APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE...

Máster en Energías Renovables y

Mercado Energético

APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO

EN LA ISLA DE GRAN CANARIA

2010/2011

PROFESOR/A

Mª Carmen López Ocón

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APROVECHAMIENTO HIDROEÓLICO EN LA ISLA DE GRAN CANARIA Máster en Energías Renovables y Mercado Energético

EOI Escuela de Organización Industrial http://www.eoi.es

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Índice

1. Introducción…………………………………………………………………………………. 3

1.1. Situación actual en la isla de Gran Canaria……………………… 3

1.1.1. Problemática de los sistemas insulares…………………. 3

1.1.2. Sistema eléctrico……………………………………………………… 3

1.1.3. Demanda eléctrica…………………………………………………… 4

2. Objeto del proyecto…………………………………………………………………… 4

3. Características de una central hidroeólica…………………………… 4

4. Estudio eólico……………………………………………………………………………… 5

4.1. Datos de partida………………………………………………………………… 5

4.2. Estudio de alternativas……………………………………………………… 6

4.3. Conclusiones……………………………………………………………………… 9

5. Introducción a una central hidráulica reversible………………. 9

5.1. Ventajas e inconvenientes………………………………………………… 10

6. Características de las presas……………………………………………………. 10

7. Descripción del proyecto…………………………………………………………. 11

7.1. Estudio de optimización de la central……………………………… 12

7.2. Equipos……………………………………………………………………………… 14

7.3. Aspectos medioambientales……………………………………………… 16

7.4. Producción y consumo………………………………………………………. 16

8. Presupuesto………………………………………………………………………………… 18

9. Análisis financiero……………………………………………………………………… 18



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1. Introducción

El aumento de la demanda eléctrica en la isla de Gran Canaria exige la introducción en el sistema

actual de una nueva generación eléctrica, que debe cubrir dicha demanda. Como solución, se podría

recurrir a centrales térmicas convencionales, pero éstas provocan problemas de emisiones y de

aceptación social debido al impacto que producen en su entorno. Por ello, se plantea otra

posibilidad muy interesante, la introducción de energías renovables mediante una central

hidroeólica que aproveche al máximo el recurso eólico e hidráulico de la isla.

1.1. Situación actual del sistema de Gran Canaria

1.1.1. Problemática de los sistemas insulares

A causa del aislamiento geográfico de la isla de Gran Canaria existe una dependencia muy

importante en cuanto a la generación de electricidad proveniente de combustibles fósiles con los

correspondientes costes asociados. Se debe a la necesidad de disponer de mayores márgenes de

reserva y regulación, que puedan soportar el posible fallo de un grupo de generación o una variación

brusca en la demanda.

Además, las permanentes variaciones de carga a las que están sometidos los grupos de regulación

disminuyen el rendimiento de los mismos y éstos sufren un elevado desgaste, incrementando los

costes de mantenimiento.

Junto con el problema de suministro de combustible, se encuentran otros tales como los

relacionados con las infraestructuras eléctricas y la debilidad de la red, además de la imposibilidad

de conexión a una red continental.

La flexibilidad de la red podría verse considerablemente incrementada si pudieran instalarse

turbinas hidroeléctricas de suficiente potencia. La existencia en Gran Canarias de desniveles

importantes, numerosos embalses y galerías, permite considerar la posibilidad de instalar turbinas

hidroeléctricas, cuya velocidad de respuesta a los requerimientos del sistema es muy superior a los

de los grupos térmicos convencionales con lo que podrían contribuir a dar mayor estabilidad a las

redes eléctricas.

1.1.2. Sistema eléctrico

El sistema eléctrico de la isla de Gran Canaria está configurado en torno a dos centros de

generación, la central de Jinámar con una potencia de 461,10 MVA y la central de Barranco de

Tijarana con una potencia de 415,60 MVA, compuestas por grupos de generación de gas, vapor y

diesel. Además, hay instalados en torno a 100 MW de energía eólica de gran antigüedad en la zona

sureste de la isla.



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1.1.3. Demanda eléctrica

En la actualidad, la demanda del sistema se encuentra en un valor punta próximo a 600 MW, y un

valor valle próximo a los 280 MW, mientras que la potencia total instalada supera los 950 MW, y por

lo tanto el margen de reserva se sitúa en el 50% frente a valores típicos de sistemas interconectados

del 5-10%. También, se prevé que el crecimiento de la demanda en los próximos años sea de en

torno al 4% anual.

2. Objeto del proyecto

El objeto del presente proyecto consiste en analizar el sistema eléctrico actual en la isla de Gran

Canaria, determinar tanto las ventajas como los inconvenientes de la implantación de la central

hidroeólica reversible Chira-Soria en el sistema eléctrico de la isla, realizar una descripción del

proyecto en cuanto a producción y equipamiento, así como el correspondiente estudio económico

financiero.

Gráfico 1. Localización del proyecto

Fuente: Grafcan

3. Características de una central hidroeólica

Una central hidroeólica integra un parque eólico y una central hidráulica reversible. El parque

eólico es capaz de suministrar energía eléctrica directamente a la red y, simultáneamente,

alimentar a un grupo de bombeo que impulsa el agua hasta el depósito superior (presa de Chira),

estableciendo un sistema de almacenamiento energético. La central hidroeléctrica aprovecha la

energía potencial almacenada, garantizando el suministro eléctrico y la estabilidad de la red.

Con la central hidroeólica se consigue transformar una fuente de energía intermitente en un

suministro controlado y constante de electricidad, con lo que las centrales térmicas operan

apoyando a modo de reserva sólo en períodos de ausencia de viento, minimizando el consumo de

combustibles fósiles.



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4. Estudio Eólico

Se ha realizado un estudio de viabilidad de los posibles emplazamientos del parque eólico,

atendiendo a los criterios de velocidad media del viento, dirección del mismo, densidad de

potencial eólico, restricciones ambientales, acceso al emplazamiento y pendientes del terreno

para la ubicación de los aerogeneradores.

Se han estudiado los posibles emplazamientos en un radio de 10 km alrededor de la central de

bombeo, ya que es necesario conectar ambos sistemas directamente, la ubicación en un punto

más alejado supondría un coste de la línea eléctrica de conexión inadmisible para el proyecto.

4.1. Datos de partida.

Para estudiar el recurso eólico disponible lo correcto sería disponer datos de viento cada 10

minutos durante al menos un año, pero esto implicaría la instalación de una torre de medida.

Ante la indisponibilidad de datos de viento reales medidos en la zona, se ha usado como fuentes

de información el Atlas Eólico de España del IDAE y además, se han recopilado datos de una serie

de medidas de la estación meteorológica del aeropuerto de Gando perteneciente a la Agencia

Estatal de Meteorología. Se trata de una recopilación de medias diarias de la velocidad y dirección

del viento durante los últimos 50 años.

Sin embargo, después de observar los datos de viento y compararlos con la zona de estudio en el

Atlas Eólico se debe rechazar el uso de éstos, ya que no se puede hacer una correlación entre la

zona medida y la zona de estudio, principalmente por la elevada distancia a la que se encuentran

(28 km).

Gráfico 2. Velocidad media anual del viento a 80 m

Fuente: Atlas Eólico de España/Elaboración propia



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4.2. Estudio de alternativas

En un primer estudio de alternativas, se han estudiado las zonas con mayor recurso disponible y se

han analizado las restricciones existentes.

Gráfico 3. Esquema de alternativas


Estas zonas se sitúan en emplazamientos escarpados de gran altitud y difícil acceso. Además, debido

al elevado grado de protección ambiental de la isla, la mayor parte de la zona estudiada se

encuentra protegida.

Ante las anteriores consideraciones, se determina que en estas zonas no se podrá en ningún caso

llegar a instalarse un parque eólico.

La alternativa nº1 se sitúa en una zona de especial protección de aves donde vive y cría una

especie endémica de la isla en peligro de extinción llamada Pinzón Azul de Gran Canaria. La

instalación de un parque eólico podría afectar al hábitat de esta especie y poner en grave

peligro su medio natural de reproducción, llevando a la especie a la desaparición.

La alternativa nº2 se sitúa por completo dentro del Parque Natural de Pilancones,

altamente protegido debido a su elevado valor geomorfológico y la gran variedad de flora

endémica de la isla, entre la que se encuentra el conocido drago canario y también dentro

de la reserva de Paisaje Protegido de Fataga. Además, la escarpada orografía del terreno

imposibilita por completo el acceso a la zona de instalación de los aerogeneradores.

En la alternativa nº3 debido a su orografía de riscos y barrancos hacen inviable la

instalación del parque eólico a pesar del buen recurso eólico y el limitado impacto

ambiental al no tener excesivas restricciones.

La alternativa nº4 debe descartarse por varios motivos, entre ellos el hecho de estar

parcialmente situada en una zona de Paisaje Protegido que limita enormemente la posible



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instalación de aerogeneradores, que por su gran altura se verían prácticamente desde

cualquier punto de la reserva. Además, la zona no goza de un fácil acceso al tratarse de una

meseta rodeada de riscos de piedras y barrancos de más de 100 metros de desnivel. Por

último, se debe mencionar que también se encuentra parcialmente en una zona de especial

protección de aves en la que vive una especie endémica de la isla llamada Mosquitero

Canario, que goza de un régimen de protección especial.

Finalmente la última alternativa, la nº5, desde el punto de vista del recurso eólico es

excelente, además de contar con buenos accesos por carretera asfaltada, debe ser

descartada por motivos excepcionales al encontrarse en las inmediaciones una estación de

radar primario que presta servicio a la unidad Canarias ACC de la cual depende el FIR

Canarias, que podría ver afectada su señal a causa de la instalación de aerogeneradores de

gran altura en sus proximidades.

Por lo tanto, visto que las zonas de mayor recurso no pueden ser aprovechadas, se estudia alguna en

las proximidades de la central donde pudiera instalarse el parque eólico, siendo únicamente en dos

zonas en las que sería factible la instalación del parque.

Zona 1, al sur de la central de bombeo, que se descarta directamente dado que tiene un

recurso eólico muy bajo.

Zona 2, al este, en un valle con colinas próximo a la localidad de San Bartolomé de Tirajana.

Gráfico 4. Zonas libres de restricciones




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A continuación se muestra una tabla con el recurso eólico característico de la zona nº 2

descompuesto por direcciones y frecuencias.

Tabla 1. Velocidad media anual del viento a 80 m por direcciones.

Fuente: Atlas Eólico de España

A la vista del recurso eólico disponible en la zona, no se puede decir si sería viable la instalación de

un parque eólico, por lo tanto, para despejar las dudas se va a realizar una simulación de la

producción que se conseguiría si se instalaran aerogeneradores en los puntos más favorables de la

zona de estudio.

Para ello, se utiliza el simulador de producción que incorpora el Atlas Eólico de España y que servirá

para tener una orientación de las horas equivalentes. Para realizar esta simulación hay que

introducir los valores de la curva de potencia del aerogenerador seleccionado, en nuestro caso, se

simulará con el modelo Enercon E70 de 2300 kW de potencia nominal, 71 metros de diámetro de

rotor y una altura variable entre 57 y 113 metros.

A continuación se muestra una tabla resumen de los resultados obtenidos de las simulaciones.

Tabla 2. Resultados de las simulaciones. Simulación Coordenadas UTM Producción (MWh) Horas equivalentes

Nº 1 447.650/3.086.550 3.892 1.685

Nº 2 443.950/3.090.050 3.787 1.640

Nº 3 445.950/3.089.050 3.957 1.712

Fuente: Elaboración propia

Como reflejan los resultados, las horas equivalentes de producción conseguidas se sitúan en torno a

las 1.700 horas, cifra que resulta baja para justificar la instalación de un parque eólico, más cuando

estos son los resultados obtenidos en los enclaves óptimos seleccionados y el resto de los

aerogeneradores estarían situados en emplazamientos de menor recurso.



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4.3. Conclusiones

Para justificar la construcción del parque eólico deberían conseguirse al menos 2.100 horas, el

mínimo para rentabilizar las inversiones.

Por lo tanto, con el recurso eólico disponible en la zona no se puede construir un parque eólico que

sea viable para el objeto del proyecto.

Se decide pues cambiar el objeto del proyecto y proceder al diseño de una central hidráulica

reversible aprovechando el excelente emplazamiento para tal fin disponible en las presas de

Chira y Soria.

5. Introducción a una central hidráulica reversible

La inclusión de centrales hidráulicas mejora la regulación del sistema por su gran capacidad de

respuesta, la cual permite una mejor regulación primaria, secundaria y terciaria, además de tener

capacidad de responder en tiempos cortos a los problemas causados por el deslastre de cargas. De

esta forma, se consigue por un lado la mejora en los tiempos de respuesta de la regulación, y por

otro, una mejora en la calidad de servicio a los usuarios.

Por otra parte, que la central sea de bombeo, ofrece además la ventaja de permitir aplanar la

curva de demanda haciendo desaparecer los puntos de valle, aprovechando esta cualidad para

bombear agua desde el vaso inferior al superior en momentos de poca demanda y permitiendo

generar en hora punta, con lo que se elimina la generación necesaria para dar esas puntas con

máquinas trabajando en condiciones poco adecuadas o de alto coste.

En un caso teórico, suponiendo el trabajo de una serie de grupos que trabajan en base, las puntas

de demanda las podría suministrar la central hidroeléctrica, suponiendo esto, estaría siempre

funcionando con un rendimiento óptimo, mejorando las condiciones de trabajo y alargando la vida

de las instalaciones de generación, puesto que no estarían sometidos a la variabilidad actual del

sistema.

Gráfico 5. Funcionamiento teórico de un grupo de bombeo

Fuente Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria



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5.1. Ventajas e inconvenientes

La central reversible Chira-Soria aportara las siguientes ventajas al sistema:

Mejora de la regulación primaria, ya que son grupos con gran capacidad de respuesta.

Permite aplanar la curva de demanda eliminando la generación de “alto coste” necesaria

para suministrar las puntas de demanda.

En caso de emergencia, la respuesta de un grupo hidráulico es mejor que la de un grupo

térmico por su rapidez, capacidad y coste, con lo que se mejora la estabilidad del

sistema.

Compensa la calidad de energía que producen los grupos eólicos, por su capacidad de

regulación, su posibilidad de generar energía activa y reactiva, soportar los huecos de

tensión y además ser controlables.

Disminuye los costes del sistema eléctrico insular al reducir las importaciones de

combustibles fósiles.

Reduce de emisiones de CO2 en producción térmica y desplaza la construcción de un grupo

térmico con potencia equivalente.

Aumento de la regulación de las aportaciones globales en el barranco.

El impacto ambiental de las obras será mínimo ya que los embalses están construidos.

Además, la central y las conducciones son subterráneas, por lo que no hay impacto visual.

Como desventaja del sistema cabe destacar el consumo energético del almacenamiento de agua,

ya que la elevación del agua requiere más energía que la que se produce con su turbinado.

6. Características de las presas

El Cabildo de Gran Canaria cuenta con un importante patrimonio de presas gestionadas por el

Consejo Insular de Aguas de Gran Canaria, las presas involucrados en este estudio son Chira y

Soria, situados al sur de la isla. En esa zona la permeabilidad es baja o muy baja con lo que se

aprovecha una gran parte de la escorrentía superficial.

Los embalses se destinan exclusivamente a la regulación para riego, siendo sus capacidades de 5,8

y 32,3 hm3 respectivamente. La demanda promedio atendida es de 0,26 hm3/año desde Chira y

1,16 hm3/año desde Soria.



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Tabla 3. Características de los embalses

Embalse de Chira Soria

Altitud (m.s.n.m.) 871 490

Situación Municipio de San Bartolomé de Tirajana

Municipio de de Mogán y San Bartolomé de Tirajana

Cuenca Barranco de Chira Barranco de Soria

Coordenadas Latitud:27º54’20”N; Longitud:15º38’29”O

Latitud:27º54’20”N; Longitud:15º40’1”O

Tipo de presa Gravedad Bóveda

Altura sobre cauce (m) 32 130

Cota coronación (m) 907 610

Superficie cuenca (km2) 10,93 32,30

Volumen de embalse (hm3) 5,85 32,30

Aliviadero Labio fijo, 2 vanos de 6 m Labio fijo de 23 m

Capacidad desagüe aliviadero (m3/s) 80,80 120

Acceso Carretera GC-604 GC-505

Fuente Consejo Insular de Gran Canaria

Los datos históricos facilitados por el Cabildo han permitido determinar la curva característica de

cada embalse, donde se representan los parámetros fundamentales de altura-volumen para

determinar el régimen de explotación de la central.

Gráfico 6. Curva característica de Chira Gráfico 7. Curva característica de Soria


7. Descripción del Proyecto

El proyecto expone la instalación de una central reversible con una única tubería para turbinar y

bombear. Analisando las características de la central, se han realizado en primer lugar un estudio

de optimización del salto, volúmen y caudal útil, a partir de los datos históricos de los embalses y

la información presentada por el Cabildo sobre las carasterísticas y estado de las presas.

0102030405060708090

100

0,0

29

0,0

68

0,1

59

0,2

07

0,4

36

0,5

91

0,8

26

1,0

57

1,2

25

1,7

11

2,0

04

3,2

82

3,6

24

3,8

9

4,7

09

4,7

09

5,5

68

6,7

58

9,2

56

11

,16

6

Alt

ura

m

Volumen hm3

Altura/Volumen



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A continuación, se ha estudiado la producción y el consumo, teniendo en cuenta que se instalarán

grupos reversibles de manera que cuando se turbine actúe de generador y cuando se bombee

trabaje como motor. Por esta razón se dispondrán turbinas tipo Francis que pueden variar de

turbina a bomba cambiando el sentido de rotación. Esta elección se basa en la reducción de

costes y simplicidad de funcionamiento.

7.1. Estudio de optimización de la central

7.1.1. Estudio hidrológico

En este apartado se estudia el régimen de aportaciones del embalse de Chira con el fin de

comprobar si dichas aportaciones permiten cubrir la demanda de regadío.

Gráfico 8: Aportaciones de Chira Gráfico 9: Variación del volumen


Los resultados permiten asegurar que las aportaciones superan al uso consuntivo, por lo que no

existirá déficit en dicho embalse para cubrir la demanda. Por tanto la implantación de la central

hidraúlica reversible no alterará la actividad objeto del embalse.

7.1.2. Estudio del volumen de agua utilizable

Los informes del estado de las presas exponen que existe un aterramiento de la presa de Chira, el

cual reduce su volumen de embalse en 1,83 hm3. Por otro lado, es necesario asegurar un volumen

de agua para regadío de 0,26 hm3, y suponiendo unas pérdidas de evaporación del 30%, realmente,

el volumen utilizable del embalse para la central hidroeléctrica será 2,6 hm3.

Utilizando la curva característica altura-volumen del embalse, determinada a partir de los datos

suministrados por el Cabildo de Gran Canaria, se determina la altura del nivel de agua turbinable

máxima y mínima, siendo respectivamente 31 m y 21,75 m.



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Gráfico 10. Esquema volumen del embalse


7.1.3. Estudio del salto neto

Al utilizar una turbina Francis, el salto útil se define desde la lámina libre de Chira hasta la lámina

libre de Soria. El embalse de Soria, según la información aportada, tiene su capacidad de embalse

ocupada al 38%. Por tanto, la cota del agua del embalse de Soria se ha tomado de 30 m. Suponiendo

pérdidas del 7%, el salto neto máximo será 355 m y el salto neto mínimo 347 m.

Según la presente información, se plantea el siguiente esquema:

Gráfico 11. Esquema salto de la central


7.1.4. Horas de funcionamiento

El tiempo de turbinado y bombeo de la central vendrá definido por la curva de consumo eléctrico de

la isla, la cual tiene unos consumos máximos a las horas centrales del día (de 8:00 a 15:00) y por la

tarde (de 18:00 a 23:00).

Tras un estudio de optimización de las horas de funcionamiento de ambos sistemas, se ha obtenido

un tiempo óptimo de turbinado de 10 horas y un tiempo de bombeo de 14 horas, de manera que

la central operará de forma continua durante el ciclo diario, con un caudal de turbinado de 60

m3/s y turbinando o bombeando, cuando sea necesario, un volumen constante de 2,16 hm3.



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7.1.5. Simulación con los datos históricos

Partiendo de los datos históricos, se ha realizado una simulación de la operación de la central,

calculando el salto y la potencia eléctrica que se obtendrían si se introdujese el volumen turbinable

en el embalse de Chira . Los resultados de la simulación han sido:

- Salto neto medio: 361 m - Caudal turbinable: 60 m3/s

- Volúmen útil medio: 2,6 hm3 - Potencia eléctrica media: 181 MW

Los resultados de la simulación demuestran que el estudio de optimización de las características

básicas de la central es correcto.

7.2. Componentes de la central

7.2.1. Edificio de la central

El emplazamiento del edificio de la central será subterráneo en cavernay su emplazamiento se ha

elegido analizando el terreno, el perfil topográfico y la accesibilidad.

Gráfico 12. Emplazamiento de la caverna


7.2.2. Conducciones

Las conducciones irán por completo subterráneas en galería en presión a lo largo de todo su

recorrido.

La central hidroeléctrica tiene las siguientes conducciones:

- Galería de Presión - Galería de alta presión

- Tubería forzada - Chimenea de equilibrio



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Tabla 4. Características de las conducciones

Galería de alta presión y Tubería forzada

Galería de presión

Velocidad 4 m/s Velocidad 4 m/s

Caudal 60 m3/s Caudal 60 m3/s

Diámetro 4.400 mm Diámetro 4.400 mm

Presión estática 34,47 bar Presión estática 2,84 bar

Espesor 63 mm Espesor 12 mm


Al ser una central con gran salto puede resultar económico utilizar, en función de la carga

hidráulica, conducciones del mismo diámetro interno y diferentes espesores.

7.2.3. Chimenea de equilibrio

Cuando el operador o el sistema de control automático cierran rápidamente la válvula de entrada a

la turbina (compuertas vagón con accionamiento hidráulico) se produce un cambio brusco de

régimen en la tubería que afecta a una gran masa de agua y genera una onda de presión

importante, conocida como golpe de ariete, que aún siendo transitoria, da lugar a sobrepresiones

tan altas que revienten la tubería, así pues, para evitarlo se instala una chimenea. Para

determinarla se necesita conocer la velocidad de la onda (1.105 m/s) y la presión de golpe de ariete

es de 451 m.c.a.

Se ha determinado la posición y longuitud de la chimenea, resultando de 86,7 m y diámetro de 4400

mm.

Gráfico 13. Perfil topográfico de la central




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7.2.4. Equipamiento electromecánico

El principal equipamiento de la central consiste en tres grupos reversibles compuestos por:

- Turbina Francis

- Generador síncrono reversible

Se ha optado por la instalación de tres grupos ya que, se considera el tamaño óptimo para

incrementar la flexibilidad de la red y minimizar las afecciones en caso de indisponibilidad de un

grupo.

La potencia eléctrica suministrada por cada grupo es de 60 MW a una tensión de 15 kV, por lo que

en total la central dispone de una capacidad de generación de 180 MW.

La totalidad del equipamiento electromecánico se encuentra dentro de la caverna a excepción de

los transformadores de salida de grupo que se sitúan en superficie, con conexión mediante cables a

través de un pozo. Estos transformadores se elegirán en función de las características del

generador, una orientación sería 80 MVA, relación de tensión 15/66 kV.

Se ha decidido por la instalación de turbinas tipo Francis ya que con estos se aprovecha al máximo

el salto disponible y tienen una gran flexibilidad de operación.

7.3. Aspectos medioambientales

El impacto ambiental de las obras será mínimo ya que los embalses están construidos y

únicamente hay que realizar en ellos tareas de acondicionamiento.

La central y las conducciones son completamente subterráneas, por lo que no afectan ni a la flora

ni a la fauna de la zona. Además el impacto visual es nulo a excepción del tramo final de

chimenea de equilibrio que es exterior pero no afecta a ninguna zona protegida.

7.4. Producción y consumo

7.4.1. Potencia mecánica y eléctrica de turbinado

La potencia mecánica en el eje de la turbina se obtiene aplicando el rendimiento de la turbina a la

potencia hidráulica, en este caso se ha adoptado un valor de ŋt= 0,9. La potencia con que la turbina

inyecta energía en la red depende, a su vez, del rendimiento del generador, del orden de ŋg=0,95.

Por lo tanto, la potencia eléctrica de los turbogrupos será:

Pe = ŋt . ŋg . Ph



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Los resultados obtenidos son:

Tabla 5. Producción de la central

Datos de la central

Resultados

Caudal turbinable 60m3/s

Potencia eléctrica estimada 180 MW

Horas turbinado 10 h

Producción anual estimada 652 GWh

Salto neto 355 m


7.4.2. Potencia mecánica y eléctrica del bombeo

En el caso de los grupos de bombeo, hay que transformar la energía eléctrica en trabajo para elevar

un volumen de agua, en el cual tienen lugar pérdidas energéticas, inicialmente en el motor y

posteriormente en la bomba. En general, podemos suponer un rendimiento eléctrico del motor de

ŋm=0,95 y un rendimiento mecánico de las bombas, de alta presión, de ŋb=0,84.

La ecuación que relaciona en este caso la potencia hidráulica y la eléctrica toma la siguiente forma:

Pe = 1/ŋm . 1/ŋb . Ph

Teniendo en cuenta que utilizamos el mismo generador-motor, para turbinar que para bombear, y

que los rendimientos para bombear son menores que para turbinar, la potencia útil de la bomba

será de 169 MW. Con esta potencia, el caudal bombeable será 43 m3/s.

Tabla 6. Consumo de la central

Datos de la central Resultados

Caudal bombeo 43 m3/s

Potencia eléctrica consumida 200MW

Horas bombeo 14 h

Consumo anual estimado 957 GWh

Carga a soportar por la bomba 385 m




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8. Presupuesto

Capítulo 1 Acondicionamiento de presas Chira

30.000 €

Soria

300.000 €

Total capítulo 1

330.000 €

Capítulo 2 Obra civil Galerías

12.770.600 €

Caverna

3.400.000 €

Revestimiento tuberías

8.400.000 €

Accesos

6.900.000 €

Chimenea de equilibrio

1.685.000 €

Resto obra civil

13.900.000 €

Total capítulo 2

47.055.600 €

Capítulo 3 Equipamiento electromecánico 3 grupos (turbina Francis + generador

reversible)

42.000.000 €

Transformadores

8.400.000 €

Línea eléctrica

7.600.000 €

Grupos de bombeo

2.100.000 €

Varios

5.000.000 €

Otras inversiones

7.100.000 €

Total capítulo 3

72.200.000 €

Total presupuesto de ejecución material

119.585.600 €

9. Análisis financiero

Los datos de partida de las variables fundamentales del proyecto utilizadas para analizar la

rentabilidad y viabilidad del proyecto son las siguientes:

Presupuesto de inversion: 119.585.600 €

Plazo de ejecución: 4 años

Vida útil: 25 años

Coste de explotación: 0,811 cent €/kWh

Coste de bombeo: 3,616 cent €/kWh

Precio de venta: 8,35 cent €/kWh

IPC: 3 %

Los resultados obtenidos son los siguientes:

Plazo de recuperación de la inversión: 11 años

Tasa interna de retorno: 7,87 %

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