2.H20), las de litio, con una aleación de sulfuro ferroso (Li‐FeS) y las de sulfuro de sodio

(NaS). El coste, la duración, la eficiencia, la vida útil de la batería, así como la energía que puede

proporcionar por unidad de volumen y peso son algunas de las características más importantes que

deben considerarse antes de seleccionar algún tipo de pila.

5.4.3. FLYWHEELS O VOLANTES GIRATORIOS

Los volantes giratorios o flywheels son ruedas hechas de un material muy resistente a la

tensión y con una distribución de materia que ayuda a soportar grandes velocidades. El volante giratorio

forma parte del rotor de un motor eléctrico y la energía eléctrica en zonas valle se almacena en él en

forma de energía cinética. En situaciones punta, el volante devuelve su energía almacenada al motor,

que pasa a actuar como generador. Dicha energía es directamente proporcional al momento de inercia

del volante y por tanto a su masa y al cuadrado de su velocidad angular. Existen distintas formas de

volantes giratorios: anillos concéntricos unidos por resinas, miles de pequeñas fibras unidas en el

centro, ruedas con grosor decreciente y anillos suspendidos magnéticamente. Para generar electricidad

los volantes giratorios se colocan en una unidad sellada al vacío, para evitar las pérdidas por fricción con

el aire y se conectan a un motor‐generador. Este sistema de almacenamiento no alcanza valores

específicos energéticos elevados, y actualmente, su coste puede ser dos veces el de un sistema de

baterías convencionales.

Sin embargo su respuesta de carga y descarga es muy rápida y alcanza eficiencias energéticas

del 90%.




5.4.4. ALMACENAMIENTO DE CALOR LATENTE Y CALOR SENSIBLE

En los sistemas de calor latente o sensible se aprovecha, valga la redundancia, el calor latente o

sensible de un medio de almacenamiento para guardar el calor. En el proceso, un fluido de trabajo pasa

o transfiere el calor de la fuente de almacenamiento. En el sistema de almacenamiento de calor latente

se aprovecha el calor que produce una sustancia cuando cambia de fase. El cambio de sólido a líquido es

el que más se utiliza en la práctica. Para guardar el calor se utilizan, por ejemplo, lechos de roca, agua

caliente, líquidos orgánicos, metales, ladrillos, sales, etc. Para seleccionar los materiales se debe

considerar que posean una alta capacidad calorífica (calor sensible) o un valor elevado de calor de fusión

(calor latente). En ambos casos, la temperatura máxima y mínima, así como la densidad de energía, son

los criterios que más pesan para elegir un material adecuado. La baja eficiencia en la conversión del

calor almacenado en energía eléctrica resta atractivo a este sistema.

5.4.5. IMANES SUPERCONDUCTORES

Un imán superconductor es una bobina hecha de un material superconductor (un alambre

enrollado en un núcleo) por la que se hace pasar una corriente elevada, produciéndose un campo

magnético que induce una corriente eléctrica, aunque existe un campo magnético crítico y una corriente

crítica para los cuales la superconductividad desaparece. En los imanes superconductores la energía

almacenada es proporcional al cuadrado del campo magnético producido. Se ha propuesto almacenar

energía mediante grandes bobinas enterradas bajo tierra, hechas de materiales superconductores, pues

en estas condiciones las corrientes serían elevadas y los campos magnéticos que se producirían serían

intensos. Así, se puede lograr que una corriente eléctrica se mantenga almacenada circulando en la

bobina sin pérdidas. Dichas bobinas deben estar provistas de un sistema de enfriamiento para alcanzar

las condiciones de superconductividad. La gran ventaja de los imanes superconductores es su elevada

eficiencia (por encima del 90%), así como el almacenamiento directo que se logra de la energía eléctrica.

El coste por kilowatio sin embargo es muy alto, aunque en este tipo de sistemas decrece conforme se

aumenta su capacidad de almacenamiento, lo cual significa tener que irse a grandes instalaciones para

conseguir costes competitivos.

5. sistemas auxiliares de energÍa: acumuladores y

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