er hi2 evaluación de almacenamiento de energía … · recoge el almacenamiento energético por...

Enero 2015

ER – HI2

Evaluación de almacenamiento de energía mediante bombeo hidráulico en la Isla de la Palma

INDICE

1. CONTEXTO GENERAL ...................................................................................................................5

1.1. Introducción ............................................................................................................................5

1.2. Almacenamiento energético .............................................................................................. 13

1.3. Estabilidad de la red eléctrica en los sistemas insulares ............................................... 19

1.3.1. Introducción ..................................................................................................................... 19

1.3.2. La estabilidad de la red en el sistema insular de La Palma ........................................ 21

2. ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO POR BOMBEO HIDRÁULICO ......................................... 25

2.1. Introducción ......................................................................................................................... 25

2.2. Nuevos desarrollos de la tecnología PHES ...................................................................... 27

2.2.1. Métodos para una rápida respuesta en la entrega de potencia ................................. 30

2.2.2. Métodos para aumentar la capacidad de regulación del bombeo ............................. 31

2.2.3. Diseño general de un PHES ........................................................................................... 32

3. PHES EN LA ISLA DE LA PALMA .............................................................................................. 36

3.1. Introducción ......................................................................................................................... 36

3.1.1. Plan Canarias ................................................................................................................... 36

3.1.2. DOSE................................................................................................................................. 36

3.2. PIOLP .................................................................................................................................... 42

3.2.1. PTEOIE ............................................................................................................................. 42

3.2.2. PHLP ................................................................................................................................. 43

4. ANÁLISIS DE LOS PROYECTOS PHES EXISTENTES ............................................................. 44

4.1. Introducción ......................................................................................................................... 44

4.2. Diseño básico de un PHES en La Palma .......................................................................... 45

4.3. Proyectos ............................................................................................................................. 46

4.3.1. Balsa Los Camachos – Laguna de Barlovento – Las Cancelitas. .............................. 46

4.3.2. Balsa Las Laderas de Herrera – Balsa Los Riveros. ................................................... 47

4.3.3. Balsa de Vicario – Balsa Casas de Gánigo ................................................................... 48

4.3.4. Balsa El Campo – Balsa Montaña del Arco .................................................................. 48

4.3.5. Balsa La Hoya – Balsa San Isidro .................................................................................. 52

4.3.6. Balsa Tamanca – Balsa Jedey ....................................................................................... 52

4.3.7. Resumen y conclusiones ............................................................................................... 52

5. REFERENCIAS ............................................................................................................................. 55

ANEXOS ............................................................................................................................................... 57

TABLAS

Tabla 1.1. Configuración del parque de generación de cada isla según potencia. Año 2012 . 7

Tabla 1.2. Estructura tecnológica de generación térmica. Los Guinchos. Año 2012 .............. 8

Tabla 1.3. Grupos térmicos en Los Guinchos. Año 2012 ....................................................... 8

Tabla 1.4. Estructura de generación. Fuentes primarias ........................................................ 9

Tabla 1.5. Generación mensual térmica y renovable en la Isla de La Palma (MWh) ............ 10

Tabla 1.6. Parques eólicos en La Palma .............................................................................. 11

Tabla 1.7. Comparación de las características técnicas de los EES .................................... 17

Tabla 3.1. Escenarios contemplados en el DOSE ................................................................ 38

Tabla 3.2. Hidrobombeo contemplado en el DOSE para la Isla de La Palma ....................... 40

Tabla 4.1. Resumen del análisis cualitativo de los proyectos PHES .................................... 54

FIGURAS

Figura 1.1. Central mini-hidráulica de “El Mulato” .................................................................. 6

Figura 1.2. Generación anual térmica y renovable en La Palma (año 2012) ........................ 10

Figura 1.3. Perfil horario del día de máxima demanda año 2012 ......................................... 11

Figura 1.4. Líneas de transporte en la Isla de La Palma ...................................................... 11

Figura 1.5. Red de distribución en La Isla de La Palma ....................................................... 12

Figura 1.6. Rangos genéricos en cuanto a los servicios de los EES .................................... 15

Figura 1.7. Incidentes en Canarias con pérdida de mercado ............................................... 21

Figura 2.1. Esquema de un sistema PHES .......................................................................... 25

Figura 2.2. Esquema del diseño del conjunto híbrido hidro-eólico “Gorona del Viento” ........ 28

Figura 2.3. Esquema de un posible sistema PHES en La Palma, a 4-máquinas y doble

tubería forzada conectado a red. ......................................................................................... 33

Figura 3.1. Demanda y previsión de la demanda considerada en el DOSE para la Isla de La

Palma. ................................................................................................................................. 40

Figura 3.2. Excedentes en La Palma con/sin hidrobombeo, según el DOSE ....................... 41

Figura 4.1. Posible trazado Balsa Los Camachos – Laguna de Barlovento ......................... 47

Figura 4.2. Planimetría y perfil de la zona de actuación ....................................................... 49

Figura 4.3. Trazado tubería forzada .Alternativa 1 ............................................................... 50

Figura 4.4. Trazado tubería forzada .Alternativa 2 ............................................................... 51

Figura 4.5. Perfil altimétrico de la tubería forzada .Alternativa 2 .......................................... 51

Servicio de Consultoría y Asistencia Técnica en materia de Eficiencia Energética

Página 5 de 57

1. CONTEXTO GENERAL

1.1. Introducción

El Cabildo de la Palma, viene desarrollando desde hace tiempo estudios y acciones

encaminadas a avanzar en la sostenibilidad energética de La Palma, utilizando los

recursos renovables con que cuenta. La Isla de la Palma cuenta con gran potencial en

cuanto al recurso disponible de diferentes fuentes renovables, en donde destaca la eólica

y la solar, y en un segundo orden, la hidráulica, marina y geotérmica. Los planes de

ordenación territorial, de infraestructuras, recursos, planificación energética así como sus

directrices de ordenación (tanto en tramitación como aprobados) recogen este aspecto, lo

desarrollan, establecen prioridades y ordenaciones en función de sus ámbitos de

planificación. Los objetivos consensuados que se tratan de establecer, giran en torno a 4

ejes:

Alcanzar la máxima autosuficiencia energética y la mínima dependencia de

combustibles fósiles.

Asumir territorialmente la implantación en la Isla de las infraestructuras

necesarias, amparándolas formalmente en los diferentes instrumentos de

planeamiento insular.

Completar los estudios existentes sobre el potencial de la Isla para implantación

de energías renovables.

Concienciar a la población sobre un ahorro y uso eficiente del agua

En relación a ello, surge por necesidad la implementación de sistemas de

almacenamiento energético y regulación con el objeto de permitir un mayor grado de

penetración del uso energético proveniente de recursos de energías renovables (RES) y,

al mismo tiempo, garantizar el suministro en cuanto a la seguridad del sistema de tal

manera que los costes sean razonables. De entre todos los sistemas de almacenamiento

energético, dadas las características orográficas e hídricas de la isla, en los planes se

recoge el almacenamiento energético por bombeo hidráulico (en adelante, PHES) como

candidato indiscutible a formar parte del sistema eléctrico de la Isla de la Palma.

Históricamente, La Palma es pionera en el uso energético del agua. En primer lugar y a

diferencia del resto de islas, cuenta con arroyos de corrientes continuas, entre los que

destacan los de la Caldera de Taburiente y Marcos y Cordero junto con los del Barranco

del Río.

El clima está marcado por las importantes alturas existentes en la Isla, superiores a 2.000

metros sobre el nivel del mar, lo que provoca grandes variaciones climáticas zonales,

algo curioso en un territorio tan pequeño. La zona nordeste es húmeda, debido a la

influencia de los vientos alisios, mientras la parte sudoeste es mucho más seca y

soleada. La orografía abrupta, marcada por profundos barrancos, sobre todo en la zona

norte de la Isla, hace que los aprovechamientos hidroeléctricos se hayan implantado en


Página 6 de 57

su territorio, y que por su orografía, recursos hídricos y ubicación de los mismos, tiene

una enorme potencialidad de cara a desarrollar proyectos futuros.

En el siglo XIX se construyó un aprovechamiento hidroeléctrico en Santa Cruz de La

Palma, explotado por la Sociedad “El Electrón”, con la que suministraba el alumbrado

público. Se inauguró en 1893, en una zona donde ya existían molinos que utilizaban el

agua para moler cereal destinado a la elaboración del gofio. En 1916 se amplía la central

El Electrón con una nueva turbina de 55 kW.

Así mismo, en la zona del Valle de Aridane, durante el pasado siglo se instalaron dos

aprovechamientos hidroeléctricos en Argual y Tazacorte. Y en la zona de San Andrés y

Sauces, en 1955 arrancó la central hidroeléctrica del Mulato, existente en la actualidad, y

que aprovecha caudales de los nacientes de Marcos y Cordero. Actualmente lleva varios

años sin turbinar. La central Hidráulica del Mulato dispone de un salto de 450 m y tiene

una potencia instalada de 820 kW, su concesión por 99 años data de 1913.

Figura 1.1. Central mini-hidráulica de “El Mulato”

Fuente www.elapuron.com

En la actualidad, como se puede ver en la siguiente tabla, sólo existe este último

aprovechamiento. En Tenerife existen dos centrales mini-hidráulicas que suman 1,2 MW:


Página 7 de 57

Tabla 1.1. Configuración del parque de generación de cada isla según potencia. Año 2012

Es necesario tener en cuenta que sólo el 6% de la generación eléctrica procede de

fuentes renovables (con datos del 2012), estando dominada la generación por

tecnologías térmicas que aprovechan combustibles derivados del petróleo. En la central

de “Los Guinchos”, propiedad de Endesa, se genera el 94% de la electricidad consumida

en la isla, a partir de grupos diésel y una turbina de gas (que funciona con gasóleo) que

hace de “peaker” y “back-up”.


Página 8 de 57

Tabla 1.2. Estructura tecnológica de generación térmica. Los Guinchos. Año 2012

Fuente: Anuario energético de Canarias 2012

Tabla 1.3. Grupos térmicos en Los Guinchos. Año 2012


Es importante considerar, como luego veremos, los grupos de mayor potencia, 11,5 MW

y 21,6 MW ya que, como luego se verá, marcan de manera muy importante la estabilidad

de la red en cuanto a su tamaño relativo frente a la demanda de la isla en determinadas

condiciones.

En cuanto a la estructura existente en el sector eléctrico de la Isla respecto a las fuentes

de energía primaria, tenemos


Página 9 de 57

Tabla 1.4. Estructura de generación. Fuentes primarias


En cuanto a la distribución mensual de la generación eléctrica, térmica y renovable en el

año 2012, tenemos que alcanzó un máximo del 10,7% en Julio de 2012.


Página 10 de 57

Tabla 1.5. Generación mensual térmica y renovable en la Isla de La Palma (MWh)

Térmica Renovable Total

%

renovable

Enero 21.196 1.425 22.621 6,3%

Febrero 19.832 1.562 21.394 7,3%

Mareo 20.009 1.740 21.749 8,0%

Abril 19.297 1.364 20.661 6,6%

Mayo 20.662 1.249 21.911 5,7%

Junio 19.601 1.728 21.329 8,1%

Julio 20.335 2.437 22.772 10,7%

Agosto 22.098 2.079 24.177 8,6%

Septiembre 21.803 791 22.594 3,5%

Octubre 21.439 686 22.125 3,1%

Noviembre 18.156 836 18.992 4,4%

Diciembre 19.488 812 20.300 4,0%

Total 243.918 16.707 260.625 6,4%


Figura 1.2. Generación anual térmica y renovable en La Palma (año 2012)

Existen cuatro parques eólicos, que suman unos 7 MW de potencia nominal (situación

bastante alejada de las previsiones del PECAN)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

Ener

o

Feb

rero

Mar

eo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre

MW

h

Térmica

Renovable

Total


Página 11 de 57

Tabla 1.6. Parques eólicos en La Palma

El máximo de demanda diario se alcanzó el 15 de Febrero, mes en donde se alcanzó un

7,3% de generación renovable. El perfil horario de demanda fue el siguiente:

Figura 1.3. Perfil horario del día de máxima demanda año 2012


En cuanto a las líneas de transporte, en la actualidad existen 2. En la planificación figura

la conversión de la línea del valle (66 kV) a doble circuito.

Figura 1.4. Líneas de transporte en la Isla de La Palma

Fuente: Red eléctrica de España

La red de distribución pertenece a Endesa distribución, y cuyo esquema se muestra a


Página 12 de 57

continuación:

Figura 1.5. Red de distribución en La Isla de La Palma

Fuente: ENDESA

Es necesario también resaltar las circunstancias particulares del mercado de generación

eléctrico de Canarias con objeto de poner en contexto los posibles almacenamientos

mediante bombeo hidráulico.

En canarias no existe propiamente un mercado de producción. La posibilidad de

competencia en generación de régimen ordinario muy limitada (fuertes barreras de

entrada: emplazamientos, índices de cobertura máximos, etc). El despacho de

generación lo realiza el Operador del Sistema (REE) atendiendo a los costes variables

reconocidos de cada grupo generador con el objetivo de garantizar la seguridad de

suministro optimizando el coste de explotación (atendiendo a lo dispuesto en la normativa

de aplicación en los SEIE: RD 1747/2003, ITC/913/2006, ITC/914/2006y Procedimientos

de Operación) y maximizando la integración de EERR. Los costes reconocidos para el

año 2012 de la generación ordinaria (la térmica en la central de Los Guinchos) fue de

193,8 €/MWh, un coste de generación elevadísimo si lo comparamos con los costes de

generación ordinaria en la Península o incluso los costes de generación de muchas

tecnologías de energías renovables.

La estructura del sector eléctrico de Canarias se ha transformando a raíz del RD

1747/2003 que designa a REE como OS y de la Ley 17/2007 que designa a REE como

Transportista Único.


Página 13 de 57

Recientemente, la Ley 17/2013, de 29 de octubre, para la garantía del suministro e

incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares,

que pretende sentar las bases para el desarrollo de nuevos regímenes retributivos en los

territorios no peninsulares, con objeto de incrementar la competencia y reducir los costes

de generación, así como reforzar las herramientas de actuación por parte de la

Administración ante situaciones de riesgo para la seguridad de suministro en dichos

territorios. En esta ley se designa al OS (REE) como operador único de los bombeos en

las Islas. Es importante señalar que por esta ley, se habilita al Gobierno para establecer

mecanismos retributivos para nuevas instalaciones de producción en los sistemas

insulares y extrapeninsulares, con la finalidad de disminuir el coste de generación. Estos

mecanismos podrán incluir señales económicas de localización para la resolución de

restricciones técnicas zonales. De esta manera, queda abierto el régimen retributivo de

los bombeos, de tal modo que puede quedar establecido “had-hoc”, como ha ocurrido en

el caso de Gorona del Viento (el Hierro).

1.2. Almacenamiento energético

El almacenamiento de energía asociado a los sistemas eléctricos (EES) como desarrollo

tecnológico surge en respuesta a la necesidad de sincronizar oferta y demanda de un

bien que, sin dichos sistemas de acumulación, tendría que ser producido y consumido de

forma instantánea. La tecnología implicada es diversa, tanto en la forma de proceder al

almacenamiento energético (en forma de energía química, gravitacional, eléctrica,

térmica, etc.) como en cuanto a las características del propio sistema de almacenamiento

(potencia, energía, peso, tamaño, eficiencia, velocidad de carga y descarga, vida media,

etc.). Se puede distinguir entre sistemas en términos de la función a desempeñar.

Aunque algunos sistemas pueden operar en todas las categorías funcionales, las

restricciones vienen dadas en términos de costes. Así, podemos distinguir entre:

Sistemas de mejora de calidad de potencia: sólo operan en tiempos inferiores al

segundo para asegurar la estabilidad de la potencia suministrada

Sistemas puente de potencia: operan en intervalos de segundos a minutos para

asegurar la continuidad del servicio cuando se cambia de fuente de generación

energética.

Sistemas de gestión de la energía: se utilizan para desacoplar generación y

consumo de energía eléctrica. Una aplicación típica es la nivelación de la carga,

que implica la carga del sistema de almacenamiento cuanto el coste de la energía

es bajo para ser utilizada cuando el coste es elevado.

De esta forma, se pueden definir distintas aplicaciones dentro de los sistemas eléctricos

en función de la potencia requerida y del tiempo en que pueda responder la unidad de

almacenamiento. Así, los sistemas con poca capacidad de almacenamiento y potencia se

utilizan para mejorar la calidad de la potencia en la red, mientras que a potencias

mayores se utilizan para garantizar la estabilidad del sistema transporte. Con mayor

capacidad de almacenamiento y respuesta se sitúan los sistemas que permiten una


Página 14 de 57

mayor penetración de las fuentes renovables no gestionables en la red eléctrica, así

como los que ayudan al control de la frecuencia y voltaje de la red.

Dentro de los sistemas estacionarios dedicados al almacenamiento de energía eléctrica,

los sistemas hidráulicos de bombeo suponen cerca del 100% del total, debido a lo

madura que es su tecnología y al propio desarrollo de la energía hidráulica en el planeta.

La tendencia en capacidad de bombeo es ascendente aunque las dificultades para

encontrar nuevos emplazamientos en los países desarrollo hacer prever que el mayor se

producirá en un futuro en los países en desarrollo. De forma más concreta, entre las

tecnologías implicadas en el almacenamiento de energía eléctrica se pueden distinguir,

como sistemas desarrollados, las baterías (con distintas configuraciones y materiales), el

almacenamiento mediante aire comprimido, los volantes de inercia, el almacenamiento en

superconductores, el almacenamiento en condensadores y las centrales hidráulicas de

ciclo reversible (PHES). Como sistemas en desarrollo y con un elevado potencial, se

encuentran las tecnologías del hidrógeno.

Efectivamente, en términos de la función, las tecnologías EES se pueden clasificar en las

que están destinadas en primer lugar a una potencia específica elevada con un contenido

relativamente pequeño de energía que los hace aptos para la calidad de la energía; y los

diseñados para gestión de la energía. PHES, CAES, baterías de gran escala, las baterías

de flujo, las células de combustible, combustible solar y TES caen en la categoría de

gestión de la energía, mientras que los condensadores / supercondensadores, las SMES,

los volantes de inercia y las baterías están en la categoría de calidad de la en el

suministro de la energía y la confiabilidad. Esta clasificación es muy simplificada, puesto

que existe en realidad una amplia gama de parámetros técnicos de los dispositivos de

almacenamiento de energía. Por ejemplo, varios fabricantes de volantes de inercia están

desarrollando volantes con una mayor energía para relaciones de potencia, y baterías

avanzadas a menudo muestran buenas características de potencia de impulso.


Página 15 de 57

Figura 1.6. Rangos genéricos en cuanto a los servicios de los EES

Fuente: EDF

Aunque la electricidad no es fácil de ser almacenada directamente a una precio reducido,

habitualmente se puede almacenar fácilmente en otras formas y convertirse de nuevo a la

electricidad cuando sea necesario. Las tecnologías de almacenamiento de energía

eléctrica también se pueden clasificar por la forma de almacenamiento según la siguiente

clasificación:

Almacenamiento de energía eléctrica: (i) el almacenamiento de energía electrostática

incluyendo condensadores y supercondensadores; (ii) el almacenamiento de energía

magnética / corriente incluidas las SMES

Cabe destacar aquí el proyecto STORE (ENDESA GENERACIÓN),

que entre los proyectos pilotos a instalar, figura un módulo de super-

condensadores en la Central de Los Guinchos. La motivación es que,

en la central, tras la desconexión por fallo de una unidad de

generación, la frecuencia de la red se ve afectada y cuando lo hace

en una magnitud superior a la permitida, las protecciones de

frecuencia comienzan a deslastrar cargas y por tanto a cortar el

suministro eléctrico a parte de los abonados. En el momento que se

desconecta la unidad de generación en fallo, un sistema de

supercondensadores inyectaría potencia activa en magnitud y con

rapidez suficiente para que la variación de frecuencia no suponga

deslastre de cargas y de tiempo al resto de unidades de generación

para adaptarse a la nueva situación (a través de la respuesta de

inercia y el regulador de velocidad). Esto ocurre en un tiempo muy


Página 16 de 57

corto, durante los primeros 1-2 segundos de la desconexión de

grupo.

Almacenamiento de energía mecánica: (i) de almacenamiento de energía cinética

(volantes); (ii) el almacenamiento de energía potencial (PHES y CAES).

Almacenamiento de energía química: (i) el almacenamiento de energía electroquímica

(baterías convencionales, tales como el plomo-ácido, níquel-hidruro metálico, iones de

litio y baterías de celdas de flujo tal como bromo zinc y vanadio REDOX); (ii) el

almacenamiento de energía química (pilas de combustible, las pilas de combustible de

carbonato fundido - baterías MCFCs y metal-aire); (iii) el almacenamiento de energía

termoquímica (hidrógeno solar, metal solar, solar amoniaco disociación recombinación y

solar metano disociación recombinación).

Almacenamiento de energía térmica: (i) el almacenamiento a baja temperatura de la

energía (Acuífero de almacenamiento de energía en frío, almacenamiento de energía

criogénica); (ii) de almacenamiento de energía de alta temperatura (sistemas de calor

sensible, tales como acumuladores de vapor o agua caliente, grafito, rocas calientes y

hormigón, sistemas de calor latente, materiales de cambio de fase, etc).


Página 17 de 57

Tabla 1.7. Comparación de las características técnicas de los EES

Sistema

Potencia y tiempo de

descarga

Duración del almacenamiento

El costo de capital

Potenci

a

Tiempo de

descarga

Autodescar

ga por día

Duración de

almacenamien

to adecuado $ / KW

$ /

KWh

c /

kWh-

Por

ciclo

PHES 100-

5000

MW

01.24 h + Muy

pequeño

Horas

meses

600-

2000

5-100 0,1-

1,4

CAES 5-300

MW

01.24 h + Pequeño Horas

meses

400-

800

2-50 2.4

Ácido-

plomo

0-20

MW

Segundos

horas

0,1-0,3% Minutos

días

300-

600

200-

400

20-

100

NiCd 0-40

MW

Segundos

horas

0,2-0,6% Minutos

días

500-

1500

800-

1500

20-

100

NaS 50

kW-8

MW

Segundos

horas

~ 20% Segundos

horas

1000-

3000

300-

500

8-20

ZEBRA 0-300

kW

Segundos

horas

~ 15% Segundos

horas

150-

300

100-

200

5-10

Li-ion 0-100

kW

Minutos

horas

0,1-0,3% Minutos

días

1200-

4000

600-

2500

15-

100

Las pilas

de

combustibl

e

0-50

MW

H

segundos-

24 +

Casi cero Horas

meses

10.00

0

6000-

20,00

0

Metal-Aire 0-10

kW

H

segundos-

24 +

Muy

pequeño

Horas

meses

100-

250

10-60

VRB 30

kW-3

MW

Segundos-

10 h

Pequeño Horas

meses

600-

1500

150-

1000

5-80

ZnBr 50

kW-2

MW

Segundos-

10 h

Pequeño Horas

meses

700-

2500

150-

1000

5-80

PSB 15.1

MW

Segundos-

10 h

Pequeño Horas

meses

700-

2500

150-

1000

5-80

Combustibl

e Solar

0-10

MW

01.24 h + Casi cero Horas

meses

- - -

SMES 100

kW-10

MW

Milisegundo

s-8 s

10-15% Minutos

horas

200-

300

1000-

10.00

0

Volante 0-250

kW

Milisegundo

s-15 min

100% Segundos

minutos

250-

350

1000-

5000

3-25


Página 18 de 57

Sistema

Potencia y tiempo de

descarga

Duración del almacenamiento

El costo de capital

Potenci

a

Tiempo de

descarga

Autodescar

ga por día

Duración de

almacenamien

to adecuado $ / KW

$ /

KWh

c /

kWh-

Por

ciclo

Condensad

or

0-50

kW

Milisegundo

s -60 min

40% Segundos

horas

200-

400

500-

1000

Super-

condensad

or

0-300

kW

Milisegundo

s -60 min

20-40% Segundos

horas

100-

300

300-

2000

2-20

AL-TES 0-5

MW

01.08 h 0,5% Minutos

días

20-50

CES 100

kW-

300

MW

01.08 h 0,5-1,0% Minutos

días

200-

300

3-30 2.4

HT-TES 0-60

MW

01.24 h + 0,05 a

1,0%

Minutos

meses

30-60

Fuente: (Haisheng Chena, 2009)


Página 19 de 57

1.3. Estabilidad de la red eléctrica en los sistemas insulares

1.3.1. Introducción

Los sistemas eléctricos aislados están, como su propio nombre indica, aislados de toda

red eléctrica y cuentan con un número muy limitado de grupos de generación. Este tipo

de sistemas tienen una elevada sensibilidad ante la pérdida de un grupo generador, lo

que hace que haya una variación (en condiciones normales) en el equilibrio de potencia

entre la demanda y la generación. Los sistemas eléctricos insulares presentan

características tales que la estabilidad es un problema primer orden. Son sistemas de

pequeño tamaño y están equipados total o parcialmente con grupos generadores de baja

inercia (por ejemplo accionados por motores diésel). Por ello, las variaciones de

frecuencia que se producen en caso de perturbaciones son muy superiores a que las que

se experimentan en sistemas fuertemente interconectados. Además, las redes eléctricas

de los sistemas insulares están por lo general poco malladas y son de niveles de tensión

inferiores a las redes de los sistemas interconectados. Suelen ser sistemas de baja

inercia y la reserva rodante con la que cuentan los grupos puede no ser suficiente para

cubrir la cantidad de potencia perdida por el grupo desconectado. Dicho desequilibrio

produce una bajada de frecuencia muy rápida y si no es compensada se pueden producir

deslastres de carga para evitar el colapso de la frecuencia.

Los sistemas eléctricos aislados presentan únicamente el deslastre de cargas como

solución a desequilibrios repentinos de potencia debido a desconexiones de grupos

generadores. Los deslastres de cargas utilizan la frecuencia y su derivada como variables

de control, dejando a diversas partes del sistema eléctrico aislado sin suministro.

Los esquemas de deslastre de cargas tienen por misión desconectar un conjunto limitado

de cargas para restablecer el equilibrio entre generación y demanda alterado por la

desconexión de un grupo generador. La desconexión de las cargas está activada,

normalmente, por protecciones de subfrecuencia, que desconectan escalones de carga

en las subestaciones según se alcanzan umbrales de actuación.

Sin embargo, puede ocurrir que incluso utilizando un plan de deslastre de cargas se

llegue a producir el colapso de la frecuencia y por lo tanto un “apagón” completo del

sistema. Los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) son los sistemas

eléctricos aislados que se encuentran en España. Los planes de deslastre se basan en la

desconexión de cargas por etapas (suelen tener varias) debido a valores bajos de

frecuencia o a valores negativos de su derivada. Es un sistema de protección para

sistemas que, al sufrir desequilibrios entre la generación y la demanda de potencia,

responden con variaciones pronunciadas en la frecuencia pudiendo provocar un colapso

del sistema. El principio básico de los planes de descarga es el uso de relés de

subfrecuencia y de relés de derivada de frecuencia para ir desconectando cargas de

menor a mayor prioridad (en la primera etapa tienen menor prioridad que en las

siguientes) para intentar restablecer el equilibrio de potencia. Aunque el deslastre de


Página 20 de 57

cargas puede llegar a solucionar un desequilibrio de potencia, produce apagones en

diversos puntos del sistema.

Los esquemas de deslastre de cargas por subfrecuencia absoluta pueden no ser

suficientes para preservar la integridad del sistema cuando la variación de la frecuencia

es muy rápida. Existen casos en los que la pendiente de caída de la frecuencia es tal,

que cuando se produce la desconexión efectiva de las cargas tras la orden de las

protecciones, el valor de subfrecuencia alcanzado es inadmisible y la desconexión de las

cargas demasiado tardía. En efecto, en sistemas insulares de gran tamaño, la pendiente

de caída de la frecuencia puede alcanzar valores en torno a 2 Hz/s, mientras que en

sistemas más pequeños, se pueden alcanzar valores comprendidos entre 4 y 5 Hz/s.

Esto conlleva una baja relación potencia-frecuencia, en el caso de Canarias de entre 5-70

MW/Hz según la isla, frente a los 15.000 MW/Hz en el sistema interconectado peninsular.

Esta relación expresa la caída de frecuencia respecto a un desequilibrio en la generación.

Esta baja sensibilidad genera problemas frecuentes en la estabilización de la frecuencia,

y como consecuencia se obtienen pérdidas de mercado no deseadas. Las desconexiones

de consumidores por inestabilidad de la frecuencia es algo bastante habitual en las Islas

Canarias como se desprende de los datos del Operador del Sistema en Canarias, Red

Eléctrica de España como se puede apreciar en la Figura 1.7

El valor de la pendiente con la que disminuye la frecuencia depende, en el instante inicial,

de la magnitud de la perturbación y de la inercia del sistema. En general, en estos

sistemas cualquier generador sustenta una fracción importante de la demanda, y su

desconexión supone una perturbación de gran magnitud. A su vez, la desconexión de

cualquier generador supone la pérdida de una fracción igualmente importante de la

inercia del sistema, que ya es característicamente baja como se explicó anteriormente.

Lógicamente lo anterior se acentúa cuanto mayor es la potencia instalada del grupo

desconectado. En el caso de los sistemas eléctricos insulares, estos planes de deslastre

no son completamente fiables para eliminar el riesgo de un cero energético que deje a la

isla entera sin suministro eléctrico.

Por lo tanto se debe intentar solucionar este problema sin tener que recurrir a nuevos

planes de deslastre y utilizando tecnologías sostenibles como los sistemas de

almacenamiento de energía los sistemas eléctricos aislados son sistemas muy proclives

a sufrir desequilibrios de potencia debido a pérdidas de generación. En la actualidad,

cuando esto ocurre, solo se tiene el deslastre de cargas para solucionarlo y muchas

veces ni si quiera esto resulta suficiente.


Página 21 de 57

Figura 1.7. Incidentes en Canarias con pérdida de mercado

Fuente: REE

1.3.2. La estabilidad de la red en el sistema insular de La Palma

Durante los últimos cinco años, se han producido hasta cuatro ceros energéticos en la

isla de La Palma: el 23 de septiembre de 2009, el 23 y 24 de diciembre de 2009, el 16 de

abril de 2010 y el 3 de septiembre de 2014. Como se puede apreciar en la figura Figura

1.7, en la Isla de la Palma es un problema relativamente más frecuente que en el resto

del archipiélago. Por lo tanto es un problema de gran importancia y de gran relevancia en

la actualidad. La posibilidad de que algún tipo de sistema almacenamiento de energía

presente una solución viable a este problema hace que sea de gran interés entender y

aplicar dichos sistemas. No tiene sólo un interés a nivel de cono cimiento eléctrico, sino a

nivel social y económico. Si a todo esto le sumamos la variabilidad intrínseca y la

inestabilidad de frecuencia que poseen (en mayor o menor medida) las energías

renovables, el problema se agrava y bloquea la integración de energía renovable en la

red debido a la falta de garantía de suministro (dada la gran inestabilidad que alcanzaría

el sistema).

Como hemos visto, la planta de Los Guinchos tiene 107,74 MW de potencia instalada y

un total de 11 grupos. Al ser una de las islas con menor inercia y potencia de corto

circuito, es uno de los sistemas insulares aislados que se pueden ver más afectados por

pérdidas súbitas de generación. Esto produciría un desequilibrio y una disminución de

frecuencia repentina. Cuando esto ocurre, los grupos que siguen generando potencia e

inyectándola en la red deben utilizar su reserva rodante. Utilizando sistemas de

almacenamiento de energía, se podría evitar este desequilibrio inyectando potencia


Página 22 de 57

cuasi-instantáneamente evitando el desplome frecuencial. Por estas razones la isla de La

Palma, está muy indicada para implementar estos sistemas de almacenamiento de

energía: motivos geográficos y motivos de precariedad de suministro. Las pequeñas

variaciones de frecuencia son corregidas por el estatismo de los reguladores de carga de

los generadores, que se adaptan a la nueva carga. Las protecciones son necesarias para

perturbaciones ante las cuales la regulación primaria no es capaz de responder

adecuadamente. Ante estas circunstancias de mínima frecuencia, la protección principal

está en la red, que deberá disponer de relés de frecuencia con diversos escalones de

disparo de cargas, en función de la magnitud de bajada de frecuencia. El objetivo del

deslastre de cargas es evitar la caída de la frecuencia a valores inadmisibles. Se

establece que cada sistema insular y extrapeninsular español tendrá definido su Plan de

Deslastre particular, que se actualizará periódicamente en función de las necesidades y

modificaciones de cada sistema. Los sistemas interconectados deben coordinar sus

Planes de Deslastre, teniendo en cuenta los estados de las interconexiones. Los valores

establecidos se corresponden con su Plan de Deslastre, en escalones decrecientes de

frecuencia, y/o derivada de frecuencia, asignando a cada uno de ellos una potencia a

deslastrar y una temporización asociada. En los deslastres se considerará la

conveniencia de desconectar la compensación de reactiva asociada a las cargas

desconectadas. Además, en determinadas centrales distribuidas por la red podrán existir

relés de mínima y máxima frecuencia para proteger cargas próximas que puedan quedar

en isla con ellas. Estos sistemas se deben coordinar con el Plan de Deslastre. La

protección de apoyo, ante circunstancias de mínima frecuencia, es la de los propios

grupos. Está basada en relés de mínima frecuencia, temporizados, que habitualmente

dan disparo al grupo. El objetivo de estos relés es guardar la integridad de los equipos y

la seguridad de la central. Al mismo tiempo, deben evitar el disparo ante situaciones

recuperables, lo cual es compatible habitualmente con los requisitos de integridad y

seguridad citados. Se recomienda cuidar el diseño del esquema de protección de mínima

frecuencia para asegurar:

La cobertura ante el disparo y/o disparo intempestivo de los relés

El funcionamiento adecuado de éstos

Habitualmente, los generadores térmicos llevan protección de mínima frecuencia para

proteger la turbina. Los servicios auxiliares de los grupos térmicos no suelen disponer de

relés de mínima frecuencia, protegiéndose los motores con relés térmicos o de

sobrecarga. Debe existir coordinación entre los reguladores de grupos, los relés de

deslastre de cargas y las protecciones de mínima frecuencia de grupos. Los relés de

mínima frecuencia deben ser insensibles a oscilaciones de potencia y a situaciones de

mínima tensión. En general, no habrá problema de coordinación con los relés de

sobreexcitación pues no suele producirse este fenómeno en las bajadas de frecuencia.

En cuanto a la sobrefrecuencia, ocurre cuando hay exceso de generación. En puntos

singulares del sistema, existen lógicas de teledisparo de grupos ante pérdida parcial de

sus vías de evacuación. Son medidas preventivas para evitar situaciones locales de

sobrefrecuencia, que conllevarían pérdidas mayores de generación. Los grupos térmicos

suelen estar equipados con relés de sobrefrecuencia para protección de la turbina o del


Página 23 de 57

motor diesel. También lo están los grupos hidráulicos, al poder alcanzar velocidades altas

en un rechazo de carga. Generalmente, los ajustes de los relés de sobrefrecuencia son

muy superiores a los transitorios de red. Los ajusten deben asegurar el no disparo ante

condiciones recuperables, tales como transitorios tras un deslastre de cargas o durante

un teledisparo de grupos.

La utilización de los sistemas de almacenamiento de energía, y más concretamente de un

sistema combinado supercondensadores (como los del proyecto STORE) y/o baterías

puede conseguir que en casos de desequilibrios de potencia no se llegue a niveles de

frecuencia y de derivada de frecuencia por debajo de los niveles de deslastre. Es decir,

se podría utilizar como una pieza más del control de potencia-frecuencia. Esto ahorraría

problemas, recursos económicos y haría que el sistema fuera más fiable. Esto podría ir

acompañado de un sistema de bombeo que permitiera una mayor penetración de

renovables, y que tuviera una respuesta dinámica en red tanto en bombeo (que podría

actuar como deslastre rápido y, como luego veremos, en el caso de bombas con

variadores de frecuencia) como en turbinación, gracias a un control de potencia rápido y

adecuado al sistema insular, y en relación a los otros sistemas complementarios

antedichos.

El objetivo de la implantación de supercondensadores en el sistema eléctrico de La

Palma es la capacidad de inyectar potencia activa en el sistema a gran velocidad y así no

depender exclusivamente de la velocidad de la regulación primaria de los generadores

todavía conectados al sistema (la velocidad en que estos generadores pueden aumentar

ligeramente su inyección debido a la variación en frecuencia). Esta inyección de potencia

es temporal (no llega al minuto) y no pretende sustituir a un generador, sino dar suficiente

tiempo a los generadores a aumentar su inyección. Una vez pasados los momentos más

críticos, el supercondensador dejará de inyectar potencia. Mediante la utilización de estas

nuevas tecnologías se pretende evitar que los planes de deslastre lleguen a actuar o, si

esto no se puede conseguir, limitar al mínimo la caída en frecuencia para que el plan de

deslastre desconecte una cantidad menor de carga

A parte de la seguridad/estabilidad del sistema, la generación convencional necesaria

para garantizar la cobertura y proporcionar servicios complementarios no puede bajar de

su mínimo técnico lo que limita la capacidad de servicios o, integración de la generación

renovable.

La generación renovable con capacidad de regulación de frecuencia, apoyada por –por

ejemplo- un sistema de almacenamiento energético con bombeo, permitiría:

asignar la banda de regulación a bajar a esta generación y por tanto una mayor

integración.

regular frecuencia a subir cuando existe un límite de producción mejorando la

velocidad de respuesta del sistema.


Página 24 de 57

La banda de reserva a subir se asigna a la generación convencional, por lo que no

supone reducción en la producción renovable.


Página 25 de 57

2. ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO POR

BOMBEO HIDRÁULICO

2.1. Introducción

El almacenamiento energético por bombeo hidráulico (PHES) es el sistema de

almacenamiento energético a gran escala más ampliamente implementado. Como se

muestra esquemáticamente en la Figura 2.1, este sistema consta normalmente de (2) dos

embalses situados a diferentes alturas, (1) una unidad para bombear agua a gran altura

(para almacenar energía eléctrica en forma de energía potencial hidráulico durante las

horas de poca actividad), y una turbina para generar electricidad con el agua que vuelve

a la elevación baja (conversión de la energía potencial de la electricidad durante las horas

punta). Todo ello, conectado, tanto para el bombeo como para la turbinación, a la red

eléctrica. Claramente, la cantidad de energía almacenada es proporcional a la diferencia

de altura entre los dos depósitos y el volumen de agua almacenada.

Figura 2.1. Esquema de un sistema PHES

El sistema PHES es una tecnología madura con que puede almacenar un gran volumen

de energía, con un largo período de almacenamiento, alta eficiencia y relativamente bajo

costo de capital por unidad de energía. Debido a la pequeña evaporación y penetración,

el período de almacenamiento de PHES se puede variar típicamente de horas a días e

incluso años. Teniendo en cuenta las pérdidas por evaporación y conversión, ~71% a ~

85% de la energía eléctrica utilizada para bombear el agua en el depósito elevado puede

ser recuperado. El tamaño típico de los PHES es de aproximadamente 1.000 MW, pero

los hay desde varios MW, y se instalan en todo el mundo a un ritmo de hasta 5 GW por

año. La PHES se aplica en general para la gestión de energía, control de frecuencia y el

suministro de reserva, por lo que cubre prácticamente todo el rango dinámico. Desde la

primera instalación en Italia y Suiza en la década de 1890 y la primera aplicación


Página 26 de 57

comercial a gran escala en los EE.UU. en 1929 (planta de Rocky River PHS, Hartford),

hay más de 200 unidades y 100 GW de PHES en funcionamiento en todo el mundo , (~32

GW instalados en Europa, ~21 GW en Japón, ~19.5 GW en los EE.UU. y otros en Asia y

América Latina), que es aproximadamente un 3% de la capacidad mundial de generación.

El principal inconveniente de PHES radica en la escasez de lugares disponibles para dos

grandes embalses/presas. Las tramitaciones / construcciones son en general largas

(típicamente ~ 10 años) y un alto coste, y son complicadas desde el punto de vista

ambiental (por ejemplo, la eliminación de los árboles y la vegetación de las grandes

cantidades de suelo requeridos)

Como hemos visto, el almacenamiento de energía es un tema clave en la integración de

grandes cantidades de fuentes de energía renovables intermitentes y no gestionables en

los sistemas eléctricos de potencia, y también respecto a la estabilidad del sistema de

potencia, equilibrio de carga y control de frecuencia en los sistemas de potencia. En

todas las tecnologías EES existe un desarrollo y esfuerzo continuo de la industria para

incrementar el rendimiento, reducir los costes y mejorar la interfaz con los sistemas de

energía. Existen instalaciones de demostración a gran escala, y algunas aplicaciones

comerciales para la mayoría de los tipos de tecnologías de almacenamiento de energía

pertinentes, pero hasta ahora sólo los sistemas.


Página 27 de 57

2.2. Nuevos desarrollos de la tecnología PHES

PHES se consideran como una tecnología madura con una larga historia de aplicación

comercial a gran escala. Aunque se han utilizado durante más de cien años, todavía se

están introduciendo nuevas mejoras y desarrollos que en cuanto a sus posibles

aplicaciones y control. Uno de los avances más importantes en las últimas décadas ha

sido el desarrollo de los sistemas de velocidad variable para permitir potencia controlable

en el modo de bombeo. Tales sistemas se han instalado en fase comercial en Japón

desde el comienzo de la década de 1990 para la nivelación de carga en el sistema de

energía, con la introducción más reciente también en Europa, y se basan por lo general

en una turbina de Francis-reversible con una potencia controlada electrónicamente.

Con una mayor introducción de las fluctuaciones que provocan las fuentes de energía

renovables, como la energía eólica y fotovoltaica, en los sistemas de energía a gran

escala, se espera que los sistemas de almacenamiento y bombeo para ganen aún más

en importancia. Una tendencia importante en la investigación sobre los sistemas de

almacenamiento y bombeo durante las últimas décadas ha estado centrado en el

almacenamiento de energía en sistemas híbridos con energía eólica u otras fuentes de

energía renovables intermitentes. Tales sistemas híbridos principalmente se han

considerado para su aplicación en sistemas de energía aislados como una importante

contribución a un suministro de electricidad sostenible sin dependencia de los

combustibles fósiles. Un ejemplo cercano lo tenemos en el proyecto “La Gorona del

Viento” en la isla del Hierro, cuyo esquema es muestra en la siguiente figura:


Página 28 de 57

Figura 2.2. Esquema del diseño del conjunto híbrido hidro-eólico “Gorona del Viento”

Fuente: Gorona del Viento

Los esquemas de acumulación por bombeo para sistemas de energía híbridos en redes

eléctricas aisladas han hasta ahora ha centrado principalmente en soluciones simples y

robustas, donde el principal objetivo ha sido mejorar el balance energético de los

sistemas cuando el aumento de la cuota de las energías renovables. Aunque la

capacidad de control de las unidades de velocidad variable puede ser igualmente

importante en este tipo de sistemas híbridos como en sistemas más grandes usando alta

capacidad de las PHES para nivelación de carga, se ha dedicado poca atención a las

unidades de velocidad variable de menor escala para redes aisladas. El proyecto Gorona

del Viento ataca parcialmente este problema a través del uso de múltiples grupos de

bombeo de velocidad constante.

El foco principal de los desarrollos en el futuro cercano se centrará en soluciones de

electrónica de potencia para el funcionamiento a velocidad variable y en su aplicación de

los sistemas de almacenamiento y bombeo. Desde el punto de vista eléctrico, control

electrónico de potencia y operación de velocidad variable para la integración en red de la

fluctuación de las fuentes de energía renovables son muy prometedores. En cuanto al

control y la mecánica, existes sistemas (como el ”no-flow”), que hacen que la turbina

(Pelton) pueda actuar como un volante de inercia y que pueda generar rápidas rampas de

potencia hasta el límite impuesto por los transitorios de la tubería forzada.

En las PHES, un aumento rápido de la potencia demandada, provocado por la

disminución de la energía eólica de un modo brusco o un viaje de viento, etc, el control de


Página 29 de 57

la turbina detecta una baja frecuencia del sistema y da lugar a la apertura1 de los

inyectores lo más rápido posible proporcionando la potencia activa a la red un tiempo lo

más reducido posible. De esta manera, no se actúa mediante deslastres, por ejemplo,

redundando en la calidad del servicio. Por lo tanto, permite el aumento de la penetración

de la energía eólica en una forma confiable.

Una concreto, los PHES se tornan últimamente en sistemas que pueden ser capaces de

jugar un papel importante en la mejora del rendimiento del sistema en la cara al control y

la seguridad del suministro en los sistemas de potencia, además de servir como

optimizador del balance entre energías renovables no gestionables y adecuación a la

demanda de un modo razonablemente económico. Lo nuevos desarrollos de PHES

tienen tres efectos beneficiosos:

Aumenta la carga del sistema para permitir la generación de más energía

renovable conectable

Puede ser desconectado mientras que en modo de bombeo como un deslastre de

carga o incluso actuar como una carga (demanda) altamente gestionable de gran

rango y respuesta dinámica

Puede ser incrementado en el modo de generar rápidamente después de un

evento del sistema para cubrir la pérdida de otra generación, incluso en el rango

segundos-minutos (para compensar bien pérdidas de generación compensar

variaciones de la generación eólica/renovable)

Como ejemplo del último punto anterior, existen nuevas estrategias para el

funcionamiento de este tipo de centrales. Esta estrategia, aplicable a plantas equipadas

con turbinas Pelton, consiste en la ejecución de los generadores hidráulicos

sincronizados a la red, sin que fluya agua a través de las turbinas Pelton, el sistema “no-

flow”, que además podría servir como un volante de inercia sincronizado en red si se dota

de los mecanismos de control y actuación adecuados.

1 Un aumento de potencia de la unidad Pelton está limitado por la hidráulica del circuito; principalmente la

tubería forzada. Un golpe de ariete negativo se produce en la tubería de carga durante una rápida apertura de

los inyectores. Por lo tanto, la limitación en la rampa de inyección de potencia es impuesta por la presión

mínima permitida en la tubería forzada. Si la presión del agua cae por debajo de la presión de vapor a nivel

local, aparece la cavitación. El desarrollo de un volumen de cavitación, lo que resulta en una llamada

separación de columna de agua, es seguido por un colapso, que conduce a picos de alta presión que puede

sobrecargar la estructura del sistema hidráulico severamente, comprometiendo la integridad del sistema.


Página 30 de 57

2.2.1. Métodos para una rápida respuesta en la entrega de

potencia

El tiempo de respuesta de las plantas de energía hidroeléctrica depende en gran medida

de la disposición del sistema hidráulico y en el equipo electro-mecánico. Hay varias

posibilidades para mejorar el tiempo de respuesta de las centrales de acumulación por

bombeo, como de tipo 3-máquinas o el funcionamiento a velocidad variable.

El tipo “3-máquinas” combina una máquina eléctrica, una bomba y una turbina en el

mismo eje, con la misma dirección de rotación. Esta configuración permite la regulación

de potencia continua en el modo de bomba, y el cambio entre los modos de

funcionamiento de la turbina de la bomba y en un tiempo más corto.

En PHES de alta caída, y especialmente en el rango de potencia pequeña como los que

podríamos ver en La Palma, se tiende a utilizar el sistema “4-máquinas”, que consiste 1-2

máquinas Pelton y el grupo de bombeo de alta presión en diferentes turbinas acopladas

con dos máquinas eléctricas diferentes, síncrona y asíncrona, respectivamente.. Este tipo

permite el uso de equipamiento Pelton de catálogo, más fácilmente disponible que las

turbinas de alta caída a medida. Además, es una disposición más flexible que cualquier

otra configuración, incluso que el de 3-máquinas.

Es importante señalar que en todas las centrales hidroeléctricas, un cambio en el punto

de operación de la planta implica un cambio de flujo en las turbinas y en la tubería de

carga. Este cambio de flujo se consigue mediante un transitorio rápido en la tubería de

carga. Este transitorio produce oscilaciones, no sólo en el caudal, sino también en la

presión. Las presiones reales alcanzados dependen de las características tuberías

forzadas, y su riesgo asociado aumenta cuando aumenta la altura nominal.

Las turbinas Pelton se utilizan para las plantas hidroeléctricas de gran salto. Por lo tanto,

los transitorios hidráulicos en estas plantas son fundamentales y deben abordarse con

cuidado. La forma habitual de amortiguar las fluctuaciones de presión transitorios es

aumentar la apertura y el cierre temporal de los inyectores. Gracias a los deflectores,

estos tiempos son más cortos en las turbinas Pelton que en otras turbinas hidráulicas.

Los deflectores permiten la desviación del chorro desde el inyector. Se pueden utilizar

durante el funcionamiento normal para lograr una reducción rápida en la potencia de

salida. Sin embargo, no hay ningún dispositivo que realiza una función similar cuando la

potencia de salida se debe aumentar rápidamente, algo que podría ser necesario en el

sistema eléctrico de La Palma. La velocidad de la rampa de entrega de potencia depende

del tiempo de apertura de los inyectores, que se limita para evitar transitorios2 en la

2 De hecho, cada incremento en la potencia está acompañada por una disminución en la presión en la tubería

de carga: el golpe de ariete negativo. Durante los transitorios, las oscilaciones de presión dependen de la

velocidad de cambio de flujo: una tasa mayor implica oscilaciones de presión más grandes. Por lo tanto, un

aumento rápido del flujo podría conducir a presiones transitorias negativas en algún punto de la tubería


Página 31 de 57

tubería forzada. En Gorona del Viento, el sistema hidro-eólico, junto con los grupos Diesel

(teniendo en cuenta los transitorios mecánicos y eléctricos) fue modelizado y diseñado de

tal manera que el sistema es estable en un amplio rango de circunstancias.

De la descripción anterior, es evidente que el elemento limitante de la rampa de

generación de energía, en este tipo de planta de energía hidroeléctrica, es la tubería de

carga. Sin embargo, en ocasiones, el procedimiento de arranque de turbina es superior a

este límite impuesto por la tubería de carga.

Como ejemplo de métodos de reducción del tiempo de la rampa de entrega de potencia,

existen modificaciones de arranque que además pueden servir como sistemas

alternativos “volante de inercia”. En estos sistemas “no-flow” se sincronizan los

generadores Pelton con la red como se hace normalmente. Primero se enciende el

controlador de la turbina, que se abriría el inyector para que la unidad se acelere hasta la

velocidad nominal. A continuación, se enciende el regulador automático de tensión, por lo

que la tensión del generador se eleva a su valor nominal. En este momento, el

sincronizador automático sitúa al el generador en línea mediante el cierre del interruptor

del generador. Después de la sincronización de los generadores, los chorros de los

inyectores se cierran en situación de “no-flow”. En esta etapa, las máquinas giran o a la

velocidad nominal, y los generadores síncronos estarían operando como motores sin

carga. El consumo de energía en este modo de funcionamiento es muy bajo (alrededor

de 2% de la potencia nominal), con sólo la potencia necesaria para compensar las

pérdidas mecánicas, de hierro y de ventilación.

En esta situación, las unidades Pelton están listas para inyectar potencia en un tiempo

mínimo debido a que ya están sincronizados. En este modo de operación, las rampas de

potencia están limitadas por la tasa máxima permisible de cambio de caudal en la tubería

forzada, según hemos visto antes.

2.2.2. Métodos para aumentar la capacidad de regulación del

bombeo

Las estrategias de control de la unidad de almacenamiento por bombeo hacen que ésta

pueda formar parte directamente en el control de la frecuencia primaria, aumentar la

respuesta de frecuencia total y mejorar las características operativas y la respuesta de

forzada: las conducciones forzadas pueden colapsar bajo presiones negativas. También, las presiones bajas

pueden producir cavitación. La cavitación significa la separación de la columna de agua cuando la presión de

vapor es mayor que la presión en el conducto de agua. Los picos de presión que aparecen cuando se

colapsa la cavidad de vapor pueden alcanzar amplitudes varias veces mayor que la amplitud máxima de un

golpe de ariete. Por lo tanto, para la tubería de carga, el tiempo de apertura de los inyectores debe ser tan

grande como sea posible


Página 32 de 57

control del sistema respecto a cambios en la carga y la generación. Especialmente en los

casos con baja carga/demanda y alta penetración de las fuentes de energía renovable,

las cuales normalmente no están tomando parte en el control de la frecuencia. En estos

casos la contribución de la acumulación por bombeo para el control de frecuencia

primaria podría ser importante. Existen diferentes estrategias para el control de potencia

que pueden combinar para mejorar el funcionamiento del sistema con respecto a las

fluctuaciones de potencia y los cambios en la carga o la generación. Entre ellas, está la

división del grupo de bombeo en múltiples bombas que pueden ir desde muy pequeñas a

otras de mayor tamaño con objeto de poder adecuar la potencia de bombeo. Sin

embargo, la eficiencia de estos grupos pequeños es muy modesta.

Las tecnologías de velocidad variable se están convirtiendo últimamente en una solución

muy interesante. Estas máquinas tienen la capacidad de regular su potencia de bombeo

y, por tanto el modo de producción, gracias a su capacidad para adaptar su velocidad de

rotación, mientras que las máquinas-bombas convencionales sólo pueden variar

ligeramente sobre su potencia nominal.

Esto significa que el Operador del Sistema puede ajustar la demanda según criterios de

optimización de los costes de generación, emisiones de CO2 y utilizar las bombas con

labores de equilibrio de frecuencia. Este aumento de la flexibilidad es particularmente útil

cuando las PHES se utilizan para equilibrar la variabilidad de generación renovable.

2.2.3. Diseño general de un PHES

Los PHES de salto muy grandes (por encima de ~ 700 metros) y muy baja presión (por

debajo de ~ 100 m) en este momento son un verdadero reto en cuanto a la regulación. En

general, la viabilidad económica de los PHES de saltos elevados es difícil de justificar. En

el caso de saltos pequeños, 200-100 m, los volúmenes de agua a acumular en ambos

depósitos es enorme en relación a la potencia de los grupos, con el consecuente uso de

suelo y obra civil. A partir de este rango hacia abajo, económicamente no suelen tener

cabida (y menos en una Isla con muchas restricciones de uso de suelo y difícil orografía).

En principio, existen dos enfoques generales para la introducción del bombeo. Como una

central híbrida (tipo Gorona del Viento) o bien un PHES conectado a una red –de

transporte- donde también estarían conectadas las fuentes renovables (eólica, etc), la

generación térmica y de donde colgaría la demanda (Figura 2.3).


Página 33 de 57

Figura 2.3. Esquema de un posible sistema PHES en La Palma, a 4-máquinas y doble tubería

forzada conectado a red.

Fuente. (Bueno & Carta, 2004)

Los diversos subsistemas de alimentación y de carga según este esquema están

conectados a la misma red eléctrica. La ventaja de esta configuración es que el parque

eólico puede estar situado en una zona de alto potencial de viento, que no tiene por qué

coincidir con la zona adecuada para el PHES. Sin embargo, su peculiaridad radica en el

hecho de que si el objetivo es mantener la estabilidad del sistema sin comprometer su

fiabilidad, entonces se requiere que el Operador del Sistema sea capaz de controlar parte

de la demanda, además de la generación. Esto es diferente de la solución adoptada en el

Hierro, en el proyecto “Gorona del Viento”, en donde el sistema bombeo-turbinación-

hidráulico forma una entidad de generación gestionable, con cierta capacidad del

despacho, en donde el Operador del Sistema no está implicado en el bombeo. A estos

sistemas se les llama híbridos, en este caso un sistema hidro-eólico. No hay que olvidar

que en el Hierro, los objetivos son otros. La demanda máxima es de 7,5 MW, y la

demanda más baja es de alrededor de 3 MW.


Página 34 de 57

En general durante la operación se pueden producir cuatro escenarios:

La energía eólica está por encima o por debajo de la demanda de energía;

La energía eólica y la demanda de energía son similares;

disminución repentina o incremento en la energía eólica; y

Desconexión de generación eólica.

En general, en los sistemas de energía convencionales, el subsistema de control actúa

exclusivamente en la salida de potencia, en un intento de adaptar el suministro de

energía a la demanda con el objetivo de mantener un balance de energía (control-feed-

back negativo). Si la salida es mayor que la demanda del subsistema de control reduce la

salida y si la carga es mayor que la salida entonces la salida se incrementa mediante el

uso de energía adicional.

A fin de mantener la estabilidad del sistema eléctrico, sin comprometer la fiabilidad del

sistema o la calidad del suministro, el Operador del Sistema programa y ordena el

despacho de la generación. Sin embargo, con el objetivo de maximizar la explotación de

la potencia generada por la generación eólica, el Operador del Sistema tomará ventaja de

la capacidad de regulación que tenga del sistema de bombeo para adaptar el perfil de la

demanda al suministro del parque eólico. Por lo tanto, se utiliza un control “feed-forward”,

es decir, si la salida es mayor que la carga, la carga se incrementa de modo que la

tensión y frecuencia se mantienen constantes. Si la carga es superior a la salida la carga

se reduce. Según (Twidell & Weir, 2000) esta respuesta optimiza la inversión de capital.

Dimensionamiento de un PHES

El dimensionamiento adecuado de un PHES en un sistema aislado es un asunto

primordial. En la literatura existen diversos trabajos que examinan este asunto con objeto

de encontrar metodologías que encaminen a un dimensionamiento óptimo de los

sistemas PHES (Bueno & Carta, 2004) (Anagnostopoulos & Papantonis, Simulation and

size optimization of a pumped-storage power plant for the recovery of wind-farms rejected

energy, 2008) (Anagnostopoulos & Papantonis, Study of pumped storage schemes to

support high RES penetration in the electric power system of Greece., 2012)

(Katsaprakakis, Christakis, Pavlopoylos, & al., 2012) (Kapsali, Anagnostopoulos, &

Kaldellis, 2012) (Brown, Lopes, & Matos, 2008)

En general, el dimensionamiento de los componentes de PHES dependen de la

estrategia de funcionamiento asumido, el coste de inversión y las tarifas de la energía /

potencia / servicios complementarios aplicables, así como en los objetivos de

optimización adoptadas. En muchos trabajos, la optimización se realiza sobre la política

de remuneración específica según que se basa en el marco normativo vigente.

Los objetivos de optimización, pueden ser desde la perspectiva del inversor, donde el

objetivo es maximizar el retorno de la inversión del PHES (es la visión realista en los

mercados eléctricos de hoy en día, donde los inversores actúan como entidades


Página 35 de 57

independientes que buscan el máximo beneficio) o bien la perspectiva del sistema,

(estableciendo como optimización la que dirige el aumento de la penetración de energías

renovables, junto con el mantenimiento del coste de generación del sistema general de lo

más bajo posible). La segunda perspectiva constituye un problema de optimización multi-

objetivo y se asemeja al enfoque tradicional utilizado en la planificación de sistemas de

generación, tratando de minimizar el coste global generación del sistema. Sería la

perspectiva adoptada en una situación de un solo propietario hipotético (similar a los

monopolios integrados verticalmente del pasado), pero esto también podría ser una

perspectiva de interés para las autoridades de planificación buscando maximizar la

penetración de RES con el coste de generación más bajo posible a la hora de abordar el

desarrollo del sistema de generación. Además, existe un tercer objetivo para la

optimización y la determinación del dimensionamiento, y es desde la perspectiva de los

criterios de seguridad. De hecho puede ocurrir que sean éstos los que marcan el

incentivo económico que establezca el dimensionamiento –y diseño- de un sistema

PHES.

Una combinación de los dos últimos criterios (costes del sistema y seguridad) y el logro

de objetivos de penetración renovable (que a su vez influyen en los costes del sistema)

serían los que estarían implicados según la regulación actual a la hora de encontrar el

dimensionamiento –y diseño- del PHES en La Palma. La explotación del bombeo y

turbinación por parte del Operador del Sistema se encuentra en una isla con un sistema

eléctrico con un despacho de costes variables regulados gestionado por el mismo

Operador del Sistema. Por tanto, el sistema de bombeo y turbinación no estará

gestionado por las posibles diferencias en los precios entre horas punta y valle, y en

consecuencia la programación de turbinación tampoco dependerá de las horas valle y

punta, como en la península, sino podría depender de varios factores: 1) la relación entre

la demanda instantánea de la isla y la generación eólica (eolicidad), 2) del nivel de agua

en los embalses (inferior y superior), 3) criterios de seguridad 4) criterios relativos a

costes del sistema.

Cabe la pena mencionar que, dado que los problemas de seguridad dinámicos son de

primordial importancia, puede valer la pena considerar el uso de otra tecnología de

almacenamiento en solitario o en combinación con un PHES para satisfacer mejor las

necesidades de reserva. El bombeo es capaz de limitar las grandes excursiones de

frecuencias, sin embargo, no es un sustituto de la reserva rodante, y el uso de la

generación renovable podría estar limitada por las restricciones de seguridad dinámica

según el diseño implementado, como se ha visto anteriormente. Una tecnología que es

capaz de proporcionar servicios de reserva y de regulación de frecuencia completo podría

ser una muy buena opción. Algunas tecnologías de almacenamiento que ya se han

utilizado en este tipo de aplicación se incluyen las baterías, bien níquel-cadmio, de flujo o

las de plomo-ácido.


Página 36 de 57

3. PHES EN LA ISLA DE LA PALMA

3.1. Introducción

3.1.1. Plan Canarias

Los sistemas reversibles deban son considerados como elementos imprescindibles e

integrantes de la estabilización del sistema eléctrico de las islas, además de elementos

propios de generación eléctrica en la Estrategia Integral para la Comunidad Autónoma de

Canarias (Plan Canarias), aprobada por Consejo de Ministros del 9 de octubre de 2009,

se contempla en su apartado 1.1 la incorporación de centrales hidráulicas reversibles en

algunos de los sistemas de Canarias, en base a dos objetivos sectoriales principales:

Potenciar las fuentes energéticas autóctonas para que las energías renovables

aporten, en 2015, el 30% de la generación eléctrica.

Reducir el grado de dependencia energética de Canarias.

A estos efectos, el Plan Canarias contempla varios sistemas hidroeléctricos reversibles

que permitirán un mayor uso de energía renovable mediante el almacenamiento de los

excedentes no integrables (fundamentalmente eólica) y a la vez, dotarán de mayor

estabilidad al sistema eléctrico por la rapidez de respuesta que dicha tecnología aporta al

parque de generación actual, mejorando como consecuencia, la garantía y calidad del

suministro eléctrico.

Entre los proyectos contemplados en el Plan Canarias se encuentra un sistema de estas

características en la isla de La Palma, con una potencia de 30 MW.

Se apoyará, asimismo, la implantación de cualquier otro tipo de tecnologías de

almacenamiento de energía, que permita conservar en la medida de lo posible una cierta

cantidad de energía, para inyectarla en la red eléctrica cuando se requiera, a fin de lograr

una generación y gestión de la electricidad más eficiente, amortiguando las fluctuaciones

e intermitencias que la creciente penetración de renovables pudiera provocar, analizando

el actual marco normativo y propiciando, en su caso, las modificaciones necesarias para

favorecer dicha implantación.

3.1.2. DOSE

Las Directrices de Ordenación del Sector Energético (DOSE) constituyen el documento

de planificación en materia de energía en el ámbito de la Comunidad Autónoma de

Canarias, de acuerdo con las bases del régimen energético y minero y, en el marco de

las Directrices de Ordenación General, el instrumento de ordenación de los recursos

natural y del territorio.

En este documento, se plantea la entrada en funcionamiento de estos sistemas en el año

2020 y no en 2015 como preveía inicialmente el Plan Canarias. En el PECAN 2007 no se


Página 37 de 57

estableció objetivo alguno en cuanto a almacenamiento de energía. Los hidro-bombeos

en el DOSE como almacenamiento energético se describen con detalle en el apartado

3.5 (capacidad de almacenamiento energético, proyectos de ejecución de estos sistemas

en las islas mencionadas, etc.). A la hora de establecer escenarios, únicamente se

analiza la parte eléctrica de los mismos, es decir las potencias de turbinas y bombas y la

generación y consumo que genera cada una respectivamente. De manera muy simplista,

a la hora de la valoración económica y la modelización, el consumo de las bombas se

suma a la demanda total del sistema, mientras que la generación de electricidad, a partir

de la turbinación del agua almacenada, se considera como energía renovable ya que

para bombear el agua del embalse inferior al superior se emplearán los excedentes

energéticos procedentes de la generación renovable, principalmente la eólica. En el

DOSE se plantean los siguientes escenarios:


Página 38 de 57

Tabla 3.1. Escenarios contemplados en el DOSE

De manera específica para resolver los problemas inherentes a la integración de energías

renovables y, en general, mejorar la gestión de las redes, el DOSE establece como

prioritarias, las siguientes medidas:

Incrementar los sistemas de control de la red existente.

Necesidad de un parque de generación convencional altamente gestionable y con

mejores prestaciones (tiempos de arranque y parada cortos y gran velocidad de

respuesta), de tal manera que pueda reducirse la contribución de estos grupos a

la cobertura de demanda en condiciones de seguridad.

Necesidad de almacenamientos energéticos. Por ejemplo, la posibilidad de

construir almacenamientos de agua ligados a sistemas de bombeo hidráulico que


Página 39 de 57

sirvan no sólo para almacenar energía sino también para contribuir a la regulación

de la red, consiguiendo un coste económico y medioambiental inferior al actual.

Junto a ellos, posibilidad de construir emplazamientos intermedios de

almacenamiento de menor tamaño asociados a los propios parques eólicos e

instalaciones fotovoltaicas de mayor dimensión.

Necesidad de mejorar los modelos de predicción meteorológica para minimizar los

desvíos entre producción y demanda. Este punto es muy importante también, ya

que mejorando esas predicciones la energía eólica y solar serían más

gestionables pues se podría conocer con más precisión y con menor margen de

error cuándo y cuánto van a producir minimizando dichos desvíos.

Adaptar las máquinas de producción eólica a las exigencias de la red haciendo

que cumplan con el hueco de tensión definido. Las plantas fotovoltaicas también

tienen la obligación de soportar los huecos de tensión.

Facilitar la interconexión de las nuevas instalaciones de producción con energías

renovables a la red general de transmisión.

Impulsar, cuando ello sea técnica y económicamente factible, el proceso de

interconexión entre diferentes islas para contar con sistemas eléctricos de mayor

dimensión que los actuales.

Estas medidas tienen carácter general para cualquier sistema eléctrico (salvo la última)

aunque cobran mayor importancia en los sistemas insulares por sus singulares

características derivadas de su condición de sistema aislado.


Página 40 de 57

Figura 3.1. Demanda y previsión de la demanda considerada en el DOSE para la Isla de La

Palma.

Fuente: DOSE

Según las previsiones del DOSE, si no se dispusiera de hidrobombeo en el año 2020

(según los escenarios de la Figura 3.1), los excedentes en la isla de la Palma

ascenderían hasta los 75,4 GWh/año. Con la central de hidrobombeo se consigue que los

excedentes se reduzcan hasta los 42,2 GWh anuales, permitiendo aumentar la cobertura

de demanda a partir de RES hasta el 28,2%.

El hidrobombeo considerado tiene las siguientes características:

Tabla 3.2. Hidrobombeo contemplado en el DOSE para la Isla de La Palma

Los resultados para los excedentes modelizados (con y sin hidrobombeo) son los

siguientes:


Página 41 de 57

Figura 3.2. Excedentes en La Palma con/sin hidrobombeo, según el DOSE

Fuente: DOSE

En el DOSE, el análisis económico no queda bien entendido, y no deja de ser algo

confuso, puesto que un análisis de este tipo ha de entrar a analizar los costes totales del

sistema, generación convencional, renovables y la operación del sistema, así como los

beneficios alcanzados por los cambios de perfil y matriz energética de la isla. Como se

vio en apartados anteriores, la regulación, en donde se establecen las retribuciones (que

afectarían a todos los generadores) y otros costes del sistema (refuerzo de líneas,

subestaciones, etc), así como los relativos a la seguridad del suministro que conllevaría la

implementación de estos sistemas (que dependen a su vez del diseño del PHES) sería

clave para determinar los costes del sistema. Obviamente, el dimensionamiento óptimo

dependería de todo ello según se ha analizado en apartados anteriores.


Página 42 de 57

3.2. PIOLP

Vigente desde el 2011, el Plan Insular de Ordenación de La Palma establece que,

“Considerando que la orografía de La Palma puede

facilitar la ubicación de centrales hidroeléctricas de

bombeo, se propone que, para conseguir un mayor

aprovechamiento de energías renovables y disminuir el

consumo de combustibles fósiles de la generación

térmica actual, debe considerarse prioritario la

implantación de este tipo de centrales, alimentadas con

energía eólica. Las funciones dinámicas de regulación y

de reserva, tienen una extraordinaria importancia en la

explotación de las redes eléctricas. La capacidad de

regulación deriva de la posibilidad de adaptar la oferta a

la demanda en situaciones críticas sin provocar fallos de

suministro. Se deben aprovechar las balsas existentes

en la Isla completando el sistema para permitir los

proyectos de turbinado y bombeo”

Las acciones que se establecen en el PIOLP respecto a los PHES son las siguientes:

Ubicación de nueva planta hidroeólica en San Andrés y Sauces

Balsas con potencial hidroeléctrico Laguna de Barlovento-Los Camachos

Balsas con potencial hidroeléctrico El Campo-Montaña del Arco

Balsa con potencial hidroeléctrico La Caldereta de Tiguerorte

Balsa con potencial hidroeléctrico Presa de la Viña

3.2.1. PTEOIE

El Plan Territorial Especial de Ordenación de las Infraestructuras Energéticas de la isla de

La Palma (PTEOIE) se encuentra actualmente en tramitación y no es definitivo, pero sus

previsiones y recomendaciones están recogidas en el PIOLP, aunque no totalmente. De

hecho, alguna de las previsiones del PTEOIE quedan descartadas en el PIOLP (La Balsa

de las Cancelitas, por encontrarse en zona de protección). Los proyectos PHES

contemplados en el PTEOIE son los siguientes:

B1-DAE19: Situado en el municipio de Barlovento, la balsa existente del mismo

nombre actúa de depósito superior o inferior a una cota de 740m de altitud y

3.120.000 m3 de capacidad, posibilitando dos alternativas. Una de ellas

construyendo una balsa aguas arriba en Las Cancelitas a 1.100 m de altitud y


Página 43 de 57

300.000 m3 y la segunda alternativa, aguas abajo en Los Camachos a 320 m de

altitud y 150.000 m3 de capacidad.

B2-DAE20: En el municipio de Puntagorda, las balsas existentes de Montaña del

Arco a 920 m de altitud, y 110.000 m3 de capacidad y El Campo de Puntagorda a

519 m de altitud y 109.440 m3.

B3-DAE21: En el municipio de Tijarafe, como depósito superior se plantea un

depósito en la cota 1.060 y como depósito inferior el próximo embalse de Vicario

pendiente de construcción, a 375 m de altitud y una capacidad de 1.500.000 m3.

B4-DAE22: En Fuencaliente se prevé la construcción de dos depósitos, el

superior se localiza en el Paisaje Protegido de Tamanca a una cota aproximada

de 850 m de altitud, y el inferior, en la cara sureste de Fuencaliente, a una cota

aproximada de 70m de altitud.

3.2.2. PHLP

No aprobado definitivamente, se encuentra en información pública como “AVANCE O

PROYECTO DE PLAN HIDROLÓGICO DE LA PALMA”. Respecto a los

almacenamientos hidroeléctricos, se plantean los siguientes seis sistemas:

Balsa Los Camachos – Laguna de Barlovento – Balsa Las Cancelitas

Balsa Las Laderas de Herrera – Balsa Los Riveros

Balsa de Vicario – Balsa Casas de Gánigo

Balsa El Campo – Balsa Montaña del Arco

Balsa La Hoya – Balsa San Isidro

Balsa Tamanca – Balsa Jedey

De ellos los cuatro primeros se encuentran incluidos en el PTEOIE de la isla de La

Palma, y los dos últimos constituyen dos nuevas propuestas del Avance del PHLP

conforme a los criterios de implantación en él citados. Conserva la balsa de Las

Cancelitas, pero como ya se ha comentado, queda descartada en el PIOLP.


Página 44 de 57

4. ANÁLISIS DE LOS PROYECTOS PHES

EXISTENTES

4.1. Introducción

Si años bien años atrás, existieron algunos proyectos de promoción privada (bombeos “El

Mulato” y “La Laguna-Cancelitas”) que fueron analizados siguiendo determinados criterios

de rentabilidad, estos proyectos, al menos públicamente, no pasaron de un análisis muy

inicial en cuanto a su viabilidad técnica, sin entrar en un enfoque global en el contexto de

la Isla de la Palma y los ejes prioritarios mencionados.

Como se ha podido comprobar, los planes estratégicos y de ordenación existentes tratan

de establecer y priorizar la necesidad emergente que existe en cuanto al almacenamiento

energético, debido a los ejes prioritarios de aumento de penetración de renovables,

sostenibilidad y seguridad del suministro. Dichos planes no analizan pormenorizadamente

el aspecto técnico de dichos proyectos (no es su objetivo) y su evaluación económica es

muy gruesa, como es habitual en ellos. Como se ha visto en este documento, los PHES,

que actualmente sólo operaría el Operador del Sistema, necesitan un enfoque global en

cuanto al análisis de los costes de todo el sistema, la operación del mismo y los criterios

de seguridad (que implica el comportamiento de todo el sistema eléctrico, incluidas las

redes, la generación ordinaria y renovable, así como la demanda), lo que condiciona

fuertemente el diseño de (o los) PHES u otros sistemas de EES y su dimensionamiento.

A su vez, no sólo los costes futuros tienen mucha incertidumbre, sino que la regulación

existente y la retribución que se establezca son criterios clave para establecer los diseños

definitivos y el dimensionamiento de los EES (diseños y dimensionamientos que podrían

ser muy variados como se ha visto) lo que condiciona completamente las decisiones a

tomar.

Sin embargo, teniendo en cuenta esto y siguiendo lo expuesto en capítulos anteriores, se

pueden analizar los proyectos que están planteados en los planes sin entrar al detalle de

su configuración/dimensionamiento final, ya éste que depende fuertemente de

parámetros que a día de hoy no se conocen.

Es necesario decir aquí que es posible que de un análisis global se podría desprender

como interesante (en relación a los ejes ya mencionados) una solución EES utilizando

varias tecnologías en combinación o en solitario, teniendo en cuenta la evolución de los

costes y el componente medioambiental. Podrían, por ejemplo, resultar adecuadas

combinaciones supercondensador-batería-PHES o batería-PHES (de tal manera que la

potencia y el volumen del PHES y las baterías sean el óptimo) o incluso sólo baterías.

Este ejercicio de optimización en cuanto al diseño/configuración y dimensionamiento del

sistema de almacenamiento en el conjunto del sistema eléctrico insular, siguiendo las

directrices de la planificación, es un ejercicio que se torna urgentemente necesario antes

de tomar las decisiones finales.


Página 45 de 57

4.2. Diseño básico de un PHES en La Palma

Idealmente, en la Isla de la Palma, el objetivo sería el rango 300-600 m de altura. La

tecnología y el diseño final a utilizar dependerían de la potencia, de las exigencias

dinámicas, que a su vez, están relacionadas con la tubería forzada, que podría ser doble

o sencilla. En principio, para grupos de entre 10-15 MW el diseño podría constar de 1-2

turbinas Pelton y un grupo separado de bombeo (sistema a 4-máquinas). Este grupo de

bombeo podría ser multi-bomba y multi-etapa, o estar dotado de 1-2 bombas de

velocidad variable (multi-etapa o no). Sobre este diseño básico, se podrían establecer

diferentes estrategias de control como las ya antedichas.

En el caso de la Isla de la Palma, lo que se plantea no es un sistema híbrido hidro-eólico,

sino un PHES conectado a la red de transporte, al igual que los parques eólicos (Figura

2.3) como se ha dicho en 2.2.3.


Página 46 de 57

4.3. Proyectos

4.3.1. Balsa Los Camachos – Laguna de Barlovento – Las

Cancelitas.

El depósito en las Cancelitas ha quedado descartado en el PIOLP por motivos

medioambientales. La cota entre Los Camachos (que no tiene utilidad de riego prevista) y

la Laguna de Barlovento es adecuada, y está en el rango 300-600m que hemos

establecido como adecuada para esta aplicación. Tiene la ventaja de contar con la ya

construida Laguna de Barlovento. El gran volumen de ésta no influye en la capacidad de

almacenamiento del sistema, porque quedaría siempre limitado por el volumen en la

balsa de Los Camachos. La mayor dificultad, a parte de la tramitación y construcción de

una nueva balsa, es que la (o las) tuberías forzadas alcanzarían longitud elevada y cierta

complejidad, ya que la pendiente media no es muy alta y ha de atravesar un entorno

urbano. El coste de la tubería forzada (o las), así como las pérdidas y –probablemente- el

comportamiento dinámico harían el proyecto muy complicado.


Página 47 de 57

Figura 4.1. Posible trazado Balsa Los Camachos – Laguna de Barlovento

4.3.2. Balsa Las Laderas de Herrera – Balsa Los Riveros.

En este caso, no existe ninguna balsa construida, ni está previsto que se utilicen para

riego según el avance del Plan Hidrológico. En este caso, el gran salto de unos 800m

dificulta la operación (no lo impide) y dinámicamente tendría un comportamiento

complejo. El embalse superior afecta a un Espacio Natural Protegido. Por el otro lado, la

cota tan elevada minimizaría el tamaño de las balsas en relación a la energía

almacenada, y tiene la ventaja de encontrarse cerca de una zona de buen recurso eólico.


Página 48 de 57

4.3.3. Balsa de Vicario – Balsa Casas de Gánigo

La ventaja de tener una gran balsa como el Vicario ya completada es grande. El trazado

hasta la balsa superior no es demasiado complicado, la orografía no es difícil, la longitud

no es elevada, y existirían pocas interferencias con zonas pobladas o infraestructuras.

Podría existir la posibilidad de reducir la cota en caso de que los condicionantes o los

requerimientos de comportamiento dinámico lo exigieran.

4.3.4. Balsa El Campo – Balsa Montaña del Arco

Ambas balsas se encuentran construidas y tienen uso para regadíos, lo que minimiza

afecciones y facilita la viabilidad. El trazado de la tubería forzada en este tipo de entornos

es difícil.


Página 49 de 57

Figura 4.2. Planimetría y perfil de la zona de actuación

En este caso, en donde ambos embalses están construidos, se ha tratado de estudiar

dos posibles trazados de la (o las) tuberías forzadas. Hay que tener en cuenta que las

tuberías forzadas para estas potencias (podrían ser del entorno de 1m de diámetro)

tienen ciertas restricciones en cuanto a curvaturas y anclajes, son responsables de una

parte importante de las pérdidas, son limitantes en las características dinámicas de la

instalación y pueden llegar a ser una parte muy importante de la inversión. Asimismo,

generan ruido (que es elevado a partir de 3-4 m/s) que ha de tener también tenido en

cuenta. Como se puede observar en las siguientes figuras, el trazado se complica si se

quiere evitar la zona urbana.


Página 50 de 57

Figura 4.3. Trazado tubería forzada .Alternativa 1


Página 51 de 57

Figura 4.4. Trazado tubería forzada .Alternativa 2

Figura 4.5. Perfil altimétrico de la tubería forzada .Alternativa 2


Página 52 de 57

4.3.5. Balsa La Hoya – Balsa San Isidro

En este caso, no existe ninguna balsa construida, pero la balsa de San Isidro está

planificada para su utilización como regulación (uso para regadío). La diferencia de cota

es favorable, pero el trazado de la conducción es muy complicada, en un entorno poblado

y con numerosas infraestructuras.

4.3.6. Balsa Tamanca – Balsa Jedey

En el proyecto Tamanca-Jedey no existe ninguna balsa construida, pero la balsa de

Tamanca está planificada para su utilización en regadíos. Como en el caso de Balsa de

Vicario – Balsa Casas de Gánigo, el trazado hasta la balsa superior no es demasiado

complicado, la orografía no es difícil, la longitud no es elevada, no es un espacio natural

protegido y existirían pocas interferencias con zonas pobladas o infraestructuras. La

diferencia de cota podría rondar 700-800m, y se podría reducir si se entiende que pudiera

suponer una limitación en el comportamiento dinámico, pero es algo que habría que

estudiar una vez que se establezcan el dimensionamiento objetivo y se valoren diferentes

alternativas tecnológicas. Por otro lado la cota tan elevada minimizaría el tamaño de la

balsa superior (dedicada a bombeo hidráulico) en relación a la energía almacenada, por

lo que su volumen (y, por tanto, afección) podría ser reducido.

4.3.7. Resumen y conclusiones

La definición de los diseños básicos, sus características técnicas y el dimensionamiento

de un PHES en la isla de la Palma debería ser resultado de un análisis integral. En dicho

análisis se debería tener en cuenta aspectos tales como los objetivos y proyecciones de

penetración de renovables, la regulación (incluido el régimen de retribuciones y

procedimientos operativos del Operador del Sistema), los costes de todo el sistema


Página 53 de 57

(incluida la generación ordinaria/térmica, servicios complementarios y otros costes), la

seguridad del suministro, aspectos ambientales, las redes de transporte, etc; así como

otras proyecciones y planes que puedan influir (talles como los planes de gestión de la

demanda, introducción de coche eléctrico, smart grids, etc). Las proyecciones deberían

idealmente ir a largo plazo, ya que estos proyectos tienen una vida de 40 años e incluso

más, conllevan una inversión en capital elevada e implican una reposición ambiental

compleja y en muchos casos irreversible. También se deberían tener en cuenta otros

sistemas de almacenamiento energético que podrían ser complementarios, los cuales

evolucionan rápidamente en prestaciones y costes (lo que condicionaría la configuración

de los PHES) o incluso ser una alternativa a ellos. Los diseños básicos y

dimensionamientos, condicionan fuertemente la elección de los proyectos, sin embargo sí

es posible realizar un análisis tipo “screening” sobre los proyectos que se plantean en los

diferentes documentos de planificación teniendo en cuenta los aspectos básicos que se

analizan en este documento. En la tabla siguiente, se muestra un resumen del análisis

cualitativo efectuado.


Página 54 de 57

Tabla 4.1. Resumen del análisis cualitativo de los proyectos PHES

Depósito

inferior

Depósito

superior

Tubería(s)

forzada(s) Salto bruto

Compatibili

dad

ambiental

Laguna de Barlovento – Las

Cancelitas ++ o o + --

Balsa Los Camachos –

Laguna de Barlovento o ++ - + +

Balsa Las Laderas de

Herrera – Balsa Los Riveros o o + - --

Balsa de Vicario – Balsa

Casas de Gánigo ++ o ++ - +

Balsa El Campo – Balsa

Montaña del Arco ++ ++ - + +

Balsa La Hoya – Balsa San

Isidro o + - + +

Balsa Tamanca – Balsa

Jedey + o ++ - +

++ Aspecto/factibilidad muy desfavorable

+ Aspecto/factibilidad desfavorable

o Aspecto/factibilidad indiferente

+ Aspecto/factibilidad favorable

++ Aspecto/factibilidad muy favorable


Página 55 de 57

5. REFERENCIAS

Anagnostopoulos, & Papantonis. (2008). Simulation and size optimization of a

pumped-storage power plant for the recovery of wind-farms rejected

energy. Renew Energy.

Anagnostopoulos, & Papantonis. (2012). Study of pumped storage schemes to

support high RES penetration in the electric power system of Greece.

Energy.

Brown, Lopes, P., & Matos. (2008). Optimization of pumped storage capacity in an

isolated power system with large renewable penetration. IEEE Trans.

Power Systems.

Bueno, C., & Carta, J. (2004). Wind powered pumped hydro storage systems, a

means of increasing the penetration of renewable energy in the Canary

Islands. Renewable and Sustainable Energy Reviews.

CANARIAS, G. D. (2007). PLAN ENERGÉTICO DE CANARIAS. GOBIERNO DE

CANARIAS.

CIAP. (2002). PLAN HIDROLÓGICO INSULAR DE LA PALMA. CONSEJO

INSULAR DE AGUAS DE LA PALMA.

CIAP. (2008). PROPUESTA DEL PROYECTO/AVANCE DEL PLAN

HIDROLÓGICO DE LA PALMA. CONSEJO INSULAR DE AGUAS DE LA

PALMA.

Consejería de Empleo, Industria y Comercio. (2013). ANUARIO ENERGÉTICO

DE CANARIAS.

Haisheng Chena, T. N. (2009). Progress in electrical energy storage system: A

critical review. 19, Issue 3.

Kapsali, Anagnostopoulos, & Kaldellis. (2012). Wind powered pumped-hydro

storage systems for remote islands: a complete sensitivity analysis based

on economic perspectives. Appl Energy.

Katsaprakakis, Christakis, Pavlopoylos, & al., e. (2012). Introduction of a wind

pumped storage system in the isolated insular power system of

KarpathosKasos. Appl Energy.


Página 56 de 57

Katsigiannis, Karapidakis, Tsikalakis, & Katsamaki. (2014). Large-scale energy

storage and dynamic performance of the autonomous power system in

Crete Island: A review of the literature. International Journal of Energy.

Papaefthymiou, & Papathanassiou. (2014). Optimum sizing of wind-pumped-

storage hybrid power stations in island systems. Renewable Energy.

Platero, Nicolet, Sánchez, & Kawkabani. (2014). Increasing wind power

penetration in autonomous power systems. Renewable Energy.

Platero, Nicolet, Sánchez, & Kawkabani. (2014). Increasing wind power

penetration in autonomous power systemsthrough no -flow operation of

Pelton turbines. Renewable Energy.

Rodrigues, Godina, Santos, Bizuayehu, & Contreras. (2014). Energy storage

systems supporting increased penetration of renewables in islanded

systems. Energy.

Twidell, J., & Weir, T. (2000). Renewable energy resources. Spon Press.


Página 57 de 57

ANEXOS

INFRAESTRUCTURAS DE ALMACENAMIENTO POR BOMBEO SEGÚN EL AVANCE

DEL PLAN HIDROLÓGICO INSULAR DE LA PALMA

er hi2 evaluación de almacenamiento de energía … · recoge el almacenamiento energético por...

Documents